青海英东油田“4.19”井喷事故调查报告

青海英东油田“4·19”井喷事故调查报告

2013年4月19日7时15分，西部钻探工程有限公司（以下简称西部钻探）青海钻井公司40520钻井队在处置青海油田分公司英东油田英9-4-A5井井漏过程中，发生井喷事故，4月19日20时05分关井成功，险情得到控制，历时12小时50分钟。事故未造成人员伤亡和设备损毁。

一、基本情况

（一）青海油田分公司英东油田开发基本情况

英东油田位于柴达木盆地西部英雄岭构造带东段，花土沟镇东南36公里处。2010年6月18日首钻砂37井，在9个层组获得高产工业油气流，从而发现了英东油田。英东油田上盘砂37区块2011年控制叠合含油面积9.5 平方公里，控制石油地质储量10818万吨，控制天然气地质储量122.08亿方，具有埋藏浅、储层物性好、含油气层段长（340－2400米）、油层厚度大、储量丰度高、单井油气产量高的特点。

2012年开展试采工作以来，投产试采井24口，单井平均日产油6.9吨，投产注水井5口，单井平均日注水33方。

按照开发框架方案，2013年预计共钻新井225口，其中油

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井158口，注水井67口，新建产能30万吨。当前该地区动用钻机19部，其中：西部钻探12部，长城钻探6部，川庆钻探1部。截止5月9日，全区已完钻各类井122口，目前正常生产井30口，井口日产油300吨，日产气62738方。其中2013年开钻90口，完钻79口。

（二）英9-4平台基本情况

英9-4平台为注水平台，位于英东一号构造A断块较高部位，设计共钻注水井6口（该断块按照6套层系开发）。该地区预计油气比50～300，有可能超过300，地层倾角6-8°。目前在该平台已完钻两口井，分别为英东107和英9-4-A6井。英东107井为评价井，2011年10月7日完钻，共钻遇油层95层250.4米，油层分布于370.3～1601.4米之间。2012年6月24日投产试采1387.0～1390.3米层段（A断块4层系），初期日产油6.5吨，日产气521方，含水5%，目前关井。英9-4-A6井为6层系注水井，2013年4月2日完钻，完钻井深1845米，测井从345.５～1815.９米解释油层、差油层、油气层共264层。

英9-4-A5井为该平台的第三口井，为5层系注水井，直井，设计井深1620米，地层压力系数为0.81~1.12，设计井身结构为一开：Φ311mm×244.5mm×350m，二开：Φ216mm×139.7mm×1620m。设计钻井液密度为一开：1.05~1.10 g/cm3，二开：1.05~1.22 g/cm3 。目的层为N22（上油砂山组）~N21（下油砂山组），完钻层位N21。预计主力油气层井段926～1620米。

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（三）事故相关单位基本情况

1. 英东油田勘探开发一体化建设项目部基本情况 英东油田勘探开发一体化建设项目部（以下简称英东一体化项目部）是按照中国石油天然气股份有限公司中油人事〔2011〕242号批复文件批准成立，为建设英东百万吨油田而设立的专门机构，具体负责英东油田的勘探、评价、产能建设部署和生产运行等工作。项目部于2012年1月正式成立，共有员工125人，行政负责人为石××。

2. 设计单位基本情况

地质设计单位为青海油田分公司英东一体化项目部，设计审批单位为青海油田分公司开发处。

工程设计单位为青海油田分公司钻采工艺研究院（甲级资质），审批单位为青海油田分公司工程技术处。

本井地质设计编写人徐××（英东一体化项目部工程师，在

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英东油田主持和参与过110口井的设计工作），由青海油田分公司开发处负责人批准。

本井钻井工程设计编写人赵××（钻采工艺研究院设计科高级工程师，主持和参与过480多口井的设计工作），由青海油田分公司工程技术处负责人批准。

以上人员均持有有效井控培训合格证。 3. 青海钻井公司基本情况

青海钻井公司为西部钻探所属处级单位，主要从事石油钻井、固井和钻井液等工程技术服务。公司现有员工2845人，其中合同化员工1322人；现有钻井队27支，钻机27部，钻机新度系数0.26。2012年共开钻 266口，完井 255口，完成钻井进尺51.34万米。

