窿5井井喷事故（简化）
专家点评：2000年12月19日，窿5井井喷，事故主要原因是测井时间太长，没有及时通井，造成卡测井仪器，处理事故时造成事故复杂化，打捞电缆过程中没能及时通井，处理事故心情过急，急于求成，经验不足，使电缆拧成团，遇卡上提抽吸造成流体进入井筒，致使处理卡钻过程中发生井喷；另一原因是井队职工井控意识不强、井控素质不高所致。
1、基本情况
窿5井是玉门油田酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻状构造的一口预探井，设计井深4400m，实际井深4399.5m，由吐哈钻井公司4509队承钻。预计油气层位置：3880－4300m。井身结构设计φ444.5mm钻头×1000m，下入φ339.7mm表层套管；φ241mm钻头二开，定向钻进至井深4400m，下入φ177.8mm油层套管完井。 2FZ35－35液压防喷器，储备密度为1.40g/cm3的重泥浆80m3，同时储备加重材料。
2、钻井概况
该井于2000年6月14日一开，φ444.5mm钻头钻至1000.6m，6月28日下入φ339.7mm表层套管至井深1000.15m，固井，水泥浆返出地面。
2000年7月1日防喷器试压15MPa，稳压30分钟，压降为0。对防喷器，节流管汇试压20MPa，蹩压30分钟未降。
7月1日20∶00采用φ241mm钻头二开，21∶00钻至井深1003.01m，做地层破裂压力试验，密度为1.14g/cm3，泵压升至15MPa未漏，计算地层破裂压力大于等于26.21MPa，当量密度大于等于2.67g/cm3。2000年8月8日24∶00钻至井深3169.74m，2000年8月11日19∶00开始定向钻进，定向井段3169.74－3257m，于2000年12月6日6∶00钻至井深4398m起钻，12月7日下取芯筒取芯，取芯至井深4399.50m，垂深4374.54m，12月8日取芯完起钻，于9日3∶00起钻完。井底闭合距262.80m，闭合方位39.46度（电测数据）。
4、事故发生经过
12月9日测井，11日薄层电阻率仪器下到井底后，在上提时发现测井仪器遇卡。12日进行穿芯打捞，钻具下入4227.35m时上提电缆张力不变，判断电缆已被切断，切断处约在井深3240m处，井下掉入测井电缆约1160m。当日开始组织用打捞茅打捞；
13日3∶30开始下入φ118mm打捞矛；10∶40下至井深3551m，考虑井下泥浆停留时间长，决定循环处理泥浆，循环至当日19∶00。泥浆性能为密度1.33g/cm3，粘度滴流到154s，循环排量35L/s，泵压16MPa。在上下活动过程中有遇阻现象；
14日6∶15起出，捞出电缆20－30m，第二次下φ127mm打捞矛，于当日14∶00下至井深3580m打捞，未循环起钻，在起钻过程中前三个立柱有遇阻现象，上提1300－1800kN；
15日2∶45起出，捞出电缆约120m。第三次下入原打捞矛，10∶00下至井深3626m遇阻，上提也有遇阻现象，起钻至井深3472m，遇阻严重，上提1300－1800kN，多次起不出，最后上提2000kN，仍起不出，14∶00－20：00单凡尔循环泥浆，排量11L/s，泵压15－17MPa，泥浆性能为密度1.33g/cm3，粘度滴流到150s。因井下随钻震击器不工作，至20∶30决定接地面震击器，原悬重1050kN，震击吨位600－1000kN，下击9次，仍无下行，决定爆炸松扣。继续循环，争取顶通解卡，泵压14－15MPa，排量11L/s；
16日19∶00泥浆性能为密度1.32g/cm3，粘度103s。循环至20∶00，在井深3472m打捞钻具被卡。
17日下电缆爆炸松扣过程中，井口出现溢流，因点火线磨破无法引爆，起出电缆，组织压井；
18日第二次控制套压在14MPa继续组织配泥浆压井，替入密度为1.55g/cm3的压井泥浆154m3，压井未成功；
19日凌晨替入密度为1.55g/cm3的泥浆90m3压井，立压始终为0，套压控制在10MPa－13MPa。3时到3时58分关闭节流管汇针形阀又替入密度为1.55g/cm3的重泥浆66.2m3，中途立压由0升至2MPa，维持2分钟后又降至0，打完重泥浆后，套压稳定在12MPa，前后2次累计替入密度为1.55g/cm3的重泥浆156.2m3。在整个压井过程中，套压控制在12－13MPa，从始到终消防车戒备。19日8时，350型防喷器闸板芯子刺坏，钻具上移，气量增大，放喷声音增强，井口采用消防车降温，同时组织人员拆除机泵房保温棚边墙，10时55分，机泵房先爆燃，保温棚被炸飞，铁板及支架飞出，井场设备全部烧毁。造成轻重伤员17人，其中1人抢救无效死亡，1人失踪（灭火清理井场时在泥浆加重台处发现已死亡）。
