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典型事故案例汇编3

编典型事故案例汇编3典型事故案例汇编3发表时间:2013-8-1910:02:42典型事故案例汇编3接典型事故案例汇编3三、测井过程中发生的井喷事故案例(第5558例)案例559.9井喷事故专家点评：

该井因电测钻井液无法循环，长时间静止，切力增大，下钻速度又过快，造成井漏，液柱压力下降后，发生井喷；关井后，因钻具水眼堵塞等水泥车时放喷，造成井内钻井液喷空，给后续压井增加了团难；井控装置质量太差，发生多处剌漏，造成压井施工不连续；坐岗制度不严格，未及时发现井漏。

应吸取的教训是：

电测后下钻通井时，应分段循环，破坏钻井液切力，且下钻速度应严格控制；井控装置送井前，井控车间应按标准严格检验，合格后方能送井；发生溢流压井时，压井作业应准备充分，连续施工；严格坐岗制度，及时发现溢流和井涌。

2001年9月9日，由某石油管理局钻井集团公司32798钻井队承钻的涩北一号气田涩3―9井发生井喷失控事故，事故先后处理达18天。

造成巨大的资源浪费和破坏。

导致气田局部气水关系混乱。

事故处理投入了大量的人力、物力和财力，损失巨大，教训深刻。

1．基本情况涩3―9井位于柴达木盆地涩北一号气田，设计井深1550m。

2001年9月1日17:00一开，31lmm钻头钻至井深405m。

244.5mm表层套管下深403.14m，套管钢级为N80，壁厚为10.03mm。

9月4日21:20二开，215.9mm钻头钻至井深1550m，于9月8日15:00完钻。

完钻时钻井液性能为密度1.39g／cm3，粘度34s。

井口装置为:244.5mm升高短节＋TFQ244.5mm117.8mm-35MPa套管头＋339.7mm279.4mm转换法兰＋FSP35-35四通＋2FZ35-35双闸板防喷器＋FH35-35万能防喷器。

井内钻具组合为:215.9mm钻头(未卸喷嘴)0.24m＋430411接头0.4m＋158.8mm钻铤158m＋411410接头0.4m＋127mm钻杆810m＋411410回压阀0.3m＋133.35mm方钻杆，钻头位置969.32m。

此外在井架上还立有22个钻杆立柱，长度为616m。

2．事故发生及处理经过2001年9月8日23:00完井电测，在583m遇阻，随后起电缆、卸滑轮、做下钻准备。

9月9日0:30开始下钻通井；2:30下钻至井深969.32m，发现井口不返钻井液，随后发生井喷，喷出物为天然气和少量钻井液，喷高10m。

2:40因喷势大，无法打开两侧内闸门，实施硬关井，抢接带下旋塞的钻杆(当时钻具内无钻井液及天然气喷出)，开泵，泵压19MPa，判断钻具水眼堵塞。

3:20观察井口。

为防止地表憋开，打开旁通平板阀放喷，套压2MPa，立压0MPa。

7:50准备压井，调整压井液(密度1.37g／cm3，粘度60s)，组织供水，水泥车到井，其中5:52-6:00发生井塌，停喷8min。

8:10接管线，关2#闸门，用水泥车憋钻具水眼，泵压为8-2l-6MPa。

9:00-9:30节流压井，泵注密度为1.37g／cm3、粘度为60s的压井液50m3，注压为0-10MPa，套压为0，井口返出天然气及钻井液。

9:30关井，套压为0，立压为0。

经现场研究决定用电焊机焊1#闸门黄油嘴及内防喷管线与节流管汇连接处的焊缝。

9:40-10:00，第二次节流压井，共注入密度为1.37g／cm3、粘度为55s的压井液30m3，套压为5-4MPa，注压为1OMPa，井口喷出天然气。

不返钻井液。

11:20关井，套压6MPa，立压为0。

11:35第三次节流压井，共注入密度为1.40g／cm3、粘度为55s的压井液20m3，套压为6MPa，注压为10MPa，井口喷出天然气，不返钻井液。

14:35关井，套压6MPa，立压为0。

14:37用水泥车向环空注压井液，最高注压为15MPa，压井管线不通,未注进。

14:47关井，发现压井管汇一侧四通出口与闸门连接处刺漏，套压6.5MPa，立压为0。