井漏造成井喷失控事故安全经验分享共27页文档
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Φ215.9mmPDC+Φ172mm*1°螺杆+Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤一根+ Φ158.8mm钻铤一根）（27.55米）
4月19日7时30分，西部钻探公司和青海油田分公司两家立即启动紧急预 案组织开展应急救援工作。
一、事故概况
（三）抢险经过
4月19日12:40 抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水实施进口降温。 17:10消防车进行冷却工作，固井车从环空向井内注水，拖拉机开始进行拖 快绳作业, 用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，关闭全封闸板，井口得到 有效控制。 4月20日1:35 -4:45实施压井作业, 分8次共向井内注入比重1.80 g/cm3的重 浆67方。注压5 MPa↘4MPa。套压由3.4MPa↘2.2MPa↗2.8 MPa。 5:10—9:00配置1.25 g/cm3-1.30 g/cm3堵漏钻井液实施堵漏。 4月21日15:40—-16:30注A级水泥37.5T（22方），关井套压为零。
候凝：每半小时观察一次套压变化.自17：00-19:30上升至1Mpa， —- 22日1:00下降为零，7:05，从节流管汇处泄压，无任何溢出物。
4月22—-23日现场清淤。
一、事故概况
一、事故概况
一、事故概况
（四）现场抢险时间
4月19日7:15－ 4月19日20:05 从井喷到实施关井历时：12小时50分钟
英9-4-A5井是青海油田 柴达木盆地西部地区油砂山 油田东南端的一口注水井。 目的层：下油砂山组（N21） 地层压力系数：0.81~1.12 气油比：81m3/t 设计井深：1620米 套管结构：9 5/8*354.06
+5 ½ *1615
井控装置组合图
2FZ35-35
四通 套管头
一、事故概况
（二）事故经过
一、事故概况
2019年4月19日7:15，由西部钻探青海钻井公司40520钻井队（CNPC乙级资 质）承钻的海西洲英东油田英9-4-A5井,在二开井深1461米时失返后起钻准备换 钻具堵漏时发生井喷失控事故，4月19日20:05 成功关井，历时12小时50分钟。
一、事故概况
（一）英9-4-A5井基本情况
发生井漏后，井队把全井钻入油气层后的唯一一次在井漏情况下的起钻 当做常规作业对待，现场监督未提醒井队告知事项。 7、井控技术措施落实不到位
钻开油气层后发生井漏的处理 钻开油气层前未落实对裸眼段做地层承压试验。 起钻时做好连续灌浆工作，保持井内压力平衡。若井下发生气侵，应及 时除气 ，维持正常的液柱压力。 低泵冲试验、短起下钻等井控细则的相关要求。
二、事故原因分析
4、未严格落实双座岗制度 泥浆灌所有液面监测报警装置失灵，没有专用灌浆罐，液面标尺损坏，
座岗人员使用直尺测量液面，不能及时、准确校核灌入量与起出钻具体 积差值，未及时发现溢流征兆，失去了第一时间控制溢流的机会。 5、井身结构设计不合理
本井表层下深354米，而在漏失层在360-452米处，多次发生失返性 井漏，虽然经过几次堵漏，但是在钻进至1450米时，上部井段再次发生 只进不出的严重井漏，造成上部井段液柱缺失，为井喷埋事故下了隐患。 在英东油田已完成的107口井中，二开后发生35井次失返性漏失，几乎全 部是靠注入水泥浆进行封堵，漏失段集中在350～500米之间，说明了当 前设计的350米表层套管不符合设计原则要求，却又长期未得到修正。
4月19日20:05 － 4月22 日7:05 从成功关井到压井成功历时：59小时
总抢险时间：71小时50分钟
二、事故原因分析
1、井控意识淡薄，思想麻痹大意，习惯性心理井控安全 井型简单、地层压力较低，自勘探开发以来同区块没有发生过溢
流险情和井喷事故，认为该地区没有井控风险，不会发生井喷事故。 2、没有意识到漏喷转换的风险
对该地区多口井发生的严重井漏，以及同井组的相邻井从350米 到井底存在多层油气显示的情况没有分析，没有针对多频次的井漏 开展风险评估，没有研究制定风险控制措施和操作程序，使井喷风 险隐患长期存在，仅从工程技术方面进行治漏堵漏。 3、井漏情况下起钻未连续灌浆
