搜索
一、钻进过程的事故案例：案例一赵1井井喷事故专家点评：赵1井井喷的主要原因是领导对井控工作不够重视，没有井控制度及井控设备是造成井喷失控的主要原因之一。另外职工无井控知识，对井喷的危害认识不够，在钻井液发生石膏侵及气侵密度下降后，没有采取措施，发生井喷后还不进行加重是造成事故的重要原因。当时没有以人为本的思想，“革命加拼命”的思想使三位同志献出宝贵的生命。这一教训值得深思。1、基本情况赵1井是华北油田赵兰庄构造上的第一口资料井，位于河北省晋县周头乡赵兰庄大队，由华北石油管理局第四钻井工程公司3222钻井队承包施工任务。该井设计井深3200m，钻探目的是了解古生界及第三系含油气情况，并查第三系及古生界地层剖面特征及其生储盖组合。该井于1976年5月20日开钻，用φ400mm3A钻头钻至井深97.87m，φ324mm表层套管下至井深84.14m，水泥未返至地面，人工灌水泥近100袋。井口未装防喷器。5月25日用φ248mm3A钻头二开。2、事故发生经过1976年6月25日0∶15，泥浆中散发出了强烈的硫化氢气体，熏倒了柴油机助手邵战荣，在没有防毒面具的情况下，同志们继续坚守岗位，队长李仁杰换下了司钻梁通荣及钻工张永宁，坚守在钻台上，0∶36当钻进至井深435.80m时，第一次井喷发生，强大的天然气带着强烈的硫化氢气体从井口呼啸而出，李仁杰使尽最后的力气刹死刹把，摘掉转盘离合器，司钻梁通荣和钻工黄生存为抢救同志，保护井下设备安全，也倒在于队长李仁杰身旁，李仁杰、梁通荣献出了宝贵生命。0∶45发生了第二次井喷，地质工陈禄明为了取准资料，卡准井喷井深，在抢救下战友后登上钻台丈量方入，被第二次井喷冲下钻台，英勇献身。由于从井内喷出了大量的原油及天然气，继第二次井喷后造成严重井塌，井喷停止，在这次井喷事故中，先后3人死亡，6人昏迷，井深2424.60m钻具被卡。3、事故处理过程该井被喷塌后，根据原石油化学工业部付部长张文彬的指示，原华北石油会战指挥部决定，在6月26日和6月27日对赵1井进行封堵及防窜工作。(1)施工设计①封堵井段管外0—30m(预计)段长30m水泥45袋2340—2440m段长100m水泥100袋管内1940—2440m段长50m水泥116袋0—100m段长100m水泥23袋②施工方法a.注水泥20m3，争取平衡压力；b.用2根油管插入环空，用水泥封住表层套管与φ127mm钻杆之间的环空，水泥返出井口；c.凝固4小时后管内施工；d.管内注水泥240袋，预计环空(φ248mm井眼与φ127mm钻杆)100m，管内下部封500m，上部封100m，中间替泥浆17m3(水泥浆密度均要求达到1.857g/cm3)；e.割表层套管与方钻杆，焊环形铁板封死。(2)实际施工①环空封堵：封固前环空液面100m左右(预测)，下入油管19.4m，注水泥125袋(平均密度1.68g/cm3)未返出地面；②管内回压17MPa，注密度为1.18g/cm3的泥浆15m3，压力平衡，接注水泥259袋(平均密度为1.84g/cm3)，替清水2m3，上部注散水泥预计30袋；③上部环空再注水泥40袋，返出井口；④候凝后倒出方钻杆，铁板封焊表层套管，封堵完毕；说明：因考虑井塌后井漏，而且不知漏失井深，为防水泥漏掉，故只替2m3，以防管内被漏空，试压时注入清水5m3，按上述计算，实际水泥刚好到钻头部位(管内)，管外环形基本上没有水泥封固，管内试压10MPa。4、事故原因分析(1)由于是第一次在该区块进行钻井施工，不熟悉赵兰庄构造情况，局限于任丘油田的经验教训，从上至下思想麻痹，只把注意力集中在考虑古生界的钻探方面，而忽视了沙四段的钻探工作；(2)组织技术措施不当，表层套管下深不够，井口未安装防喷设备，未储备重晶石及有关泥浆材料，无防毒面具等，以致发生井喷后手足无措，难以应付；(3)现场分析研究不够，缺乏经验及临时应变措施不当；(4)在钻遇石膏层后，泥浆密度严重降低是发生井喷事故的重要原因；①6月18日，钻至井深2272m时钻遇石膏层，泥浆密度由1.20g/cm3降至1.15g/cm3；②6月18日至6月20日泥浆密度始终为1.15g/cm3；③6月21日钻至井深2400m，泥浆密度又下降至1.13g/cm3；④6月21日至23日，泥浆密度始终保持为1.13g/cm3；⑤6月24日钻至井深2431m时，发现气侵及石膏侵，泥浆密度再次下降，降至1.07g/cm3，后经处理，泥浆密度上提至1.12g/cm3，直至发生井喷事故。