井喷事故及险情案例分析2006～2009

井喷事故及险情案例分析
（2006年～2009年）
（第二部分）
中国石油天然气集团公司工程技术分公司年一月0一0二
目录
井26－34一、黄井二、罗家2 井－1X三、泉320 52－井四、红G＋4 4井五、台6－8井六、西60－井22七、松浅井52－46八、法井－16K九、庄4 8井001十、龙岗－井3十一、涩R44－井十二、大北202 1井8十三、徐深－平井－十四、伏223
2
中石油集团公司井喷事故及险情案例分析
一、黄26－34井
1、基本情况
辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ139.7×2694.77m，生产井段2206.4～2656.0m。

预计在沙河街组中部井段2095.2～2028.0m射3。

2006年1.05g/cm2月4孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。

2、事故发生经过
2:30射孔队施工准备。

2:52射孔校深。

2:54点火起爆，上提电缆。

2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。

2:58喷出液柱高达2m左右。

3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。

副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。

3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。

见图1。

3
井井喷失控着火照片－341 图黄26、事故处理过程3）汇报并启动应急预案（1作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业至3:053:07 区汇报。

3:10作业区向处调度室汇报。

3:22，灭火战斗展开。

消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:07 3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。

3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》第一批有关人员到达现场。

4:20 人的抢险突击队。

成立204:40 2（）抢险组织、准备按照应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加4:50 工抢险工具。

8:50抢拖出作业机和少量油管、抽油杆。

）抢险灭火压井成功（3 成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。

15:30 16:30拖出靠南侧抽油机组，基本完成井场清障。

3）15mm个（直径60m20:00三台压裂车组用压井液，携带橡胶球80 4
和胶皮等堵塞物进行压井，最小压力1MPa，最大压力14MPa，20:23堵住井口，火焰全部熄灭，压井成功。

4、事故原因分析
（1）直接原因
①设计射孔液密度不够是造成井喷的直接原因。

射孔井段一直没有
测试过，而射孔液的密度却参照下部原来老层的地层压力系数确定，设计的3，低于实际的地层压力系数。

1.05g/cm 射孔液密度②没接放喷管线是导致井喷着火的直接原因。

井喷以后，企图打开套管闸门放喷以降低井内压力，让电缆头落入井内，便于关闭射孔闸门，但该井既没有接放喷管线也没有接压井管线，不能把井内流体引至井场外的安全地带。

喷出的流体遇到柴油机排气管火花造成火灾。

（2）间接原因
①对目的层的地质情况认识不准确
该井测井解释为油层，而实际射开是气层。

如果解释是气层，按照辽河油田选择射孔方式的规定，应选择油管传输射孔。

如选用传输射孔则发生井涌时可以关闭采油（气）树闸门，避免井喷失控。

②射孔闸门关闭困难
射孔闸门缺乏保养，关闭困难，加之闸门内有电缆头，难以关严。

（3）管理原因
①地质设计中的有关地层资料、工程设计中的有关井控要求都过于简单，没有针对性。

设计射孔液密度偏低。

②井控意识薄弱，没有执行“辽河油田井控实施细则”，没有安装放喷管线和压井管线。

5、事故教训
（1）增强井控意识
从该井井喷失控着火的事故分析，无论是管理层还是设计层，从机关
到基层作业队其井控意识都急待加强。

5
（2）射孔液的密度设计要合理
对从未测试的层位，射孔液的密度不能按已开采层的压力系数设计，要按钻进该层段的钻井液密度设计。

（3）要认真执行井控技术规定
对气井、高温高压井、含有毒有害气体等重点井、射孔、压裂酸化后的施工作业必须按井控规定、标准接放喷管线和压井管线；必须执行开工前的井控验收制度，达到井控要求才能允许施工。

