专家点评：随意修改施工设计，把井内密度为1.3g／cm3的压井液替换为清水，忽视了井控的重要性；没有认真执行井下作业井控规定，提前拆掉了防喷器部分螺栓；起钻过程中没有按规定灌浆；溢流发生后没有停止起钻作业，进行压井，错失了避免事故的时机。
1．基本情况
红0221井(开发井)大修施工过程中，1989年4月24日12：00发生井喷。该井完钻井深2008.8m,井喷时井内修井液密度为1.0g／cm3；井喷时井内无钻具，SFZl8-21防喷器已拆除；油层套管：φ139.7mm×9.17mm×2000.28m；层位：t221738-1745m。
完钻日期：1987年7月2日；
完钻井深：2008.8m；
油层套管：φ139.7mm×9.17mm×2000.28m；
原人工井底：1989.54m；
曾用修井液：γ=1.3g／cm3；
t221738-1745m：气层，产气量为11.2×104m3／d；
t22-t12：1793-1962m： 4层均为油层；
存在问题：试油时灰封油层；
修井目的：挤封气层、钻灰塞、回采。
2．事故发生经过
用密度1.3g／cm3的修井液压井；提出井内全部结构；挤封气层t22，试压合格；钻水泥塞至1944m，逐层憋开油层井段；下完井结构试压合格完井。
(1)大修作业施工情况
日期：1989年4月14日至1989年4月25日。
施工步骤：①用密度为1.3g／cm3的修井液压井后提出井内管柱；②下φ115mm尖钻头划水泥环至1775.4m；③采用循环挤注法挤水泥封气层t22高压气层；④候凝钻水泥塞，对封堵层试压；⑤钻灰塞至1851.39m；⑥下封隔器对1793-1796.5m层憋孔，未憋开；⑦下光管替水。提钻时发生井喷，抢坐井口失败，井喷失控。
(2)井喷事故经过
1989年4月24日，承担该井施工任务的某石油管理局井下作业处大修6队在生产碰头会上，根据白班对1793-1796.5m层憋孔无明显效果的情况，决定下光钻杆替水后重新憋炮孔，并给零点班带去指令：下钻替水，替水后观察井内情况，然后提钻。25日零点班接上班继续下钻替水18m3，井内稳定后提钻，零点班提钻114根钻杆，未及时灌液。25日白班接班后提钻8根，发现井口外溢，当提完全部钻具时，喷势已经形成，抢坐井口未成功，井喷失控。井喷发生时已将井场电源、火源切断。
井喷后的现场情况是：φ73mm卡箍采油树油管头坐入四通，4颗顶丝只有2颗上紧，总闸门已坐在四通上，只穿上2条井口螺栓，但有1条螺栓已带上并上紧螺帽，而另1条螺栓未带螺帽；总闸门被高压气流顶歪，井口法兰300°-330°圆周上天然气喷出十多米远；总闸门只打开1／3，部分天然气由转盘通孔喷上钻台；井口四通上的套管闸门均带90°短弯头作为作业时的循环出口；两侧套管闸门全部打开，钻台下完全被天然气笼罩，能见度低。井喷声音巨大，距井口200m处，高声讲话才能听清。喷出天然气量约为11.2×104m3／d，含水量少，无砂、砾石，不含油。
3．事故处理方法及主要作业步骤
红0221井井喷的抢险，主要在于能否在最短的时间内制服井喷，保护油井和修井设备，其中关键是抢坐好井口和重新压井。抢险指挥小组根据井喷状况和准备的抢险器材，决定采取两部分方案同时进行。
第一部分方案：组织抢坐好井口，重新压井，抢坐井口和压井机具及准备压井液等工作同时开展。
第二部分方案：在抢坐井口的同时，另一部分人员做好修井机及设备与井架的分离工作，做好应急准备，一旦事故恶化，强行拉出修井机，尽可能减少损失。
两部分方案分别进行，在实施第一部分方案过程中，由于采取的措施和具体方法正确，再加上各方面的准备充分，抢坐井口成功，压井后制服了井喷，使国家财产免受了更大的损失，其具体做法如下。
(1)强行加穿井口螺栓，重新坐好井口，为压井创造条件。
加穿井口螺栓，快速有效地抢坐好井口，最佳方案是加上对角螺栓。因此实施了在原有螺栓的基础上强行加上4条对角螺栓的方案。但在组织抢险的实施过程中，由于井口气流和压力太大，历时2h多才穿上并上紧1条螺栓。而且还不是预想的对角螺孔，而是紧靠着原有的螺栓，为此，抢险指挥小组及时讨论并改变了原定方案，采取挨着已上好的螺栓加上螺栓、多穿螺栓，步步紧逼，达到坐回井口的目的。实施后行之有效。
