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“12.9”井口爆炸亡人事故案例分析中国石油大港油田分公司二〇一三年一月十日尊敬的各位领导，同志们：2012年12月9日，大港油田分公司第四采油厂在长芦油田长5井进行油层解堵作业过程中，井口发生爆炸事故，造成我公司一名员工死亡，直接经济损失130余万元。性质严重，影响较大，我们深感沉痛和愧疚。按照会议安排，下面由我代表大港油田分公司对“12.9”井口爆炸亡人事故作案例分析。爆炸碎片55爆炸碎片46.7爆炸碎片45阀体56.2爆炸碎片23爆炸碎片14.7爆炸碎片54.3采油树主体55.1阀体碎片63.3爆炸碎片43.5爆炸碎片48.2爆炸碎片43.1爆炸碎片60爆炸碎片72.9爆炸碎片72.5爆炸碎片207北井口现场井口碎片分布图。备注：数字为碎片距井口直线距离，单位为米。倒液罐19高架油罐52收集的井口碎片被炸飞的采油树碎片当事人不幸遇难被损坏的井口被破坏的井口工艺流程一、基本情况简介（一）相关单位基本情况1、第四采油厂是大港油田分公司所属油气生产单位，也是此次长5井解堵作业项目建设单位。其下属采油五队主要负责长芦油田和塘沽油田的开发管理工作，现有员工56人，管理着采油站5座，油井54口，日产液120吨，产油66吨；水井9口，日注水260立方米。长5井是采油五队位于长芦油田板深58断块的一口采油井。该井于2008年6月10日开钻，2008年8月29日完井，三开直井，完钻井深4079米。生产沙三3油组的38#等7个小层，井段位于3821-3950米。此次长5井解堵作业前日产液4.38吨，日产油3.13吨，含水28.5%，套压控制在0.7-0.8MPa。长5井生产管柱图2、博弘石油化工有限公司（以下简称博弘公司）是大港油田分公司所属滨港石油科技集团有限公司（以下简称滨港集团）下属独立法人单位，也是此次长5井解堵作业项目合同约定的工艺技术服务单位。博弘公司成立于2005年3月，注册资金1000万元。经营范围包括油田化学品和钻井采油设备销售、油田勘探开发及技术开发服务等业务。3、天津市环海石油科技开发有限公司（以下简称环海公司）属个体企业，也是此次长5井解堵作业项目的实际工艺技术服务单位。环海公司成立于2005年，注册资金200万元，法人代表纪明跃。该公司2011年7月取得大港油田分公司技术服务类市场准入证，有效期至2014年7月12日。准入范围包括地质综合研究技术服务等15项业务。但是，其中不含油层解堵技术服务。环海公司市场准入证李占联，冀东油田钻采院工程师（在职），此次施工作业中，李占联以个人名义向环海公司提供解堵技术指导，负责采购解堵作业所需药剂，具体指挥现场解堵剂的配制、挤注施工等。手中持有冀东油田分公司钻采工艺研究院2007年出具的溶剂法解堵技术应用效果证明。李占联提供的效益证明4、井下作业公司是大港油田分公司所属二级单位，也是此次长5井解堵作业的工程技术服务单位。其下属第一修井分公司101队具体负责此次解堵作业工程配套服务。工亡员工基本情况：段新乐，男，已婚，1973年出生。籍贯：河北保定清苑县，1994年9月1日参加工作，生前为井下作业公司第一修井分公司101队技术员。（二）施工作业基本情况1、解堵作业前工作准备情况（1）第四采油厂针对长芦油田开发情况，计划通过溶剂法解堵工艺，实施油层解堵并提高产量。自2012年3月至2012年12月7日，该厂在完成长芦油田油井解堵措施分析的基础上，由总工程师孙家谦具体安排部署、工艺研究所具体实施了溶剂法解堵工艺的选商、技术交流、资金筹备、资质协调、地质设计、工艺设计审批、商务谈判、合同网上审批及通知环海公司、井下第一修井分公司现场施工等工作。合同谈判记录合同文本未生效的合同文本四厂合同审批信息（2）博弘公司经理刘存辉在接到第四采油厂总工程师孙家谦的电话后，自2012年11月14日至2012年12月7日，先后进行了书面授权环海公司经理纪明跃代表博弘公司同第四采油厂接洽谈判解堵作业项目合同事宜；派人参加与第四采油厂的谈判；组织并履行博弘公司内部对该项目合同的审核与审批等工作。