浅气层井喷失控事故案例分析

浅气层井喷失控事故案例分析“三高”“两浅”（浅气层/浅油气层、浅井）井井控容易被忽视，而这些井一旦发生井喷则来势汹猛，难以控制。2007年6月5日吉林油田红G+4-52井井喷失控，2007年9月9日大港油田西60-8井井喷失控、着火，2006年10月4日华北油田泉320-1X井喷失控。这几起井喷事故造成了巨大财产损失和伤亡，在社会了产生了恶劣影响。本案例对这三起事故发生原因进行分析，并提出了应对措施。浅气层井喷事故规律分析定义“两浅井”定义：“两浅井”是指：浅层气井和浅井(1000m内)。主要内容：第一部分3口浅气层井井喷事故简介第二部分浅气层井喷事故规律第三部分防止浅气层井喷的针对性措施井喷事故发生及其处理过程

事故发生。

应急救援与处置。

事故处理。

事故调查。

事故通报与责任人处理

第一部分3口浅气层井喷事故简介一、吉林红G+4－52井该井钻遇四套油气层，地层压力系数均低于1，是典型的浅层低压油气藏。埋藏深度(m)压力系数明水气层320-3900.93黑帝庙油气层840-9100.92萨尔图油层1150-12500.79高台子油层1250-16200.84

1.吉林红G+4－52井喷事故简况◆

6月5日0:25，用密度1.25g/cm3的泥浆钻进至1310m时突然发生井漏，泥浆失返。当班人员立即抢灌泥浆。◆0:30，在确认环空灌满后，随即卸掉方钻杆，准备短起5柱钻杆静止堵漏。◆0:50，起到第三柱坐上吊卡、准备用液压大钳卸扣时，泥浆从环空涌上转盘面，并迅速超过二层平台。由于喷势猛烈，人员撤离钻台。井喷失控。◆

17:00，事故井的井眼喷塌，井喷停止(井喷失控16:10)。但随后从同平台距事故井5m远的红G4-052井（直井）的简易套管头处喷出气、水、砂混合物。◆

6月6日，从事故井井眼注入水泥浆92m3和1.5g/cm³的重泥浆42m3。21:10，红G4-052井井口停喷。◆事故井周围约100m范围内陆续发现三处地表（水源井）冒出水、气。其中：两处较远的溢出点第二天停止冒水、气，距事故井最近的溢出点第20天停喷。事故井主井眼井喷停止、直井井喷时的井场场景转盘大方瓦被刺导管被刺开，井口塌陷红Ｇ4-052井（直井）简易套管头焊缝处喷出气、水混合物地面溢出点地面溢出点地面溢出点2.吉林红G+4－52井喷事故处理◆

在距事故井100m处打一口救援井---红黑1井，该井与事故井两井眼的最小距离为0.90m（871.86m处）。◆

7月13日，在红黑1井850-875m位置进行射孔，分批挤注水泥浆137.6m3。候凝52小时后试压8MPa，稳压10分钟压力不降，永久封堵气体上窜通道。3.吉林红G+4－52井喷事故原因分析红G+4-52井喷的直接原因分析：◆红G+4-52井：在钻进过程中发生严重井漏，环空液面下降，导致浅气层的流体（气、水）大量涌入井筒，气体上窜膨胀，引发起钻时井喷；由于没有安装防喷器，致使井喷无法有效地处置，是造成井喷失控的直接原因。漏喷转换+无控制手段红G+4－52井喷的间接原因分析：◆红岗油田存在2套浅气藏明水气藏，埋藏深度为320-390米，含油面积15.2平方千米，天然气储量3.3亿方。累产气1.35亿方，采出程度40.9％。黑帝庙油气层，埋藏深度为840-910米；含油面积5.8平方千米，石油地质储量212万吨，天然气储量13.1亿方。累产气1.32亿方，采出程度10.1％。事故井钻穿这两个浅气层后，又突然发生严重井漏，环空液面急剧下降，压力失衡，致使浅气藏气体大量侵入井内，发生井喷。◆高台子油层井漏严重高台子油层微裂缝发育，有发生严重漏失的地质基础。原始地层压力情况下，漏失不明显。1995-1997年完成的28口井，只有3口井发生轻微井漏。经过多年注采后，井下情况发生变化，储层压力亏空，井漏严重。2007完成的11口井，有8口井发生了漏失，漏失量为20-96m3。钻井泥浆密度过大，加剧了井漏。技术敏感性低、设计跟踪不到位，未采取预防措施，致使事故井发生严重井漏。◆处置井漏措施不当钻井队未汲取本平台前两口井井漏教训，在施工中仍然执行泥浆密度的上限，亦未及时采取防漏措施，致使事故井在钻进至1310m时，漏失严重，泥浆失返。发生井漏时，钻井队只考虑了静止堵漏和防止井壁坍塌埋钻具，采取连续起钻5柱静止堵漏的经验做法，忽视了上部浅气层潜在的井喷风险。井队没有按照《各区块一次井控预案》：“在遇到漏失需要起钻时，要用方钻杆一根一根带出钻杆……”的要求处置井漏，而是卸掉方钻杆整立柱起钻，使得井喷发生后没能接上方钻杆，给井喷失控后的处理带来困难。◆没有按规定设计安装防喷器4月25日，工程设计单位钻井院完成了第一份工程设计，该工程设计是装防喷器的。4月30日，吉林油田公司开发事业部组织地质和工程设计单位以及产能建设单位召开专题会议。会议认为该地区采用一次井控可以防止井喷发生，决定不安装防喷器，否决了装防喷器的工程设计。严重违反集团公司井控规定和吉林油田井控实施细则。不安装防喷器，致使井喷后井口无法控制，酿成井喷失控。红G+4－52井喷的管理原因分析：

