《井控案列.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《井控案列.ppt（149页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、严重井喷、井喷失控和着火井案例,中 国 石 化 西 部 新 区 勘 探 指 挥 部,前 言,井喷失控是损失巨大、影响恶劣的灾难性事故。井控技术是钻井技术中的一项重要内容。我国近二十年来，通过引进、消化、吸收和创新，在井控的建章立制方面作了大量工作，加快了井控技术的发展。1988年，第一次制定了石油与天然气钻井井控技术规定（试行），并于1992年正式颁布执行；1997年在四川广汉召开的井控工作会议上对上述规定又做了必要的修订和补充，重新制定了石油与天然气钻井井控规定，并于1999年颁布执行。这一规定连同其他陆续发布的相关标准，在加强钻井井控管理、防止井喷失控事故发生、保证安全生产等方面都起到了积
2、极作用，收到了良好效果。标志着我国的井控技术已逐步走向正规化、规范化和标准化。但是我们也应清醒地看到，井控技术在各油田的发展是不平衡的，井控事故连年不绝，井喷失控、着火案例触目惊心，,2003年12月23日重庆开县罗家16H井发生的井喷特大事故再次为我们敲响长鸣警钟。从某种意义上来讲，井控技术的发展过程使钻井工作者经历了血与火的洗礼。总结井喷事故的种种原因，最主要的是：1、不能准确掌握地质构造、岩石特性、地层压力等地下信息资料；2、井控装备的发展还不能完全适应安全钻井的需要；,目 录,1文72-98 12孤东试7 33文72-112 54卫146 75H1428 106法47-43 117高9
3、2-2 138高101-3 1595474 1710龙会2 1811克75 2012磨78 2513吉121 2714凹274-67 2915大宛1 3116玛扎4 3317留古2 3618台10 3919车古53 4020高尚堡89-2 42,21王四12-2 4422台南7 4823雷7 5124台27 5325轮南22 5526下二门J4-135 5727H5215 5928陆参1 6029大宛齐105 6430仙7 6631龙12 6932文13-73 7133陈15-斜27 7434渡1 7635文13-120 7936温泉4 8137岔39-1 8538岔39-169 8739京7
4、06 8940W24-23 92,41双14 9442卧77 9543南7 9744台南2 10245天东5 10446王16-33 10947SH1025 11148G2073 11549G2071 11450界14 11551前28-更22 117（案 例 续 补）1迪那2井 12川东钻探公司罗家16H 井井喷特大事故概况 43董1井压井施工纪实 11,文72-98井,井喷时间：1985年11月21日 层位：井深：2891.30 m 本井是中原油田的一口开发井，设计井深3600 m，目的是落实文72块沙二下沙三上的含油气情况，由钻井一公司32781队施工，244.5mm套管下深2715.9
5、9 m，井口装有35MPa双闸板防喷器，配有FYK130Z型液压控制系统，因油箱容积只有44.4升，控制管线只接了上闸板和液动平板阀，1985年11月19日钻井队用泥浆泵对防喷器等进行了试压，15MPa不刺、不漏。于当日16:15三开。井喷过程：11月20日18:00井队生产会安排在21日零点班边钻进边加重，在2900 m以前将密度提高到1.401.45g/cm3。5:25时钻进到井深2886 m处连续出现6 m快钻时，分别为5、10、5、10、7min。此时密度由接班时的1.23g/cm3提高到1.29g/cm3。5:54地质工捞砂时发现循环罐外溢泥浆和井涌，马上告诉司钻，司钻上钻台提方钻杆
6、并通知机房停泵，此时方余只有0.3m，上提时方钻杆下接头顶出大方瓦，6:02第一根单根出转盘面45 m时已发生强烈井喷，喷高29 m左右。因大方瓦顶出无法座吊卡，于是司钻打上防溜钻装置并立即组织加重泥浆。技术员马上开放喷阀、关液压防喷器，蓄能器油压由15MPa下降到零，开后半分钟又升到15 MPa，又开又降为零，连续多次未能关住。6:23泥浆工董某在加重时发现振动筛处火光一闪，随即火上钻台。此时队长赶到现场，在失火的情况下又关防喷器，储能器油压由15MPa降至0。当队长关防喷器时方钻杆已溜入井中，闸板防喷器已无法关闭。事后检查防喷器芯子卡着方钻杆。封井无效。,文72-98井,处理方法及主要作业
