井下作业公司井喷事故案例汇编

【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流.....精品文档......井下作业公司井喷事故案例汇编井下作业公司井喷事故案例汇编井下作业公司历年来井喷事故案例统计如下：钻井井喷事故3起：1）2002年8月9日，乌5井区DW013井喷事故。2）2004年7月16日，四2区46157井井喷事故。3）2007年8月12日，哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田66001井井喷着火事故。大修井喷事故4起：1）1989年4月24日12，红山嘴红0221井井喷事故。2）2002年9月26日，克82井井喷事故。3）2006年6月12日，准东台21井井喷事故。4）2006年7月19日，北布扎齐NB42井井喷失控事故。小修井喷事故13起：1）1989年4月22日，克75井井喷事故。2）1994年9月，石西石004井井喷事故。3）1998年10月石西SH2502井井喷事故。4）1999年10月，莫北2井井喷事故；5）2000年7月28日百口泉X1203井井喷事故。6）2001年6月5日，五3东57205井井喷事故。7）2004年7月23日八区8515井井喷事故。8）2006年4月27日,七东2区71115井井喷事故。9）2006年6月16日，三4区克浅306井井喷事故。10）2006年12月1日，金004井井喷事故。11）2007年4月14日，百重b11714井井喷事故。12）2007年8月石西SH3602井井喷事故。13）2007年10月11日，石西SH1049井井喷事故。井下作业公司井喷事故案例汇编浅层钻井喷事故案例一、乌5井区DW013井钻进井喷事故1、基本情况DW013井是一口稀油井，由井下作业公司大修四队承钻：设计井深1455m，目的层三叠系克上组（T2K2），地质预告油层在1260m～1430m，钻井液密度要求：1210m以上，r=1.12g/cm3,1210～1455m，r=1.07g/cm3。2、事故发生经过2002年8月9日凌晨7：30正常钻进至1271米时发生井喷，喷出大量油气水，并发出刺耳的声音，在距离该井3km远的乌尔禾兵站都能听到。井喷时井内钻井液密度为1.09g/cm3，粘度50s，失水3.2ml。井喷后当班司钻立即组织班组人员进行应急处置，软关井成功。值班干部迅速在第一时间向井下作业公司钻井项目经理部和新疆石油管理局低效油田项目组汇报井喷情况。3、抢险过程经现场抢险组研究决定，用密度1.15g/cm3的钻井液循环压井，8月9日11:30开始压井，1小时30分钟后，返出钻井液密度为1.04g/cm3，粘度54s，钻井液气浸严重，第一次压井失败。根据第一次压井钻井液密度和立管压力，经过计算决定采用密度为1.4g/cm3、粘度70s的钻井液进行二次压井，23：00开始向井内泵入1.4g/cm3的钻井液，循环至出口钻井液密度为1.36g/cm3时停泵观察，井内有渗漏现象，用综合堵漏剂堵漏，循环将井内钻井液密度逐渐降至1.25g/cm3后，观察井内稳定，压井成功。4、事故原因分析：（1）乌5井区油层局部有气顶现象，是井喷的主要原因。（2）井喷初期，地层局部气顶压力释放后，由于井深400～500m的吐谷鲁组水层出水严重，造成第一次压井失败。二、四2区46157井提钻抽吸井喷油井报废事故1、基本情况46157井是一口稠油热采井，由井下作业公司钻井22队承钻。井身结构，一开：φ393.7mm钻头×60.32m，下入φ273.1mm 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套固井水泥返至地面；二开：φ241.3mm钻头×579m，钻进至油层前逐渐增加钻井液密度，在钻进至365.87m时，钻井液密度由1.37g/cm3增加至1.42g/cm3，钻至石炭系完钻，完钻钻井液密度为1.50g/cm3。2、事故发生经过：2004年7月16日6:30钻至579m完钻，洗井后进行提钻通井，并在提钻过程进行灌浆,第一次灌入正常,在起出14单根(约131.6m)进行第二次灌浆时未仔细观察液面变化继续起钻作业，当起出20单根(约195.6m)时，突然由环空发生强烈井喷(喷高达7m),喷出物为钻井液与天然气的混合物，现场班组立即组织抢险，抢接钻杆旋塞并关井：关井后，立压0,套压2.5MPa,后渐升至3.2Mpa。同时发现距46157井井口1.5km的46116井井场附近周围地表有天然气溢出，并且有一处形成2m2的喷口，喷吐泥浆与天然气的混合物，喷出物来源不明。3、抢险过程：该井先后用1.6～2.0g/cm3钻井液压井6次，共用钻井液400m3。在2004年7月18日，用密度为2.0g/cm3压井液以3.0m3/min(700型压裂车组)排量正循环压井，施工中立压2.5MPa,套压渐降0,测得出口压井液密度1.83g/cm3,停泵后立压=0,压井成功。由于该井反复喷漏造成井壁坍塌，采用划眼下钻至井底，洗井过程中返出大量坍塌岩块，大小不等，洗井彻底后停泵观察3h，井内稳定后起钻，起钻过程中挂卡10t，起钻至445m遇卡，活动钻具过程中出现井漏，堵漏成功后采用震击解卡无效，最后爆炸松扣倒出部分钻具后封井，该井报废。4、事故原因分析（1）未仔细观察落实灌液情况，形成提钻抽吸，诱导井喷；（2）存在浅层气。