典型事故案例匯編2

典型事故案例匯編2

接“典型事故案例匯編1”


案例24 “12.10”井噴事故
專家點評：鉆井必須安裝防噴器。井漏后鉆井液液柱壓力降低，很容易導(dǎo)致井噴，在處理井漏時，必須做好防噴工作。
1．事故發(fā)生經(jīng)過
1987年12月10日，H1456井鉆進至井深1519m時，鉆井液密度為1.02g／cm3，發(fā)生井漏，鉆井液只進不出，配堵漏鉆井液堵漏，上提鉆具至套管鞋，靜止觀察未發(fā)現(xiàn)有漏失現(xiàn)象。16:15井口外溢，16:17噴出轉(zhuǎn)盤面，16:20噴高10-12m，16:25噴上天車，大方瓦噴出轉(zhuǎn)盤面。由于未裝防噴器，井口失控。
2．事故處理過程
搶裝單流閥失敗，井口鉆具裝水泥頭后，12月22日用水泥車壓井，注入清水40m3,密度為1.02g／cm3的鉆井液80m3，密度為l.3g／cm3的鉆井液80m3。23:40壓井成功。事故損失時間223h。
3．事故原因分析
(1)井口未安裝防噴器。
(2)井漏處理不當(dāng)，誘發(fā)井噴。


案例25 “12.25”井噴事故
專家點評：此井事故發(fā)生經(jīng)過寫得不完全。
此井在井深5032m以上有一段漏失層，經(jīng)堵漏后，承壓能力當(dāng)量鉆井液密度僅為1.69g／cm3左右，鉆至5032m時發(fā)現(xiàn)一高壓層，提高鉆井液密度后，先漏后噴。
1995年12月25日17:40注密度為1.85g／cm3的鉆井液，在立壓只有1.5MPa時，鉆井泵的保險閥如何會憋斷?
在高壓氣層以上有漏失層，經(jīng)采取堵漏等措施，在承壓能力尚未達到打開高壓油氣層當(dāng)量鉆井液密度的情況下，就打開油氣層，造成下噴上漏，(設(shè)計高壓層的鉆井液密度為1.80-l.85g／cm3。實際采用的鉆井液密度為1.69g／cm3)；鉆井泵保險閥銷釘壓力設(shè)置不合適，循環(huán)壓井時，銷釘憋斷，造成高壓氣進入鉆具，將立管的堵頭沖掉，導(dǎo)致井噴失控。
應(yīng)吸取的教訓(xùn)是：深井一般均需使用S—135鋼級的鉆桿，此鋼級鉆桿不防硫，因此搞好一次井控、防止高含硫氣進入井簡造成鉆桿氫脆，是高含硫氣井井控工作的根本。在設(shè)計、施工技術(shù)措施、設(shè)備管理、技術(shù)管理、崗位責(zé)任制落實等方面均應(yīng)強化這個觀念，嚴防含硫氣體進入井筒。首先，打開油氣層前必須將上部漏失層堵死，嚴防上漏下噴；其次，加強設(shè)備管理，高壓循環(huán)系統(tǒng)耐壓不能低于35Mpa，且能長時間工作；再次，鉆井泵保險閥銷子耐壓性應(yīng)滿足循環(huán)泵壓要求，特別是在壓井作業(yè)前，應(yīng)更換更高耐壓等級的銷子。
1．基本情況
渡1井是某石油管理局60121鉆井隊在渡口河構(gòu)造上鉆的一口探井，設(shè)計井深5256m，主要目的層是石炭系。φ244.5mm套管下至井深3725.57m，井口裝置為φ244.5mm套管頭＋28-70四通*2＋28-70全封＋28-70半封＋28-70環(huán)形防噴器。鉆柱結(jié)構(gòu)為φ215.9mm鉆頭＋φ177.8mm鉆鋌*52.79m＋φ158.8mm鉆鋌*136.37m＋φ127mm鉆桿，三開用φ215.9mm鉆頭鉆進。
發(fā)生事故時間：1995年12月25日；
鉆達層位：茅口；
發(fā)生事故井深：5037m。
2．事故發(fā)生經(jīng)過