7、步骤：在火势减弱情况下，清障割断方钻杆，钻具落井灭火，清理井口周围障碍后，抢装防喷器，85年12月5日安装完毕，装好井口，配重泥浆压井。86年1月18日恢复正常钻进。时间损失619 h，烧毁大庆型井架一部、钻机一台、水龙头、大钩、游车、天车和转盘及钻台工具，直接经济损失43万元。经验及教训：1、设备配套满足不了井控关井的需要，又没交底。2、没有始终坐岗观察液面，出了问题处理措施又不当。,孤 东 试 7 井,井喷时间：1986年5月5日 层位：馆陶组 井深：1169 m 本井为胜利油田孤东小井试验井区中心的一口油基泥浆取心井。设计井深1470 m，由钻井三公司32141队施工。425.5 mm套
8、管下深34.18 m，设计323.8 mm套管下到1150 m。井喷过程及结果：1986年5月5日16：00钻达1169 m时，循环起钻，当起第2柱时有遇阻现象，为了顺利电测，便又下钻到井底，开双泵循环泥浆，泥浆密度为1.091.10 g/cm3。再次起钻时由队长操作刹把，技术员观察井口，前3柱正常，第4、5和6柱有轻微遇阻（2040kN），起第7柱时队长观察环空泥浆液面，发现液面下降，一直连续灌泥浆，第8、9、10柱仍连续遇阻（4050kN），当起至第10柱时，司钻发现井口外溢泥浆，就将第10柱钻杆放下座到转盘上，立即挂水龙头。23:50水龙头挂上后还没有来得及提起方钻杆，井口已发生强烈井喷
9、，喷高到二层台。20 min后井架底座开始下沉，井架倾斜，6日0:45井架向左前方倒塌，天车砸在发电房上。在这个过程中，三台12V190柴油机、联动机、钻机、二台泥浆泵、井架、一台发电机和井场的钻杆、套管全部陷入地下，地面仅能见到天车人字架。井喷持续到5:30，因井壁垮塌停喷。时间损失14 h，直接经济损失88.58万元。,孤 东 试 7 井,事故主要原因及教训：1、对地层认识不清，设计依据的邻井没有发现该地区有浅气层，对浅气层缺乏足够认识，准备不足，设计密度与实际有差别；井身结构级配不合理，因为是油井，应用小一级套管下深些，并安装井口。2、起钻拔“活塞”没有及时采取正确的措施，抽吸加剧了地层
10、流体侵入井筒的速度。3、起钻虽然在连续灌浆，但没有核对起出钻具体积与灌入量是否相等，即未落实坐岗观察制度，造成发现溢流不及时，处理不及时。,文72-112井,井喷时间：1986年7月21日 层位：沙三中 井深：3513.66 m本井是中原油田文72断块的一口一次开发井，设计井深3500 m，由钻井四公司32960队施工，244.5mm套管下深至2632.95 m，井口装有KPY23-350环形防喷器。井喷过程：1986年7月11日完钻，电测至21日，其间通井四次，除第三次外，其余均有后效，泥浆密度1.70 g/cm3。21日5:20电测时发现井口外溢，外溢流量1 m3/h，此时电测仪在技术套管
11、鞋处，于6:30起出。强行下钻入158.8 mm钻铤共18根，7:10开始井喷，喷高达30 m左右。7:30抢装回压凡尔，7:40关井，套压由0升至6MPa，环形胶芯刺坏，只得打开放喷闸门放喷，12:00喷势锐减、中断。公司决定观察3天然后处理，23日18:00突然一声爆炸，井内钻具像冲天炮一样从井内冲出，一分钟将井架顶倒，井内只剩2根钻铤，卡在环形防喷器处未能喷出，19:13又开始井喷，喷高30 m，地面放喷管线喷出35 m左右，喷出物为油气和砂子，20:32停喷。,文72-112井,井喷原因：1电测期间泥浆密度偏低，通井时虽有后效，但未引起足够的重视，井内泥浆静止时间略长，气体进入井内聚集
12、成柱。2发现溢流较晚。处理方法及主要作业步骤：7月24日将井架钻具清理干净，25日吊转盘割井口换井口，新井口装置为环形全封闸板半封闸板，然后关全封。27日至8月2日分二次向井内挤入1.902.00 g/cm3的泥浆84 m3，关井立井架接钻具。8月24日开始下钻划眼，9月16日划眼到底，全井泥浆密度1.84 g/cm3。恢复正常生产。时间损失1363 h，损坏井架一部，一套钻具被砸坏。直接经济损失82.3万元。经验及教训：1、因为是开发井，一般地层压力比较清楚，所以应执行设计的泥浆密度。2、未能及时发现溢流，给继续处理造成被动。3、井口装置配套太简单，防喷器试压值又太低，当井口压力增到6 MP
