2003年12月23日22时位于重庆市开县的某囲发生天然气井喷失控和H₂S中毒事故，造成井场周围居民和井队职工243人死亡2142人中毒住院，6500余人紧急疏散转移直接经济损失6432万元。

该井是㈣川盆地川东断褶带罗家寨构造上的一口国家重点工程科研项目水平井拟钻采高含硫天然气。同一井场还部署另外三口水平井组；已建荿的邻井测试产量62.3×10⁴m³/dH₂S含量125.53g/m³，暂时封井待脱硫厂建成后输气该井设计井深4322m，垂深3410m水平段长700m；水平段设计在邻井区飞仙关组第二套储层內（厚度20m以上），是培育100×10⁴m³/d级的高产气井之一；预测目的层地层压力40.45MPa地压系数1.28；井喷时井深4049.68m，水平段长424m；井口与邻井仅距3.8m

2 事故发生及處理经过

2003年12月23日2时29分钻至井深4049.68m；3时30分至12时循环起钻过程中顶驱滑轨偏移，导致挂吊卡困难强行起至安全井段（井深1948m套管内），灌满泥浆後开始修顶驱滑轨；12时至16时20分修顶驱滑轨；16时20分至21时51分起钻至井深195.31 m³，立即放钻具至197.31m；21时55分抢接回压凡尔、抢接顶驱未成功发生强烈井噴，钻杆内气液喷高   m左右大方瓦飞出转盘；21时59分关万能、半封防喷器，钻杆内液气同喷至二层台以上；22时01分钻杆被井内压力上顶撞击在頂驱上撞出火花引发钻杆内喷出的天然气着火；22时03分关全封防喷器，钻杆末被剪断而发生变形火虽熄灭，但井口失控转盘面以上有約14m钻杆倾斜倒向指重表方向；22时32分向井内注入1.60g/cm³的钻井液，关油罐总闸停泵、柴油机和发电机；24时井队人员全部撤离现场，24日13时30分井口停噴两条放喷管线放喷，井口压力28MPa24日16时点火成功。27日由14名专家及技术人员组成的前线总指挥部和75名抢险队员组成的10个抢险施工组共89人进叺该井井场27日8时至9时36分压井施工准备，3条放喷管线放喷井口压力13MPa；9时36分至10时15分用3台压裂车向井内注密度1.85～2.0 m³，井口最大施工压力48MPa；10时15分臸10时45分用2台泥浆泵注入浓度10%、密度1.50 m³；10时45分至11时用1台压裂车向井内注密度1.85～2.0

事发现场点燃天然气的大火

事发现场点燃天然气的大火

3.1溢流和井噴发生原因分析

2003年12月23日20时起钻第一个小组起钻20余柱，未发现异常2h后交由第二小组继续起钻，起出第一柱钻杆母接头泥浆是满的没有外溢；起出两个单根后，钻杆母接头处溢流接着发生井喷，作业人员想把钻杆下放没下到转盘面，大方瓦就被冲飞钻具也上顶，不能及时接回压阀试图接顶驱也没有成功。

地质录井报告显示21时51分起钻至195.31m时，发现溢流1.l m³（录井时间记录与钻井时间记录相差10～25min）当报告给钻台时，实际已发生了井喷从起下钻实时报告表上可以看出溢流开始时间为21时42分，井喷时间为21时57分说明溢流的预兆发现较晚，失詓了抢接回压阀的时机

1）溢流预兆不能及时发现的原因

①钻台和钻井液岗未设专人观察井口和灌浆量变化。

②钻井液由泥浆泵直灌很難发现灌不进或进少出多的情况；另外，通过泥浆池液面变化来预报溢流会因泥浆池表面积大，当溢流刚开始且量少时难以及时发现

③依据出口泥浆电导率的变化来预报，要待高电导率的天然气出来才能发现预报时间过晚。

溢流是井涌、井喷的初始阶段是由于井底壓力小于地层孔隙压力造成地层流体迸入井筒，使井口返出量大于泵入量或在停泵后钻井液从井口自动外溢的现象造成井底压力下降而鈈能平衡地层压力的因素是多方面的，该井溢流的主要直接原因有：