1995年12月15日14:40，用密度為1.69g／cm3的鉆井液鉆至井深5032m發(fā)現(xiàn)溢流2m3；14:43關(guān)環(huán)形防噴器；15:00關(guān)半封防噴器，開環(huán)形防噴器，立壓為4.2MPa，套壓為7.5MPa；15:20關(guān)井觀察，立壓為4.2MPa，套壓由7.5MPa下降為6.9Mpa；15:55關(guān)環(huán)形防噴器，開半封防噴器活動鉆具，同時控壓llMPa，循環(huán)加重鉆井液，入口密度為1.75g／cm3前，出口密度為1.69g／cm3，液面漲3m3，其中16:42鉆井液從環(huán)空噴出，噴高約5m；17:15環(huán)形噴器芯子刺漏，關(guān)半封防噴器，開1#、3#、4#放噴管線放噴，套壓為7Mpa；關(guān)1#、3#防噴管線，擬壓井(其中17:09試關(guān)4#放噴管線，套壓由20MPa上升為32MPa，又打開4#管線，套壓下降為14MPa)；17:40泵注密度為1.85g／cm3的鉆井液43m3，立壓為1.5MPa，套壓為20MPa，出口氣帶漿，繼續(xù)泵注鉆井液時，2#泵保險閥憋斷，停泵關(guān)正循環(huán)閘門，立壓20MPa，套壓14Mpa；19:50關(guān)井，立壓上升為25MPa，套壓為14MPa，立管上的堵頭被沖掉，井口出現(xiàn)險情，開3條放噴管線放噴；27日3:09繼續(xù)開3條放噴管線放噴，套壓4.8MPa(其中26日10:45下放鉆具坐于吊卡上，關(guān)下旋塞)，27日3:09井內(nèi)鉆具脆斷，井口鉆具上沖3.2m，水龍頭脫鉤倒向井場，井口第—根鉆桿從母接頭端面以下0.76m處彎折成70º；至1996年1月4日13:58，開4條放噴管線放噴，套壓為4.8MPa。其中1995年12月30日4:00井口鉆具刺斷，天然氣向井場斜向上噴高約20余米；14:40關(guān)球形防噴器，開半封防噴器，再開球形防噴器，井內(nèi)9根鉆桿(83.7m)旋轉(zhuǎn)沖出，隨即關(guān)全封防噴器，控制住井口，開4條管線放噴點火。
3．事故處理過程
1996年1月3日試壓井，因鉆井泵保險閥憋斷而失��；1月4日17:20采用直推
……（新文秘網(wǎng)http://www.120pk.cn省略3344字，正式會員可完整閱讀）……　
井漏，漏速為48m3/h；在井深3412m注橋漿堵漏，共堵漏2次，注入量分別為25m3和21m3；起鉆至井深2854m，正擠壓力13MPa，5min后降為0，擠入密度為1．43g/cm3的鉆井液19m3；16:25-24:00觀察，套壓升到5.3MPa；26日22:44關(guān)井，搶配鉆井液，套壓最高升至18.2MPa，開1#管線間斷泄壓，保持套壓在12.7-13.2MPa，22:45井口發(fā)生巨響，再次發(fā)生強烈井噴，井場停電，井口失控，噴高至天車，井口鉆桿氫脆斷落，2967.84m鉆具落井，人員緊急撤離現(xiàn)場；27日早晨發(fā)現(xiàn)鉆具從方鉆桿下的φ127mm鉆桿母接頭臺肩下O.03m處折斷落井，井內(nèi)落魚長2967.84m，魚頂602.88m；水龍頭提環(huán)與游車脫鉤后和方鉆桿一起倒在井口大門右前場，鵝頸管接頭對焊處折斷，水龍帶一端甩在司鉆操作臺前。純氣柱高15m，固定方鉆桿的8股φ19mm鋼絲繩斷了6根。7:40-7:50增開2#、3#、4#管線放噴，套壓為0，井口氣柱高度降至6-7m；8:05關(guān)閉雙閘板防噴器，控制住了井口；8:23試關(guān)井，套壓3.5MPa；8:25開l#管線放噴，套壓2.1MPa。
3．事故處理過程
(1)第一次井噴搶險
第一次井噴搶險過程分三階段進行。