5、事故处理经过
2000年12月19日11时，吐哈钻井公司接到火灾报告后，总经理刘世洲带领在家的所有领导立即赶赴现场，查看灾情，并实施了三条措施：①立即组织人员，抢救伤员和被困的钻井职工；②关闭上下公路，防止事态扩大；③拦截火源外移，疏通原油流通渠道，防止火源蔓延。
随后成立抢险指挥部，下设技术方案组、抢险组、综合组和后勤保障组，全力以赴投入抢险灭火。
首先进行井口强挤水泥的可行性分析。
①井口的安全施工压力为15MPa；
②地层的破裂压力为26.17MPa；
③油层底部压力为56.25MPa，破裂压力大于56.25MPa；
④设井筒内充满原油，油柱压力为：0.001×4229×0.83×9.8＝34.4MPa，压破地层需要的井口压力至少为56.25－34.4＝21.85MPa；
⑤井口压力为21.85MPa时，表层套管鞋处的压力为：21.85+0.001×1000×0.83×9.8＝29.98MPa。
由以上计算看出，强挤水泥首先是井口条件不允许，其次可能导致表层套管鞋处地层破裂，因此强挤水泥从理论上不可行。
第一步，进行抢险准备。着火时喷出的火焰高达100m，火势猛烈，即使人员在距井场100m之外的地方观察，仍热气袭人，因此，抢险人员及设备无法靠近井口。为顺利灭火，抢险指挥部组织了推土机、挖掘机、运输车辆等各种车辆及设备近百台到达现场；整修了所用的道路；修建了泄水排污沟；调集了蓄水设施；经抢险队连续3昼夜的连续施工，在井场外安全地带挖5000m3水池，作为消防车的供水源，以保证消防车灭火一次成功；同时四川灭火公司、柯拉克拉玛依灭火队、青海油田压裂队的设备和人员按时到达现场；
第二步，带火清障。先后清除了被烧毁的联动机、循环池、柴油机、加重台、发电机、套管、机泵房、配电房、柴油罐、机油罐、水罐、远程控制室、发电房、电动压风机及其底座、柴油机房、钻杆、钻台、电动压风机、船型底座、钻台底座、钻机等设备，累计推出井口油土约3000m3，为接近井口及后续抢险创造了条件；
第三步，清挖井口。自12月28日下午开始，在水炮消防车的配合下，把井口套管头、四通、防喷器拖离井场，使井口露出。因导管、井口处能被看见的套管及钻杆破裂，指挥部果断决策，下挖井口，在向下3m处将导管、套管和钻杆割掉，此后继续下挖井口，找到了好套管部位；
第四步，切割旧井口。抢险人员用割炬切割破损的套管后，深挖井口土方，通过测厚以便确定新井口的具体安装位置，罩引火筒，带火切割套管及内部钻杆，确保切割后的套管断面整齐；
第五步，焊接新法兰安装新采油树。对套管切割后，安装好新法兰，并带火按照好新采油树。
于2000年12月30日抢装井口成功，历时11天的大火终于被制服。
6、事故原因分析
(1)设备有缺陷
井控装置二开前只进行过一次试压，此后再未进行过试压，对井控装置及配件存在的隐患未能及时发现，导致长时间在高压作用及高速携砂气流的冲刷下，平板阀内侧细脖子处本体刺穿，大量油气喷出，井场处于山凹，且井口距山很近，当日无风，油气聚集较快，油气不能及时扩散，井内喷出的砂石撞击机泵房柴油机金属底座产生火花，爆燃，是事故发生的直接原因。
(2)测井时间长、仪器被卡是造成这次事故的直接原因
该井从2000年12月8日8∶00取芯完，循环到10：50起钻，一直到17日16∶00发现溢流，其间历时9天5小时10分，从井深3551m到油层底部4229m井段一直没有建立过循环，加之在处理测井仪器事故过程中，穿心打捞失误，导致1160m电缆落井；在后面的打捞中捞矛下的过深，导致了后两次井内产生抽吸，从而使下部井段泥浆严重油气侵，使得泥浆液柱压力最终低于地层压力，这是本次事故发生的最直接原因。
(3)思想麻痹
①从8日8∶00取芯完循环到10∶50起钻，从9日开始测井至11日测井仪器遇卡，到13日采取下打捞矛打捞，至16日钻具被卡，井底已停止循环近8天时间，在这期间，未采取措施循环泥浆，致使地层流体更多的流入井内，造成严重气侵；
②重泥浆贮备不足，认为井已顺利钻完，加之对该井的复杂性认识不充分，思想麻痹，只是按常规情况准备重浆；
(4)现场人员井控技术素质低，压井程序不熟练
①该井在16日准备爆炸松扣卸开方钻杆时，发现钻杆内泥浆倒返，已是井涌的信号，但未引起足够的重视，分析认为是钻具内外泥浆密度不均，环空倒返泥浆所致，只是在钻杆内打入了密度为1.40g/cm3的泥浆15m3，在未确认井筒下部钻井液是否被气侵的情况下，17日继续进行爆炸松扣，处理被卡钻具。在此过程中井下出现明显溢流，由于座岗不落实，并未及时发现，延误了压井的最好时机；