◆沿袭历史形成的捆绑式区块设计，设计简单、粗放不论是地质设计还是工程设计，一直沿袭历史上形成的捆绑式的区块设计，一个设计包括了红G+3-42等13口井，缺乏针对性和可操作性。地质设计内容不全、简单、漏项。没有提供“全井段地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、浅气层资料、邻井资料、已开发区块注水井分布和分层动态压力数据”，没有标出明水气层、黑帝庙气层的井段位置和压力系数。故障提示笼统泛泛，失去了应有的提示作用。特别是对于高台子油层多年注采后的变化没有任何提示。◆钻井泥浆密度设计不合理红岗油田完钻的639口老井，采用的泥浆密度普遍偏高。泥浆密度在1.20g/cm3以上的井数为585口，占总井数的91.5%。按照集团公司钻井井控规定，红岗油田泥浆密度应采用1.00-1.08g/cm3（地层压力最高的是明水气层，压力系数为0.93，气层附加0.07-0.15g/cm3）较为合适。工程设计采用1.20-1.25g/cm3的泥浆密度是违反规定的。泥浆密度高是造成严重井漏的主要原因之一。没有充分认识喷漏转换，认为比重越高越安全。◆违反井控管理规定和油田的井控实施细则

油田公司开发部门无视该地区历史上曾发生过6次井喷失控的事实，沿袭历史经验和错误做法，片面理解、过分地夸大和依赖一次井控，将有浅气层的井按一般开发井对待。◆监管不力17名钻井监督，其中12名有资质。平均一个钻井监督要负责3－4个钻井队，只能采用巡井监督方式，监督力量明显不足。当红G＋4－52井发生严重井漏时，钻井监督不在现场。同平台前两口井连续在高台子油层钻进中发生严重漏失，钻井监督并没有认真分析原因、制定防井漏的钻井措施，也未向主管部门报告情况。◆违反集团公司的队伍资质管理和市场准入规定事故井钻井队无集团公司颁发的队伍资质，使用的钻机无集团公司的统一编号，违反了集团公司《石油工程技术服务企业及施工作业队伍管理的规定》（中油工程字〔2006〕209号）。主要存在以下几方面的错误认识：小喷无恙论：有些人认为“三低”油田即使井喷也不会造成严重后果，所以井控工作流于形式，主要是应付上级。井控无关论：由于无知，认为井控是别人的事，与自己和单位无关。侥幸心理：认为井喷毕竟是少数，这次我们也不会摊上，不会发生井喷。井控意识淡薄，麻木不仁：把传统的违规做法和“低老坏”毛病视为正常，见怪不怪。二、大港西60-8井地质设计钻遇两套油层◆