①排除障礙，搶接l#放噴管線，在原井口裝置上增加l套φ230mm雙閘板防噴器和1套環(huán)形防噴器，試關(guān)井，套壓為2.7MPa；19日用φ101.6mm臨界流速計φ40mm孔板測試，天然氣產(chǎn)量44.19*104m3/d，H2S含量為97.76g/m3。
②壓井注水泥塞。1月20日，注密度為1.35g/cm3的壓井液61m3，密度為1.35g/cm3，濃度為10％的橋漿46m3，此后，套壓最高升至18.5MPa，開井灌13m3壓井液，壓井成功；23日下鉆至井深3093m，注水泥8t，候凝后，26日探塞面井深2992.9m。
③進行隊伍整頓，整改設(shè)備，至2月21日結(jié)束。
(2)第二次井噴搶險
第二次井噴搶險過程分兩個階段進行。
①壓井和觀察。2月28日向井內(nèi)正替密度為1.3g/cm3的壓井液8m3，反替密度為1.32g/cm3、濃度為12％的橋漿41m3，密度為1.7g/cm3的壓井液30m3，密度為1.3g/cm3的壓井液30m3壓井。套壓為O，仍有井漏。3月3日間斷向井內(nèi)反灌密度為1.25-1.7g/cm3的壓井液128m3，液面返至井口。
②處理井下事故和堵漏。3月3日下φ187.3mm*φ127mm卡瓦撈筒撈獲φ127mm鉆桿81根，長768.9m；4日用同樣的方法撈住落魚，凈增懸重40kN，于22:37起出112/3柱，鉆具水眼不通，同時發(fā)現(xiàn)井漏，應(yīng)灌鉆井液1.3m3，實灌20.3m3未滿；23:47正擠鉆井液，立壓由O升至10MPa，后又降為O，水眼通；5日O:00-4:49起鉆，撈獲37柱落魚，井涌出轉(zhuǎn)盤面，應(yīng)灌鉆井液7.3m3，實灌密度為1.25g/cm3的鉆井液24m3；至6:57搶裝回壓閥，接方鉆桿；10:25觀察，間斷灌鉆井液59m3；10:35起完，又撈獲32/3柱，當(dāng)天共撈獲φ127mm鉆桿1167.63m。至13:35關(guān)井，開1#管線放噴，焰高5m；15:20堵漏，注密度為1.25g/cm3、濃度14％的橋漿22m3。雙車同注密度為1.6g/cm3的石灰漿和密度為2.18g/cm3的石灰粉漿各30m3，替密度為1.3g/cm3的鉆井液64m3，套壓為0；6日關(guān)井觀察，10:30-17:48吊灌鉆井液6次，共灌入密度為1.1-1.2g/cm3的鉆井液35m3，19:20灌滿鉆井液后關(guān)井憋壓，套壓由O升為4MPa，擠入密度為1.1g/cm3的鉆井液l m3；7日10:35關(guān)井，最高套壓為5.9MPa，開井5min降為0；8日18:30下光鉆桿至井深2510.56m；9日關(guān)井觀察，然后，循環(huán)處理井漿，密度為1.28-1.36g/cm3；。至18:35對扣打撈無效，懸重減少1t。10日對扣打撈獲φ127mm鉆桿20柱，長582.63m；21日下φ114.3mm公錐倒扣7次，共獲φ127mm鉆桿313.79m；27日套銑打撈1次，獲φ127mm鉆桿18.99m，剩余魚長115.9m，魚頂井深3454.82m，最后下φ195mm*9.6m銑筒，套銑進魚頂6.02m遇卡，開泵8MPa解卡，同時發(fā)生井漏；起鉆至井深2340m，灌入密度為1.1-1.3g／cm3的鉆井液49m3未滿，測液面高263m；15:30-16:28注濃度為8％的橋漿47m3，同時注密度為1.25g/cm3的石灰乳漿20m3，替密度為1.25g/cm3的鉆井液共40m3，循環(huán)，漏速為18m3/h。4月2日經(jīng)分段循環(huán)，下鉆至井深3418.91m處理井內(nèi)鉆井液，密度為1.22-1.27g/cm3，枯度為30-60s。鑒于以上復(fù)雜情況，飛三—飛—地層又漏又噴，硫化氫含量高達97.76g/m3，為避免再次發(fā)生意外，該石油管理局同意暫閉完井，井下注入3個水泥塞，裝簡易井口完井。