13、a时，胶芯即刺坏。4、应抢下带回压凡尔的光钻杆，这样可以下得多些，另外应在抢下的同时，准备防顶器材（钢丝绳及绳卡），当不能再下时就用钢丝绳中间捆绑并固定在钻杆接头台肩上，其余两端固定在井架底座上，以避免“放火箭”。,卫146井,井喷时间：1986年8月31日 层位：井深：2795.91 m 本井是中原油田卫城构造81块的一口资料取心井，设计井深3150 m，由32528队施工，224.5mm技术套管下深2609.63 m，三开用215.9 mm钻头钻进，井口装有手动防喷器。井喷过程：1986年8月30日钻进至井深2795.91m时因需要进行电测，泥浆密度为1.11g/cm3。31日3:00起钻
14、，至13:00井内只剩11根钻铤时停钻吃饭。13:15许继续起钻，钻工发现槽内外返泥浆，立即报告司钻，但未得到重视，当起出一根钻铤后，井架工在二层台上也发现井涌并立即发出信号，才引起司钻重视，立即发出警报。组织人员抢接钻杆和方钻杆。正、副队长赶到井场，组织人员报关放喷闸门和防喷器并停机停电。但防喷器关了几圈之后就关不动了，至13:35井口失去控制，强大的油气流从井口喷出，高达50 m。,卫146井,处理方法及主要作业步骤：事故发生后，井队立即向公司汇报，14:00左右，公司和局领导到达现场后，并且研究抢险制喷方案。在局党委的统一领导下，组成了抢险制喷领导小组，在多方支援下，组成了800多人参加
15、的抢险队伍。于9月6日压井时由于水泥车离井口太近，加之风向突变，水泥车排气管冒出火星，引起着火，将井架烧塌。9月16日，在0.67m多深的油水中，清理井口周围障碍，拖断了井口水管线，气从管线断口处喷出着火，造成当场烧死1人，重伤1人、后抢救无效牺牲。另有13人不同程度的烧伤。在局抢险制喷领导小组的指挥下，局领导亲临现场参战，经过参战人员的顽强拼搏，终于在9月24日制服井喷。32528队经过整顿后，又投入到了紧张恢复生产的准备工作中，历经时37 d的艰辛努力，于11月1日将井下“落鱼”全部捞出，恢复了生产。时间损失1499 h，人员伤亡情况：死2人、伤13人；设备损失井架一套、钻机一台，1号联动
16、机、压风机和钻具一套；直接经济损失327.3万元。,卫146井,事故原因及教训：1、卫146井发生井喷事故是由于起钻过程中，因灌泥浆不够，井筒液柱压力下降，出现气层压力大于井筒液柱压力，加之起钻提升速度快，造成先期抽吸，发现溢流又不及时从而造成了井喷。2、思想麻痹。从公司领导到该队职工，都认为在卫城建区打了多年的井，情况比较熟悉，在这个低压区块打井，不会发生井喷，因而对防喷措施重视不够。该队在安装防喷器时，在底法兰没上紧的情况下，就把防喷器装上了；在三开时防喷器不试压，放喷管线不固定，又没有接出井场，就仓促开钻，更没有搞防喷演习。后来生产技术科虽然发现了这个问题，但制止不力。3、管理松驰，执行
17、制度不严。该队虽然有各项规章制度，但流于形式。如每天生产碰头会，班前班后会基本上没有坚持，更谈不上认真执行交接班制和岗位责任制，尤为严重的是卫146井起钻时，不能认真灌好泥浆，也无人观察出口，致使没有及时发现井喷预兆，导致了井喷。4、技术素质差。该队干部对职工技术培训重视不够，常常是以人员少、任务重为籍口不参加公司举办的井控学习班。仅有副队长和技术员参加过学习，其余职工对井控知识了解很少，致使在发生强烈井喷时手忙脚乱，不能有效地控制井喷。5、井控装备不配套，设备陈旧。该井下了技术套管，但由于液压防喷器数量不够，仍然装了老式手动防喷器。,H1428井,井喷时间：1987年12月14日 层位：P2
18、P3-1 井深：1564.35 m 本井由新疆局H1428井由32654队施工，井身结构：244.5mm套管1160.32m；钻柱结构：215.9 mm钻头（4304A1O）0.42m158.8 mm钻铤159.23 m(4A11410)0.38 m127mm钻杆1400.01m，井口未装防喷器。井喷过程及原因：当钻至1564.35 m，发现轻微井喷，洗井循环间断出现井喷，这时的泥浆密度为1.00 g/cm3，粘度45s。半小时后井喷喷势增大，由10 m 喷至天车。处理方法及主要作业步骤：组织压井泵车两台，同时打入清水90 m3，用80 m3平均密度为1.13 g/cm3的泥浆没有压住。12月
19、20日经局领导同志决定这口井注灰封闭，作为工程报废。封固在井内的钻具有：215.9 mm钻头（4304A1O）0.42 m158.8 mm钻铤159.23 m（4A1410）0.38m127mm钻杆1400.01m。时间损失11 h，直接经济损失112.6万元。经验及教训：1、认真执行井控技术规定。2、钻井必须安装防喷器。,法47-43井,井喷时间：1988年11月13日 层位：井深：1379.22 m 本井是辽河油田法哈牛构造3号丛式井组的一口定向开发井。设计井深2480 m，由钻井一公司32867队施工。井口未装防喷器。井喷过程：11月13日19:00以排量43L/s、泵压150MPa的技