明化镇下段油层，油藏埋深680-1415m，压力系数0.97。设计三个靶点，第一个靶点：斜深991.18m/垂深970m。实钻斜深1032m/垂深1000m，已钻穿第一个目的层。◆馆陶组油层，油藏埋深在1415-1590m，压力系数0.92。地层压力系数均低于11.大港西60-8井喷事故简况◆9月9日10:55，定向钻进至1032m（垂深1000m）起钻，已钻过第一个目的层。因在1005m和1025m分别见到两次气测异常，决定短起下钻测油气上窜速度。◆至11:50，边循环边活动钻具55分钟。循环使全烃含量回零值。◆至12:17，卸掉方钻杆，修理液压大钳。同时，上提下放活动钻具11次，用时23分钟。◆至13:00，起到第11柱时，钻具上提力增加。◆至13:05，起完第12柱，钻头位置790.72米，井口(环空)出现溢流。◆至13:26，接上方钻杆，先后3次间断开泵循环，共循环6分钟，观察井口反应。坐岗人员发现井口(环空)井涌，司钻发出关井信号。◆至13:27，司钻上提方钻杆，井口喷出泥浆将司钻击倒，刹把失控，方钻杆水龙头等砸向转盘。正在跑下梯子关防喷器的技术员和副司钻听到碰撞声，返回钻台将司钻救起。◆由于喷势增大，人员撤离钻台。◆副司钻、工程技术员跑向远程控制台，途中(13:30左右)井口着火。远程控制台被火焰包围，未能关环防喷器，井喷失控。2.西60-8井喷事故原因分析直接原因分析：◆起钻前上下活动钻具，直接诱喷地层，致使地层气体侵入井筒；◆在起钻过程中，由于循环压耗丧失和钻柱上提产生的抽吸作用，致使侵入井筒的气体压力释放并迅速上窜；◆起出12柱钻杆后间断循环泥浆，使得已进入井筒的气体快速上移膨胀，形成溢流；◆由于没有果断关井，致使溢流发展为井喷；◆正在运转的主柴油机排气管或喷出的地层泥砂打击井架产生火花，引发喷出的气体着火；◆由于风向影响，远程控制台被火焰包围，失去了最后关井机会，致使井口敞喷失控、着火。在二层台上的井架工解照品在起钻工作停止后没有从井架上下来，在发出关井信号后，也没有及时从井架撤离，失去了逃生有利时机，从井架绷绳下滑落入火中丧生。间接原因分析：◆钻遇了溶解气的富集区（底油（水）顶气）明Ⅰ的829-834m井段岩屑有荧光显示，气测全烃值为1.22-4.86%，气测解释为气水同层；明Ⅱ的997-1006m井段岩屑有荧光显示，气测全烃值为0.4-8.55%，气测初步解释为气水同层；明Ⅱ的1022-1032m井段岩屑有荧光显示，全烃值为0.58-21.8%，气测初步解释为油气层。井喷层位应为处于钻头下部的明Ⅱ油层组。◆起钻时作用到气层的当量泥浆密度降低，使得地层气体大量侵入井筒正常钻进和循环时，密度为1.14g/cm3的泥浆静液柱压力加上环空循环压耗可以平衡地层压力。停泵条件下，长时间反复上提下放活动钻具产生的抽吸、钻头和扶正器不同程度的泥包以及环空循环压耗的丧失，三者共同作用，增强了钻柱上提时的抽吸作用，抵消了部分泥浆静液柱压力，导致压力失衡，地层气体侵入井筒。起钻前，停泵条件下在5-13m范围内反复上提下放活动钻具11次共计23分钟，加剧了地层气体大量侵入井筒的过程。为什么气能进入井筒？◆判断错误、违章操作，错失关井有利时机在短起下前气测曾出现异常，全烃值高达21.8%，是钻遇油气层的重要显示。工程技术员和司钻未对此次气测异常进行认真分析，仍错误地认为储层不含气。思想麻痹，井控意识差。起第11柱钻杆出现灌不进泥浆时，仍认为井下只是发生抽吸，没有意识到油气已大量侵入到井筒；而且错误地继续起出第12柱钻杆。井灌不进泥浆，出现溢流，工程技术员又错误决定接方钻杆分别三次每次1-3分钟向钻杆内顶入泥浆，使得进入井筒的气体快速上移近300m并膨胀，导致井涌。人为地加剧了溢流到井涌的过程◆执行关井程序不果断，导致井喷失控关井过程中，司钻上提钻具时被喷出的泥浆击倒，刹把失控，方钻杆连同钻具自由下落，水龙头、大钩和游车砸向转盘。跑下钻台准备前去关井的副司钻和工程技术员，听到钻台碰撞声后，不是继续跑向远程控制台实施关井操作，而是两人共同跑回钻台去救司钻，从而错失了关闭环形防喷器的有利时机，导致了井喷失控。井喷着火后，由于井场风向的影响，远程控制台被火焰包围，失去了最后关井机会，致使井口敞喷失控、着火。为什么武装到牙齿的井控装备没起作用？◆喷出的气体遇火源引发着火从井喷着火的火焰和井喷停止后干净的地面判断，井喷喷出物为纯天然气，没有水、不含油或含油极少。井喷发生后，正在运转的主柴油机排气管排出的火花或井口喷出的地层泥砂打击井架产生的火花引发喷出的天然气着火。西60-8井井喷的管理原因分析：◆对地下复杂情况认识不足港西油田属于井涌、井喷高发区，历史上多次发生过井涌、井喷事故。大港油田对底油（水）顶气储层给钻井工程带来的井控风险认识不足，重视不够，对港西油田多次发生井涌、溢流的原因没有进行深入系统的分析和吸取经验教训。◆井控措施在现场未得到有效落实起第11柱钻杆时，司钻发现大钩载荷增大，凭经验认为是起钻抽吸造成，没有意识到抽吸会使地层流体侵入井筒，进而造成井控险情；并错误地决定继续起出第12柱钻杆，进一步验证井下情况。起第12柱钻杆时，井口已有溢流，仍没有意识到是储层流体已经进入井筒以及由此将要产生的危害，没及时停止起钻关井。◆井队班组和员工应急处置能力不强技术员和司钻缺乏判断井下出现溢流的经验，反应不及时、处理不果断，应急处置能力明显不足。司钻上提钻柱时被突然喷出的泥浆击倒，刹把失手、钻机失控、游动系统运行失灵，失去井控指挥中心。当司钻发出关井信号后，技术员和副司钻在跑向远程控制台的途中听到钻台异常响声后，慌乱中忘记自己的井控岗位职责，又返回钻台，错失了关防喷器的有利时机，导致了井喷失控。◆井队关键岗位人员素质较低近年来，由于勘探开发工作量增长迅速，大港钻井队伍增加较快。井队一线岗位熟练员工严重缺员，新员工的比例过高。尽管进行了大量的岗前培训和井控培训，尽管从人员配置总数上缓解了人员短缺的矛盾，但是这些新增人员的基本技能和知识依然不能满足安全生产的基本要求。三、华北泉320-1X井喷事故简况1.井喷事故发生经过◆井喷事故发生后，地质分析该井在800-1000m有浅气层。◆2006年10月1日一开，下入339.7mm套管129.28米。◆