（4）在选择射孔方式上，尽量选择油管传输的方式射孔。

（5）射孔作业应尽量避开夜间进行。

（6）剪断电缆位置要适当。

断电缆在井内基本“直立”，弯曲量较少。

要使断电缆头落入井内，才能实施有效关井。

黄26－34井射孔电缆起出100m左右就发生井涌，剪断电缆后，电缆头露在射孔闸门外，致使射孔闸门不能完全关闭。

见图2。

图2 电缆断口露在射孔闸门外示意图
6
二、罗家2井
1、基本情况
（1）2006年3月25日，四川油气田罗家2井在二次完井作业中发生井漏，天然气窜至与罗家2井同井场的罗家注1井，并通过凉高山组～沙溪庙组断层泄漏到地表，致使当地群众13860人疏散，社会影响大。

事故引起党中央、国务院高度重视，党和国家领导人相继做出了重要批示。

国家安全生产监督管理总局、重庆市、集团公司领导亲赴现场研究处置方案、指挥抢险。

4月6日压井封堵成功，排除了险情。

（2）罗家2井丛式井组基本情况
罗家2丛式井组共有4口井：罗家2井、罗家注1井、罗家16H-1井、罗家17H井。

①各井概况：
罗家2井：罗家2井为罗家寨气田第一口预探井（直井），1999年11月12日开钻，2000年5月13日完钻，井深3404.00 m。

该井钻进中因339.7mm套管断裂，井身结构被迫改变，244.5mm套管（设计下深2818m、嘉二3段）提前下至井深1704.38m（须家河组顶）；177.8mm 套管（设计下至3404.00m、飞仙关组）提前下至3044.68m(嘉一段)；下127mm尾管射孔完井。

在嘉五段2102.83～2200.00m钻进中，放空1.90m，井漏严重，钻井液3。

飞仙关组气藏有效储层厚度53.90m 共漏失各种液体13379m，有进无出，333，地层含量125.53g/m106.88 g/m，CO含量63.2×测试产量104m，/dHS22压力40.759MPa，压力系数1.27。

2000年6月14日试气结束后，下177.8mm电缆桥塞至2798.00m封井暂闭。

见图3。

7
2井第一次完井井身结构示意图图3 罗家井是开发实施方案在主产区块设置的一口气田井：罗家注1罗家注1日完钻，在井深10年11月月2005年92日开钻，2005水回注井。

于（嘉五段）发生严重井2177.01m1段。

该井钻至2211.42m，井底层位嘉五33套管下至井深。

/h，累计漏失各种液体2024m60m漏，漏速大于339.7mm 以下管外基本上无水泥胶结。

2207.87m固井，固井质量差，井深465.81m日完井，完钻17月年日开钻，月年井：罗家16H-1200472320049 8
井深4248.00m。

在飞仙关组水平段钻遇有效储层249.80m，孔隙度4～16%，4333。

，二氧化碳含量m96.86g/m/d，硫化氢含量10测试产量为267.49×130g/m罗家17H井：2004年10月12日开钻，2005年5月9日完井，井深4519.00m。

②各井相对位置
地面相对位置：在罗家2井7.53°方向2.82m处为罗家注1井；在罗家2井310.02°方向10.75m处为罗家16H-1井；在罗家2井320.99°方向12.50m处为罗家17H井。

地下相对位置（嘉五段，井深2200.00m处）：罗家2井与罗家注1井相距117.80m；罗家2井与罗家16H-1井相距107.18m；罗家2井与罗家17H井相距75.76m。

见图4、5。

图4 罗家2丛式井组各井相对位置图
9
2井组各井等高线位置示意图图5 罗家2、事故发生经过20日）日～3月（1）施工作业简况（2月7原→日开始第二次完井，施工作业按照“钻磨电缆桥塞罗家2井2月7五个”→测试求产→产层段补射孔→下耐蚀合金完井管串诱喷和测试酸化步骤进行。