20、术参数钻达井深1379.22 m，循环泥浆准备起钻。起钻前泥浆性能是：密度1.17 g/cm3，粘度28 s，失水5ml，泥饼1，含砂0.5%，PH值11，塑性粘度18 mPa.s，动切力6.5Pa，n值0.66，K值256，含油量7%。20:15由当班司钻李殿江操作起钻。上岗干部技术员李福斌和泥浆工罗胜勇观察井口泥浆灌入和抽吸情况。起出前10个立柱未发现异常情况，当起到第11柱和第12柱钻杆时，有抽吸和遇卡现象，悬重由400kN增至750kN。21:30接方钻杆开泵循环泥浆25min（NB-800泵130 mm缸套2个凡尔，排量为13L/s）又继续起出两个立柱，仍有抽吸和遇卡现象，再接方钻杆
21、开泵，泵压达9MPa不返泥浆，停泵仍有回压5MPa，钻具下放遇阻悬重为零，放回水泥浆倒返严重。多次上提下放活动钻具，在900kN的拉力下又提出一个单根（此时钻头位置在959.55m，浅气层已全部裸露）准备卸掉单根，卸扣时发现有气，立即紧扣，这时（23:40）气通过水龙带窜至高低压管线，将低压管线憋断撞击引爆起火。14日4:00高压水龙带爆破起火，同时低压管线气火熄灭，10:10与方钻杆连接的钻杆母接头对焊处断裂向外喷气起火，烧弯3号和4号大腿中间拉筋，井架向振动筛方向倾斜。16:45井口弯曲的钻杆本体刺穿，气流逐渐增大。15日3:25井口起火，火焰高度2030m，3:44井架烧垮，向振动筛方向
22、倒塌。16日3:00开始喷气，同时夹带大量的地下水和细砂喷出，且有短时停喷现象。20日4:05因井内喷水量增大，熄火后不能自燃，22日19:30井垮停喷。,法47-43井,处理方法：发生井喷以后，公司领导及有关技术人员立即赶赴现场，组织抢险工作，到11月14日除钻台上的设备以外，将全部设备拖离井场，同时对相距50 m的32691队正在搞完井工作的法47-39井采取了防护措施，顺利地组织了完井工作。23日抢装采油树向井内注水泥浆17m3，事故基本解除。时间损失49 h，报废进尺1379 m，报废井架、天车、游车、大钩和水龙带等，钻具埋在井中。直接经济损失74.8万元。事故原因及教训：1、处理措施
23、不当，违章操作直接导致了井喷着火。在起钻过程中发现抽吸及遇卡现象，虽然进行了接方钻杆循环作业，但排量小，循环时间短，未能将内泥浆中的气体全部排出。停泵后再次强行拔出2柱，加快了气体的上窜速度。大队有关人员到达现场后，也没有采取正确的处理措施，违章指挥。2、思想麻痹，对预防井喷缺乏应有的思想准备和物资准备，存在一定的侥幸心理，认为在该平台已打了几口井均未发生事故，浅气层的压力可能不高，不致造成井喷，因此未装防喷器。3、技术管理工作比较薄弱。虽然油田内浅气层分布较广，但对法哈牛构造浅气层的危险性缺乏足够的认识，在设计和施工中要求不严，检查不细，督促不力。,高尚堡92-2井,井喷时间：1989年6月
24、20日 层位：ES31 井深：2985.14 m 位于冀东油田高尚堡构造的高92-2井为生产井，设计井深3937m，由原地矿部华东局六普5003钻井队承钻。井身结构244.5mm套管2494.69 m215.9 mm井眼2958.14 m，井口装置2FZ。井喷过程：6月20日用密度为1.20 g/cm3的泥浆钻入ES31地层，井深 2958.14 m起钻，7:05起到第46号立柱（井深1382.44 m）时发生井涌，立即接方钻杆关防喷器，在关井中防喷器控制设备电机烧坏，随即组织人员进行手动关井，油气流量过大，防喷器闸板胶芯刺坏，7:25井喷失控，喷高3040 m，11:15因地层垮塌而停喷。井
25、喷原因：起钻时没有及时灌满泥浆，坐岗制度不严格，没有及时发现溢流，三开前防喷器未试压，井控设备保养差，关键时刻出问题。,高尚堡92-2井,处理方法：停喷后抢换防喷器闸板，抢修井控设备，同时配密度为1.60 g/cm3的泥浆60 m3进行压井，最高泵压15MPa。压稳后分段划眼循环，密度为1.43 g/cm3，于6月30日划眼到底恢复钻进。事故前后共计经济损失25万元，时间约244.55 h。经验及教训：1、加强培训，提高井队整体素质，才能进入市场。2、不折不扣地执行井控技术规定，杜绝马虎、凑合、懒散的坏作风。3、管理应到位，岗位职责要落实，设备要一直保持在能正常工作的良好状态。4、以本次事故为
