典型事故案例匯編3

目錄/提綱：……
三、測井過程中發(fā)生的井噴事故案例(第55—58例)
四、射孔作業(yè)中發(fā)生的井噴事故案例(第59-65例)
五、完井過程中發(fā)生的井噴事故案例(第66-68例)
六、修井過程中發(fā)生的井噴(第69-70例)
七、其他意外引起的井噴事故案例（第71例）
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典型事故案例匯編3

接典型事故案例匯編3

三、測井過程中發(fā)生的井噴事故案例(第55—58例)

案例55 “9.9”井噴事故
專家點評：該井因電測鉆井液無法循環(huán)，長時間靜止，切力增大，下鉆速度又過快，造成井漏，液柱壓力下降后，發(fā)生井噴；關(guān)井后，因鉆具水眼堵塞等水泥車時放噴，造成井內(nèi)鉆井液噴空，給后續(xù)壓井增加了團難；井控裝置質(zhì)量太差，發(fā)生多處剌漏，造成壓井施工不連續(xù)；坐崗制度不嚴(yán)格，未及時發(fā)現(xiàn)井漏。應(yīng)吸取的教訓(xùn)是：電測后下鉆通井時，應(yīng)分段循環(huán)，破壞鉆井液切力，且下鉆速度應(yīng)嚴(yán)格控制；井控裝置送井前，井控車間應(yīng)按標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)格檢驗，合格后方能送井；發(fā)生溢流壓井時，壓井作業(yè)應(yīng)準(zhǔn)備充分，連續(xù)施工；嚴(yán)格坐崗制度，及時發(fā)現(xiàn)溢流和井涌。
2001年9月9日，由某石油管理局鉆井集團公司32798鉆井隊承鉆的澀北一號氣田澀3―9井發(fā)生井噴失控事故，事故先后處理達18天。造成巨大的資源浪費和破壞。導(dǎo)致氣田局部氣水關(guān)系混亂。事故處理投入了大量的人力、物力和財力，損失巨大，教訓(xùn)深刻。
1．基本情況
澀3―9井位于柴達木盆地澀北一號氣田，設(shè)計井深1550m。2001年9月1日17:00一開，φ31lmm鉆頭鉆至井深405m。φ244.5mm表層套管下深403.14m，套管鋼級為N80，壁厚為10.03mm。9月4日21:20二開，φ215.9mm鉆頭鉆至井深1550m，于9月8日15:00完鉆。完鉆時鉆井液性能為密度1.39g／cm3，粘度34s。
井口裝置為:φ244.5mm升高短節(jié)＋TFQφ244.5mm*φ117.8mm-35MPa套管頭＋φ339.7mm*279.4mm轉(zhuǎn)換法蘭＋FSP35-35四通＋2FZ35-35雙閘板防噴器＋FH35-35萬能防噴器。
井內(nèi)鉆具組合為:φ215.9mm鉆頭(未卸噴嘴)*0.24m＋430*411接頭*0.4m＋φ158.8mm鉆鋌*158m＋411*410接頭*0.4m＋φ127mm鉆桿*810m＋411*410回壓閥*0.3m＋133.35mm方鉆桿，鉆頭位置969.32m。此外在井架上還立有22個鉆桿立柱，長度為616m。
2．事故發(fā)生及處理經(jīng)過
2001年9月8日23:00完井電測，在583m遇阻，隨后起電纜、卸滑輪、做下鉆準(zhǔn)備。
9月9日0:30開始下鉆通井；2:30下鉆至井深969.32m，發(fā)現(xiàn)井口不返鉆井液，隨后發(fā)生井噴，噴出物為天然氣和少量鉆井液，噴高10m。2:40因噴勢大，無法打開兩側(cè)內(nèi)閘門，實施硬關(guān)井，搶接帶下旋塞的鉆桿(當(dāng)時鉆具內(nèi)無鉆井液及天然氣噴出)，開泵，泵壓19MPa，判斷鉆具水眼堵塞。
3:20觀察井口。為防止地表憋開，打開旁通平板閥放噴，套壓2MPa，立壓0MPa。