三、哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田66001井井喷着火事故1、基本情况肯基亚克盐上油田地堑区66001井隶属于中国石油阿克纠宾油气股份公司，由东方石油技术服务有限责任公司承包，具体施工井队为东方四队。主要钻井设备：ZJ20钻机、F1000泥浆泵、卡特400型发电机组、ZJ20泥浆净化系统；井控装置：FZ35-21防喷器、FK-200防喷器远控台、JG-103/35节流管汇、YG-103/35压井管汇、Ф76mm放喷管线。66001井地理位置：哈萨克斯坦共和国阿克纠宾州肯基亚克盐上油田地堑区，2965井东南70m，134井西南130m；设计井深：420m；设计井身结构：Ф426mm导管×10m，Ф273.1mm表层套管×120m，Ф177.8mm油层套管×418m。施工中用钻具结构：Ф241.3mm三牙轮钻头＋Ф177.8mm钻铤×27m＋Ф159mm钻铤×63.5m＋Ф127mm钻杆；泥浆性能：密度1.10g/cm3、粘度40s、失水5ml、切力6Pa。2、事故发生经过2007年8月12日，正常钻进作业至井深340m时，爬坡箱故障，随将钻具提到井深110m处的表层套管内循环。16:50修理爬坡箱完毕，下钻钻进至井深362m时，发现钻速明显减慢，现场判断可能是钻具问题，决定起钻检查。起钻前循环洗井30min后于21:00起钻，每起2个立根往环空灌浆一次，22：38正常起钻至最后两根钻铤，卡好安全卡瓦，正准备卸扣时泥浆从二层台钻铤水眼内以及环空突然冒出，由于泥浆从二层台钻铤处浇下，钻台上的员工全部撤离，此时溢出物由泥浆变为天然气。班组人员立即采取应急措施，关闭防喷器，切断井场电源，使用应急灯照明，组织二层台两名架工撤离，同时组织抢险人员按规定穿戴好防护用品，准备上钻台抢接防喷单根。此时天然气弥漫整个钻台，人员无法靠近井口操作。22:50所有人员向紧急集合点快速集合，此时泥浆净化罐附近突然起火，同时引燃钻机主机，导致主机油箱烧裂，燃油泄漏，火势加大。23:15，井口火焰熄灭，二层台钻铤水眼出口处虽有余火，但火苗高度不足1m，凌晨1:15井场明火全部熄灭。3、事故损失经事后现场勘察，事故造成钻机主机部分烧毁、配电箱、部分液压管线、高压胶管、电缆烧毁，经济损失13.5万元人民币（1.78万美元），由于钻机为已经折旧完、经评估可以使用的旧钻机，未计算其经济损失。4、原因分析1、起钻抽吸产生压力激动，圈被高压浅气在井眼内形成气柱，由于井浅，气柱在井口快速释放。2、天然气携砂击打溢流口金属表面产生火花，同时当日风向是从井口吹向主机车，造成整个钻台、钻机着火。大修作业井喷事故案例一、红0221井提钻井喷事故1、基本数据红0221井（开发井）是由井下大修6队承修的一口大修井，在光管替水后提钻施工中，于1989年4月24日12：00发生井喷。该井完钻井深2008.8m;井喷时井内修井液密度为1.0g/cm3；井喷时井内无钻具，SFZ18-21防喷器已拆除；油层套管：Ф139.7×9.17mm×2000.28；层位t221738～1745m。完钻日期：1987年7月2日；完钻井深：2008.8m；原人工井底：1989.54m；曾用修井液：1.3g/cm3；t22:1738～1745m，气层，产气量为11.2×104m3/d；t22～t12:1793～1962m，4层均为油层；修井目的：挤封气层、钻灰塞、回采。2、事故发生经过用密度1.3g/cm3的修井液压井；提出井内全部结构；挤封气层，试压合格；钻灰塞至1944m，逐层憋开油层井段；下完井结构试压合格完井。（1）大修施工经过用密度为1.3g/cm3的修井液压井后提出井内管柱；下Ф115m尖钻头划水泥环至1775.4m；采用循环挤注法挤水泥封气层t22；候凝钻水泥塞，对堵层试压；钻水泥塞至1851.39m；下封隔器对1793～1796.5m油层憋孔，未开；下光管替水，提钻时发生井喷。抢坐井口失败，井喷失控。（2）井喷事故经过1989年4月24日，井队根据白班对1793-1796.5m层憋孔无明显效果的情况，决定下光钻杆替水后重新憋炮孔，并给零点班带去指令：下钻替水，替水后观察井内情况，然后提钻。25日零点班接上班继续下钻替水18m3,井内稳定后提钻，零点班提钻114根钻杆，未及时灌液。25日白班接班后提钻8根，发现井口外溢，当提完全部钻具时，喷势已经形成，抢坐井口未成功，井喷失控。井喷时已将井场电源、火源切断。井喷后的现场情况是：Ф73mm卡箍采油树油管头坐入四通，4颗顶丝只有2颗上紧，总闸门已坐在四通上，只穿上了2条螺栓，但有1条为上紧螺帽，而另1条未带螺帽；总闸门被高压气流顶歪，井口法兰300°～330°圆周天然气喷出十多米远，总闸门只打开1/3，部分天然气由转盘通孔喷上钻台；井口四通上的套管闸门均带90°短弯头作为作业时的循环出口；两侧套管闸门全部打开，钻台下完全被天然气笼罩，能见度低；井喷声响巨大，距井口200处，高声讲话才能听到；喷出天然气约为11.2×104m3/d，含水量少，无砂、砾石，不含油。3、事故处理方法及主要作业步骤红0221井井喷的抢险，主要在于能否在最短的时间内制伏井喷，保护油井和修井设备，其中关键是抢坐好井口和重新压井。抢险指挥小组根据井喷状况和抢险器材准备，决定采取两部分 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同时进行。第一部分方案：组织抢坐井口，重新压井，抢坐井口和压井机具及压井液的准备同时开展。