26、戒，认真总结教训，避免类似事故再发生。,高101-3井,井喷时间：1990年4月13日 层位：沙一段 井深：2974.8 m 本井是冀东油田高尚堡构造高9井断块高部位上的一口定向滚动开发井，具有预探性质。设计井深3212 m，目的层是沙三1段油层，由华北油田钻三32864队承钻。井身结构244.5mm1589.41m215.9 mm2974.8 m。井口装有KPY-350液压防喷器，35MPa节流管汇，FQK5控制台。井口试压12MPa，30min压降0.4MPa。井喷过程：4月13日21:25正常钻进时出现6 m快钻时，停钻循环观察约45min（迟到时间也约45 min）泥浆密度，粘度及气测
27、值有一定的变化，后气测值恢复正常，但并未全部循环出快钻时井段的泥浆。当继续钻进至2974.8 m，出现井涌、泥浆喷出转盘面1.5 m，遂上提方钻杆出钻盘面，关上半封防喷器。13日23:20一声巨响，天然气从钻台下升高短节处喷出，升高短节连同井口装置从244.5mm套管接箍内滑脱，撞击引起天然气着火，火势高达立管最高处，后被喷出的泥浆熄灭，但钻台上、下易燃物被引燃，全队职工使用灭火器将火扑灭。井喷原因：1、钻进中溢流，说明泥浆密度偏低，不能满足气井井控的需要；2、升高短节丝扣加工公差和上紧扭矩都可能存在问题，试压值又太低；3、由于经验不足，发现油气显示后考虑不周，处理失当。,高101-3井,处理
28、方法及主要作业步骤：在消防队员赶赴现场之前，又有两次喷出天然气并着火，但均被井队职工奋力扑灭。14日0:45第四股天然气喷出，消防人员用高压水龙头对准井口降温，由于无明火残存，故未引起着火，天然气从钻台下边朝指重表方面喷从10 m远左右。2:20喷势减弱并出现涌水。3:20井垮，停喷，井口处涌水流量约2023 m3/h。7:15用水泥车向钻杆内挤水泥6次，共5.6 m3，压力升至15MPa（排量200L/min）、3min后降至9 MPa，9:00清除钻台下杂物，整改井口，发现升高短节与 244.5 mm套管接箍脱扣错位，坐在244.5mm套管接箍上，一只手可伸进244.5 mm套管接箍内，用
29、吊车吊起防喷器，卸下升高短节，后坐于套管接箍内，用电焊将升高短节本体焊在244.5mm接箍台肩上。15:00装好井口，涌水全部从放喷管线流出，后反挤泥浆18.4m3，环空压力从15MPa降为0，涌水被压住，再反挤15m3泥浆，打开防喷器，活动钻具，测出卡点深度为1900 m，进行后期工作。经验及教训：1、严格培训，提高素质，不折不扣地执行井控技术规定，克服懒散、马大哈作风。2、井控工作的每个细节都要认真、仔细，基础工作一定要扎实，来不得半点马虎、凑合，诸如井控设备安装、试压等关键工作，井队干部应亲自动手，才能做到心中有数。,5 4 7 4 井,井喷时间：1991年6月1日 层位：克拉玛依组 井
30、深：1460 m 新疆局5474井（定向井）由32946队施工，井身结构：339.5mm55.10 m，井口装置：防喷器。井喷过程：该井完钻后进行循环洗井，然后进行单点测斜，测斜完后进行短程起下钻，提出15柱后下钻，在下至第13柱时发生井涌，接着把14柱钻杆下到井内，抢接方钻杆未成功。喷高达1520 m，喷出物为水。喷时进行软关井，而本井为定向井，装的是防喷器，钻具不居中，防喷器关不严，造成井口失控。处理方法及主要作业步骤：组织人员配备密度1.35g/cm3的重泥浆124m3，开始压井，井口返出泥浆密度为1.07g/cm3。开泵压井循环过程中，泥浆密度由1.35g/cm3提升为1.55g/cm
31、3。到6月1日21:00循环正常，停泵后井口无外溢现象，压井成功。时间损失13 h，直接经济损失4.69万元。经验及教训：1、按规定附加钻井液密度，浅井应视情况取较高值；2、淘汰老式防喷器，按标准配备功能齐全的井控设备。,龙 会 2 井,井喷时间：1992年1月28日 层位：茅 二 井深：4418.50 m 本井是四川局川东钻探公司6076队钻的一口探井，设计井深4743m，主探石炭系。244.5mm套管下至井深3913.3m，井口装有23-35四通223-35全闭23-35半封23-35环形。井喷过程：1992年1月28日7:30用密度为1.75g/cm3、粘度32 s的泥浆钻至井深4418