損失時間93d，直接經(jīng)濟損失1000萬元以上。
4．事故原因分析
(1)發(fā)現(xiàn)井漏后對井下情況判斷處理失誤。
(2)堵漏應(yīng)下光鉆桿，但現(xiàn)場錯誤地決定下原鉆具堵漏。
(3)起鉆中未認真灌鉆井液。
(4)井控關(guān)井動作不熟練。
(5)放噴管線安裝不符合標準。
(6)天然氣中H2S含量高，給處理增加了難度。
5．事故教訓(xùn)及防范措施
(1)加強職工井控安全意識。
(2)嚴格執(zhí)行鉆井操作規(guī)程。
(3)加強職工技術(shù)和操作技能的培訓(xùn)，提高隊伍素質(zhì)。
(4)該井情況相當(dāng)復(fù)雜，暫閉是明智的。


案例28 “1.26”井噴事故
專家點評：該井是起鉆中發(fā)生井噴，井深已達1500m，井噴的原因不能完全歸咎于淺氣層。井噴過程及原因分析只字未提，未認真把握起鉆中灌入的鉆井液量及井噴前的溢流量，這是井噴的重要原因。
1．基本情況
務(wù)51*井是冀中坳陷廊固凹陷河西務(wù)構(gòu)造務(wù)51斷鼻亡的一門預(yù)探井，位于河北省廊坊市安次區(qū)楊稅務(wù)鄉(xiāng)蠻兒營西150m處。該井設(shè)計垂深2700m，斜深3102.6m，目的層為沙三中段，主要鉆井目的是鉆探務(wù)5l斷鼻高部位沙二段含油氣情況，兼探沙一下段和沙三中段含油氣情況。
該井于2001年1月16日用φ444.5mm刮刀鉆頭—開，鉆至井深234m下入φ339.7mm表層套管，下深為232.24m，水泥返至地面。井口安裝2FZH35—35型防噴器，套管頭為STφ339.7mm*139.7mm35MPa，井口試壓合格。
2．事故發(fā)生經(jīng)過
1月20日用φ215.9mmHATl27三牙輪鉆頭二開，鉆至井深1153.79m起鉆，下入造斜鉆具隨鉆定向鉆進，當(dāng)鉆至井深1216-1219m時，錄井見第一層氣測異常，全烴值達5.87％。繼續(xù)鉆至井深1251.1m，見低鉆時進行地質(zhì)循環(huán)觀察，氣測全烴值為6.1％，經(jīng)請示決定鉆井取心，取心井段為1251.1-1253.1m，取心進尺2m，巖心長0.6m，收獲率30％，無油氣顯示，恢復(fù)鉆進。
1月25日下入3#HATl27鉆頭進行穩(wěn)斜鉆進(噴嘴φ14mm*1、噴嘴φ1lmm*1、盲眼*1)，鉆具結(jié)構(gòu)為φ215.9mmHATl27鉆頭＋φ214mmFl＋φ158.8mm短鉆鋌1根＋φ214mmF2＋φ158．8mm無磁鉆鋌*l根＋φ214mmF3＋qbl58.8mm螺旋鉆鋌*15根＋φ127mm加重鉆桿*15根＋φ127mm鉆桿，鉆至井深1337.61m氣測測后效，全烴值最高達34.95％，后循環(huán)正常。
1月26日12:30鉆至井深1493.86m(沙二段灰色泥巖)，經(jīng)計算已完成穩(wěn)斜任務(wù)，決定起鉆改換鉆具結(jié)構(gòu)。12:40-14:40循環(huán)鉆井液，性能為：密度為1.15g/cm3、粘度為42s、失水4mL、泥餅0.5mm、切力1/2Pa、含砂0.2％、pH值7。14:50正式起鉆，由于井內(nèi)鉆具結(jié)構(gòu)為滿眼鉆具，該只鉆頭在鉆進中扭矩偏大，時有蹩跳現(xiàn)象發(fā)生，致使起鉆卸扣困難。17:25當(dāng)起至第12柱鉆桿時(鉆頭位置1170m)，卸扣后發(fā)現(xiàn)刺鉆井液，扣上防噴盒，上提鉆桿立柱，鉆井液突然從鉆桿內(nèi)噴出，噴高約10m，噴出物為鉆井液和氣體，搶裝回壓閥未成功，鉆井技術(shù)員將半封閘板關(guān)閉，套壓為零，同時將第12柱鉆桿強行拉入鉆桿盒，下放游車準備搶接方鉆桿，由于噴勢越來越猛，噴高已超過二層平臺，噴出物為氣體和水汽，井口人員無法操作。17:40停柴油機和發(fā)電機，全井場停電，人員全部撤離井場。