第二部分方案：在抢坐井口的同时，另一部分人员做好修井机及设备与井架的分离工作，做好应急准备，一旦事故恶化，强行拉出修井机，尽可能减少损失。两部分方案分别进行，在实施第一部分方案过程中，由于采取的措施和方法正确，抢坐井口成功，压井后制服井喷，使国家财产免受巨大损失。具体做法如下：（1）强行加穿井口螺栓，重新坐好井口，为压井创造条件。加穿井口螺栓快速做好井口的最佳方案是对角上螺栓。但在具体的抢险实施过程中，由于井口气流和压力太大，历时2h才穿上并上紧1条螺栓，而且还不是预想的对角螺栓，而是紧靠原有的螺栓，为此，抢险指挥小组及时讨论并改变原定方案，采取挨着已上好螺栓加穿螺栓，步步紧逼的方法，达到做好井口的目的。实施后行之有效。（2）因天然气喷出致使所含水在井口结冰、成霜，将四通法兰的螺孔冻结，为能使螺栓顺利穿入，现场采取两部蒸汽车同时给井口解冻，并以铜扳手、铜榔头相配合，才使得强穿螺栓成功。（3）外排分压是抢坐井口成功的关键，现场引出了两侧套管闸门和总闸门进行放喷。在认真分析了各个闸完好程度以及能否承受的住高压等情况后，成功的在左侧套管闸门、总闸门上连接好放喷管线，为抢坐井口奠定了基础。（4）在安装放喷管线时，预先在各放喷管线上远离井口的部位加装高压闸门，这样既可防止原有井口闸门失灵、失控而影响后面的压井工作，又可以在整个抢险过程中减少因需要而进入钻台下开关闸门。（5）压井液的密度和数量，压井作业车的压力、排量均满足压井施工要求。在做好井口后迅速组织压井，以左侧套管闸门和总闸门作为压井进口，泵压控制在20MPa以内，实际为18MPa，挤入排量为1.5m3/min，压井液密度为1.60g/cm3，共挤入38m3，彻底制服井喷。（6）在保证了井口密封和各闸门安全可靠后，先利用左侧套管闸门作为压井的进口，关闭总闸门，右侧套管闸门保持少量放喷。先利用重力置换法压井，后挤压井，具体做法是：所有管线试压合格后，左侧进口憋压启泵后慢关总闸门，待泵压正常后打开总闸门，两个压井进口同时挤入压井液，再逐渐关闭右侧套管闸门，实施挤压井。4、事故原因及技术分析（1）修井过程中改变压井液密度是造成井喷的主要原因。（2）在改变了压井液密度的情况下起钻又不灌修井液，因替水和起钻不灌压井液使整个井筒液柱压力减少，实际井内液柱压力低于地层压力，是造成井喷的直接原因。（3）在施工过程中随意拆除防喷器，使得井喷后井口无法控制。（4）井控技术素质差，发现井喷预兆后，未果断处理抢坐井口，导致抢坐井口失败，以致井口失控。（5）对油田区域特点的了解、判断失误，制定了错误的憋炮孔 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，是严重技术失误。二、克82井套取桥塞、回产气层井喷事故1、基本情况克82井套取桥塞、回产气层施工过程中，于2002年8月26日压井作业时和9月27日打铅印提钻时发生井喷。该井完钻井深：4331.7m，人工井底：3577.05m，油层套管：φ139.7mm×7.72mm×4325.6m，φ108mm电桥分别位于4131m和4065m，φ108mm欧文电桥位于3750m，φ108mm机械式桥塞位于3596.96m，要生产的P2w和P1j3-1气层被电桥封隔，本次大修目的是钻水泥塞、套取桥塞、回产气层。设计用Υ=1.0g/cm3修井液压井施工，钻取3750m电桥；打开P2w、P1j3-1气层，用Υ=1.4g/cm3泥浆压井施工作业。2、事故发生经过（1）8月26日压井过程井喷第一次压井：用Υ=1.4g/cm3泥浆60m3正循环压井，压井施工后期发现井涌逐渐增大，瞬时涌出大量天然气并雾化，关半封，用25MPa放喷高压闸门控压失败，闸门壳体被刺穿，随后φ62mm放喷管线又被刺断。关井，更换放喷管线，用右侧外套管闸门控制外排，套压3～5MPa，油压0MPa，等泥浆。第二次压井：8月27日0:30～3:30时，1400型压裂车组正循环注入清水20m3+Υ=1.4g/cm3泥浆70m3，泵压2～33MPa，排量0.6～1.2m3/min，右侧外套管控压闸门壳体被刺穿，大量天然气雾化喷出，放喷管线结霜。压井不成功，等泥浆，外排。第三次压井：连接套管闸门左侧放喷管线，关闭右侧内套管闸门，用Υ=1.8g/cm3泥浆正循环注入10m3，油压0MPa，卸方钻杆，更换旋塞，连接压裂管汇。15:00～17:30时，1400型压裂车组正循环注入清水40m3+Υ=1.8g/cm3泥浆100m3，泵压37.2～16MPa，排量1.4～0.6m3/min，压井成功。（2）9月27日打铅印提钻井喷9月8日钻水泥塞至4060.3m后，下套铣筒4次套铣φ108mm电桥至4062.3m无进尺，用φ115mm铅印打印后，证明井下有不明落物。下φ116mm高效磨鞋磨铣落物16h无进尺，用磁铁打捞器捞出φ10～50mm不明碎铁5块。9月26日下铅印带随钻捞杯至4062.30m，用Υ=1.6g/cm3泥浆洗井3h，泥浆稠化严重呈滴流状，下压80kN打印，水眼堵，提钻过程中不能正常灌浆，每提十几根钻杆灌满井筒一次，提至1623.62m时，泥浆泵出故障，停止提钻，修泵。12:00时井外溢，关井。17:00时2SFZ18-35防喷器半封闸板芯子刺坏，利用套管闸门控制两根放喷管线同时放喷降压，因半封失效，将钻具甩脱落井，关全封，外排降压，加装FZ18-35防喷器。