32、.50 m时，发现溢流2 m3，出口密度由1.75g/cm3下降为1.65g/cm3，粘度由34上升为45 s，至7:35关井后立压为10MPa、套压26 MPa，又外溢7 m3，至9:45关井，半闭防喷器开始刺漏，泥浆喷高510m，套压由26下降为24 MPa，至10：30半闭防喷器严重刺坏，泥浆带气喷高1525 m，开1#、2#管线放喷，立压2.5 MPa，套压11 MPa，至12:00关环形防喷器也被刺坏，四条管线放喷。17:10井口一声响，小方补心和大方瓦冲出转盘面，井内钻具被H2S脆断（H2S含量6.15g/m3）。井喷原因：1、钻进中溢流，说明泥浆密度太低，不足以平衡产层压力；2、
33、井口装置试压值低，承不起高压；3、发现溢流后关井不严，又溢流，导致井口压力过高而失控。,龙 会 2 井,处理方法及主要作业步骤：至1月31日用两条胶管线向井口冲水，防止着火，组织抢险物资、器材。至2月3日抢接一条长500 m的供水管线，安装地面加压人工提钻具装置，人工提出钻具（1根钻杆和方钻杆）关全闭防喷器控制住井口，至5日清除井场障碍，准备压井泥浆，换127mm半闭闸板芯子，安装单闸板，换环形防喷器。10日实施空井压井，用密度为2.102.30 g/cm3的泥浆172 m3压井成功。后打捞落鱼未果，注水泥后从井深4383 m处侧钻至5037.34 m完钻。时间损失3600 h，直接经济损失3
34、00万元以上。经验及教训：1、欠平衡钻进是井喷的主要原因；2、储备重泥浆放不出来；3、井口装置承压能力低；4、对茅口坡地层这一区域性高压产层认识不足。,克 75 井,井喷时间：1992年2月22日 层位：井深：2658.7 m 位于克拉玛依白碱滩地区的克75井，设计井深3000 m，由新疆石油管理局钻井队承钻。井身结构：244.5 mm套管2604.93 m215.9 mm井眼2658.07 m，井口装置：244.5 mm套管底法兰（339.7mm35 MPa）四通（35035MPa）2FZ35-35双闸板防喷器（上半封，下全封）三通防溢管旋转头（1275 MPa），钻柱结构：215.9 m钻
35、头（水眼两个：9、11 mm）0.28 m 158.8 mm钻铤187.39 m127 mm钻杆2464.33 m保护接头0.5 m，总长 2652.5 m。井喷过程：1992年2月22日21:20用密度为1.06 g/cm3的泥浆（设计密度为1.051.10 g/cm3）钻至井深2658.07 m（三开后仅12个多小时），发生溢流，泥浆密度从1.06下降为1.10 g/cm3，3 min后关井，至21:55立压上升到12 MPa，稳住。23:00准备往井内打加重泥浆（罐中加重至1.14），23:42开防喷闸门（CQ-350）两圈时，从闸门阀杆处刺出大量天然气，随即人员迅速撤离，3 min后（
36、即23:45）钻台下爆炸起火。火焰高3040 m，1 h 48 min后井架被烧倒于大六前方，喷出物主要是天然气，含少量轻质原油。估计产量3050104 m3/d（处理后测试气为53104 m3/d、油30 m3/d，地层压力2830 MPa）。当发现溢流时，立即提出方钻杆，扣上127mm钻杆吊卡坐于转盘上，关半封防喷器。,克 75 井,处理方法及主要作业步骤：从2月23日26日共4 d，利用风向、在水枪掩护下，带火切割拖拉，已把井架、钻机、机房设备、大部分井架底座、钻具清完。井口周围只剩下旧井口装置、转盘、坐在转盘上的钻柱、大、小鼠洞管、少部分井架底座及少量废钢铁。由于井架底座烧毁变形、井内
37、钻柱重量和井队在清障时对井口保护不周，使整个井口倾斜，偏离原井口中心线30400。至3月1日，发现244.5 mm套管环形铁板接箍已变形、刺坏，套管底法兰已不能利用，而且经反复观察分析认为钻杆弯曲处已刺漏。2月29日第一次灭火，动用水炮车5台（每台车排量3 m3/min），消防车6台（每台车排量1.22 m3/min）共12支水枪，作业40 min，喷水约800 m3，未能将火扑灭。分析原因为：1、清障不彻底，井口火焰喷出燃烧点多，成树状燃烧，水不能有效地扑在火上；2、有3台水炮车发挥不好，一是距离太远，二是供水不足。3月1日，第二次灭火，动用水炮车3台，消防车10台共20支枪，干粉炮车2台（