4. 青海钻井公司英东项目组基本情况

根据青海油田英东区块勘探开发需要，为就近指挥，提高效率，青海钻井公司于2013年2月17日批准成立英东项目组，主要职责：与青海油田英东一体化项目部协调沟通，负责英东地区施工井队日常技术管理及井控安全管理，协调保障英东地区施工井队的生产及驻地生活服务。

青海钻井公司英东项目组负责人：秦××。（钻井工程技术服务公司副经理），由青海钻井公司派驻。

项目组人员6人：钻井工程高级工程师、钻井液高级工程师、钻井液助理工程师、安全科（井控办公室）驻现场工程师、固井

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工程技术公司派驻现场技术负责人、生活服务公司派驻后勤负责人各1名。

5. 40520钻井队基本情况

40520钻井队隶属于西部钻探青海钻井公司，具有集团公司钻井工程服务乙级资质，现有员工 43人（12人为合同化员工），22人持有井控证、12人持有司钻操作证，持证率符合相关规定。井队干部构成：队长1名、书记1名、技术员2名。该队配套有ZJ40L (1999年出厂) 钻机，额定载荷2250KN，钻台高度6米。主要装备如下表：

序号 1 2 3 4 5 6 7 名称 钻机(1999年出厂) 泥浆泵 泥浆罐 柴油机 防喷器 远程控制台 节流压井管汇 ZJ40L F-1300 40m3 型号 数量 1 2 6 3 1 1 2 G12V190PZL-3 2FZ35-35 FK0640-7 JYG-35 6. 监督监理公司基本情况

（1）青海油田监督监理公司基本情况

青海油田监督监理公司现有员工161人，分地面和井下两部分，其中井下部分为石油工程技术监督分公司，共137人（其中外聘人员109人），负责物探、钻井、地质、试油和井下等五个专业的监督工作。

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英9-4-A5井钻井巡井监督李××，大专学历，工程师， 1980年参加工作，曾在塔里木、吐哈和长庆等油田等担任过钻井监督；事故发生时负责英9-4-A5井和英11-4-B4井两口井的钻井监督工作，持有股份公司勘探与生产监督中心颁发的监督证，证号0471。李××属北京鑫科华源公司人员，由青海油田监督监理公司于2013年4月8日聘任为钻井监督，4月10日进驻现场对英9-4-A5井实施监督工作。

（2）青海钻井公司监督监理公司基本情况

青海钻井公司监督监理公司共有员工49人，其中管理人员4人，一级监督3人，二级监督7人，三级监督29人，见习监督3人，综合岗3人。

监督监理公司实行HSE监督单井派驻制，英9-4-A5井驻井HSE监督王××，三级监督，初中文化， 1987年参加工作，曾任井队副队长、书记，在本岗位工作两年。

二、事故经过

（一）事故发生前工作情况

英9-4-A5井是西部钻探青海钻井公司40520队承钻的一口总包井，是该队今年承钻的第三口井。青海钻井公司英东项目组负责本区块钻井现场的协调管理。青海钻井公司监督监理公司派驻1名驻井HSE监督，青海油田监督监理公司派有1名巡井钻井监督。英东一体化项目部在油田现场驻有工作组。

该井于4月11日4时一开，4月12日22时钻至井深355

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米，下入表层。一开至二开共用时79小时。其中，处理井漏2次，用时22小时，在14.86米处井漏失返，注水泥堵漏；在326米处发生井漏，用桥浆堵漏。钻进用时 20小时，下套管（Φ244.5mm×354.06m）、固井、装井口和试压用时37小时。一开钻具组合如下：

4月14日 11时二开，采用带螺杆的复合钻具，Φ216mm钻头钻至井深360米发生井漏失返，钻井液密度1.06 g/cm3，粘度42s，漏失量为80m3，替入密度1.06 g/cm3堵漏浆40m3堵漏成功。钻至404.5米时再次发生漏失，抢钻至井深452.19米采用水泥浆封堵2次，恢复正常。4月19日0时，钻至井深1450米时发生井漏，漏速3m3/h；至1时20分继续钻进至1461米时井口失返，停钻，漏失钻井液50m3（密度1.14g/cm3，粘度42s）。二开钻具组合如下：

