长庆油田安平179井着火事故调查报告

长庆油田安平179井钻井井场油气火灾事故调查报告

（第8稿）

集团公司事故调查组

二〇一四年八月二十六日

长庆油田安平179井钻井井场

油气火灾事故调查报告

2014年8月11日21时40分，由长城钻探工程公司西部钻井（简称长城西部钻井公司）代管的靖边县天通实业40609钻井队(该队号为长城钻探工程公司钻井一公司队号，此为套牌队)，其施工的长庆油田采油六厂安平179井在下完油层套管循环钻井液过程中，发生井场油气着火事故，造成井架烧毁、钻具报废及部分设施损毁，直接经济损失约300万元。着火区域主要集中在排污池和井口附近，事故没有造成人员伤亡和环境污染。

一、基本情况

（一）相关单位基本情况

1. 长庆油田分公司第六采油厂

长庆油田分公司第六采油厂（简称采油六厂）设有机关科室12个、机关附属单位8个、基层单位15个（其中采油作业区8个)。地跨三县（定边、吴起，盐池），油区总面积3244平方公里，主要承担胡尖山、姬塬油田部分油藏38个区块的开发管理。目前，全厂共有各类站点107座，油水井4281口，日产油6368吨，平均单井日产1.93吨。

2. 第六采油厂产能建设项目组

2013年12月，长庆油田分公司下发长油〔2013〕285号文件，组建了采油六厂产能建设项目组（简称六厂项目组），共计41人，其中项目经理1名、项目副经理6名、环境总监1名，项目管理人员33人；业务部门包括对外协调室、地质研究室、钻井工程室等8个组室；一名项目副经理及钻井工程室负责钻井工程方案的制定、实施及钻井生产管理，目前管理32支钻井队施工。

在六厂项目组施工的钻井、试油、测井、录井、固井队伍均是由长庆油田分公司委托招标公司通过招投标进入。

3. 长城西部钻井

2012年9月，根据长城钻探〔2012〕95号文件，成立长庆石油工程监督公司，作为二级单位管理，主要业务为代管民营钻井队伍、自营钻机生产经营管理及长庆石油工程监督服务。2013年，经长城钻探及集团公司核准，在长庆石油工程监督公司原有人员及资产设备基础上，于11月15日注册法人公司，成立长城西部钻井（与长庆石油工程监督公司一套人马、两块牌子），为长城钻探下属全资子公司，注册资本为1.2亿元，注册地为省市，2013年12月1日以新公司的名义正式运营。

目前长城西部钻井公司用工总数1040人，其中管理岗位68人，操作岗位972人。共有自营钻井队26支，代管民营钻井队82支。

4. 长城西部钻井公司靖边项目部

长城西部钻井公司2014年2月25日下发长西钻〔2014〕5号文件，成立靖边项目部，编制定员8人，其中项目经理（科级）1人，项目副经理1人，工程技术、井控管理3人，安全生产、外部协调3人。负责长庆油区市场各甲方关系协调、代管民营钻井施工队伍的安全监督、工程技术支持及井控管理、协助合同签订与结算、督促施工队伍的资料上交等工作。

5. 长城40609钻井队

“长城40609钻井队”是一支民营钻井队，钻机型号为ZJ40J，隶属于靖边县天通实业（公司经理王天贵），2014年5月7日在省市与长城西部钻井签订《钻井工程承包合同》。目前施工安平179井的队伍人员于2014年3月开始组建，队长守勇由天通实业王天贵通过私人关系聘任，并全权负责招募井队人员，井队共有员工31人，其中：副队长2人，技术员1人。

6. 长城第三监督部

经长庆油田分公司工程技术管理部委派，长城钻探长庆石油工程监督公司第三监督部（简称长城第三监督部）进入长庆油田采油六厂，代表甲方实施监督作业。长城第三监督部设钻井、试油、测井、录井四个专业，总人数78人，其中管理人员4人，钻井专业38人，试油专业15人，测井专业6人，录井专业17人，对钻井作业实行单井驻队监督。

（二）安平179井基本情况

安平179井位于省定边县井镇湾村姬塬油田安83井区南部。该区块目的层段为三叠系延长组长72致密油层，油层埋深2190米，平均厚度15米，平均孔隙度8.9%，渗透率0.17毫达西，地面原油密度0.83 g/cm3，粘度4.3mPa·s，原始地层压力16.5MPa，原始气油比69.3m3/t。该井为水平采油井，设计井深3339米，垂深2374米，水平段长800米，钻井工程设计为油井一级风险井，安装2FZ35-35防喷器组合。

该井于2014年7月16日一开，311.2mm钻头钻进至471.86米，下入244.5mm表层套管。7月19日二开，8月4日215.9mm钻头钻至井深3411米时发生井漏，漏失60方，漏速8-9m3/h，钻井液密度1.16g/cm3，粘度60秒，进行随钻堵漏后继续钻进，钻至井深3467米完钻。完钻垂深2380.32米，水平段长866米。8月5日电测直井段，至8月7日水平段对枪测井，由于堵漏后循环不彻底无法对枪测井，钻井队请示六厂项目组后改为脉冲测井。8月8日8时许，下脉冲测井钻具至井深3420米时发生井涌，井口喷出钻井液，喷高2-3米，当班人员关井观察，套压立压为零，开井循环正常。钻井队请示六厂项目组同意该井免电测，9日23点下钻通井到底，循环起钻。10日起出通井钻具，将封井器半封闸板由5寸更换为5寸半套管闸板，12点开始下139.7mm油层套管。

二、事故经过与应急处置

（一）事故经过

8月11日13点30分，该井下入139.7 mm油层套管3449.80米。由于本井采用芯轴式套管头，芯轴式套管悬挂器坐在套管头下部本体，密封了油层套管环空，采取在套管头下本体旁通阀接高压软管至地面排污池进行固井前循环，循环排量10 l/s，循环时间1.5小时。

15点30分，钻井队关闭套管头旁通阀。

16点30分，固井队接好固井管线进行例行检查时，固井工程师马学如发现停泵后高压软管出口有溢流并有油花，为保证固井质量和井控安全，要求钻井队先循环压稳井然后再固井，钻井队不同意。由于双方意见不一致，钻井队向六厂项目组报告有油气浸，要求固井，项目组主管钻井的副经理王安成决定先循环压稳井后再固井，并要求长城第三监督部钻井副总监殿清落实。因现场储备加重材料不够，钻井队关闭套管头旁通阀准备配浆。

18点30分，加重材料到井后，钻井队配制密度为1.18 g/cm3的钻井液70方。

19点，打开套管头旁通阀，单凡尔排量10 l/s循环至21点，注入60方钻井液，停泵观察，出口依然有溢流。随后，钻井队继续配制密度1.18 g/cm3钻井液35方。