②钻井工程设计中明确要求溢流2m3时必须报警，但该井在施工中并没有按照设计要求执行。17日14时该井井口出现气泡，16时当溢流量超过2m3/h时才被发现，既未发出报警信号，也未及时关井，直至19∶30才关井，关井前溢流量已达24m3；
③处理紧急情况的经验不足，未及时组织人员撤离，造成多人伤亡。
(5)井控装备及其安装方面存在问题
该井的井控设备满足不了要求。由于受表层套管的限制，现场安装好后井口试验压力低，导致使用中φ127mm闸板刺漏，因质量问题使平板阀本体刺穿。关井过程中因受套管抗内压强度和表层套管下入深度的限制，不得不节流放喷，在长时间高压作用及高速携砂气流的冲刷下平板阀产生刺漏；现场只有一条放喷管线，不能有效的降低井口压力；机泵房通风不畅，造成天然气的大量聚集，也是造成爆炸起火的一个原因。
(6)生产组织存在问题
溢流发生后，指挥不到位、组织不严密、处理问题不果断，等待加重时间过长。从12月17日19∶30关井到19日10∶55，长达39小时25分钟的时间内没能把握住压井时机，失控爆炸着火后没有及时撤离人员。
7、经验和教训
(1)井控工作的现场管理不仅仅是查出问题和找出存在的漏洞，更为关键的是对查出的问题、存在的漏洞和隐患要做到落实到位，整改彻底，不留隐患。问题未整改彻底，隐患继续存在，必须停钻整顿，否则不得进行下步施工；
(2)严格执行打开油气层验收和开钻验收制度，设备的配套、安装、试压必须满足井控要求。井控设备的配套、安装、试压有一项达不到标准必须进行整改或重新试压；
(3)从一次井控做起，是实现井控安全的前提，严格落实坐岗制度，发现溢流必须及时报警，立即启动关井程序，果断关井，以避免油气继续侵入井眼；
(4)必须做到全井井控工作的善始善终，不能因安全钻完设计井深就产生麻痹大意思想，完井期间的测井、通井、下套管及固井都要把井控工作始终如一地做细，做扎实；
(5)探井工程设计，首先要考虑满足井控及油气层保护的要求，套管层次要留有余地，就玉门探区来讲，探井的套管层次一般不少于三层，保证蹩压不致蹩漏地层；
(6)认真推行ISO9002质量管理体系和HSE体系，严格按标准、按程序组织管理生产。在油层段测井和长时间静止地情况下，应充分循环处理泥浆，恢复各项性能，防止井喷、蹩泵等意外事故和复杂的发生。
8、事故结束后采取的措施
自2000年12月19日窿5井发生井控失控着火事故后，玉门油田分公司认真分析事故发生原因，吸取事故教训，在钻井施工中坚持安全第一的原则，为坚决杜绝不再发生井控失控着火事故，分公司采取了以下措施：
(1)立即对正在施工的井及后续井的井身结构进行了调整，将2层套管改为3层套管；
(2)2001年对所有施工井井控装置进行了重新配套，对使用的钻井井控设备，由原35MPa的压力级别提高到70MPa；
(3)所有施工井除配全了除气器、气液分离器外，各井队还配备完善了液面报警装置和可燃气体报警装置；
(4)按总公司井控管理规定对打开油气层的验收进行了标准化，重新修订了打开油气层的验收标准和玉门油田分公司井控实施细则，并在实施细则中明确规定，对井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线等井控设施现场使用三个月必须重新试压；
(5)重点是加强了一次井控工作管理。一是严格及时地进行打开油气层验收；二是井控装置配套及安装严格按高标准进行；三是进入油气层后定期和不定期的对井队的井控工作进行检查；
(6)进一步加大了安全监督管理力度，狠抓各项管理制度和技术措施的落实，加强现场检查，对检查中发现的问题，督促施工单位立即整改，对重大问题停钻整顿，并及时组织复查，严格按合同和规章制度办事；
(7)加强和完善基础管理工作，针对玉门地区实际情况，重新修订和完善了各项管理制度，强化全员、全方位、全过程的安全管理，强化井控管理，使井控工作走向制度化、规范化，同时在工作中狠抓落实，杜绝违章行为发生；
(8)认真贯彻落实《石油与天然气钻井井控技术规定》和井控九项管理制度，坚决执行打开油气层前井控申报检查制度；
(9)针对具体存在的问题和薄弱环节，对石油物探、钻井、录井、测井、试油及井下作业，从业主与承包商安全生产责任权利、违约责任及处理等方面详细制订了条款，并和承包商协商一致，明确了双方安全生产责任。今年4月5日，公司与在玉门油田施工的石油物探、钻井、录井、测井、试油及井下作业的23家承包商全部重新签订了安全环保合同，为在石油勘探开发中实现安全生产，保护生态环境打下了坚实的基础。
作者: 佚名;来源: 微信公众号;人气:11；