合格。

试压
20MPa月7日换装井口装置,23的1.58g/cm24日下钻通井至2781.86m 探得桥塞，按设计用密度2月30MPa合格。

钻井液对井筒试压。

2782.17m，桥塞下落至井深2839.75m252月日钻桥塞至井深日下公
锥、强磁打捞桥塞未获。

3月1日因桥塞转动，钻磨困难，拟注水泥固定桥塞后再钻。

用密度23月3泄压开井循环发现井漏，25MPa。

的钻井液试挤，压力27MPa1.58g/cm降到3 26.6m。

/h漏速33。

3.1m～日降密度至月331.361.38g/cm，漏速/h 10
3月4日在127mm尾管喇叭口（井深2840.53m）注水泥浆固定桥塞，挤压25MPa降到22MPa，泄压候凝。

3月13日分别下152mm钻头、φ143mm和φ102mm磨鞋钻水泥塞、磨3，不漏。

1.42g/cm 铣桥塞，钻井液密度333/h。

漏速为6.4m漏失
密度1.42g/cm 钻井液21.1m，3月15日吊灌起钻，3。

钻发现井漏，钻井液密度1.42g/cm3月16日通井至井深3315.00m，333/h，再调整，漏速井液密度降低至1.38g/cm0.76m循环漏失钻井液2.4m3循环不漏。

钻井液密度至1.35g/cm3月18日开井观察41小时后井口出现滴流，又调整钻井液密度至1.3733/h。

0.58m－1.38g/cm ，循环井漏，漏速333/h。

3.69m钻井液20.9m 3月19日起钻，吊灌密度1.37g/cm，漏速为3
月20日下177.8mm刮管器刮管至井深2840.00m，其中在井段3/h。

注入堵漏钻井液次，漏速增大至4.8m32750.00m－2790.00m反复刮铣
3的钻井，静止观察，间断吊灌密度1.37g/cm后，吊灌起钻至井深2118.87m3。

24.9m 液3月21日3:45开井观察，液面涨至井口，关井，套压0↑2.0↑8.5MPa。

3，套52.8m，先后向井内间断反挤钻井液10次，累计挤入钻井液至18:21压8.0～17.0MPa。

3、事故处理过程
（1）井漏和溢流处理情况（3月21日－24日）
第一次用HHH堵漏钻井液堵漏压井
3，推入地13.7m＋5％桥堵剂复合堵漏钻井液HHH3月21日反注40％3。

关井观察，8.5小时后套压由6.58.7m层复合堵漏钻井液↗15.6MPa。

堵漏压井不成功。

第二次用桥塞堵漏钻井液压井
33，关17.6m桥塞堵漏钻井液（浓度10日反注密度3月221.61g/cm％）井2小时后套压由3.1↗6.8MPa后，间断泄压挤钻井液降低套压，经两次挤钻井液后，套压反而升至27MPa，随即开始持续反注清水（加除硫剂），控11
制套压15MPa以内。

第三次用快凝水泥浆封堵压井施工
3月23日14:00发现罗家注1井油压达到15MPa。

结合罗家2井与罗家注1井井下情况，分析认为：罗家2井177.8mm套管可能破损，推测罗家2井与罗家注1井在嘉五段漏层已连通，天然气通过套管破口进入嘉陵江组地层并窜到罗家注1井，罗家2井的177.8mm套管在嘉五组（井深2200m左右）损坏的可能性较大，因此决定对破损段套管进行封堵作业。

33，正注快凝92.2m高粘钻井液24日正、反注密度1.60～1.75g/cm3月3（49t），关井候凝，油、套压为0。

3.5小时后井口开始起压，水泥浆40m关井9小时后，套压由0↗6.4MPa。

（2）地面窜气处理情况（3月25日～4月3日）
3月25日7:40发现距离罗家2井1.29km的高桥镇河沟中冒气。

见图6、7。

8:00现场指挥部通报地方政府，并与地方政府联合启动突发重大事件应急预案，共同迅速组织疏散附近居民。

为避免地面冒气现象进一步恶化，立即对罗家注1井放喷点火，泄压。

同时划定警戒区域，24小时对空气、水体质量进行监测，避免次生事故的发生。

图6 罗家2地面窜漏点及监测点示意图
12
7 罗家2井天然气窜出地面点火照片图井飞仙关组气源的封堵压井四套
现场指挥小组研究制定了切断罗家2 方案：方案一：不动现有井下管柱，正、反同注高密度高粘度钻井液，大排量注水泥浆封堵。

