某石油管理局“1.28”井喷事故

    专家点评：龙会2井发生事故的原因是设计钻井液密度偏低、坐岗制度不落实、发现溢流不及时(从发现溢流至关井仅5min，套压为28MPa)、井控装置质量不合格(套压达到28MPa时，35MPa防喷器半封闸板芯子即被刺坏)及井控装置配置不合理(无备用半封闸板芯子)等。应吸取的教训是：对地质情况不完全清楚的探井，应加强随钻地层压力监测工作，同时，技术措施应详细、有针对性。如何判断可能已钻达高压层，如何循环观察、确认可能已钻达高压层，如何避免可能发生的复杂情况和事故等，均应在设计中详细列出；严格坐岗制度，早发现早关井；对井控装置应加强维修保养，对性能达不到要求的老化装置，应坚决淘汰；对高含硫气井、高压气井，在井控装置配备上，应坚持配备备用的半封闸板；对高含硫井，原则上应尽量避免井筒内充满高含硫气，以防钻杆氢脆断落。

　　1．基本情况

　　该井是某石油管理局6076钻井队承钻的一口探井，设计井深4743m，主探石炭系。φ244.5mm套管下至井深3913.3m，井口装置为23-35四通×2＋23-35全封＋23-35半封＋23-35环形。

　　发生事故时间：1992年1月28日。

　　钻达层位：茅二。

　　发生事故井深：4418.50m。

　　2．事故发生经过

　　1992年1月28日7:30，用密度为1.75g／cm3、粘度为32s的钻井液钻至井深4418.5m时，发现溢流2m3，出口钻井液密度由1.75g／cm3下降为1.65g／cm3，粘度由32s上升到45s；7:32发出井喷信号，同时停泵上提方钻杆(钻头起至井深4411.50m)，打开节流阀，关环形防喷器后，关φ127mm闸板防喷器，当时立压为8MPa，套压为10MPa；7:35关节流阀，打开环形防喷器试关井，这时立压为10MPa，套压为26MPa，在这期间，钻井液液面又涨了7.0m3，溢流量累计达9 cm3；9:45关井，半封防喷器开始刺漏，钻井液喷高5-20m，套压由26MPa下降到24MPa，立压由10MPa降到8.5MPa；10:30半封防喷器严重刺坏，钻井液带气喷出，喷高15-20m，开1#、2#管线放喷，立压由8.5MPa下降为2.5MPa，套压由24MPa下降为11MPa；12:00关环形防喷器，也被刺坏，四条管线放喷；17:10井口一声巨响，小方补心和大方瓦冲出转盘面，井内钻具被H2S脆断(H2S含量为6.15g／cm3)，此时井口完全失控。

　　3．事故处理过程

　　1月31日用两根胶管线向井内冲水，防止着火，组织抢险物资、器材；2月3日抢接一条长500m的供水管线，安装地面人工提钻具装置，人工提出钻具(方钻杆和1根钻杆)，关全封防喷器控制住井口；2月5日清除井场障碍，准备压井液，换φ127mm半封闸板芯子，安装单闸板，换环形防喷器；2月10日实施空井压井，用密度为2.1-2.3g／cm3的压井液172m3压井成功。

　　后打捞落鱼未果，注水泥后从井深4383m处侧钻至井深5037.34m完钻。时间损失3600h，直接经济损失300万元以上。

　　4．事故原因分析

　　(1)钻进中发生溢流，说明钻井液密度偏低，不足以平衡地层压力，欠平衡钻进是井喷的主要原因。

　　(2)井口装置试压值低，承受不了高压。

　　(3)储备的高密度钻井液放不出来。

　　(4)发现溢流后关井不严，再次发生溢流，导致井口压力过高而失控。

　　5．事故教训

　　(1)根据实际情况科学设置钻井液密度。

　　(2)井口试压一定要按照设计要求进行。

　　(3)对茅口坡地层这一区域性高压产层认识不足。