10月4日钻至井深1294.24米,起钻。0:15，起第5柱钻杆时（钻头在1152m），液压钳打滑。0:45，修理液压大钳。◆1:20，起第12柱时发现钻具上升时环空泥浆外溢，司钻判断为拔活塞，上提下放活动钻具(正确方式应接方钻杆循环泥浆)。◆1:30，卸掉第12柱。在起第13柱时，发现环空继续外溢泥浆，上提下放活动钻具。◆1:40，起出第14柱第一个单根时，发生井涌，司钻立即发出井喷警报，同时下放钻具。◆泥浆从钻具水眼内喷出约30厘米，两次抢接回压凡尔失败，内防喷失控。◆队长听到警报从井场住房内赶到远控房时，喷出的液柱已超过二层台。由于不能确定紧靠四通的闸门的开关状态，未敢关闭防喷器，环空井喷失控。2.泉320-1X井喷的直接原因分析：◆起钻时，环空循环压耗丧失和上提钻具抽吸作用，抵消了部分泥浆静液柱压力，致使压力失衡，地层气体大量侵入井筒；◆起钻中途修液压大钳时，在未接方钻杆循环情况下，上提下放活动钻具30分，直接对地层气体抽吸诱喷；◆起至第12-14柱时(钻头井深952-886m)拔活塞抽吸(井涌先发生在钻杆水眼内)，导致钻杆内液面快速下降，钻杆内的液柱压力也快速降低，使得800-1000m的浅气层气体压力失衡，从钻杆内涌出，导致井喷。拔活塞导致钻杆内井喷！3.泉320-1X井喷的间接原因分析：

◆地质部门事后分析，该区块在800-1000m有浅气层。◆泥浆密度未达到设计要求。1151-3020米井段，地质设计设计泥浆密度为1.18-1.20g/cm3；工程设计为1.10-1.20g/cm3。现场钻进至井深1294.24米的实际泥浆密度为1.08g/cm3。