(5)施工队伍井控技术素质差，主要表现为职工没有控制井喷的理论知识和防喷经验；特别值得一提的是泥浆密度由1.20g/cm3降至1.12g/cm3，从6月18日起至6月25日，井喷7－8天的时间没能将泥浆密度恢复到1.20g/cm3；再者，6月25日0∶15，在已经发现泥浆中散发出强烈硫化氢气体的情况下，队干部头脑仍未清醒，还盲目继续钻进。案例二高101－3井井喷事故专家点评：高101－3井井喷的教训是深刻的，井控制度关键在落实，只靠开会检查不行，要把检查出的问题、上级的指示文件落实到岗位，落实到工作中。设计要科学，钻井液密度必须按照井控条例要求执行，甲方更应执行这些规定。当发生气浸溢流后应及时调整钻井液密度，原则是以人为本，安全第一。1、基本情况高101－3井是冀东油田高尚堡构造高9井断块高部位上的一口定向滚动开发井，具有预探性质。该井设计井深3212m，目的层是沙三1段，由华北石油管理局钻井三公司32864钻井队施工。该井于1990年3月1日第一次开钻，用φ444.5mm钻头钻至井深208.5m，φ339.7mm表层套管下至井深206m。3月4日第二次开钻，用φ311mm钻头钻至井深1593.96m，φ244mm技术套管下至井深1589.41m，水泥返至井深398m。3月21日第三次开钻，用φ215.9mm钻头钻至井深2974.8m。(1)地层及钻井液密度(见表1)表1地层及钻井液密度地层井段(m)设计钻井液密度(g/cm3)实际钻井液密度(g/cm3)平原组0—290井深2620m以前，小于1.20井深2620m以后，1.25－1.302800m：1.302903m：1.322974m：1.33－1.34明化镇组290—1600馆陶组1600—2150东营组2150—2620沙一段2620—2900沙三段2900—3200注∶钻进中甲方要求乙方严格按设计钻井液密度施工(2)邻井钻遇的复杂情况①距离高101－3井1.25公里处的高9井，井深3149.25m处的沙三段地层压力系数为1.269。但是，高9井钻至井深2924.20m时曾发生强烈井喷，当时使用的实际钻井液密度为1.45g/cm3。②距离高101－3井0.75公里的高59井，井深3181m处的地层压力系数为1.07，但高59井钻至井深2961.96m时曾发生过严重气侵，槽面气泡占70－100%，油花占2－3%，钻井液密度由1.37g/cm3降低到1.25g/cm3。(3)井控装置高101－3井装备有KPY－350型液压防喷器、35MPa节流管汇和FQK5型控制台。(4)试压试压12MPa，30分钟内压力降低0.4MPa(注：应试压到额定工作压力)。(5)井控管理制度落实情况3月30日，钻井公司有关人员曾向该队传达并要求贯彻《关于冀东油田井控技术管理条例》和《华北油田井控技术管理条例》；4月6日钻井公司又召开干部会，传达冀东油田井控工作文件；4月8日，当该队钻至井深2837m时，钻井公司井控领导小组对该井钻开油气层前的井控工作进行了检查验收。经钻井公司检查后，该队成立了井控小组，进行了一次防喷演习，安排了干部24小时值班，并制定了打开油气层时的坐岗制度；4月9日，冀东油田钻井办公室井控工程师也到该队检查了井控工作。该井虽经过了多层次井控检查，但这些检查均未按井控技术条例，高标准、严要求、逐项逐点进行，如试压不符合标准等，造成了事故隐患。2、事故发生经过4月13日正常钻进，钻进情况见表2。