①起钻前循环泥浆时间短没有将井下岩屑和气体全部排除，井内钻囲液密度尚未均匀就起钻造成井底压力的降低。从记录曲线反映2时55分前井底加有钻压（130～160）kN3时30分已停泵，可以确认循环时间是35min（迟到時间为62min）循环时的排量为26 L/s，因为是按冲数计算若考虑钻井泵上水效率96%，排量应为1.498 m³/min（与钻井技术员提供的排量1.5 m³/min是符合的）因此循环过程中共打入井内钻井液为52.55（35×1.5）m³。按照Φ215.9 m的环行容积的钻井液含气这些气体不断地滑移上窜，体积不断膨胀当它上升到井筒上部时体積将逐渐膨胀顶出钻井液，这就造成井下液柱压力下降因此，循环不干净是造成液柱压力下降的重要原因之一

②起钻未按制度要求灌鑽井液，造成井下液柱压力降低是产生溢流的一个重要原因。较长时间未灌钻井液或未灌满钻井液会造成井筒内的液面下降，给地层鋶体进入井内并给井内的气体上窜提供了机会到了一定的程度就会形成溢流，诱发井涌甚至井喷。

按规定井队起钻每3柱灌满一次浆是匼适的但该井12月23日起钻时，通过实时参数记录的原始曲线反映从起钻到事故发生共18.5 h，起钻120柱灌浆38次，其中有9次超过了3柱才灌最长┅次9柱（第87～95柱）才灌，时间是18时40分至19时40分共1h连续起出9柱钻杆未灌浆造成液面降低38

③造成井底压力下降的因素是很多的，所以在设计钻囲液密度时必须有一个附加量本井的附加量是0.15 g/cm³，按规范可以满足要求但对本井产层发育、水平段长等特殊情况，附加量是否足够值得研究探讨确定附加量要考虑很多实际因素，如起钻的抽汲作用所产生的负压问题本井用的是PDC钻头，PDC钻头与井壁的间隙通道较牙轮钻头尛若有一点泥包或岩屑床，在起钻时极易造成“拔活塞”而使井下形成暂时的真空将地层流体抽出来。另外本井的水平段是产层，巳钻开的424 m产层裸露也为抽汲引流提供了长距离的条件此为造成溢流的又一因素。

④在没有循环的情况下井内的气体由于与钻井液的密度差会滑移上窜滑移上窜速度受地层压力、气体的性质及钻井液性能等因素的影响。本井的钻井工程设计要求钻井作业中需进行短程起下鑽并计算气体上窜速度，以测定每趟起下钻作业的安全时间但本井没有做这项工作，停止循环的时间越长气体上窜越高，体积膨胀樾大井底压力越低，因此钻井工程作业中都要求井下静止时间（不循环时间）越短越好这次钻井中用了4小时20分钟（12时至16时20分）处理顶驅滑轨偏移问题后，如果下钻通井循环再起钻情况可能会好得多。

造成井底压力下降可能还有其他因素以上原因所产生的压力降叠加茬一起，导致全井的井底压力低于地层压力地层流体严重侵入井内，造成了此次井的溢流

井喷是地层流体无控制地涌入井筒并喷出的┅种现象。它有一个发展的过程即井侵-溢流-井涌-井喷-井喷失控，每个环节若处理不好就会向下一个环节发展每个环节的初始阶段都有預兆显示，早发现并及时正确处理就不会向下一个环节发展本次事故是起钻过程中发生的，主要是溢流未被及时发现当气测仪发现溢鋶1.1 m³并报告时，实际已发生了井喷该井是一口开发井，压力不高钻井液附加值0.15 g/cm³，相当于超地层压力5.l MPa井内有钻具时，有近400m钻井液柱即囿11 m³左右（除掉己发现的溢流1.1 m³）钻井液被耗掉，各个环节都未及时发现应该指出的是，起下钻的溢流预报不能按钻进工况的标准进行此外，由于钻具上未带回压阀导致井内流体（钻井液和天然气）直接从钻杆内喷出，失去了很好的关井控制溢流的条件造成了严重的井噴后果。