第一次压井：9月28日用1400型压裂车组，挤清水20m3，泵压3-7MPa，排量0.7-1.7m3/min，由于一部主机车泵不上水，关井，修泵40min后，防喷器开始滴水、流水，开井瞬间套压升至18.6MPa，压裂接头脱扣，一声巨响，喷出大量雾化压井液及天然气，压井不成功，外排降压。第二次压井：9月29日用1400型压裂车组，挤入Υ=2.0g/cm3泥浆20m3，跟进Υ=1.7g/cm3泥浆30m3，泵压1.5-5.5MPa，平均排量2.18m3/min，历时23min压井结束，制服井喷。3、事故原因分析及压井技术分析（1）8月26日压井施工井喷原因第一次压井过程中，中途停泵检修，控压措施置后，形成钻柱内外的压力差，并且设计压井液密度偏低，诱喷了非目的层P2w解堵是发生井喷事故的主要原因。（2）压井技术分析第一次正循环压井过程中控压置后，中途停泵检修，形成了钻柱内高密度泥浆液柱与环形空间中低密度水的压力差，诱导井喷；第二次压井管线采用了压裂车循环压井，泵压最高达33MPa，而2in油壬的承压极限是25MPa，施工中油壬刺漏两次，中断施工，致使压力差加速了环空压井液的排出，加速了井喷；第三次压井成功说明在高压气井中进行正循环压井时，采用垫水隔气和大排量连续注入高密度压井液的措施是合理有效的。（3）9月27日提钻井喷原因泥浆稠化严重，不能正常循环灌注泥浆，在铅印水眼堵的情况下提钻，极大的降低了压井液柱压力，用间断性常规灌浆方法不能使稠化严重的泥浆充满井筒保持正常液柱压力是发生井喷事故的主要原因。（4）压井技术分析外排降压在井筒周围形成了“低压漏斗区”，有利于压井成功，一般情况下井喷后的测压是必要的，但关井测压的结果是造成近井筒近地带地层压力的回升，因此在对该井地层压力较清楚的情况下，未进行测压是缩短压井周期的有效措施之一。第一次挤压井和第二次相比在方法上有所不同。第一次压井是采用传统的垫水隔气法，设计使用40m3，实际注入20m3后停泵，施工过程70min，井口压力由1.5↗18.6MPa，即占用了井筒空间又占用了地层压力恢复时间，逐步建立液柱压力的思路和不连续的施工是失败原因。第二次压井是在放喷后立即进行的，在地层压力恢复高压之前，大排量快速注入高密度压井液，迅速建立液柱压力，压井液几乎不受气浸，这是压井成功的根本技术措施。三、准东台21井套铣桥塞时井喷事故1、基本情况：准东台21井是由新疆井下作业公司大修十队承修的一口油井，2006年6月12日2:15在套铣桥塞过程中发生井喷，井喷层位T2K（2290.0～2304.0m）井喷时井内修井液为1.55g/cm3泥浆。该井的基本数据：完钻日期：1988年10月30日完钻井深：2633.5m油层套管：Φ139.7mm×7.72/9.17mm×2632.16m原人工井底：2621.66m目前砂面：1772.09m存在问题：油层被隔封、无法生产修井目的：钻灰塞及套取液压桥塞，挤封J1b和J2t气水层及J3q出砂层，回采T2K油层。2、事故发生经过（1）施工要求及施工过程eq\o\ac(○,1)用r=1.8g/cm3修井液压井施工，井口安装SFZ18-21型防喷器，提出井内上部结构。eq\o\ac(○,2)钻1772.09m、1839.88m、1989.72m、2142.68m处灰塞，钻取2026.35m、2146.68m处桥塞。eq\o\ac(○,3)上部套管试压：用清水试压10MPa经30min压降不超过0.5MPa为合格（要求封隔器座封于油层顶部以上30m之内）。eq\o\ac(○,4)挤封J1b层2290.0-2304.0m井段、J2t层2066.5-2083.0m井段、J3q层1954.0-1963.0m井段、1786.0-1788.0m井段。eq\o\ac(○,5)钻2423.0m处灰塞、回采T2k油层。eq\o\ac(○,6)冲砂、洗井至人工井底2621.66m。用φ115mm通井规通至人工井底2621.66m。eq\o\ac(○,7)完井结构：空井筒。上修日期:2006年5月23日至2006年6月22日施工步骤:eq\o\ac(○,1)用密度1.8g/cm3修井液压井后提出井内结构；eq\o\ac(○,2)更换60MPa井口为35MPa井口；eq\o\ac(○,3)上部套管以及验窜通道试压合格；eq\o\ac(○,4)钻老灰塞由1776.3m至2000.36m；eq\o\ac(○,5)挤封出砂层试压合格；eq\o\ac(○,6)挤封J2t气水层试压合格；eq\o\ac(○,7)套取桥塞发生井喷。（2）井喷事故经过2006年6月11日下φ114mm套铣管,17：20下至2165.31m遇阻准备套取桥塞，现场考虑J1b层试油为气水层（气：1697m3/d，水：90.24m3/d），静压40.451MPa。于是由17:20至00:30现场调整泥浆密度提高至r=1.83g/cm3粘度63S后并且循环至进、出口一致，00:30开始套铣，由2165.31m套铣至2165.65m，6月12日2:15在套铣至2165.65m后桥塞下落，此时突然听见井口有气体溢出的声音，并发现修井液外溢严重。班组人员迅速进行现场应急处置，按关井程序关井，上提出钻具出钻台面，先打开节流阀，后关闭旋塞，关闭防喷器，关节流阀后观察套压，发现套压迅速上升至18MPa，由于井口安装的是SFZ18—21型防喷器，为避免关井压力超过防喷器的额定工作压力，造成防喷器损坏失效，进而井口失控，现场决定进行放喷。放喷后用r=1.0g/cm3的清水6m3替出单流阀以上泥浆4.5m3。