尾管喇叭口注水泥浆封堵。

φ127mm方案二：压井后，强行下钻至方案三：钻具内外分注水泥浆和水玻璃钻井液，二者在破口附近相遇速凝封堵。

方案四：在探索压井井筒稳定时间的规律后，边吊灌钻井液边起钻，127mm尾管喇叭口注水泥浆封堵。

再下入专用工具至φ33注一级快凝，2.00g/cm的高粘度钻井液71.8m日正、3月27反注密度333，1.89g/cm121t），平均密度），二级快凝水泥浆51m（65t100m 水泥浆（3小时后井口起压，套压。

04.51.89g/cm平均密度。

关井候凝，油、套压为↗05.8MPa。

13
3月28日罗家2井持续正、反注清水，立压8～10MPa，套压7～10MPa。

3月29日正、反注高粘度钻井液，立、套压降为0，打开防喷器，强行起钻具，起出φ88.9mm钻杆56柱×1594.78m，发现第18柱下单根滑扣，鱼长542.93m。

3月30日下打捞钻具至井深1596.24m探得鱼头，对扣打捞不成功，分析鱼顶钻杆母接头已氢脆破裂。

3月31日第一次采用特种凝胶＋快凝水泥浆封堵压井施工。

正、反注333，235m1.5%高粘钻井液45m的特种凝胶液，密度1.60～1.70g/cm 正注浓度33。

封堵压井施工中，1.84g/cm）67.5m，平均密度（84t再反注快凝水泥浆罗家注1井放喷口火焰持续减小直至不具喷势，地面6个冒气点的火焰逐步减弱。

罗家2井的封堵压井获得明显效果。

4月2日第二次采用特种凝胶＋快凝水泥浆封堵压井施工。

环空注入浓333，关井候，平均密度1.87g/cm（63m度1.5%特种凝胶90t、水泥浆71.0m）凝。

罗家2井立压2.1↗4.0MPa，套压4.1↗14.2MPa。

罗家注１井点火泄压，油压7.53MPa↘2MPa，套压5.47MPa↘1.5MPa。

4月3日第三次特种凝胶＋快凝水泥浆封堵压井施工。

环空注特种凝胶333，关井候凝，立、套压为，平均密度1.87g/cm86m）（185m110t、水泥浆0。

至4月6日，连续观察，罗家2井、罗家注１井井口压力均为0，外围泄露点减少，点火处火焰明显减小，压井封堵取得决定性胜利。

（3）巩固压井封堵成果（4月6日）
4月6日为了巩固前三轮封堵压井的成果，进行了第四次特种凝胶＋快33（68t）58m、水泥浆51.5m，平均密度凝水泥浆封堵施工。

环空注凝胶3，关井候凝。

1.89g/cm探环空液面在井口，罗家2井和罗家注１井立、套压均一直为0。

外围泄露点和点火处火焰进一步减小,
由此进一步证实，罗家2井飞仙关组气层已被封堵，气源已被切断。

至此，罗家2井井漏事故处置工作从抢险阶段转入井下复杂情况处理阶段。

4、事故原因分析
14
（1）直接原因
①177.8mm套管在2200m左右破损
根据罗家2井嘉五段漏失层特点以及堵漏抢险过程中的情况和资料等综合分析判断，罗家2井177.8mm套管在2200m左右破损。