表24月13日的钻进情况时间井深(m)进尺(m)每米钻时(min)20∶392964－296511020∶44229661520∶4629671220∶5229681621∶05296911321∶20297011521∶2829711821∶3029721221∶35297315注∶按科学打探井要求，钻遇快钻时，应立即停钻观察，待搞清油气显示情况后再采取正确措施。由于这一井段有6m快钻时，4月13日21∶25，按迟到时间计算，2966m井段的泥浆开始返至地面，此时泥浆密度从1.33g/cm3下降至1.30g/cm3，粘度由29s上升至36s，气测值达160mV，即全烃含量高达70%，6分钟后，气测值降为正常。上岗副队长决定停钻观察，循环泥浆45分钟，约一个迟到时间（注：循环时间过短，未将整个快钻时井段的泥浆全部返出就观察泥浆性能变化；坐岗制度也不落实，未观察到泥浆池液面的变化情况，也未吸取邻井井喷和严重气侵的教训）；4月13日22∶00左右，2973m井段的泥浆返出地面，气测值达160mV，9分钟后气测值恢复正常，副队长决定接单根，接单根后，继续循环钻进到2974.8m；13日23∶00，泥浆工测得钻井液密度为1.34g/cm3，粘度为30s；23∶03发现井口涌泥浆，23∶08泥浆喷出转盘面1.5m，副队长让副司钻将方钻杆提出转盘面，自己关上半封防喷器，并报警，全队职工立即赶到现场；23∶20听到一声巨响，天然气从钻台下升高短节处喷出，升高短节连同井口装置从φ244mm套管的接箍内滑脱，撞击引起天然气着火，火势高达立管最高处，随后被喷出的泥浆熄灭，但钻台上、下易燃物被引燃，全队职工使用灭火机将火扑灭；23∶45第二股天然气喷出着火，火势高度与第一次相同，全队职工用灭火机和重晶石粉将火扑灭；14日0∶05第三股天然气喷出，着火，高度与前同，全队职工用浸有泥浆并撒有重晶石粉的棉被和工衣将钻台上、下的火扑灭；0∶20消防车赶到井场，用水枪将钻台和水龙带上的残火扑灭；0∶45第四股天然气喷出，消防人员用高压水龙头对准井口降温，由于钻台上、下无残火，故未引起着火。天然气从钻台下边朝指重表方向喷出，约10m远；2∶20喷势渐弱，钻台下井口处大量涌水；3∶20井垮，停喷，井口处涌水，流量约2030m3/h。7∶15用水泥车向钻杆正挤水泥6次，共5.6m3。压力升到15MPa(排量200L/min)，3分钟后降至9MPa；9∶00清除钻台下杂物，整改井口。挖开后发现防喷器下的升高短节与φ244mm套管接箍脱扣错位。用吊车吊起防喷器，卸下升高短节，然后将它坐入套管接箍内，用电焊将升高短节本体焊在φ204mm套管接箍台肩上；16∶00反挤泥浆18.4m3，环空压力从15MPa降至0，涌水被压住；15日11∶00又反挤泥浆15m3，打开防喷器，活动钻具，测得卡点深度为1900m。3、事故原因分析(1)发现油气显示后处理不当。一是发现油气显示后未及时停钻观察；二是只停钻观察一个迟到时间，部分气侵泥浆返出后，由于经验不足，误认为井下已正常，未继续采取有效措施，导致4次间断井喷；(2)钻井液密度设计不合理。邻井地层压力系数为1.269，且发生过井喷和严重气侵，在高101－3井施工中，甲方要求乙方严格执行设计钻井液密度；(3)该井是一口滚动开发井，但具有探井性质。未按科学钻井要求及时作钻铤指数监测和用钻铤指数监测值及时调整钻井液密度；(4)值班干部发现井涌后，虽及时关闭了防喷器，但没有按“软关井”程序办。慌忙中，不管节流管汇是否出泥浆，就关上了半封防喷器，天然气膨胀，以较高的速度将残余泥浆推向井口，由于突然关井，使井口装置承受一股密度为1.33g/cm3的流体的冲击和震动，这些力和地层压力的合力作用于井口，结果使升高短节连同井口装置一起从φ244.5mm套管的接箍内滑脱，同时造成撞击起火；(5)试压不符合井控技术条例规定，从而使薄弱环节未暴露出来，掩藏了事故隐患；(6)升高短节和套管丝扣，未用丝扣规检查(注∶这种情况