钻开油气层后上部地层又发生井漏，失没有意识到在井漏情况 下起钻存在发生井喷的风险，未制定井漏情况下有针对性的防喷措 施，导致发生溢流导致井喷。
三、事故的相似性
2019年上半年，长庆区域共发生溢流及以上井控险情20起，主要集中在先 注后采区。从这起井喷失控事故可以看出，该井的施工现状与目前我们所施工 的镇北、姬塬、坪桥、合水、黄陵、桐川等注水高压区、含浅层气、高气油比 区块极为相似，主要表现在： ①上部裸眼井段都有漏层、地层承压能力较低，钻达目的层发生溢流加重时常 出现上部地层漏失； ②地层压力系数在0.81－1.12之间； ③气油比较高，在80m3/t以上； ④井口防喷器组合大部分为单闸板或双闸板； ⑤井身结构为二开结构，且表层套管下深较浅； ⑥溢流检测装置简单、可靠性差，手段单一。
二、事故原因分析
6、 未严格执行钻开油气层前的检查、验收及审批制度 该井甲、乙方驻井专职安全监督各1名。经过一、二开以及打开油气层
前验收时均未发现泥浆液面报警装置失效，打开油气层审批报告流于形势， 安全监督检查记录泥浆液面报警装置为合格。存在着检查不严肃、事后补签 以及验收组织形式混乱等问题，难于保证验收效果。
4月14日 11时二开钻至井深360米、404.5米发生两次漏失，分别经过水 泥浆封堵，才恢复正常。4月19日0时钻进至井深1450米时再次发生井漏，漏 速每小时3方。1时20分继续钻进至1461米时井口失返，起钻计划进行挤水泥 堵漏。起钻前从环空灌入堵漏浆18方，井口未见液面。
4月19日7时15分，起钻至井内剩余一柱钻铤时提升短节内溢出泥浆，接 着从环空喷出泥浆接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为 油、气、泥、水混合物。由于喷势过猛，下放游车抢挂吊卡失败，井口一片 大方瓦喷出，井内钻铤上顶5米，由于本井安装的双闸板防喷器，无法实施 关井。
二、事故原因分析
8、钻井地质工程设计存在缺陷，指导性较差 8.1钻井地质设计对井控相关风险提示不具体
对上部井段存在井控高风险的13个油气同层提示不够明确。 8.2钻井工程设计没有对邻井频繁的失返性井漏给予提示
从设计源头上没有认识到漏喷转换的井控风险，英东地区10口井的钻井 工程设计中的相关技术措施内容完全一样，没有针对单井具体地质情况进行 个性化设计，针对性较差，指导性不强。
4月19日7时30分，西部钻探公司和青海油田分公司两家立即启动紧急预 案组织开展应急救援工作。
一、事故概况
（三）抢险经过
4月19日12:40 抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水实施进口降温。 17:10消防车进行冷却工作，固井车从环空向井内注水，拖拉机开始进行拖 快绳作业, 用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，关闭全封闸板，井口得到 有效控制。 4月20日1:35 -4:45实施压井作业, 分8次共向井内注入比重1.80 g/cm3的重 浆67方。注压5 MPa↘4MPa。套压由3.4MPa↘2.2MPa↗2.8 MPa。 5:10—9:00配置1.25 g/cm3-1.30 g/cm3堵漏钻井液实施堵漏。 4月21日15:40—-16:30注A级水泥37.5T（22方），关井套压为零。
候凝：每半小时观察一次套压变化.自17：00-19:30上升至1Mpa， —- 22日1:00下降为零，7:05，从节流管汇处泄压，无任何溢出物。
4月22—-23日现场清淤。
一、事故概况
一、事故概况
一、事故概况
（四）现场抢险时间
4月19日7:15－ 4月19日20:05 从井喷到实施关井历时：12小时50分钟
英9-4-A5井是青海油田 柴达木盆地西部地区油砂山 油田东南端的一口注水井。 目的层：下油砂山组（N21） 地层压力系数：0.81~1.12 气油比：81m3/t 设计井深：1620米 套管结构：9 5/8*354.06
+5 ½ *1615
井控装置组合图
2FZ35-35
四通 套管头
一、事故概况
（二）事故经过
一、事故概况
2019年4月19日7:15，由西部钻探青海钻井公司40520钻井队（CNPC乙级资 质）承钻的海西洲英东油田英9-4-A5井,在二开井深1461米时失返后起钻准备换 钻具堵漏时发生井喷失控事故，4月19日20:05 成功关井，历时12小时50分钟。