7:50準(zhǔn)備壓井，調(diào)整壓井液(密度1.37g／cm3，粘度60s)，組織供水，水泥車到井，其中5:52-6:00發(fā)生井塌，停噴8min。
8:10接管線，關(guān)2#閘門，用水泥車憋鉆具水眼，泵壓為8-2l-6MPa。
9:00-9:30節(jié)流壓井，泵注密度為1.37g／cm3、粘度為60s的壓井液50m3，注壓為0-10MPa，套壓為0，井口返出天然氣及鉆井液。
9:30關(guān)井，套壓為0，立壓為0。經(jīng)現(xiàn)場研究決定用電焊機焊1#閘門黃油嘴及內(nèi)防噴管線與節(jié)流管匯連接處的焊縫。
9:40-10:00，第二次節(jié)流壓井，共注入密度為1.37g／cm3、粘度為55s的壓井液30m3，套壓為5-4MPa，注壓為1OMPa，井口噴出天然氣。不返鉆井液。
11:20關(guān)井，套壓6MPa，立壓為0。
11:35第三次節(jié)流壓井，共注入密度為1.40g／cm3、粘度為55s的壓井液20m3，套壓為6MPa，注壓為10MPa，井口噴出天然氣，不返鉆井液。
14:35關(guān)井，套壓6MPa，立壓為0。
14:37用水泥車向環(huán)空注壓井液，最高注壓為15MPa，壓井管線不通,未注進。
14:47關(guān)井，發(fā)現(xiàn)壓井管匯一側(cè)四通出口與閘門連接處刺漏，套壓6.5MPa，立壓為0。
15:05-15:13，第四次節(jié)流壓井，共注入密度為1.40g／cm3、粘度為滴流的壓井液6m3，套壓7MPa，注壓2MPa，井口噴出天然氣。
15:23關(guān)井，套壓7MPa，立壓為0，因節(jié)流閥閥座刺漏，無法實施節(jié)流。為防止井口閘
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4．事故教訓(xùn)
(1)井控技術(shù)是鉆井工程關(guān)鍵技術(shù)的重要組成部分，井噴和井噴失控又是鉆井工程中性質(zhì)最嚴(yán)重、損失巨大的災(zāi)難性事故。進一步增強井控意識，認(rèn)真貫徹落實各項井控技術(shù)和管理制度顯得更為迫切和重要。
(2)有必要重申，今后凡是完井階段，只要完井施工作業(yè)尚未完全結(jié)束，井上所有井控裝置均不得拆除，所有法蘭聯(lián)接螺栓均不能卸松。
(3)無論在哪種鉆井階段與工況下，井控裝置的法蘭螺栓必須按標(biāo)準(zhǔn)尺寸和數(shù)量裝齊全，并認(rèn)真對稱緊固到位。
(4)井口防噴器的芯子必須適時與鉆具尺寸相符，絕對不允許因趕時間、搶進度就忽視這一工作。
(5)一定要嚴(yán)格執(zhí)行鉆井設(shè)計，特別是鉆井液密度、完井液密度不能隨意更改。
(6)進一步加強總包井的技術(shù)監(jiān)督管理是十分必須和必要的。
(7)要對電測隊進行井控知識培訓(xùn)，增強電測隊的井控安全意識。
(8)電測前，要制定好相應(yīng)的井控措施，并充分做好所需工具的準(zhǔn)備工作(包括剪斷電纜工具)。


案例57 “10.18”井噴事故
專家點評：井控意識差，對管匯和旋塞接頭沒有進行試壓，致使地面管線刺漏和旋塞接頭滑扣飛出，井噴失控。
1．事故發(fā)生經(jīng)過
1991年10月16日下測試工具，18日三開井，墊水，混漿水很快到井口，關(guān)井。用φ5mm的油嘴開井，走旁通放噴，井口壓力升至59.6MPa，點火火高20-30m，估計日產(chǎn)氣21*104m3。關(guān)φ127mm半封閘板，環(huán)空壓力為8MPa；后地面管線刺漏，改為φ12.8mm＋φ5mm兩個油嘴放噴，井口壓力為42MPa，日產(chǎn)氣115*104m3。因地面管線三處刺漏，加之管線流動阻力大，不能全部進行分離，用兩條管線放噴，接著打開節(jié)流閥，井口壓力為32MPa。到19日10:50上提管柱(欲使井下關(guān)井)，當(dāng)上提約0.3m時，旋塞閥與投桿器間的φ50.8mm接頭滑扣飛出，隨著一聲巨響，強大的氣流從斷口處呼嘯而出，測試工具內(nèi)失控。