◆处理拔活塞和溢流措施不当。本井从起至第12柱钻杆开始有拔活塞现象并出现溢流，现场人员未按处置拔活塞操作规程处理（接方钻杆循环钻井液），也未按处理溢流程序处理（关井循环）；而是上提下放活动钻具，并起出第14柱钻杆；共费时20多分钟，失去了现场处置最佳时间。4.泉320-1X井喷的管理原因分析：◆人员不足，无人检测泥浆液面。事故当班人员，副司钻、内钳工请假不在岗，钻台大班上钻台顶班，泥浆工顶替内钳工起钻，无人计量和校核钻井液灌入量和溢流量。◆井队管理混乱，基本制度不落实。技术员安排白班司钻将四通两侧闸门打开，司钻未向下一个班交接，技术员也未核实。井喷事故发生后，技术员一直认为闸门处于关位，影响了正确决策。队长未按规定在现场值班（在井场住房内），出现复杂未在现场组织指挥。副司钻请假不在岗，远程控制台无人操作。内钳工、场地工没有及时核对四通两侧闸门开关状态，延误了井控有利时机。◆人员素质低，发现不了溢流和井涌预兆，在浅气层部位上提下放钻具半小时，直接诱喷地层。◆井队班组人员应急处置能力不强，出现紧急情况，惊慌失措，应对无方。◆地质设计无浅气层提示，地质设计数据不全。该井地质设计只提供了主力油层的压力系数，没有提供全井地层孔隙压力曲线，使全井钻井液密度设计缺乏科学依据。1.井喷均发生在起钻工况，井较浅三口井均在起钻过程中发生井喷，事故发生时起出钻杆的柱数为：泉320-1X井：起钻13柱，起钻前井深1294m红G+4-52井：起钻3柱，起钻前井深1310m西60-8井：起钻12双根/折合8柱，起钻前井深1032m。第二部分浅气层井喷事故规律◆钻进和循环工况下井下正常，证明当时的泥浆静液柱压力加上环空循环压耗可以平衡地层压力。◆钻具上提的抽吸力很大，请3个单位计算得出西60-8井起钻抽吸力为1.21、1.49和1.67MPa，取中值折合当量泥浆密度为0.15g/cm3。◆环空循环压耗约为0.4MPa，折合当量泥浆密度为0.04g/cm3。◆当时的泥浆密度为1.14g/cm3，有效泥浆静液柱压力当量密度为0.95g/cm3；设计给出的明化油层压力系数为0.97g/cm3。所以，起钻抽吸时，作用在地层的有效液柱压力与地层压力基本相当，地层气体很容易侵入井筒。2.地质设计均未进行浅气层或油顶气提示。没有汲取曾经发生过的溢流、井涌和井喷教训。西60-8井地质设计储层为油层，没有认识到是底油顶气储层。地质设计无浅气层提示。红G+4-52井地质设计指出本井是在明水气层含气范围之外,并未将890米的黑地庙气层认为是浅气层。泉320-1X井地质设计无浅气层提示。三起事故均发生在过去曾发生过溢流、井涌和井喷地区从历史资料看，红岗地区是井喷风险较大的地区。2003-2007年港西和港中油田共发生溢流、井喷29井次3.事故反应时间短，从井涌到井喷只有几分钟

三口井溢流、井涌和井喷的反应时间工况时间井号起钻到溢流溢流到井涌井涌到井喷起钻到井喷西60-8井48分11分4分1小时3分红G+4-52井5分（井漏到灌满环空）15分3-5分25分泉320-1X井1小时25分10分4分1小时40分第三部分防止浅气层井喷的针对性措施1.牢记浅气层的井控特点

◆气层特别是浅气层，本性活跃，一旦发生溢流，发展为井喷的速度快，来势猛，反应时间短，控制难度大且极易着火。◆浅气层对井筒压力特别敏感，起钻是浅气层井喷概率最大的工况（钻进安全、起钻井喷），在气层或浅气层井段附近拔活塞或上提下放活动钻具（停泵）易于激活诱喷气层。◆井口溢流是最直接的浅气层井喷显示。◆现场浅气层井控工作的要点是及时发现溢流和正确快速关井。◆1996-2006年，美国在海洋(外大陆架)钻井发生井喷39次，其中抽吸导致井喷5次。超过一半的井发生在垂深5000英尺（1524米）以内，而且是非目的层的油气所致，都与浅层气有关，并