（喷出物为天然气、水混合物，放喷2h后喷势逐渐减弱，喷出物为少量天然气和大量的水）。井喷发生时井场已停机、停电。3、事故原因分析（1）套桥塞作业过程中压井液密度由1.83g/cm3下降至1.55g/cm3，导致液柱压力降低，是造成井喷的主要原因。（2）原始资料提供是，1989年5月J1b层试油为气水层（气：1697m3/d，水：90.24m3/d），静压40.451MPa。由于该层位被封多年，圈闭压力较大，在套开桥塞后就出现外溢，而该井采用的是SFZ18—21型防喷器，压力等级过小，不能有效进行关井和及时压井。（3）套开桥塞发生井外溢，应该使用放喷管线闸门进行控制排气，见液即止，待压力回升后再开闸门排气，该队采取的是无控制的排气降压，致使井内修井液全部排出，井内液柱压力降低。4、抢险经过及损失（1）6月13日10:00用r=2.0g/cm3的泥浆40m3正循环替入井内，泵压控制在5MPa，套管压力控制在3MPa，泵排量L=350l/min。在循环压井过程中出水量逐渐减少直至不出。后由13:00观察至14:30井内稳定不出，更换SFZ18—21防喷器为2SFZ18—70防喷器。抢险时间：32h；主要抢险物资消耗：2.0g/cm3泥浆60m3。四、北布扎齐NB42井提钻井喷事故1、基本情况北布扎齐NB42井位于哈萨克斯坦北部扎齐油田，是日费制作业项目，由东方公司阿克套分公司东方二队承修，2006年7月19日0：30，在提泵出井口时发生井喷。该井项目甲方是哈萨克斯坦北部扎齐联合作业公司；作业目的：打捞出井内被卡管柱，在侏罗纪生产层射孔，完井。2、事故发生经过东方二队7月9日搬家至NB42井，7月12日经过井控检查和验收合格后开工。7月13日冲洗鱼顶，打铅印，7月16日捞出Φ88.9mm油管9根，7月17日捞出泵上短节一根，并套洗。7月18日22:00～22:30在提泵和封隔器准备卸扣时，发生了井涌。现场总监指挥关闭防喷器（螺杆泵及封隔器内腔堵塞，关井成功）；为防止压井施工中挤通管柱，在螺杆泵的顶端安装好油管旋塞，井涌得到初步控制。7月18日22:40～7月19日0:20，挤入清水10m3，压井未成功；用清水配置好15m3,密度为1.24g/cm3氯化钙压井液后，继续压井，挤入8m3，挤后井口压力1MPa，关井扩压20min后打开防喷器，观察井口10min后，确认井口稳定后，卸开泵和封隔器（油管锚），并甩到钻台上。此时，套管环空发生外溢,并瞬间形成强势井喷，井内油管被顶出钻台高约6米，天然气从油管内喷出，喷高接近二层台。现场班组人员立即采取应急处置措施，关闭防喷器，切断井架电源之后，打开放喷闸门进行外排。同时进行接方钻杆（带有旋塞）的抢接准备。此时，现场总监指挥哈工打开防喷器，但被顶出的油管并未下落，反而1立根借助惯性被气流顶出钻台，与之连接的第三根油管接箍也露出溢流管，顶出的油管立根担在井架上，下部被气动卡瓦卡住，不能落回井内，造成防喷器无法再次关闭，导致井喷失控。1:00左右现场人员撤离井场，切断所有电源，等待救援。3、事故处理阿克比联制定两套抢险方案：（1）将油管用吊车提出，将接好旋塞的防喷管柱下压入井后，关井。（2）在油管上打卡子，用麻绳将管柱强行下压入井，并固定在防喷器上，安装好旋塞后，关井。7月19日10:40～17:30，采用第二方案，将油管强行下压到距离钻台1m左右，使用特制旋塞抢装在油管上，手动关闭防喷器后关闭旋塞，关井成功，关井套压3MPa。17:50～18:40，使用密度为1.4g/cm3的泥浆挤压井成功。4、事故原因分析（1）第一次井喷关井压井，关井扩压时间以及开井观察时间不足；正规挤压井时间，井深300m，关井扩压1h，开井观察不少于30min。（2）第二次井喷关闭防喷器后，现场总监错误的认为被顶的6m油管可以通过自重落回井内，盲目的指挥打开防喷器，导致更多的油管被顶出井口，致使防喷器无法关闭，造成井喷失控。小修作业井喷事故案例一、五3东57205井射孔井喷失控事故1、基本情况五3东区57205井是由修井22队上修的一口新投井，2001年6月5日在电缆传输射孔时，发生井喷并失控。该井人工井底：2868.45m；压井液：密度1.2g/cm3盐水；防喷器：QF250-Ⅲ型；射孔层位：P2/2w。2、事故发生经过2001年6月3日，修井22队上修五3东区57205井，新投，井口安装250-Ⅲ型防喷器，用密度1.2g/cm3盐水压井后，6月5日，采用电缆传输射孔，第一炮射开2772.5～2770m井段，在第二炮射孔枪下深至500m时，发生井喷，作业队迅速提出枪身后，关防喷器。由于套压超过关井极限套压，现场实施放喷，喷出物为盐水与天然气的混合物。现场应急处置决定在防喷器上加装总闸门，当人员在井口准备安装时，由于防喷器安装时只装了4条螺栓，井内高压气体不断侵蚀，将螺栓切断，防喷器与总闸门被打飞，井口失控。3、事故处理经过抢险方案是抢装总闸门压井。现场组织应急人员冒险抢装总闸门，经过2h的奋战，抢装总闸门成功。然后组织压井，第一次直接挤入密度为1.6g/cm3的泥浆30m3，观察，压井失败；第二次采用先后挤入清水60m3、密度1.2g/cm3的盐水30m3以及密度1.4g/cm3的泥浆30m3，观察，无外溢，压井成功，下入油管坐井口完井。4、事故原因分析（1）防喷器安装不符合井控装置安装规定；（2）地质设计预计射开层位为油层，实际射开后为高压气层，导致选择电缆传输射孔方式及低密度压井液。