长庆油田安平179钻井井场油气火灾事故.

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有限公司（简称长城西部钻井公司）代管的靖边县天通实业有限公司“长城40609钻井队”(冒用长城钻探工程公司钻井一公司队号，该队为民营队)，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（陕西定边、吴起，宁夏盐池），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. 长城西部钻井有限公司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，成立长城西部钻井有限公司（与长庆石油工程监督公司一机构、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，注册地为辽宁省盘锦市，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有限公司（公司经理王天贵），2014年5月7日在陕西省榆林市与长城西部钻井有限公司签订《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，队长刘守勇由天通实业有限公司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. 长庆石油工程监督公司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井位于陕西省定边县杨井镇冯湾村姬塬油田安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内，密封了油层套管环空（阻断了循环泥浆通过封井器和节流管汇通道），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进行观察，与固井队协商固井事宜。

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，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杨殿清落实。

钻井队因现场储备加重材料不够，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，钻井队打开套管头旁通阀，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，继续配制密度1.18 g/cm3钻井液35方。

21点37分，钻井队开泵循环。

21点40分，距井口15米左右的排污池发生油气闪爆着火，着火范围为排污池。

着火后司钻停泵紧急撤离井场，其他人员全部跑出井场。

23点40分，火焰顺高压软管燃烧至距井口8米左右。

8月12日2点，火焰燃烧至井口，火焰高15米左右；3点30分井架倒塌。

17点30分，进行现场灭火降温，火焰扑灭。

（二）应急处置8月11日21点40分发生闪爆后，钻井队人员全部撤离井场，撤离时没有关闭套管头旁通阀切断油气混合物喷出通道，没有关停柴油机、发电机，钻井队队长在向天通实业有限公司经理王天贵汇报后，清点了人数并集体转移到安全地带。

固井队人员撤出井场观察火情后又及时返回井场，拆卸管汇，将9台固井车辆开出井场，人员车辆安全撤离。

21点50分（着火十分钟后），井队干部、驻井监督分别向六厂项目组、长城第三监督部、靖边项目部和119报警，上述单位随即分别启动了应急预案。

22点30分～23点左右，采油六厂副厂长兼项目组经理唐华、副厂长陈自省，项目组副经理王安成、第三监督部总监陈康苏、副总监杨殿清等相继到达现场，成立了以唐华为组长、陈自省为副组长的现场应急领导小组，并调动部分消防、工程车辆及应急物资到现场。

因现场联系不上钻井队人员，在场的驻井工程监督张大锁对井上情况和处置不清楚，现场应急领导小组考虑灭火后不能及时压井而导致气体扩散爆炸和环境污染，由此带来的疏散周边居民和施工作业复杂等次生问题，主要进行了井场外警戒、清场和持续观察工作。

8月12日0点50分，靖边项目部经理李爱国等人到达现场，成立了现场抢险处置小组，甲乙双方就物资调配、协助消防、检测警戒、处置方案等开展情况进行了沟通。

8月12日2点，8辆消防车就位开始灭火施救，因水源不足，灭火不成功。

此时火焰蔓延至井口，火焰高15米左右；3点30分井架倒塌。

6点采油六厂厂长唐鑫自西安赶到现场，组织现场清障，为灭火和压井做好准备。

17点30分井场火势逐渐变小，火焰被扑灭，关闭套管头旁通阀实现关井，险情解除。

8月14日15点，现场完成油层套管固井。

三、事故原因分析事故发生后，集团公司主要领导高度重视，立即成立了由安全环保与节能部、工程技术分公司、勘探与生产分公司、勘探开发研究院和安全环保技术研究院有关人员组成的联合调查组，紧急赶赴事故现场开展后续处置和事故调查工作。

调查组先后与长庆油田分公司相关职能部门、采油六厂、六厂项目组、长城西部钻井公司、靖边项目部、天通实业有限公司、长城40609钻井队、长城第三监督部等单位相关人员问询谈话38人次，查阅各类管理文件和施工记录72份，并组织技术分析，查清了事故经过和原因。

调查组认定，这是一起由于钻井队违章操作、处置不当导致的责任事故。

（一）直接原因该井在下完油层套管循环钻井液过程中，井内返出的钻井液直接排放到排污池，钻井液中含有的烃类混合物和伴生气在排污池聚集一定浓度闪爆着火，引燃排污池表面的油气混合物，火焰从排污池顺高压软管燃烧至井口，导致井架坍塌损毁。

（二）间接原因1.钻井队在完井作业过程中，钻井液循环不充分，导致地层油气侵入井筒，形成溢流。

9日下通井钻具至井底，开泵循环约50分钟，泵入钻井液约90方后起钻。

因井筒容积约130方，循环钻井液量不够，致使水平段被地层油气污染的钻井液未完全循环出井筒，井内液柱压力降低，地层油气继续侵入井筒。

11日油层套管下至距井底400米时，采用2个凡尔循环约1.5小时，泵入钻井液约108方，水平段被油气污染的钻井液仍未被排出井筒。

油层套管下至距井底约60米时，井口出现溢流，未引起重视。

套管下完后，开泵单凡尔循环1.5小时，泵入钻井液约54方，未节流控制，进一步造成地层油气侵入井筒。

停泵后，井口出现溢流。

2. 循环压井时间滞后，导致油气运移并聚集在井口附近。

11日井口出现溢流后，因井场加重材料储备不足，钻井队关闭了循环通道3小时左右，致使侵入井筒的油气上窜并聚集。

随后，采用单凡尔开泵循环压井，约2小时泵入60方钻井液，不仅将水平段新被油气污染的钻井液推到直井段，而且使上部井段聚集的油气混合物接近井口。

停泵观察仍有溢流，未采取有效措施。

3. 油气混合物高速喷出，在高压软管出口处爆燃，引起排污池起火。

21点37分再次开泵后，由于井内油气在井筒内膨胀上窜，形成的油气混合物从高压软管出口处瞬间喷出，发出爆响，在气流冲击波作用下，夹杂的岩屑与管口金属等物品撞击产生火花，致使喷出气体和排污池表面的油气混合物闪爆着火。