（3）环海公司自2012年7月至2012年12月7日，先后做了以下工作，包括：向第四采油厂推荐溶剂法解堵工艺；向第四采油厂总工程师孙家谦提出帮忙解决解堵资质的请求；在孙家谦推荐下与博弘公司接洽并得到授权，代表博弘公司与第四采油厂进行解堵作业项目谈判及合同审批手续的履行；编制长5井解堵工艺设计；实施长5井解堵作业等工作。博弘公司授权书合同谈判记录工艺设计封面工艺设计审批（4）井下作业公司自2012年12月2日-3日，按照第四采油厂的通知，由所属第一修井分公司安排101队执行长5井上修任务；按照安排101队搬家至长5井，并完成了油井解堵作业前的准备工作。2、现场解堵作业实施情况2012年12月3日-7日，长5井解堵作业现场。第四采油厂负责解堵作业组织协调和作业过程监督等工作；环海公司负责现场解堵药剂配置、挤液解堵程序指导及施工指挥等工作；井下作业公司负责压井、提原井管柱、下解堵管柱、洗井、替液、安装解堵流程等工程配套服务。在完成上述准备工作后，自2012年12月8日15:00开始油井解堵作业。自2012年12月8日15:00至12月9日5:00，现场采取正挤的方法，先后向井筒正替和正挤DX-1溶液20方，正挤隔离液（清水）1方，正挤DX-2溶液20方，正挤顶替液（清水）15方，时间共计14个小时左右。挤液解堵工作结束后，101队作业人员安装套压表，在环海公司现场人员指导下，关井并计划压力扩散12小时且井口压力归零后进行完井作业。9日5：00左右环海公司所有人员离开现场，由101队负责观察井口套管压力。二、事故经过及救援情况12月9日11:00左右，101队技术员段新乐到井口观察长5井套管压力为9.5MPa。午饭后，段新乐指挥该班组其他3名员工进行配液罐倒液等工作。12：20井口突然发生爆炸，井口及工艺流程被炸飞，倒液的3名员工紧急躲避后，寻找并发现段新乐已倒在距离井口约4米处，伤势严重，立即拨打120急救电话并汇报有关领导。13：20救护车到达现场，医生确定段新乐已经死亡。三、事故原因分析事故发生后，中油集团公司、天津市滨海新区及大港油田分公司均成立了调查组，按照职责与分工，全面开展事故调查。调查期间，集团公司调查组提出了具体要求，勘探与生产分公司总工程师、安全总监赵邦六同志做了重要指示。针对解堵剂采购过程，天津市及滨海新区安监局提供了直接帮助。大港油田分公司事故调查组通过近15天的工作，采集了大量现场实物与信息；收集了各项原始资料和管理制度；问询了四个单位24人、46份笔录；对解堵剂成分进行了内部和第三方化验；深入冀东油田了解相关信息；到天津北辰区现场提取并核实解堵剂供货实情。自检及天津大学检测结果显示解堵剂含有一定浓度的双氧水。分公司事故调查情景在查清长5井解堵项目准备过程、施工作业过程、解堵剂真实成分及相关管理规定的基础上，得出以下事故发生的原因。（一）直接原因导致此次事故的直接原因是长5井井筒顶部的油套环形空间发生爆炸，爆炸产生的碎片和冲击波造成井口附近的段新乐受到爆震和击打伤害致死。安全生产技术将爆炸分为物理和化学爆炸。化学爆炸又分为单一物质爆炸和混合物爆炸两种，其中：混合物爆炸必须具备三个条件，即：爆炸性混合气体（蒸汽或粉尘）、爆炸极限浓度及点火源。此次事故爆炸为化学混合物爆炸。经调查，环海公司一直保密的解堵剂配方DX-1实际由6吨27.5%的双氧水加14吨水混合配成，DX-2由3吨氢氧化钠加7吨甲醇加10吨水混合配成。由于双氧水等药剂的化学反应以及间歇解堵方式构成了爆炸的必要和充分条件：解堵剂供货商发货明细标明了双氧水供货内容1、天然气来源。长5井生产日报显示该井含有一定压力和浓度的天然气。2、氧气和点火能量的来源。根据国家安科院提供的针对大连“7.16”事故开展的《高含硫油品加工安全技术研究项目》成果显示：双氧水（27.5%的H2O2水溶液）是一种极不稳定的强氧化剂，具有爆炸危险性。