二、七东2区71115井射孔井喷事故1、基本情况七东2区71115井是由修井34队承修的上返井，2006年4月27日在进行射孔作业时，发生井喷失控。（1）该井1992年5月份投产：油层套管Φ139.7mm×7.72mm×1889m，钢级：J55；地层压力11.16MPa；钻开油层用密度1.33～1.43g/cm3钻井液；生产层位T2K11787.5～1801m，Φ54mm喇叭口位于1778.31m；2005年6月1日动态关井，2006年3月份油压3.8MPa，套压5.9MPa。（2）此次作业要求及目的：封堵目前生产井段1787.5～1801m；通井至1780m畅通，对1780m以上套管试压15MPa合格；注灰面于1770m，并试压15.0MPa合格；清水射孔，层位T2K1：1749.5～1743m；下Φ54mm喇叭口于1703m。2、事故发生经2006年4月27日，现场安装完QF250-Ⅲ防喷器等井控装置后，10:30-11:20向井筒灌清水8m3，使井筒充满清水；11:30-12:00对防喷器试压15MPa经10分钟压力不降合格;18:37开始进行电缆通井及传输射孔;19:10射开目的层油层底层：T2K1：1749.5-1743m，射后井口小量外溢，抢提电缆；19:23溢流高度达到20cm，修井队副队长 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 射孔队剪断电缆后，指挥班组人员关井，当时QF250-Ⅲ防喷器的中间闸板已经关到位，在关两侧半封闸门时，被剪断的电缆携带枪身被高压气流顶出，击打在防喷器中间闸板、两侧闸板的胶芯和推行凹槽上，并将上述部件击出防喷器，19:30井口失控。从井内喷出的射孔枪身喷出的射孔电缆缠绕在井架上防喷器中间闸板和左右闸板的密封胶芯及推行凹槽被井内喷出的射孔枪身毁坏3、事故处理19:31作业队副队长根据井喷失控汇报程序向二分公司应急办公室汇报，应急办公室立即启动二级应急处置预案。同时现场员工用气体检测仪对井口周围环境进行检测，检测结果显示H2S气体含量为零。19:45向井下作业公司应急办公室作了汇报。组织应急车辆，20:10左右两部消防车到井，向井口喷水降温。21:00全部六辆水罐车到井，共备水110方。21:00～22:00抢座井口成功，外排降压，出口干气成雾状22：15密度为1.6g/cm3压井液60m3，由两部罐车拉运到现场。22:00～23:00用密度1.6g/cm3压井液30m3挤压井成功，并安装克造250型采油树关井，制服井喷。应急抢险小组正在抢装井口成功控制井口后天然气由放喷管线放喷4、事故原因分析（1）关井速度慢；（2）地质设计预计射开层位为油层，实际射开后为高压气层，导致选择压井液密度过低。三、克浅306井射孔井喷失控事故1、基本情况克浅306井是由修井19队承修的新投作业井，2006年6月16日射孔后发生井喷失控。该井是在三4区的一口稠油探井：完钻日期：2006年5月17日；完钻井深：331m；人工井底：319.26m，联入：4.5m；油层套管：Φ177.8mm×8.05mm×328.61m，水泥返高：地面；固井质量及管外漏失情况：合格，井口类型：自喷；钻油层时钻井液密度：1.56g/m3；井内Φ73mm油管带Φ150mm通井规。待射孔层位：T2K2，井段：282.5m～284.5m;293m～297m。2、事故发生经过2006年6月16日修井19队在采油三厂三4区克浅306井进行新投作业，在井口安装好SFZ16-14半封闸板防喷器等井控装置后，进行了洗井、防喷器试压及通井等前期各项施工工序后（此时井内充满密度1.0g/cm3的压井液），配合测井公司射孔206队进行电缆射孔作业，下电缆带4m枪身，14:35分点炮成功射开293m～297m，射孔后准备上提电缆时，瞬时发生井喷，喷高约12m，30s的时间井内压井液被全部喷出，井口喷出物为天然气。3、事故处理经过修井19队跟班干部在发生井喷后，要求射孔206队立即切断射孔电缆，射孔队因井内喷出物为天然气，存在电缆切断后与井架撞击发生火灾的可能，不同意切断电缆，要求提出枪身。射孔队在失控状态下冒险上提电缆，14:45枪身提出，14:48修井19队现场作业人员抢下防喷油管1根（上部有1m左右油管短节1根），按照关井程序将井口防喷器关闭，放喷管线进行放喷。井喷失控13分钟。后期压井成功。4、事故原因分析（1）地质资料解释不细，把气层当油层射开；（2）射孔方式选择错误；对地质送修书中的钻井液密度认识不足，没有给予重视，设计要求的射孔压井液密度过低。（3）发生井喷后，未按井控实施细则要求，及时切断射孔电缆进行关井。四、J131A井区金004井射孔井喷事故1、基本情况克拉玛依油田J131A区金004井是由修井1队承修的下返井，2006年12月1日电缆传输射孔后井喷。（1）射孔前基本数据：人工井底：946.59m；油层套管：Φ177.8mm×8.05mm×954.9m，水泥返高地面；投产日期：2006年9月29日；射孔层位：J3q，224.5～227.5m和227.5～230m，合计厚度5m；原始地层压力：4.12MPa；累计产油：3t。（2）下返射孔要求：挤封原油层J3q：224.5～227.5m，227.5～230m；下返射开层位T2K1：847～845m，833～831.5m；射孔弹型：YD-89孔密：20孔/m射孔方式：电缆传输射孔液：清水2、事故发生经过2006年12月1日上午，修井1队的HSE监理、值班干部及地质员对现场进行了射孔前的安全巡检，重点对防喷器、放喷管线的安装以及备用的防喷装置，例如：防顶短节、旋塞，防喷单根及简易井口、钢圈、高压闸门等的完好、有效状态进行检查。