3．事故處理過程
1月26日17:30，鉆井公司得知該井井噴失控后，立即向所屬石油管理局作了匯報，公司領(lǐng)導(dǎo)以及工程、泥漿、井控有關(guān)技術(shù)人員于20:30趕赴現(xiàn)場，了解井噴失控發(fā)生經(jīng)過，查看井噴噴勢，并布置了安全防火等各項工作，連夜討論制定處理方案。經(jīng)研究，搶險方案的主要措施是：①連夜準備—套2FZ3535型雙閘板全封防噴器及控制系統(tǒng)，四通下部帶底法蘭及411外螺紋接頭，以便與井口鉆桿連接；②用拖拉機抽死繩將游車吊起，為吊裝防噴器留出空間；③由相關(guān)部門提供一臺40T吊車全力配合；④保證人員生命安全，絕對不能著火。
1月27日上午主要工作是鉆臺及井場清障，用吊車甩開大門坡道及鉆桿滑道，卸掉死繩頭，用拖拉機將游車上提到二層平臺，防噴器組和遠控臺到井場后就位，做吊裝前的準備工作。13:00-13:30，先后4次吊裝防噴器與井口鉆桿對扣，由于大量水、氣及泥砂從鉆桿內(nèi)噴出，噴勢過大，搶險人員奮力對扣，但無法將其扶正，對扣未成功�，F(xiàn)場研究決定在接頭內(nèi)焊接φ73mm油管作為插管，起牽引作用，15:12進行第五次吊裝，下放插管引入鉆桿內(nèi)，15:15對扣成功。用拖拉機拽大鉗緊扣，然后用鋼絲繩將防噴器固定，16:36關(guān)閉全封閘板一次成功，關(guān)井壓力由2.5MPa升到3.5MPa。下一步實施壓井作業(yè)，17:33用水泥車先壓入清水1.5m3，18:18-19:40用水泥車壓入密度為1.15-1.35g/cm3的壓井液共30m3，排量為O.5m3/min，泵壓為3.5MPa，關(guān)井壓力為3MPa。放壓出純氣，關(guān)閘門壓力不降。當(dāng)晚經(jīng)研究決定該井注水泥封固完井。
1月28日注入水泥漿7m3，平均密度為1.87g/cm3，替清水5m3，關(guān)井候凝，井口壓力3MPa，放壓出純氣，關(guān)閘門壓力不降。
1月29日注入水泥漿8m3(12t)，平均密度為1.88g/cm3，替清水3m3，關(guān)井候凝。
1月30日鉆桿內(nèi)及環(huán)空卸壓后，壓力為0，無外溢現(xiàn)象。10:00鉆桿內(nèi)外試壓7MPa，穩(wěn)壓lOmin壓力未降，水泥塞封固合格。
4．事故原因分析
(1)該井為預(yù)探井，對地層孔隙壓力掌握不準確，突然鉆遇淺氣層及水層，鄰井無此層對比資料。
(2)鉆井液密度偏低，井隊沒有及時跟蹤監(jiān)測dc指數(shù)并根據(jù)測得的地層壓力系數(shù)及時調(diào)整鉆井液性能。
(3)由于井淺，井噴來得快，來不及采取措施，未能搶裝上回壓閥和搶接方鉆桿，造成內(nèi)防噴失控。
(4)使用滿眼穩(wěn)斜鉆具結(jié)構(gòu)，起鉆時產(chǎn)生抽吸作用。
(5)卸扣困難，起鉆時間較長，氣體侵入井內(nèi)。
5．事故教訓(xùn)及采取的措施
(1)應(yīng)吸取的教訓(xùn)
①思想麻痹，經(jīng)驗不足，現(xiàn)場培訓(xùn)和實戰(zhàn)存在差距，有關(guān)制度沒有很好落實到班組崗位，在井噴來得快的情況下，沒有正確判斷鉆具內(nèi)外涌并及時采取控制措施，致使內(nèi)防噴失控。