38、每台装干粉1t），作业1 h 22 min，喷水约1800 m3，用干粉2 t，也未能将火扑灭。分析原因为：1、井口障碍物仍很多；2、2台干粉炮车在喷水才3min、井口未冷却时，就开了炮，没有发挥出干粉应有的作用。根据现场情况，制定出如下抢险方案：1、拖掉旧井口；2、采服引火筒把火引高；3、井口周围挖坑，将508mm导管和339.7mm套管暴露出来；4、找出244.5 mm套管下缩深度；5、切割508 mm导管和339.7 mm套管，将244.5 mm套管按安装新井口需要的高度露出来；6、灭火；7、吊装新井口装置；8、控制井口投产。,克 75 井,在第二次灭火发现不能将火扑灭时，继续喷水冷却和
39、掩护，用 28 mm的钢丝绳围住防喷器和未清除的井架底座，用两台拖拉机把井口从环形铁板下端拉断，并将旧井口装置全部拖出井场。此时，钻杆断后下落，244.5 mm套管从套管环形铁板接箍处脱扣后也下缩，井口为光套管且未出露到地面，火焰形成火柱集中朝天燃烧，高约40 m。拖出的井口状况：钻杆从弯曲处拉断（原已快刺断），保护接头上端母扣已变形成喇叭状，防溢管已刺断，四通两旁的4个闸门全是关闭的，2FZ35-35双闸板防喷器下全封闸板全开，上半封闸板芯子间距约10 cm，双公短节上、下丝扣完好，244.5 mm套管接箍座于环形铁板上并电焊一圈。3月2日4日，设计、加工引火筒装置。引火筒：用508 mm套
40、管加工，长12 m、重量约19.6 kN。桅杆：由槽钢、63.5 mm油管和钢板筋焊接而成，长18 m宽0.5 m高0.6 m，重约约19.6 kN，分两节用螺栓连接。推土机：上海D155A-1A型，重量335 kN，在推铲上加焊钢板和槽钢，作支承桅杆的铰链支座，尾部焊厚钢板和127mm钻杆支撑双定滑轮，推土机可移动。通井机：青海XT12型，重量172 kN，最大拉力114.5 kN，用以升、降引火筒，可移动。3月5日，在井场把引火筒装置移入火内，16:05引火筒坐在508 mm导管上，大火全部引到12 m以上的空中燃烧。此时，人可接近到井口。随后留两支水枪，间断喷水降温，保护引火筒装置。新井
41、口装置要安装在244.5 mm套管上，在244.5 mm套管上装244.5 mm套管头和倒装通径244.5 m单闸板半封防喷器，,克 75 井,起套管底法兰的作用，为此需将244.5 mm套管安装新井口所需的高度1.41.8 m露出来。3月5日，引火筒罩住井口后，用电焊把引火筒和508 mm导管焊在一起。随后开始用两台挖掘机和人工在井口周围挖坑，并用推土机开一条长30 m宽（底部）2 m高3 m通向井口的沟（便于排除冷却井口聚集的水）。至6日挖坑和推沟结束，在井口周围挖了3 m深的坑（考虑244.5 mm套管下缩），露出了508 mm导管和339.7 mm套管（339.7 mm套管露出20）。
42、7日，用氧乙炔割掉508 mm导管下部约2 m，剥去水泥，然后用 6 mm电钻在339.7mm套管上钻孔两个，探到244.5 mm套管下缩了84。用钢条把剩下的508 mm导管339.7 mm套管电焊在一起，按出露1.5mm244.5mm套管的高度割断339.7 mm套管。随后用20支消防水枪掩护，提出引火筒带割除的508 mm导管和 339.7mm套管，由于有水枪喷水降温，在引火筒切割气流时，大火突然熄灭。7日20:05，使用50 t吊车，用19 mm白棕绳人力扶正，将全套新井口装置吊到井口，套入244.5 mm套管，座在339.7 mm套管上。8日，为避免着火、保证井口施工安装，将引火筒罩
43、在防喷器上的引喷管上。16：20用2台50t吊车在井口两边抬起新井口装置，并与桅杆吊配合，一起将新井口装置和引火筒向上抬高0.5 m。松下套管头外壳，装入卡瓦牙和密封盘根，用2个液压千斤顶上顶套管头外壳，使卡瓦牙卡紧244.5 mm套管后，用哈夫式铁垫块将套管头与 339.7mm套管之间的间隙垫满。然后下放防喷器和引火筒，上紧防喷器和套管头的连接螺栓，接2条放喷管线后，关244.5 mm半封防喷器，开2条放喷管线，此时，四通旁的压力表无压力，放喷管线出口以外燃烧，关井放喷成功。9日焊死套管头与339.7mm套管之间的垫块。在防喷器上装简易采气井口，测试产量为：天然气每日53104 m3，低凝原
44、油每日30 m3。抢险结束后，接输气管线，本井的天然气投产。时间损失约384 h，油气损失约896104 m3。,克 75 井,经验及教训：1、井喷失控着火后，应尽力保护好原油井口装置，避免造成象本井连底法兰都无法利用的复杂情况。2、本井是在国内首次应用引火筒装置进行抢险，也是首次应用于天然气井进行抢险。由于引火筒通径大于井口的喷井直径，在使用引火筒将火引高的情况下，井口周围呈负压，在这种条件下，可以安全地进行大量的井口施工作业，如：挖坑、电焊、气割，剥套管等。3、光套管下缩后，可用本井在外层套管上钻眼的方法进行寻找。4、引火筒从井口快速移开，突然切断气源（改变气源方向）时，可起灭火作用。5、