12:00，射孔队到达现场，射孔队配备齐全电缆剪切钳，电缆剪切钳摆放在射孔车车厢后，现场班组人员进行防喷演习合格后通知炮队进行射孔作业，井队资料员负责观察井口。13：45地质员与射孔队长共同审核井身数据合格，点火射孔，13:50现场井口观察人发现井口溢流涌出清水，瞬时形成井涌，高度超过井口0.5m，瞬间喷势增大，气流携带清水喷高超过10m，井喷声音巨大，井队值班干部组织人员撤离，并通知射孔队剪断电缆后也撤离至距井口20m远处，此时射孔枪身及电缆被强大的气流夹杂清水从井内喷出，撞击射孔天滑轮及修井机大钩，待吊环、枪身落下后，井队当班人员抢下防喷单根及关防喷器。但由于井内喷出的气流强大，多次抢下没有成功。人员撤离，井喷失控。3、事故处理经过：12月1日14:05井下作业公司接警后，启动井下作业公司一级应急救援预案，组织抢险人员、应急物资赶赴现场抢险。14:30抢险组到达现场，（1）安排人员佩戴正压式呼吸器、耳塞拴上救援绳后，对井口进行可燃气体和H2S检测，可燃气体为98％LEL,H2S浓度为0PPm；（2）吊车配合进行井口及抢座简易井口。17:35抢座简易井口成功，井口被控制。17:40观察放喷管线外排情况，待取样观察。12月2日15:20取样正常，15:28～16:30关井测压，井口压力1.5MPa。12月3日按按采油厂下发的《工艺、工序更改通知单》组织压井作业。12月3日16：00建立井筒平衡。4、事故原因分析：（1）地层流体性质预测错误，原解释射开层位为油层，实际射开为气层；（2）地层压力提供不准，提供原始地层压力4.12MPa，实际为8.17MPa。（3）无有效的快速防喷装置。五、百重七井区b11714井提油管井喷事故1、基本情况b11714井是由修井52队上修的一口下泵井，2007年4月14日在提油管过程中发生井喷。完钻日期：2003年5月16日；完钻井深：594m；人工井底为589m；目前地层压力：4.8MPa；井内管住结构：Ф62mm平式油管+Φ90mm喇叭口于559.04m；汽窜情况：曾被b14638、b14635等井汽窜干扰。4月2日开始（第八轮）注汽（注气压力9Mpa），日注163T，共计注汽1802T，4月12日焖井，4月13日焖开。2、事故发生经过2007年4月14日修井52队接到b11714井下泵施工措施。进行完技术交底后组织搬家施工。10:40搬家到位，开工验收合格后开始施工。现场油压为0.1MPa,套压为0.4MPa。11:15使用ρ=1.0g/cm3脱油热水30m3反循环压井（泵压变化：0Mpa→２MPa）,13:00压井结束，关井扩压30min，13:30打开油套管生产闸门，油套管无外溢。14:00拆井口，安装SFZ16-21半封防喷器。对防喷器试压2MPa（地层吸收压力），无渗漏。开始提Ф62mm平式油管施工，井口工观察井内液面没有下降。15:07，在提出54根油管（速度为10m/min），井内只剩余油管3根时，井口出现外溢，现场人员立即进行软关井：开放喷阀，接旋塞，关防喷器（未关到位），大约１0s后井内的液体连同油管一起向上窜，窜出Ф62mm油管3根×28.8m，窜出油管顶带旋塞，底带Ф90mm喇叭口，井口操作人员见关井无望（井喷失控），停机停电后全部人员撒离，设置路障。15:08井内液体喷完，随后喷出大量的高温汽体。现场安全监督对现场和井口周围进行监测，不含H2S和可燃气体。2、事故处理经过15:09，现场值班干部按应急程序汇报公司调度室，启动二级应急预案。16:00，泵车、罐车、消防车到达现场，抢险组讨论后制定抢险方案：泵车连续向井口泵入清水降温，组织抢险人员抢坐井口；安全监督人员对现场和井口周围对H2S和可燃气体进行实时监测。18:40由四名员工组成的抢险小组进入现场，进行抢险作业，19:20抢座井口成功，关井，井口得以控制。3、事故原因分析（1）该井是注汽井，并与邻井连同，有汽窜干扰，邻井未停注，形成井喷原动力；（2）在提油管过程中，未及时向井内灌注修井液；（3）SFZ16-21半封防喷器关闭不到位，无防顶装置，致使井内剩余油管飞出。六、石西SH1049井换采油树井喷事故1、基本情况SH1049井是由井下作业公司X06357队（小修21队）上修的一口维修井，2007年10月12日在压井施工时发生井喷。完钻及井深：1997年08月29日完钻，4418m，裸眼完井段4320.33m～4418m，钻开油层泥浆密度：1.54g/cm3；投产日期：997年09月08日投产；本井目前地层压力：62.2Mpa，检测日期2006年08月05日；区块目前地层压力：61.1Mpa；检测日期2007年04月；前次修井压井液：优质泥浆，密度：1.5g/cm3。生产参数：4mm油嘴，液量83m3,气量4528m3，油压21.5MPa，套压13.6MPa；作业内容：维修（大四通漏，更换采油树）。2、事故发生经过：2007年10月11日井下作业公司X06357队（小修21队）上修石西作业区SH1049井更换采油树（地质措施标明下总闸门坏，原井采油树两侧生产闸门各只有1个，采油树上无油套压表）。13:40经过开工准备验收合格后开始施工，按要求连接好进出口管线。10月12日20:20在进行压井施工时，出口管线的活动弯头发生刺漏，井队操作人员立即关采油树生产闸门，该闸门关不严，又关上总闸门，也关不严，活动弯头处刺出大量泥浆、油气混合物，井口失控。