②該井1320-2000m井段設(shè)計的鉆井液密度為1.15-1.2g/cm3；鉆至1493.86m時出現(xiàn)三次氣測異常，卻沒有引起高度重視，鉆井液密度按下限1.15g/cm3施工，故鉆井液密度偏低。
(2)采取的主要措施
①立即將務(wù)51*井井噴失控事故通報公司各有關(guān)單位，尤其是各鉆井隊，做到人人皆知，吸取教訓(xùn)，并引以為戒。
②由公司領(lǐng)導(dǎo)及有關(guān)部門組成檢查團，立即對各鉆井隊再次進行以井控為主的安全檢查，對事故隱患因素及時進行整改，使本公司全體干部職工進一步增強井控安全意識，強化對井控工作的領(lǐng)導(dǎo)和管理，堅決杜絕類似事故發(fā)生。
③在公司技術(shù)例會上對此次井噴失控事故進一步認真分析，舉一反三，查找管理中的不足，提高管理人員的管理水平和技術(shù)人員的技術(shù)素質(zhì)。
④井控工作重點在基層，關(guān)鍵在班組，要害在崗位，抓好崗位培訓(xùn)、技術(shù)練兵、防噴演習(xí)等基礎(chǔ)工作，提高操作人員的技術(shù)素質(zhì)。
⑤進一步抓好井控九項管理制度的落實工作，責(zé)任到人，嚴格管理，逐步把井控管理工作提高到一個新的水平。
⑥檢查各井隊井控設(shè)備的現(xiàn)有狀況，將應(yīng)淘汰的井控設(shè)備報廢，更換新的井控設(shè)備，盡快修復(fù)需要修復(fù)的井控設(shè)備。
6．事故損失
直接經(jīng)濟損失84.8萬元，為一起重大工程事故。


案例29 “1.29”井噴事故
專家點評：這起淺氣層井井噴事故應(yīng)引起足夠重視，既已知有淺氣層，表層套管下深就應(yīng)滿足淺氣層井控技術(shù)要求；對有淺氣層的井，鉆井液方面要進行研究，不能出現(xiàn)起鉆拔活塞現(xiàn)象。
1．基本情況
前28—更22井是某油田沈67塊的一口更新井。由某石油管理局鉆井一公司三分公司32806隊施工，1998年1月20日一開，一開井深184.69m，下入φ273mm的表層套管183.69m。1月23日二次開鉆，1月29日鉆至井深1196.67m測斜，測斜時，因測斜鋼絲斷裂，測斜儀器落井，被迫起鉆，起到第10柱，鉆頭位置在910.56m時，由于抽吸作用導(dǎo)致井噴，雖經(jīng)關(guān)井控制了井口，但因地表被竄通而失控，造成井架倒塌，井場周圍600-700m范圍內(nèi)冒水冒砂達2d之久。
2．事故發(fā)生經(jīng)過
1月29日鉆至井深1196.67m測斜時，因測斜鋼絲斷裂，測斜儀器落井被迫起鉆，當(dāng)時鉆井液密度為1.23g/cm3，粘度為23s。起前4柱鉆桿時正常，起第5柱時懸重由370kN增加到450kN，起第6、7、8、9柱時懸重保持在410-420kN；15:40第10柱起出15m時，在井口觀察液流的指導(dǎo)員發(fā)現(xiàn)井口有液流返出，立即通知司鉆下放鉆具，搶接方鉆桿，開泵，排量為30L/s，泵壓為15MPa，開泵3min后泵壓升到20MPa，循環(huán)5min，發(fā)生井涌，鉆井液噴出轉(zhuǎn)盤面0.5m，司鉆立即發(fā)出井噴信號，此時鉆井液已噴到二層平臺，16:00關(guān)井成功(立壓1.5MPa，套壓2.5MPa)。關(guān)井后井隊立即向上級匯報，并緊急配備了30m3密度為1.40g/cm3的鉆井液。21:00準備壓井，但是由于鉆具水眼堵死，無法循環(huán)，因此無法實施正常壓井。根據(jù)上述情況，考慮到如果敞口放噴，第一，該井地處居民區(qū)，會造成嚴重的污染；第二，氣流攜砂會很快刺壞井口，造成無控井噴，因此采取環(huán)空置換法壓井，每次壓入2-3m3，共泵入高密度鉆井液31m3。30日6:00發(fā)現(xiàn)同一平臺上的第一口井大小鼠洞噴漿，且噴勢越來越大，最高達7m，不得不完全打開節(jié)流閥放噴。8:30井口噴勢猛增，井架底下被掏空，井架傾斜，向東北方向倒塌，井架底座沉人地下，井場周圍600-700m范圍內(nèi)冒水冒砂，直至2月1日才基本停噴。