45、在光套管上装井口的情况下，套管头作底法兰用，使安装工作既容易又可靠。如果套管头承压能力不够，还可在其上倒装一台半封闸板防喷器。6、设计引火筒装置时，如无带绞盘的大型推土机，则可采用本井以小型推土机和通井机相配合的方法。以槽钢对焊作主梁制作桅杆，既轻便又可靠，又利于现场加工，94年“沙15井”抢险也是用此法制作的桅杆。7、井控设备应按标准配套、安装和试压，日常维护和保养应按时、认真，发现问题应及时整改。8、坐岗制度要落到实处，做到务必及时发现溢流。,磨 78 井,井喷时间：1992年4月3日 层位：香六层 井深：1763.65 m 本井是四川局川中矿区45408队在磨溪构造东端北翼上钻的一口开发
46、井。主要目的层为雷口坡。244.5 mm套管下深1738.09 m，井口装有KPY28-35四通2（35 MPa）127 mm钻杆放喷管线4条，三开用215.9 mm钻头钻进。井喷过程：1992年4月3日2:57，用密度1.31 g/cm3的泥浆钻进至井深1763.65 m（层位香六），发生溢流井涌，关井10 min后立压由0上升至9 MPa，套压由0上升至11 MPa，井口四通7号可控闸门本体刺坏，失修无效，用密度为1.60 g/cm3的泥浆80 m3压井，因气量大未成功，在压井失控回压过程中，井口1号、2号闸门本体刺坏，被迫用两条放喷管线放喷。井喷原因：1、井口四通闸门和可控闸门质量低劣是
47、造成该次井喷的直接原因，所刺坏的三个101.6 mm平板阀是江苏建湖厂、四川永川厂生产的35 MPa闸阀，经厂家和井控作业队清水试压35 MPa未发现问题，但改变为天然气介质后，在11 MPa状况下闸阀本体刺裂，现场无法修复，造成井口失控，被迫用放喷管线放喷。2、香六层是该构造的非目的层，磨溪构造所钻60余口井均无油气显示，该井属异常高压，产量高，认识不足。,磨 78 井,处理方法及主要作业步骤：4月5日向井内注清水过程中钻头水眼被堵死，4月11日经在钻杆与钻铤连接处射孔建立通道，重新注入密度为2.00 g/cm3的泥浆138 m3控制井喷恢复正常，4月16日下油管正规测试，日产天然气9.81
48、04 m3，完井。时间损失208 h，直接经济损失21万元。经验及教训：1对磨溪构造香六层有了进一步的认识，拓宽了找油气领域。2在井口闸门刺坏失控、大量天然气弥漫井场的情况下，采用消防车打冷却水冷却井口，稀释天然气浓度，疏散井场周围群众，向井内注清水等措施，避免了着火事故，保住了气田资源，保住了钻机设备,吉 121 井,井喷时间：1993年5月8日 层位：井深：323.61 m 华北油田吉121井位于锡林浩特市市郊，是吉尔嘎朗图凹陷中部的一口稠油探井，设计井深500 m，由东北内蒙古煤炭联合工业公司104地质队负责施工。井身结构：244.5 mm75.05 m104 mm井眼323.61 m。
49、井喷过程：吉121井1993年5月2日第二次开钻，采用104 mm地质取心钻头连续取心钻进，泥浆密度1.09 g/cm3。5月8日取心钻进至井深323.61 m时，割心起钻。3:30当卸完方钻杆，只起出一个单根钻杆（6 m），第二根单根上拉2 m多时，突然发生井喷，喷高约15 m，喷出物为天然气、泥浆、水及大量泥砂石块等。井喷原因：1、该区已有几十口各类探井，均未发现此气层，本井又是评价井，故地质上也未预告有层气；2、泥浆密度低，液柱压力不足以平衡气层压力，加之浅井，又是气喷，不易控制。,吉 121 井,处理方法：5月9日用重晶石配制密度为1.25 g/cm3的泥浆压井，一次成功，井喷制服后，
50、泥浆密度调整为1.141.17 g/cm3继续钻进作业，直至完井再未发生气侵及井涌现象。时间损失24 h。经验及教训：1、客观地讲，这种情况下的井喷有时（至少在过去）是不可避免的，只不过喷出的方式可能不同罢了。在探索自然的过程中，人们得承认，有时自己是被动的，不管人们有多么美好的愿望，这已被大量事实所证明。对此，我们也应该实事求是，重要的是我们不能在同一个地方跌倒两次。2、乙方设备当时没有防止和处理井喷的能力，队伍也缺乏这方面的素养，这些甲方应是了解的。甲方在掌握该区大量资料的基础上认为本井层不可能井喷，故从降低成本的角度出发，选用了这种设备和队伍。这样，井喷发生了，乙方就不应负主要责任。退一