导致飞仙关组气层天然气上窜，天然气从破损处沿着罗家2井嘉五段溶洞发育和地层破碎带窜入罗家注1井区。

②罗注1井固井质量差
罗注1井经CBL和VDL检查固井质量，套管外从465.00m以下基本无水泥封固。

罗家2井的天然气穿过罗注1井的射孔段进入井内，造成高油管压力；同时天然气沿着罗家注1井套管外的环形空间向上进入到840m处出露到地表的凉高山组－沙溪庙组断层，最终天然气沿着断层泄漏到地面。

见图8、9、10。

图8 罗家寨构造LINE991线时间偏移剖面15
井完井结构示意图1 图9 罗注16
2井天然气窜出地面示意图图10 罗家）间接原因（2 套管断落致使井身结构不合理339.7mm①17
3段以上漏失层、封固嘉二2818.00m，2井设计244.5mm套管下深罗家垮塌层和低压气层。

但在二开钻井中，339.7mm套管从井深331.94m
断裂，下部滑落至井深336.94m，形成5m长的断距，钻进中多次发生阻卡，继续钻进困难，并且339.7mm套管已不具备井控能力。

为此被迫将244.5mm套管下至井深1704.38m（须家河组顶），没能按设计封固嘉五段漏失层。

177，8mm套管因嘉五段严重漏失，固井质量难以得到保证，使该段177.8mm套管成为最薄弱点。

②177.8mm套管磨损
该井原设计177，8mm套管后期射孔完井，由于244.5mm套管提前固井，为了封住嘉五段大漏层，177.8mm套管被迫在目的层以上的嘉一段提前固井。

固井后在177.8mm套管内的钻进和完井作业时间长达2个月，纯钻进和起下钻时间长达704小时，由于在2125.00m和2175.00m处井斜角达到17.17°，而且处在漏失层和套管固井质量存在问题的2180m附近，又由于在钻进过程中对井斜最大的部位缺乏有效的保护措施，难免不产生磨损。

③试挤和试压加剧了套管的损伤
在罗家2井二次完井试修设计中未考虑到原钻井和一次完井作业过程中对套管的损伤，在二次完井的第二次磨铣桥塞以前的施工中，按设计在3的情况下，五次试压或试挤值最高达到30MPa，井内钻井液密度1.58g/cm最低20MPa，加剧了已经磨损和伤害的套管的损伤。

④罗家注1井固井质量差
罗注1井465m以下无水泥，未采取补救措施就转入下步施工，留下了严重的事故隐患。

根据《固井技术规定》（油勘字〔2004〕32号文件）的规定，“固井质量不合格的井，经补救措施达到上述各条标准
的，算补救固井合格”。

罗家注1井由于钻井过程中在嘉五段漏失严重，因此修改设计为管外反挤水泥至2070m。

罗家注1井固井质量没有达到修改后设计“封固0～2070m”的要求，只封固到465m，在没有采取补救措施的情况下就进行了射孔和酸化作业，留下了严重的事故隐患。

18
5、事故教训
（1）对高含硫干气气田的开发需要充分论证和专项研究
罗家寨飞仙关组气藏属HS含量高、CO含量中等的干气气藏，在国
内22属于首次规模开发，在过去气田开发中形成的各种技术和经验的适应性受33的100g/cmCO含量大于HS含量大于102g/cm、到很大挑战。

特别是，22混合酸性干气在没有凝析油的缓蚀作用下，其腐蚀机理、防腐技术和防腐蚀材料的选择都需要做很多的分析研究工作；高腐蚀性、高产量、高危害性的气藏未经过长期试采，其生产参数的确定、各种作业的规范和标准都需要充分论证和专项研究并经过现场试验。

（2）在选择回注井井位时应考虑对周围生产井的影响
气田污水回注井的地质、工程设计应综合考虑对同井场井的相互影响，要充分认识到回注高含硫和二氧化碳的气田污水会增大地层水中硫
化氢和二氧化碳含量，给同一井组相邻气井套管增大了外腐蚀的危害，并对腐蚀性水体扩散范围和距离进行研究和跟踪监测。