(2)因井口气温低，喷出的天然气所含水在井口结成冰、霜，将四通法兰上的螺孔冻结，使螺栓无法穿进螺孔。现场采用两部蒸汽车同时对井口解冻。再结合铜扳手、铜榔头敲击，才使得强穿井口螺栓成功。
(3)外排分压是抢坐井口成功的关键，现场引出了两侧套管闸门和总闸门进行放喷。
在认真分析了各闸门的完好程度、90°弯头能否承得住高压、90°弯头与钻台底座的角度及已经上好的两条井口螺栓的承压能力等情况后，逐一检查调整，先后成功地在左面套管闸门、总闸门上连接好放喷管线，为抢坐好井口奠定了基础。
(4)在安装放喷管线时，预先在各放喷管线上远离井门的部位加装高压闸门，这样既可防止原有井口闸门失灵、失控而影响后面的压井工作，又可以在整个抢险过程中减少因需要而进入钻台下开关闸门。当需要开关闸门时，操作远离井口的放喷管线上的闸门即可(井口所有闸门始终打开)，提高了安全系数。
(5)压井液的密度和数量，压井作业车的压力、排量均满足压井施工要求。在抢坐好井口后迅速压井，挤压井时总闸门和左面套管闸门作为进口，挤压井泵压控制在20MPa以内，实际最高泵压为18MPa，挤入排量达1.5m3/min，压井液密度为1.6g／cm3，共挤入38m3，将井压稳，彻底制服了井喷。
(6)开、关闸门作法。
在保证了井口密封和各闸门安全可靠后，先利用左面套管闸门作为压井的进口，关闭总闸门，右面套管闸门保持少量放喷。先利用重力置换法压井，后挤压井。具体的作法是：所有管线试压合格后，左面进口憋压启泵后慢关总闸门，待泵压正常后打开总闸门，两个压井进口同时挤入压井液，再逐渐关闭右边套管闸门，实施挤压井。
(7)采取的安全保障措施：
①井场200m内严禁一切电源，派有专人日夜监护。
②穿井口螺栓一律使用铜器、木器，不准使用铁器。
③连接井口管线的快速活接头均用管钳加毡棉布衬垫防滑，所有引出管线凡与铁器接触的均包毛毡固定，防跳、防摆动、防摩擦，调整出口保证其在下风方向。
④抢险队员及在修井机上工作的人员所带工具必须加保险绳，防止脱手引起碰撞，并戴防毒面具、耳罩和穿戴御寒衣、防护服。
⑤消防车、救护车配合抢险，闲杂人员一律远离井场。
(8)主要抢险物资消耗：1.6g／cm3压井液100m3；1400型压裂车—组；消防车4部、救护车2部；抢险时间：55h。
4．事故原因及技术分析
(1)修井过程中改变压井液密度是造成井喷的主要原因。
(2)在改变了压井液密度的情况下起钻又不灌修井液，因替水和起钻不灌压井液使整个井筒液柱压力减少8.3MPa，实际井内液柱压力只有10.2MPa，低于t22层实际地层压力(17.4MPa)，是造成井喷的直接原因。
(3)安全生产意识淡薄，在施工过程中随意拆除防喷器，使得井喷后井口无法控制。
(4)井控技术素质差，发现井喷预兆后,未果断处理抢坐井口，导致抢坐井口失败，以致井口失控。
(5)对油田区域特点的了解、判断失误，制定了错误的憋炮孔施工方案，这是严重技术失误。
(6)该井上修要求挤封t22层段高压气层，然后回采。挤封高压层采取循环挤注水泥封t22层的施工方法，试挤时泵压为12MPa，挤入量为0.15m3／min，具备挤封条件。在施工时，循环注入密度为1.8g／cm3的水泥浆3m3，上提管柱后挤注压力由8MPa上升至1OMPa后停止，关井候凝，由于压力高，实际挤入t22层的水泥浆只有0.45m3，高压层段挤入的水泥浆量少，未能达到将该层封住的目的。
5.事故教训
(1)采取部分替水憋孔的方法可以满足工序要求，并且能够保证井筒液柱压力，施工安全。憋炮孔后反循环压井，时间快，压井液量使用也少，同时也可以减少压井液的污染和性能的破坏。
(2)施工过程中，严禁随意改变修井液密度。
(3)严禁在施工未完前拆除防喷器；完井时确保有足够拆装井口采油树的时间，充分做好各项施工准备后，方可拆除防喷器。
(4)明确“发现外溢，先关井，后观察”的管理制度。
(5)高压层封堵质量的检验，应以后期施工可能出现的最高压力为检验依据。
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