迪那2井井喷失控事故
专家点评：2001年4月29日，迪那2井井喷失控。该井事故原因主要是发现溢流关井后开井放泥浆泄压是错误的行为，直接导致了立压再次升高以及在压井作业中达到66MPa时，引起节流管线与分离器连接的软管爆裂引起着火；地质设计对地层压力估计不足造成井口承压能力偏低。
1、基本情况
迪那2井位于塔里木油田东秋立塔克构造带东段迪那2号构造上，由大庆石油管理局60601井队承钻，井口安装了20"×133/8"×95/8"×51/2"－70套管头及35－70防喷器组。2000年8月5日开钻，2001年4月4日四开，钻井液密度1.83g/cm3，4月19日钻至井深4742m后将密度提至1.85g/cm3。
2、事故发生经过
2001年4月29日4∶28钻至井深4875.59m时发现溢流，钻井液池液面上涨了1.2m3，4∶34关井，关井后测量钻井液池液面上涨了4.3m3，4∶50关井，观察立压为14MPa，套压为16MPa，计算地层压力为102.4MPa。5∶00开节流阀卸压，立压降至2.5MPa，套压降至8MPa，卸压过程中又溢流17.7m3，总溢流达227m3。5∶15关井观察，立压为27MPa，套压为33MPa，关下旋塞。20∶30配密度为2.20g/cm3的重浆300m3，准备压井。
2001年4月29日22∶10井口打平衡压力24MPa，开旋塞失败，打压至30MPa开旋塞成功。23∶10两台700型压裂车串联，采用密度为2.20g/cm3的钻井液正循环节流压井，压井排量为300－500L/min，立压控制在16－18MPa，套压控制在33－36MPa，注入18m3后，液动节流阀坏。23∶20改用手动节流阀控制套压，继续节流压井，压井排量为300－500L/min，注入3m3后，压裂车供浆软管蹩脱。23∶25关井，立压为38MPa，套压为41MPa，重新连接供浆管线。23∶37开井，继续节流循环压井，压井排量为300-500L/min，控制立压为31MPa，套压为38MPa，注入3.6m3。23∶45节流循环压井过程中，发现套压由38MPa迅速上升到55MPa，准备开放喷闸门放喷泄压，听到手动节流阀一侧发出异声，当决定立即撤离节流管汇处的人员时，发现套压升至66MPa，随后手动节流阀一侧爆裂起火，火舌长约40m，喷到监督房受阻后呈扇形漫延，宽约25m。起火后井场发生10余次爆炸，人员全部撤离。2∶00因火势漫延至钻台，绞车钢丝绳烧断，大钩游车砸断压井管线，天然气从钻具内直喷着火。4∶00井架从半腰中烧倒，5∶00开始清理现场。
4、事故原因分析
(1)地层异常高压、高产是造成这起事故的主要原因。我们对该井超高压、高产的地下情况认识不足，技术及工程准备不够，使得该井在揭开该目的层仅0.20m，突遇上百兆帕高压时，许多井控措施难以实施或奏效，是造成本次事故的主要原因；
(2)手动节流阀在高压条件下蹩脱，使节流管汇高低压串通，导致软管憋爆，是造成本次事故的直接原因；
(3)一次关井后现场人员开阀泄压，造成立压、套压快速上升，给压井作业增加了难度，是造成本次事故的一个次要原因。
5、经验教训
(1)通过本次事故，使我们深刻认识到库车山前地带地质情况复杂、构造千差万别，天然气资源丰富，高压、超高压气藏给钻井生产和井控技术提出了新的课题。对异常高压气藏认识不够，导致思想、工程准备和技术措施不足，是本次事故应吸取的深刻教训；
(2)对山前高压气井井控管理难度认识不足。虽然迪那2井的井控装置配套压力等级达70MPa，但仍然难以完全满足该井的井控作业要求。此外，一些井控装备性能不完善和老化也给井控管理带来较大风险。本井在压井过程中，节流管汇的70MPa高压阀件(液动节流阀和手动节流阀)在承压范围内，先后蹩坏失灵；
(3)根据迪那2井的事故教训和不断出现的高压、超高压气藏的实际情况，应尽快修改完善井控管理规定，组织召开针对高压、超高压气井的井控技术研讨会，并制定完善的井控技术措施，尽快落实到钻井生产工作中。
作者: 佚名;来源: 微信公众号;人气:34；