一、事故概况
（一）英9-4-A5井基本情况
发生井漏后，井队把全井钻入油气层后的唯一一次在井漏情况下的起钻 当做常规作业对待，现场监督未提醒井队告知事项。 7、井控技术措施落实不到位
钻开油气层后发生井漏的处理 钻开油气层前未落实对裸眼段做地层承压试验。 起钻时做好连续灌浆工作，保持井内压力平衡。若井下发生气侵，应及 时除气 ，维持正常的液柱压力。 低泵冲试验、短起下钻等井控细则的相关要求。
二、事故原因分析
4、未严格落实双座岗制度 泥浆灌所有液面监测报警装置失灵，没有专用灌浆罐，液面标尺损坏，
座岗人员使用直尺测量液面，不能及时、准确校核灌入量与起出钻具体 积差值，未及时发现溢流征兆，失去了第一时间控制溢流的机会。 5、井身结构设计不合理
本井表层下深354米，而在漏失层在360-452米处，多次发生失返性 井漏，虽然经过几次堵漏，但是在钻进至1450米时，上部井段再次发生 只进不出的严重井漏，造成上部井段液柱缺失，为井喷埋事故下了隐患。 在英东油田已完成的107口井中，二开后发生35井次失返性漏失，几乎全 部是靠注入水泥浆进行封堵，漏失段集中在350～500米之间，说明了当 前设计的350米表层套管不符合设计原则要求，却又长期未得到修正。
4月19日20:05 － 4月22 日7:05 从成功关井到压井成功历时：59小时
总抢险时间：71小时50分钟
二、事故原因分析
1、井控意识淡薄，思想麻痹大意，习惯性心理井控安全 井型简单、地层压力较低，自勘探开发以来同区块没有发生过溢
流险情和井喷事故，认为该地区没有井控风险，不会发生井喷事故。 2、没有意识到漏喷转换的风险
对该地区多口井发生的严重井漏，以及同井组的相邻井从350米 到井底存在多层油气显示的情况没有分析，没有针对多频次的井漏 开展风险评估，没有研究制定风险控制措施和操作程序，使井喷风 险隐患长期存在，仅从工程技术方面进行治漏堵漏。 3、井漏情况下起钻未连续灌浆
钻开油气层后上部地层又发生井漏，失没有意识到在井漏情况 下起钻存在发生井喷的风险，未制定井漏情况下有针对性的防喷措 施，导致发生溢流导致井喷。
三、事故的相似性
2019年上半年，长庆区域共发生溢流及以上井控险情20起，主要集中在先 注后采区。从这起井喷失控事故可以看出，该井的施工现状与目前我们所施工 的镇北、姬塬、坪桥、合水、黄陵、桐川等注水高压区、含浅层气、高气油比 区块极为相似，主要表现在： ①上部裸眼井段都有漏层、地层承压能力较低，钻达目的层发生溢流加重时常 出现上部地层漏失； ②地层压力系数在0.81－1.12之间； ③气油比较高，在80m3/t以上； ④井口防喷器组合大部分为单闸板或双闸板； ⑤井身结构为二开结构，且表层套管下深较浅； ⑥溢流检测装置简单、可靠性差，手段单一。
二、事故原因分析
6、 未严格执行钻开油气层前的检查、验收及审批制度 该井甲、乙方驻井专职安全监督各1名。经过一、二开以及打开油气层
前验收时均未发现泥浆液面报警装置失效，打开油气层审批报告流于形势， 安全监督检查记录泥浆液面报警装置为合格。存在着检查不严肃、事后补签 以及验收组织形式混乱等问题，难于保证验收效果。
4月14日 11时二开钻至井深360米、404.5米发生两次漏失，分别经过水 泥浆封堵，才恢复正常。4月19日0时钻进至井深1450米时再次发生井漏，漏 速每小时3方。1时20分继续钻进至1461米时井口失返，起钻计划进行挤水泥 堵漏。起钻前从环空灌入堵漏浆18方，井口未见液面。
4月19日7时15分，起钻至井内剩余一柱钻铤时提升短节内溢出泥浆，接 着从环空喷出泥浆接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为 油、气、泥、水混合物。由于喷势过猛，下放游车抢挂吊卡失败，井口一片 大方瓦喷出，井内钻铤上顶5米，由于本井安装的双闸板防喷器，无法实施 关井。
二、事故原因分析
8、钻井地质工程设计存在缺陷，指导性较差 8.1钻井地质设计对井控相关风险提示不具体
对上部井段存在井控高风险的13个油气同层提示不够明确。 8.2钻井工程设计没有对邻井频繁的失返性井漏给予提示
从设计源头上没有认识到漏喷转换的井控风险，英东地区10口井的钻井 工程设计中的相关技术措施内容完全一样，没有针对单井具体地质情况进行 个性化设计，针对性较差，指导性不强。