（3）污水回注井也必须保证固井质量
罗家注1井受井漏的影响，致465m～2200m井段套管外几乎无水泥环封固，而在下步作业前的交接和验收执行不严格，没有认识到固井质量差可能引起的严重后果，没有差采取任何补救措施，为天然气上窜至地表提供了通道，因此污水回注井也必须保证固井质量。

（4）高含硫探井转生产井的二次完井作业应进行安全风险评价
罗家2井2000年5月30日完井，同年6月6日射孔测试后下电缆桥塞封堵，至2006年2月7日进行二次完井作业，气井暂闭已近6年。

对于高含硫预探井转生产井的二次完井作业应进行地质工程风险评价。

对套管的腐蚀、磨损和井身质量、固井质量以及同井组井间的相互影响等潜在安全风险进行评价，必要时进行测井检测，完善老井试修作业的风险评估有关标准。

（5）改变井身结构后，应增强漏层段的套管强度
由于φ339.7mm套管断落，被迫改变井身结构，φ244.5mm套管未将嘉19
五段漏失层段封固，应从壁厚和抗内压强度等方面增强漏层段的177.8mm套管强度。

而该井从井口到581.11m和2609.50m～3044.68m 的井段选用强度相对较高的壁厚11.51mm的177.8mm套管，却在嘉五段漏失层井段仍按原设计选用强度相对较低、壁厚10.36的φ177.8mm套管，形成了井内比较薄弱的套管段。

（6）要重视上部非目的层及浅表小断层带来的复杂问题
在气井、回注井固井质量不好的条件下，受浅表断层的影响，有出现地下井喷、窜出地表或窜入煤矿造成重大社会影响的可能性，因此要重视上部非目的层及浅表小断层可能带来的复杂问题，并采取相应的应对措施。

（7）完善高含硫气田开发相关标准
针对高酸性气田的开发要吸收国外类似气田开发的成熟经验，参考国外标准或国际标准，重新审视油气田勘探开发技术规范和标准，特别要修改完善“三高”气田的相关技术标准和规范，全面修订完善操作规程。

（8）对分接箍的选择和使用方法要引起高度重视
应选择与套管钢级、壁厚相一致的分接箍，其抗外挤、抗内压强度应不小于所用套管强度；固井施工中关闭分接箍的压力应在说明书的关闭压力基础上，还要考虑分接箍内外的液柱压力差。

分接箍的技术资料和有关参数应载入设计书、井史和《固井施工报告表》。

罗家2井多次电测解释指出，“2085.3～2086.2米，该段为尷套管上的分级箍，人工开有4个孔，MID－K电磁探伤成像测井资料上反映出穿孔特征”，见图11。

“分级箍位置声成像图形特征明显异于其他常规分级箍特征（如青科1井的分级箍，见图12），声成像明显见8个突变界面（收集到设计的图上可见5个明显突变界面）”见图13。

“电磁探伤成像测井曲线特征异于其他常规分级箍特征，如合30－1井的分级箍。

见图14。

20
K电磁探伤成像测井曲线图－井罗家11 图2MID
21
处理成果图CBIL7″1 图12 青科井套管分级箍、射孔段、套管破裂段22
套管分级箍CBIL处理成果图7″图13 罗家2井
处理成果图套管分级箍井典型合14 图30-17″MID-K
23
（9）套管试压的井口压力应考虑管外是否存在漏失层
套管试压检查时，套管外按清水或地层水计算支撑力。

如果地层严重漏失，其外支撑力小于按清水和地层水计算出的支撑力，试压的井口压力应相应的减少。

罗家2井试修工程设计在“套管强度计算”条目中注明“井内为密度331.50g/cm，29.80MPa1.58g/cm井内为密度压井液时，允许最高套压
为1.56～压井液时，允许最高套压为31.84MPa”。