2．應(yīng)急搶險經(jīng)過
井噴事故發(fā)生后，立即采取了停車、停發(fā)電機、疏散井場人員等一些必要措施。同時，有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)立即趕往現(xiàn)場，根據(jù)現(xiàn)場情況組織制定了三種搶險方案。
(1)井下關(guān)井。如能實現(xiàn)這一步，則事故即可解除。
(2)如井下封隔器解封，則進行反循環(huán)壓井。
(3)如上述2個方案均不能成功，采取扣裝兩套單閘板防噴器關(guān)井后壓井。
在各項準(zhǔn)備工作就緒后，于10月20日上午開始搶險施工。首先，對井場甲烷含量進行監(jiān)測，實際甲烷平均含量小于0.13％，于是啟動了柴油機和發(fā)電機，17:40打開防噴器，上提管柱。第一次約3m，下放后再次上提管柱一個單根，氣量逐漸變小，至18:15，鉆具內(nèi)氣體噴空，在環(huán)空內(nèi)灌漿8m；后甩單根，接下旋塞，用方鉆桿正打壓13MPa，憋開反循環(huán)閥后，共灌漿34.6m3，井口壓力為0，至此，事故解除。
3．事故教訓(xùn)
(1)測試工具壓力級別雖是69MPa，但由于壓裂車打不到69MPa而未按規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)試壓，以后應(yīng)按標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定試壓。
(2)井隊對井控設(shè)備的管理重視不夠，有僥幸心理，個別閥開關(guān)困難，手動鎖緊絲桿因未保養(yǎng)而生銹關(guān)不動。


案例58 “12.17”井噴事故
專家點評：該井井噴事故主要原因是測井時間太長，沒有及時通井，造成測井儀器被卡，處理事故時造成事故復(fù)雜化。打撈電纜過程中沒能及時通井，處理事故時急于求成，經(jīng)驗不足，使電纜擰成團，遇卡上提抽吸造成流體進入井筒，致使處理卡鉆過程中發(fā)生井噴。
另一個原因是井隊職工井控意識不強，井控素質(zhì)不高。
1．基本情況
窿5井是酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻狀構(gòu)造的一口預(yù)探井，位于青西地區(qū)窿2井北偏西321m，設(shè)計井深4400m，實際井深4399.50m，鉆探的主要目的是預(yù)探窟窿山構(gòu)造高點附近含油氣性，進一步提高對砂礫巖裂縫性儲層油氣富集規(guī)律的認(rèn)識，為下步評價砂礫巖裂縫性油藏提供依據(jù)，整體評價窟窿山構(gòu)造的含油氣性。該井由某鉆井公司4509隊承鉆。
2．設(shè)計情況
(1)地質(zhì)進行分層
(2)預(yù)計油氣層位置
下溝組K1g2＋3：3880-3920m為油層，3980-4040m為油層；
下溝組K1g1：4120-4180m為油層，4250-4300m為油層。
(3)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計
該井采用φ444.5mm3A鉆頭一開，鉆至井深1000m，下入φ339.7mm表層套管，封住該區(qū)1000m以上的漏失層段或疏松地層段；用φ241mm鉆頭二開，采用“直-增-穩(wěn)”三段制剖面，上直段鉆至3100m，定向鉆進至完鉆井深4400m，下入φ177.8mm油層套管完井。
(4)油氣井控制
①二開前按設(shè)計要求使用2FZ3535液壓防噴器及與之匹配的液控系統(tǒng)、壓井節(jié)流管匯。