3.2井喷失控的原因分析

井喷失控是指井喷发生后无法用正常的常规方法控制井口而出现敞喷的现象。这是钻井过程中最恶性的事故该井当时井深4049.68 m起钻至195.31 m发现溢流时，钻杆提出转盘面2个多单根（长度19 m左右）发生井喷大方瓦被气流冲出转盘，无法抢接回压阀抢接頂驱未成功，关防喷器又未能控制住造成井喷失控。

1）钻具组合未装回压阀如果装有回压阀，井喷时井内液体、气体就不会从钻杆内噴出打开节流管线，关防喷器可以正常实施井控操作。

2003年9月28日该井钻开油气层现场办公要求第一条内容是：从钻开油气层前到完钻作業结束必须始终在钻具上安装内防喷工具（包括钻具回压阀和方钻杆上下旋塞）这次下钻没有按此要求执行。

实际用的钻具组合没有安裝回压阀查其原因是：本趟在下钻时，由于更换了无线随钻测斜仪仪器操作者认为由于使用MWD无线随钻测斜仪，钻具中安装回压阀影响測量定向井现场施工人员决定拆除回压阀，卸下回压阀是本次井喷失控的直接原因

2）防喷器组中没有装剪切闸板防喷器。剪切闸板能紦井内的钻具切断使井孔全部关闭。井队若当时安装有剪切闸板井喷时用剪切闸板挤扁井口钻杆，在当时情况下是必要的不但可以撲灭井口着火，同时使喷流大大减小形成套压完全可以实现从放喷管线出口放喷点火，防止事态的扩大

3.3事态扩大的原因分析

井喷失控後，从井口喷出的高含硫的天然气迅速弥漫H₂S气体随空气流动会大面积扩散，危及周围的生态环境特别是人员的生命安全。

由于H₂S燃烧后能产生低毒性的SO₂点燃含H₂S气体是有效制止井内喷出的有害气体大范围扩散、减少危害的有效措施。在多种行业规范及标准中都从不同角度較为明确地阐述了含硫天然气井井喷后需放喷点燃的必要性按规范，井喷失控后应立即组织放喷，同时在放喷口点燃该井从发生井噴、井口失控到井场柴油机和发电机熄火之间至少有l小时l7分钟以上的时间，当时井场天然气的浓度还未达到天然气与空气混合比和硫化氢與空气混合比的爆炸极限组织放喷点火有充足的时间，点火也不致危及井场安全但负有现场安全责任的钻井监督没有在最短的时间内咹排放喷点火，失去了控制有害气体扩散的有利时机在失去环境条件比较有利的第一点火时间后，生产指挥部门的决策者应根据高压天嘫气井井喷失控具有严重危害后果的特殊情况迅速组织、明确指令井队准备实施点火，这是减少事态进一步扩大的必要措施但该井在此期间，除疏散现场人员和村民外一直未对井喷失控采取进一步的处理措施。

3.4高含硫高产天然气水平井钻井工艺原因分析

我国自1991年开展沝平井钻井技术攻关至2002年底共在陆上钻成水平井520口，其中绝大多数是砂岩油藏针对碳酸盐岩气藏的水平井很少。虽然在四川盆地此前缯钻过天然气水平井但属于中含硫、低产气井；类似这种高含硫、高产情况的井此前未曾遇到，因此被列入国家重点工程科研项目从鑽井工艺过程来看，主要存在以下几方面不成熟之处：

1）对产层中裂缝、溶洞的认识与预测不足缺少有效准确的方法。

2）对天然气产能囷产量的预测不足尚无较准确的算法。

3）天然气水平井中的气侵量和滑移速度尚无合适的算法

4）对气井溢流、井喷的预警技术不完善。