3．事故原因分析
(1)思想麻痹是這起井噴事故的根源。該井目的層設(shè)計井深1470m以下，在1130m有一受巖性控制的薄氣層，因面積小，在該區(qū)塊并不是每口井都能碰到，因此沒有引起足夠的重視。
(2)起鉆抽吸發(fā)現(xiàn)不及時、處理不當(dāng)。在起第5柱時已發(fā)現(xiàn)遇卡現(xiàn)象，說明鉆頭或扶正器有可能泥包，起鉆肯定有抽吸現(xiàn)象，沒有及時發(fā)現(xiàn)；起鉆遇卡不分析井下情況，而是強行起鉆，造成抽吸，是這起井噴事故的直接原因。
(3)硬關(guān)井是憋通地表造成井噴失控的重要原因。司鉆發(fā)出井噴信號時，環(huán)空鉆井液噴高達20m以上，采用硬關(guān)井的方法將給表層以下地層造成很大的沖擊力，致使同一平臺的井大小鼠洞處憋通噴出鉆井液，造成井場周圍多處冒水冒砂，使井噴失去控制。
(4)表層套管下深不夠也是這起井噴事故的重要原因。該地區(qū)館陶底部深250m，設(shè)計表層套管下深210m，實際表層套管下深184.67m，因此在壓力控制不當(dāng)?shù)那闆r下，極易憋通地表，造成井噴失控。


案例30 “2.10”井噴事故
專家點評：起鉆不灌鉆井液是造成這次事故的根本原因。當(dāng)鉆遇漏失層位時，應(yīng)該先進行堵漏，等地層承壓能力滿足下部井段鉆進鉆井液密度要求后，才能鉆開油氣層，以避免出現(xiàn)井漏后的井噴。按照標準安裝井控設(shè)備是進行二次井控的前提。
1．基本情況
洲3井是某石油勘探局第三鉆井工程處32702隊承擔(dān)的一口天然氣探井，位于陜西省子州縣高家渠盆巴溝口東，設(shè)計井深2550m，目的層為馬家溝組。1988年10月l日一開，表層套管上深309.46m，10月19日二開，井口安裝KPY28—35雙閘板防噴器，井深2375.59m發(fā)生井噴，地層為太原組，鉆井液密度為1.08g/cm3，井噴中共噴出天然氣3.5*106m3，事故損失時間46d，直接經(jīng)濟損失95萬元。
2．事故發(fā)生經(jīng)過
1989年2月9日鉆至井深2375.59m。2月9日17:00該井進行太原組灰?guī)r取心，由于鉆井液性能不佳，割心后起鉆時發(fā)生遇阻，接方鉆桿循環(huán)又發(fā)生井漏，泵壓高達11MPa，井口不返鉆井液，后經(jīng)2h上下反復(fù)活動鉆具解除遇阻，剎帶塊已有4塊脫落，當(dāng)時井隊沒有采取開泵循環(huán)和組織換剎帶等相應(yīng)措施，而是湊合起鉆，在起鉆途中也沒按規(guī)定灌鉆井液，只灌鉆井液2次，實際上也無鉆井液可灌。2月10日4:00，井深124.56m，再次灌鉆井液時發(fā)生井涌，1-3min涌出一次。井隊沒有抓住時機接回壓閥、搶下鉆，也沒有關(guān)井求壓或節(jié)流循環(huán)，而是接上方鉆桿盲目循環(huán)，到7:15鉆井液中氣泡增多，強行下鉆失效，后雖加重鉆井液、控制節(jié)流循環(huán)，但為時已晚，到20:30只能敞開放噴。
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