②進入預(yù)計油氣層前，應(yīng)儲備密度為1.408／cm3的鉆井液80m3，同時儲備足夠的加重材料。
③該井因測核磁共振，所以不準(zhǔn)使用鐵礦粉。
3．鉆井概況
該井于2000年6月13日經(jīng)甲方一開檢查驗收，對提出的問題進行整改后，于6月14日8:00一開，采用φ444.5mm3A鉆頭于6月26日13:10鉆至井深1000.6m，最大井斜1.6°，井身質(zhì)量合格。2000年6月28日下入φ339.7mm表層套管至井深1000.15m，固井，水泥漿返出地面，經(jīng)聲幅檢測質(zhì)量合格。
候凝期間按照《中國石油天然氣集團公司井控技術(shù)規(guī)定》安裝好防噴器、節(jié)流管匯、壓井管匯。2000年7月1日2:30根據(jù)表層套管承壓能力，整體試壓15MPa，穩(wěn)壓30min，壓降為0，達到設(shè)計要求。對防噴器、節(jié)流管匯試壓20MPa，憋壓30min未降。16:00鉆水泥塞至井深995m，按要求進行套管試壓，試壓壓力12MPa，30min未降。經(jīng)甲方檢查驗收，具備二開條件，同意二開。
2000年7月1日20:00采用φ241mm鉆頭二開，21:00鉆至井深1003.01m，做地層破裂壓力試驗，單閥排量為10L／s，密度為1.14g／cm3，泵壓升至15MPa未漏，計算地層破裂壓力大于等于26.21MPa，當(dāng)量密度大于等于2.67g／cm3。2000年8月8日24:00鉆至井深3169.74m。2000年8月11日19:00開始定向鉆進，定向井段3169.74-3257m，井斜由2°增至11.40°，方位由52°增至56°后穩(wěn)斜鉆進，于2000年12月6日6:00鉆至井深4398m起鉆，12月7日下取心筒取心，取心至井深4399.5m，垂深4374.54m，12月8日取心完起鉆，于9日3:00起鉆完。井底閉合距262.80m，閉合方位39.46°(電測數(shù)據(jù))。
4．事故發(fā)生經(jīng)過
2000年12月9日測井，11日薄層電阻率儀器下到井底后，在上提時發(fā)現(xiàn)測井儀器遇卡。12日進行穿心打撈，鉆具下入4227.35m時上提電纜張力不變，判斷電纜已被切斷，切斷處約在井深3240m處，井下掉入測井電纜約1160m。當(dāng)日開始組織用打撈矛打撈。
13日3:30開始下入φ118mm打撈矛，長度2.04m；10:40下至井深3551m，考慮井下鉆井液停留時間長，決定循環(huán)處理鉆井液，至當(dāng)日19:00。鉆井液性能為：密度1.33g／cm3，粘度滴流到154s，中壓失水4mL，泥餅0.5mm，切力8-16Pa，含砂量0.3％，pH值9，循環(huán)排量35L／s，泵壓16MPa。在上下活動過程中有遇阻現(xiàn)象。
14日6:15起出，撈出電纜20-30m，第二次下φ127mm打撈矛，撈矛長2.7m，于當(dāng)日14:00下至井深3580m打撈，未循環(huán)起鉆，在起鉆過程中前3個立柱有遇阻現(xiàn)象，上提1300-1800kN。
15日2:45起出，撈出電纜約120m。第三次下入原打撈矛，10:00下至井深3626m遇阻，上提也有遇阻現(xiàn)象，起鉆至井深3472m，遇阻嚴(yán)重，上提1300-1800kN，多次起不出，最后上提2000kN，仍起不出，14:00-20:00單閥循環(huán)鉆井液，排量11L／s，泵壓15-17MPa，鉆井液性能：密度為1.33g／cm3，粘度滴流到150s，中壓失水4mL,泥餅0.5mm,切力8-16Pa，含砂量0.3％，pH值9。因井下隨鉆震擊器不工作，至20:30決定接地面震擊器，原懸重1050kN，震擊噸位600-1000kN，下?lián)?次，仍無下行，決定爆炸松扣。繼續(xù)循環(huán)，爭取頂通解卡，泵壓14-15MPa，排量11L／s。