在对套管试压检查时，井内为密度3的压井液，井口试压30MPa，此时2200m处套管承受的内压力为1.58g/cm64.09MPa，其套管为TP-80SS，壁厚10.36mm，抗内压强度为55.8MPa。

井深2085m分级箍处承受的内压力为
62.30MPa，由于管外嘉五段地层严重漏失，在2192.83～2200.00m钻进中放空1.9m，钻井液有进无出，漏失各33压井液时，13379m1.58g/cm，其外支撑力非常小。

套管内为密度种液体井口30MPa的试压值对套
管和分级箍会造成严重的损伤。

(10)要重视表层套管的质量
罗家2井表层套管断落，是造成井身结构不合理的直接原因，最终导致该井井喷事故。

三、华北油田泉320－1X井
1、基本情况
泉320-1X井是华北石油管理局第一钻井工程公司50512钻井队承钻的一口评价井（斜井），设计垂深3020m。

该井于2006年10月5日
一开钻进钻至井深1294.24m后起钻过程中发生井喷事故。

2、事故发生经过
泉320-1X井2006年10月1日一开，10月4日钻至井深1294.24m。

1:20起至第12柱时，发现钻具上提时环空钻井液外溢，提醒司钻有
拔活塞现象，司钻在起出12柱第3个单根后，上提下放活动钻具。

1:30卸掉第12柱后，继续起钻，在起第13柱时，发现环空继续外溢钻井液，再多次上提下放活动钻具。

24
1:40起出第14柱第一个单根时，发现环空钻井液外溢加剧，司钻立即发出井喷警报，同时下放钻具，此时钻井液从钻具水眼内喷出约30cm左右，两次抢接回压凡尔失败。

队长听到警报从井场住房赶到远控房时，喷出的液柱已超过二层台，由于当时不能确定井口四通两侧闸门的开关状态，未敢关闭半封闸板防喷器。

随后，喷出的液柱在很短时间内就超过了天车，导致井喷事故。

3、事故原因分析
（1）直接原因
①没有执行设计，使用钻井液密度低。

设计钻井液密度为33。

1.08g/cm1.10-1.20g/cm ，实际使用钻井液密度②起钻拔活塞，造成严重抽吸。

未按设计要求接接方钻杆循环而是多次上提下放活动钻具长达20多分钟，造成抽汲井喷。

（2）间接原因
地质设计数据不全，无浅气层提示，只提供了主力油层的压力系数，没有提供全井地层孔隙压力曲线，使浅气层钻井技术措施和全井钻井液密度设计缺乏科学依据。

（3）管理原因
①执行设计不到位
33。

1.08g/cm1.20g/cm ，而实际使用钻井液密度～设计钻井液密度为1.10②闸门未挂牌标明开关状态，也未交接闸门开关状态
由于不能确定四通两侧闸门的开关状态，不能及时关闭半封闸板防喷器，导致井喷事故。

③无人记录和校核钻井液灌入量和返出量
按华北油田操作规范要求，钻井液工在起钻时记录钻井液灌入数量，下钻时观察井口钻井液返出情况并记录数量，但钻井液工顶替内钳工起钻，无人记录和校核钻井液灌入量和返出量。

④工程技术监管不到位
存在不按设计施工问题，如钻井液密度未达到设计要求也未得到纠正。

25
⑤督导制度不落实
管理局市场运行管理处、工程技术处、安全环保与技术监督处曾联合下发了华油市场处字〔2006〕17号“关于做好国庆节期间生产运行、技术管理和安全生产的通知”，要求重点井处级责任人要赴现场督导，其它井所属单位要派驻工作组。

泉320-1X井节日期间施工未按规定派人到现场督导。

4、事故教训
（1）必须严格执行地质、钻井工程设计。

钻井液密度必须达到设计
要求。

（2）严格落实井控的有关管理制度和规定。

井口闸门和管汇闸门都。