井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目录No table of contents entries found.中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ×2694.77m，生产井段～。
预计在沙河街组中部井段～射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。
2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。
3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》。
4:20第一批有关人员到达现场。
4:40成立20人的抢险突击队。
（2）抢险组织、准备4:50按照应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加工抢险工具。
8:50抢拖出作业机和少量油管、抽油杆。
（3）抢险灭火压井成功15:30成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。
16:30拖出靠南侧抽油机组，基本完成井场清障。
20:00三台压裂车组用60m3压井液，携带橡胶球80个（直径15mm）和胶皮等堵塞物进行压井，最小压力1MPa，最大压力14MPa，20:23堵住井口，火焰全部熄灭，压井成功。
4、事故原因分析（1）直接原因①设计射孔液密度不够是造成井喷的直接原因。
射孔井段一直没有测试过，而射孔液的密度却参照下部原来老层的地层压力系数确定，设计的射孔液密度1.05g/cm3，低于实际的地层压力系数。
②没接放喷管线是导致井喷着火的直接原因。
井喷以后，企图打开套管闸门放喷以降低井内压力，让电缆头落入井内，便于关闭射孔闸门，但该井既没有接放喷管线也没有接压井管线，不能把井内流体引至井场外的安全地带。
喷出的流体遇到柴油机排气管火花造成火灾。
（2）间接原因①对目的层的地质情况认识不准确该井测井解释为油层，而实际射开是气层。
如果解释是气层，按照辽河油田选择射孔方式的规定，应选择油管传输射孔。
如选用传输射孔则发生井涌时可以关闭采油（气）树闸门，避免井喷失控。
②射孔闸门关闭困难射孔闸门缺乏保养，关闭困难，加之闸门内有电缆头，难以关严。
（3）管理原因①地质设计中的有关地层资料、工程设计中的有关井控要求都过于简单，没有针对性。
设计射孔液密度偏低。
②井控意识薄弱，没有执行“辽河油田井控实施细则”，没有安装放喷管线和压井管线。
5、事故教训（1）增强井控意识从该井井喷失控着火的事故分析，无论是管理层还是设计层，从机关到基层作业队其井控意识都急待加强。
（2）射孔液的密度设计要合理对从未测试的层位，射孔液的密度不能按已开采层的压力系数设计，要按钻进该层段的钻井液密度设计。
（3）要认真执行井控技术规定对气井、高温高压井、含有毒有害气体等重点井、射孔、压裂酸化后的施工作业必须按井控规定、标准接放喷管线和压井管线；必须执行开工前的井控验收制度，达到井控要求才能允许施工。
（4）在选择射孔方式上，尽量选择油管传输的方式射孔。
（5）射孔作业应尽量避开夜间进行。
（6）剪断电缆位置要适当。
断电缆在井内基本“直立”，弯曲量较少。
要使断电缆头落入井内，才能实施有效关井。
黄26－34井射孔电缆起出100m左右就发生井涌，剪断电缆后，电缆头露在射孔闸门外，致使射孔闸门不能完全关闭。
见图2。
图2 电缆断口露在射孔闸门外示意图二、罗家2井1、基本情况（1）2006年3月25日，四川油气田罗家2井在二次完井作业中发生井漏，天然气窜至与罗家2井同井场的罗家注1井，并通过凉高山组～沙溪庙组断层泄漏到地表，致使当地群众13860人疏散，社会影响大。
事故引起党中央、国务院高度重视，党和国家领导人相继做出了重要批示。
国家安全生产监督管理总局、重庆市、集团公司领导亲赴现场研究处置方案、指挥抢险。
4月6日压井封堵成功，排除了险情。
（2）罗家2井丛式井组基本情况罗家2丛式井组共有4口井：罗家2井、罗家注1井、罗家16H-1井、罗家17H井。
①各井概况：罗家2井：罗家2井为罗家寨气田第一口预探井（直井），1999年11月12日开钻，2000年5月13日完钻，井深3404.00 m。
该井钻进中因339.7mm 套管断裂，井身结构被迫改变，244.5mm套管（设计下深2818m、嘉二3段）提前下至井深1704.38m（须家河组顶）；177.8mm套管（设计下至3404.00m、飞仙关组）提前下至3044.68m(嘉一段)；下127mm尾管射孔完井。
在嘉五段～钻进中，放空，井漏严重，钻井液有进无出，共漏失各种液体13379m3。
飞仙关组气藏有效储层厚度53.90m，测试产量×104m3/d，H2S含量125.53g/m3，CO2含量106.88 g/m3，地层压力，压力系数。