3、事故处理经过：21:15启动应急抢险程序，组织抢险队进行抢险作业，23:58时抢装闸阀成功，成功控制井口。10月13日00:07解除应急状态。井口失控4小时。4、事故原因分析：（1）没有严格按设计施工：设计中要求在生产闸门一侧加装角阀，而在现场施工时未安装。（2）设计中要求使用700型泵车压井，在实际施工中用的是400型，降低工艺设计要求，泵车在施工中出现故障，无法正常连续施工。（3）对石西石炭系地层高压特性认识不足。5、纠正与预防措施：（1）严格按照设计要求进行现场施工；（2）对重点井要安排生产技术管理人员进行现场监护施工。七、百口泉x1203井射孔井喷事故一、事故经过2000年7月14日第五工程技术服务公司修井大队接到百口泉采油厂夏子街大队工程办派发的《射孔通知单》和《地质送修书》后，由技术员沙地克作了《施工设计书》。7月17日修井二队到达X1203井开始上返作业，至7月27日填砂、打灰已完成。7月28日15：00，做好了该井射孔前的准备工作，井口安装了江苏盐城市大冈石油工具厂生产的250—II型井口防喷器。15：30分该井开始射孔，设计射孔层位为：1607.0-1603.0、1595.0-1592.5、1573.5-1571.0、1553.5-1548.5、1545.5-1644.5。17：00当射完第三炮后（井段为1573.5-1571.0），上提电缆约700公尺时发现井口外溢压井液，17：30当抢提射孔枪出井口时，外溢量由液变为气，发生天然气井喷，现场修井二队的工人随即开始关闭防喷器，高压气体将防喷器闸板顶出，防喷器无法关闭造成井喷。30日24时井喷才得到彻底控制。二、事故原因分析：1、未对射孔后的溢流现象引起重视，当井发生溢流后没有立即关井。2、现场应急处置不当，发生井喷后，应立即间断电缆，关闭全封。三、纠正与预防措施：1、严格按照设计要求进行现场施工，发现溢流立即关井；2、对重点井要安排生产技术管理人员进行现场监护施工。八、八区8515井井喷事故一、事故经过2004年7月23日修井33队在采油二厂八区8515井实施油井维修作业，13:00-16:00用清水75m3反洗井P:6-3Mpa，Q：25m3/h，H:2700.09米，出口油气后清水干净，停泵油套大量外溢，关井憋压30分钟平衡压力开井不出，观察30分钟油套不出。根据指令要求更换采油树一套,套管头1个，并抬高井口25cm,卸井口流程,卸四通及套管头(螺栓锈蚀、套管头紧，不好卸),装新套管头。19:20该井出现大量外溢，因套管头低于地面0.6m，所以在上套管头时速度慢，无法再用架子车装四通，跟班干部孙德文组织一岗木合塔，二岗廖有忠抢座油管防喷闸门，由于压力过大，无法抢座防喷闸门后，跟班干部孙德文又多次组织施工人员抢座防喷闸门，无法抢装上，并组织施工人员放倒井架，防止井口喷出物打到游动滑车上，产生火花引起火灾爆炸。19:35井喷失控，19:35修井33队副队长白庆林向调度室（应急办公室）汇报八区8515井井喷失控需抢险，同时组织现场施工人员待命。19:38调度室启动应急程序，井下作业公司领导和二分公司领导，二厂厂领导，以及生产办、安全办、HSE监理及采油四作业区监督成立了现场应急指挥小组，修井33队和修井37队现场全体人员成立了现场应急抢险小组，由于该井位于油田公路边，在公路两端设立警戒人员，并指引消防车及应急车辆进入现场待命，清点施工人数并立即分工，21:30-2:30用清水150m3正循环洗井脱气P:6--8Mpa，H:2700.09m，Q：20m3/h出口大量油气后清水返出，套管大量外溢，2:30-4:30用密度1.60g/cm3泥浆40m3，用700型水泥车正循环洗井P:8-5MPa，H:2700.09m，Q：36m3/h，出口大量清水，泥浆未返出井漏，停泵油套不溢，平垫井场，立校架子，对接套管法兰，更换四通，座采油树，抬高井口30cm，校补心高2.64m，完善井口流程放架子。用700型水泥车清水90m3反外排替泥P:8-5MPa，H:2700.09m，Q：36m3/h，洗出大量泥浆后清水返出入罐,焊套管头。7月24日7:25解除应急状态，压井应急行动结束。二、原因分析1、措施由甲方现场变更后，我方针对变更后的指令对施工方案未进行及时的修正，及 评价 LEC评价法下载LEC评价法下载评价量规免费下载学院评价表文档下载学院评价表文档下载 。2、施工过程中未及时的观察井口液面的变化状况，以便及时补充液面（该井井漏）。3、施工作业时间较长与观察时间存在着较大的差距。4、施工中配合车辆及洗井管汇未及时跟进，防喷工作不到位。三、防范措施1、措施由甲方现场变更后，我方针对变更后的指令施工方案进行及时的修正，及评价。2、在同类型井施工过程中及时的观察井口液面的变化状况，以便及时补充液面特别是漏失井。3、根据井况确定施工作业时间缩短与观察时间之间的差距。4、施工中配合车辆及洗井管汇及时跟进，切实做好防喷工作。5、在应急现场应确定及时确定总指挥，其他人如有建议应与总指挥商议，确定指挥方案，应急现场总指挥为应急现场负责人，根据应急现场尽心分工，明确不同岗位负责人，便于统一指挥和协调。6、在应急库库存一定量的管汇及专用工具，达到应急要求。加强设备管理，对每台车进行设施完整性检查，不留死角，发现问题及时整改，达到应急要求。7、加强应急演练，熟练掌握应急程序，在启动主要应急程序的同时启动相关的应急程序，使应急程序启动满足应急需要。