16日19:00鉆井液性能為：密度1.32g／cm3，粘度103s，中壓失水4mL，泥餅0.5mm，切力6-12Pa，含砂量0.3％，pH值9。循環(huán)至20:00，在井深3472m打撈鉆具被卡。
17日下電纜爆炸松扣過程中，井口出現(xiàn)溢流，因點火線磨破無法引爆，起出電纜，組織壓井。
18日第二次控制套壓(14MPa)，繼續(xù)組織配壓井液壓井，替入密度為1.55g／cm3的壓井液154m3，壓井未成功。
19日凌晨替入密度為1.55g/cm3的壓井液90m3壓井，立壓始終為0，套壓控制在10-13MPa。3:00-3:58關(guān)閉節(jié)流管匯針形閥，又替入密度為1.55g／cm3的壓井液66.2m3，中途立壓由0升至2MPa，維持2min后又降至0。打完高密度壓井液后，套壓穩(wěn)定在12MPa，前后2次累計替入密度為1.55g／cm3的壓井液156.2m3。在整個壓井過程中，套壓控制在12-13MPa，從始到終消防車戒備。19日8:00，350型防噴器閘板芯子刺壞，鉆具上移，氣量增大，放噴_增強。井口采用消防車降溫，同時組織人員拆除機泵房保溫棚邊墻。10:55，機泵房先爆燃，保溫棚被炸飛，鐵板及支架飛出，井場設(shè)備全部燒毀。事故造成輕重傷員17人，其中1人搶救無效死亡，1人失蹤(滅火后清理井場時，發(fā)現(xiàn)其已死亡)。
5．事故處理經(jīng)過
2000年12月19日11:00，接到井噴火災(zāi)報告后，所有在關(guān)領(lǐng)導(dǎo)立即趕赴現(xiàn)場，查看災(zāi)情，并實施了三條措施：①立即組織人員，搶救傷員和被困的鉆井職工；②封閉上下公路，防止事態(tài)擴大；③攔截火源外移，疏通原油流通渠道，防止火源蔓延。
隨后，由中國石油天然氣集團公司、中國石油天然氣股份有限公司、中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司、吐哈石油勘探指揮部、四川石油管理局、新疆石油管理局、玉門石油管理局及玉門油田公司領(lǐng)導(dǎo)，滅火專家孫振純等組成了搶險指揮部，下設(shè)技術(shù)方案組、搶險組、綜合組和后勤保障組，全力以赴投入搶險滅火。處理的主導(dǎo)思想是控制井口、不留后患。
首先進行井口強擠水泥的可行性分析。
(1)井口的安全施工壓力為15MPa。
(2)地層的破裂壓力為26.17MPa。
(3)油層底部壓力為56.25MPa，破裂壓力大于56.25MPa。
(4)設(shè)井筒內(nèi)充滿原油，油柱壓力為34.4MPa，壓破地層需要的井口壓力至少為21.85MPa。
(5)井口壓力為21.85MPa時，表層套管鞋處的壓力為29.98MPa。
由以上計算看出，強擠水泥首先是井口條件不允許，其次可能導(dǎo)致表層套管鞋處地層破裂，因此強擠水泥從理論上不可行。
在認(rèn)真分析了該井基本情況并參考了窿4井的地層壓力情況后，為盡快解除事故，達到控制井口，不留后患的目的，立即制定了安全、快速、有效的事故搶險方案。
第一步，進行搶險準(zhǔn)備。著火時噴出的火焰高達100m，火勢猛烈，即使人員在距井場100m之外的地方觀察，仍感到熱氣襲人，因此，搶險人員及設(shè)備無法靠近井口。為順利滅火，搶險指揮部組織了推土機、挖掘機、運輸車輛等各種車輛及設(shè)備近百臺到達現(xiàn)場；整修了所用的道路；修建了泄水排污溝；調(diào)集了蓄水設(shè)施；經(jīng)搶險隊3晝夜的連續(xù)施工，在井場外安全地帶挖了5000m3水池，作為消防車的供水源，以保證消防車滅火—次成功；同時四川滅火公司、克拉瑪依滅火隊、青海油田壓裂隊的設(shè)備和人員按時到達現(xiàn)場。