在一定的温度、PH值、催化杂质等作用下，可被催化分解。其中：过氧化氢分解产生水和氧气。化学反应式为：温度2H2O2（液）＝2H2O(液)+O2（气）同时，分解后同时产生一定的热量。尤其当双氧水在153℃或更高温度条件下，会发生猛烈的爆炸性分解，释放出大量的热。化学反应式为：温度2H2O2（液）＝2H2O（液）＋O2＋46．9千卡（热量）在酸性条件下，双氧水的性质十分稳定；在碱性介质中，双氧水很不稳定，分解速度很快。杂质也是影响双氧水稳定性的重要因素。实验表明：铜离子与铁离子均对H2O2（过氧化氢）的分解放热反应有催化加速的作用。上述双氧水的化学性能及反应结果，为此次爆炸提供了必要条件。3、气相空间来源。调查证实，受工作压力限制，在长达14个小时的解堵解堵剂注入过程中，因采油树的压力等级影响，现场采取了间歇起泵挤注解堵剂的方式，不仅增加了双氧水在井筒内催化分解的时间；而且，随着解堵剂逐渐进入地层，井筒内部压力下降，为天然气与氧气进入井筒顶部的油套环空，混合形成爆炸性气体并逐步聚积到爆炸极限提供了充分条件。（二）间接原因1、解堵剂挤注方式存在问题。解堵作业过程中，因采油树承压的影响,现场采取了挤注30分钟、停住30分钟的间歇起泵挤液的方式，为双氧水等药剂催化分解反应，以及爆炸气相空间的形成提供了充分条件。2、没有掌握解堵剂的配方和潜在爆炸风险。施工和配液前没有对解堵剂采样化验分析，也没有查验产品合格证和检测报告，整个解堵作业项目除环海公司个别人以外，第四采油厂等相关部门及人员均不掌握解堵剂的真实成分，更没有人提前识别解堵过程可能导致的化学爆炸等风险。3、解堵工艺设计存在明显缺陷。由环海公司以博弘公司名义编写的长5井解堵工艺设计中，解堵剂用DX-1、DX-2代号作为名称，未明确解堵剂真实成分，未提示解堵过程可能出现的爆炸等风险，也未明确要求采用更高压力等级的采油树做施工井口，更未提供有针对性的安全注意事项或风险防控措施。4、解堵作业监督管理职责不落实。建设单位没有掌握解堵药剂的真实成分和风险，就盲目引进了此种解堵技术；没有按照大港油田分公司有关规定，履行使用申请、室内化验、分析评价及获得使用许可等流程，就组织了现场实施；没有针对因解堵剂注入压力高而采取的间歇注入方式，进行及时的风险分析和采取有效变更管理；项目主管部门没有到现场组织、协调和监督。5、违规将不具备资质的公司挂靠从事解堵作业。博弘公司违规授权给不具备资质的单位和个人，以本单位名义和资质，与第四采油厂签订解堵作业项目合同。为环海公司违规承揽项目提供了方便。在这过程中，建设单位总工程师孙家谦违规选择解堵技术服务单位，并亲自协调并取得博弘公司的挂靠同意，使得环海公司承揽解堵作业取得了名义上的资质。6、HSE体系运行尚存在漏洞。虽然大港油田分公司QHSE管理体系经多年运行，管理制度不断健全和完善，但是，分析此次“12.9”井口爆炸事故，依然暴露出有制度不执行、有流程能绕开、审核把关不严格等诸多问题和漏洞。四、对相关单位及责任人的处理为汲取教训，严肃纪律，完善管理，按照事故“四不放过”的原则，依据集团公司及大港油田分公司的有关规定，按照干部管理权限，分别由大港油田分公司及所属相关单位，对有关责任单位和责任人进行了处理。（一）对有关责任单位的处理按照《大港油田分公司2012年度安全环保责任书》的规定，扣减事故主要责任单位第四采油厂2012年度工资总额及当年新增工资共计225万元；滨港集团工资总额8万元。（二）对有关责任人的处理按照中油监〔2012〕167号《中国石油天然气集团公司生产安全事故与环境事件责任人员行政处分规定》和《大港油田分公司2012年度安全环保责任书》，对相关事故责任人给予以下行政处分：1、给予原第四采油厂总工程师孙家谦等6名处级管理者，分别给予撤职、降职及警告等行政处分及相应的经济处罚，其中撤职1名、降职2名、警告3名。2、给予原博弘公司经理刘存辉等五名科职及以下管理人员撤职、警告等行政处分，其中撤职4名、警告1名。同时，解聘刘存辉大港油田分公司高级