2000年6月14日试气结束后，下177.8mm电缆桥塞至2798.00m封井暂闭。
见图3。
图3 罗家2井第一次完井井身结构示意图罗家注1井：罗家注1井是开发实施方案在主产区块设置的一口气田水回注井。
于2005年9月2日开钻，2005年11月10日完钻，在井深2211.42m，井底层位嘉五1段。
该井钻至2177.01m（嘉五段）发生严重井漏，漏速大于60m3/h，累计漏失各种液体2024m3。
339.7mm套管下至井深2207.87m固井，固井质量差，井深465.81m以下管外基本上无水泥胶结。
罗家16H-1井：2004年7月23日开钻，2004年9月17日完井，完钻井深4248.00m。
在飞仙关组水平段钻遇有效储层249.80m，孔隙度4～16%，测试产量为×104m3/d，硫化氢含量130g/m3，二氧化碳含量96.86g/m3。
罗家17H井：2004年10月12日开钻，2005年5月9日完井，井深4519.00m。
②各井相对位置地面相对位置：在罗家2井°方向2.82m处为罗家注1井；在罗家2井°方向10.75m处为罗家16H-1井；在罗家2井°方向12.50m处为罗家17H井。
地下相对位置（嘉五段，井深2200.00m处）：罗家2井与罗家注1井相距117.80m；罗家2井与罗家16H-1井相距107.18m；罗家2井与罗家17H 井相距75.76m。
见图4、5。
图4 罗家2丛式井组各井相对位置图图5 罗家2井组各井等高线位置示意图2、事故发生经过（1）施工作业简况（2月7日～3月20日）罗家2井2月7日开始第二次完井，施工作业按照“钻磨电缆桥塞→原产层段补射孔→下耐蚀合金完井管串诱喷和测试→酸化→测试求产”五个步骤进行。
2月7日换装井口装置,试压20MPa合格。
2月24日下钻通井至2781.86m探得桥塞，按设计用密度1.58g/cm3的钻井液对井筒试压30MPa合格。
2月25日钻桥塞至井深2782.17m，桥塞下落至井深2839.75m。
3月1日下公锥、强磁打捞桥塞未获。
3月2日因桥塞转动，钻磨困难，拟注水泥固定桥塞后再钻。
用密度1.58g/cm3的钻井液试挤，压力27MPa降到25MPa。
泄压开井循环发现井漏，漏速26.6m3/h。
3月3日降密度至～1.38g/cm3，漏速3.1m3/h。
3月4日在127mm尾管喇叭口（井深2840.53m）注水泥浆固定桥塞，挤压25MPa降到22MPa，泄压候凝。
3月13日分别下152mm钻头、φ143mm和φ102mm磨鞋钻水泥塞、磨铣桥塞，钻井液密度1.42g/cm3，不漏。
3月15日吊灌起钻，漏失密度1.42g/cm3钻井液21.1m3，漏速为6.4m3/h。
3月16日通井至井深3315.00m，发现井漏，钻井液密度1.42g/cm3。
钻井液密度降低至1.38g/cm3循环漏失钻井液2.4m3，漏速0.76m3/h，再调整钻井液密度至1.35g/cm3循环不漏。
3月18日开井观察41小时后井口出现滴流，又调整钻井液密度至－1.38g/cm3，循环井漏，漏速0.58m3/h。
3月19日起钻，吊灌密度1.37g/cm3钻井液20.9m3，漏速为3.69m3/h。
3月20日下177.8mm刮管器刮管至井深2840.00m，其中在井段2750.00m－2790.00m反复刮铣3次，漏速增大至4.8m3/h。
注入堵漏钻井液后，吊灌起钻至井深2118.87m，静止观察，间断吊灌密度1.37g/cm3的钻井液24.9m3。
3月21日3:45开井观察，液面涨至井口，关井，套压0↑↑。
至18:21，先后向井内间断反挤钻井液10次，累计挤入钻井液52.8m3，套压～。
3、事故处理过程（1）井漏和溢流处理情况（3月21日－24日）第一次用HHH堵漏钻井液堵漏压井3月21日反注40％HHH＋5％桥堵剂复合堵漏钻井液13.7m3，推入地层复合堵漏钻井液8.7m3。
关井观察，小时后套压由↗。
堵漏压井不成功。
第二次用桥塞堵漏钻井液压井3月22日反注密度1.61g/cm3桥塞堵漏钻井液（浓度10％）17.6m3，关井2小时后套压由↗后，间断泄压挤钻井液降低套压，经两次挤钻井液后，套压反而升至27MPa，随即开始持续反注清水（加除硫剂），控制套压15MPa 以内。
第三次用快凝水泥浆封堵压井施工3月23日14:00发现罗家注1井油压达到15MPa。
结合罗家2井与罗家注1井井下情况，分析认为：罗家2井177.8mm套管可能破损，推测罗家2井与罗家注1井在嘉五段漏层已连通，天然气通过套管破口进入嘉陵江组地层并窜到罗家注1井，罗家2井的177.8mm套管在嘉五组（井深2200m左右）损坏的可能性较大，因此决定对破损段套管进行封堵作业。
3月24日正、反注密度～1.75g/cm3高粘钻井液92.2m3，正注快凝水泥浆40m3（49t），关井候凝，油、套压为0。
小时后井口开始起压，关井9小时后，套压由0↗。