第二步，帶火清障。因井噴造成井下垮塌，12月23日-28日下午，井口出現(xiàn)火勢減弱和火勢間隔反撲的現(xiàn)象，在此期間，抓住有利時機，搶險指揮部及時組織搶險隊連續(xù)進行了帶火清障作業(yè)，先后清除了被燒毀的聯(lián)動機、循環(huán)池、柴油機、加重臺、發(fā)電機、套管、機泵房、配電房、柴油罐、機油罐、水罐、遠程控制室、發(fā)電房、電動壓風(fēng)機及其底座、柴油機房、鉆桿、鉆臺、電動壓風(fēng)機、船型底座、鉆臺底座、鉆機等設(shè)備，累計推出井口油土約3000m3，為接近井口及后續(xù)搶險創(chuàng)造了條件。
第三步，清挖井口。自12月28日下午開始，在水炮消防車的配合下，把井口套管頭、四通、防噴器拖離井場，使井口露出。指揮部領(lǐng)導(dǎo)及專家、工程技術(shù)人員對舊井口裝置進行了認(rèn)真查看和初步分析，因?qū)Ч�、井口處能被看見的套管及鉆桿破裂，指揮部果斷決策，下挖井口，再向下3m，將導(dǎo)管、套管和鉆桿割掉，此后繼續(xù)下挖井口，找到了好套管部位。
第四步，切割舊井口。搶險人員用割炬切割破損的套管后，深挖井口土方，通過測量以便確定新井口的具體安裝位置，罩引火筒，帶火切割套管及內(nèi)部鉆桿，確保切割后的套管斷面整齊。
第五步，焊接新法蘭，安裝新采油樹。對套管切割后，安裝好新法蘭，并帶火安裝好新采油樹。
2000年12月30日搶裝井口成功，歷時11天的大火終于被制服。但是，由于爆燃，井口下部有泄漏，至今井口周圍仍有間歇性噴散原油。由于上級的高度重視，搶險指揮部組織得力，措施得當(dāng)，部署詳細(xì)，事故現(xiàn)場始終有安全人員監(jiān)督，整個搶險過程沒有發(fā)生任何事故。
6．事故原因分析
(1)設(shè)備有缺陷
井控裝置二開前只進行過一次試壓，此后再未進行過試壓，未能及時發(fā)現(xiàn)井控裝置及配件存在的隱患。長時間在高壓作用及高速攜砂氣流的沖刷下，平板閥內(nèi)側(cè)細(xì)脖子處本體刺穿，大量油氣噴出，井場處于山凹，且井口距山很近，當(dāng)日無風(fēng)，油氣聚集較快，油氣不能及時擴散，井內(nèi)噴出的砂石撞擊機泵房柴油機金屬底座產(chǎn)生火花，產(chǎn)生爆燃，這是事故發(fā)生的直接原因。
(2)測井時間長、儀器被卡
該井從2000年12月8日8:00取完心，循環(huán)到10：50起鉆，一直到17日16:00發(fā)現(xiàn)溢流，其間歷時9d5h10min，從井深3551m到油層底部4229m井段一直沒有建立過循環(huán)，加之在處理測井儀器事故過程中，穿心打撈失誤，導(dǎo)致1160m電纜落井；在后面的打撈中撈矛下得過深，導(dǎo)致井內(nèi)兩次產(chǎn)生抽吸，從而使下部井段鉆井液嚴(yán)重油氣侵，使得鉆井液液柱壓力最終低于地層壓力，這是本次事故發(fā)生的最直接原因。
(3)思想麻痹
①8日8:00取完心循環(huán)到10:50起鉆，9日開始測井，11日測井儀器遇卡，13日采取下打撈矛打撈，16日鉆具被卡，井底已停止循環(huán)近8d時間，在這期間，未采取措施循環(huán)鉆井液，致使地層流體更多地流入井內(nèi)，造成嚴(yán)重氣侵。
②高密度鉆井液儲備不足，認(rèn)為井已順利鉆完，加之對該井的復(fù)雜性認(rèn)識不充分，思想麻痹，只是按常規(guī)情況準(zhǔn)備高密度鉆井液。
(4)現(xiàn)場人員井控技術(shù)素質(zhì)低，壓井程序不熟練
①該井在16日準(zhǔn)備爆炸松扣卸開方鉆桿時，發(fā)現(xiàn)鉆桿內(nèi)鉆井液倒返，這已是井涌的信號，但未引起足夠的重 ……（未完，全文共44068字，當(dāng)前僅顯示7926字，請閱讀下面提示信息。收藏《典型事故案例匯編3》）