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英9-4-A5井二开钻具组合示意图

该井于2013年4月11日由青海钻井公司安全科牵头组织一开验收。同日，青海油田英东一体化项目部也委托油田监督监理公司组织地质监督、钻井监督和钻井液监督进行开钻验收。4月14日，青海钻井公司安全科与青海油田监督监理公司分别进行了二开和钻开油气层验收。

事故当班班组为钻井二班，4月18日21时～19日9时是该班轮休结束后上的第一个班。当班在岗员工共 8人，司钻郑××、副司钻李××、井架工张××、内钳工吴××、外钳工哈××、泥浆工兼记录工（坐岗人员）宗××、柴油机工肖××、发电工李×。另有值班干部宣××（工程技术员），在井场共计9人。

（二）事故发生经过

第一阶段：无观察、无预防情况下发生溢流井喷

4月19日1时20分，钻进至1461米时井口失返，停钻，值班干部宣××（技术员）到距井场100多米外的驻井场值班房向队长张××汇报。队长张××电话请示青海钻井公司英东项目组负责人秦××。秦决定：起钻换钻具，进行挤水泥堵漏。

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钻井队在起钻前配密度1.12～1.14g/cm3 的堵漏浆30m3，从环空灌入堵漏浆18m3，环空未见液面。1时50分开始起钻，起钻过程中每起三柱钻杆或每起一柱钻铤，用钻井泵灌浆一次，共灌入钻井液5.91m3。此时，技术员宣××在钻台，司钻郑××在操作刹把，副司钻李××和内钳工吴××在井口，井架工张××和外钳工哈××轮换在二层台操作，起到钻铤时，两人同时到二层台拉钻铤，泥浆工宗××在循环罐坐岗。

7时15分，起钻至井内剩余最后一柱钻铤时，司钻郑××下放游车，钻台上副司钻李××和内钳工吴××接钻铤提升短节，司钻郑××下放游车至钻台5～6米处刹停等提升短节紧扣。副司钻李××和内钳工吴××用液压大钳上扣时，发现钳牙打滑，用高速旋紧扣后，副司钻李××和内钳工吴××更换钳牙，技术员宣××协助。司钻郑××继续下放游车准备挂吊卡，这时从提升短节内溢出泥浆，接着立即从环空喷出一股泥浆，高2～3米；接连又喷出泥浆，喷高接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为油气混合物。

井喷发生时，环空喷出泥浆经井口安全卡瓦折射打到司钻郑××身上，司钻郑××站稳后发出长鸣警报，继续下放游车，副司钻李××和内钳工吴××抢挂吊卡，因喷势过猛，抢挂吊卡未成功。这时，喷势越来越大，将井口一片大方瓦喷出，井内钻铤上顶，安全卡瓦挂在游车盖板上（钻具未落井）。副司钻李××和技术员宣××跑下钻台去远控台关井，副司钻李××随后跑到驻井场值班

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房向队长张××汇报。

井架二层台上作业的井架工张××和外钳工哈××听到长鸣警报后，发现喷高已接近二层台，迅速从井架扶梯下撤到地面。钻台上的内钳工吴××见抢挂吊卡无望，随即撤离钻台到紧急集合点。司钻郑××见喷势渐猛，刹住刹把并用铁链固定后，最后一个撤离钻台到集合点。

司钻郑××在撤离前冷静处置，固定刹把，防止了游车落到钻台上，避免了事故复杂化。

发生井喷时，井内剩余钻具组合为：Φ215.9mmPDC+Φ172mm ×1°螺杆+ Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤 1根+Φ158.8mm钻铤1根（共长27.55米），钻具结构见下图：

井喷时在岗人员所处位置及撤离路线示意图如下：

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第二阶段：有效防控下的井喷

4月19日7时30分，清点现场人员无伤亡，布置警戒线。 10时15分至11时48分，组织救护车、吊车、消防车、水罐车、固井车和拖拉机等应急车辆到井，组织将井场外围的房子和驻井场值班房搬走。

至12时40分，抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水，实施井口降温、防爆燃措施，防止事故扩大和发生次生事故。

17时10分至20时05分，消防车向井口喷水掩护，同时固井车通过压井管汇向井内打水，用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，当钻头提离全封闸板端面时，立即关闭全封闸板防喷器，

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井口得到有效控制。

第三阶段：压井处置

4月20日1时35分，开始平推法压井作业，至4时45分，分8次共向井内注入密度1.80 g/cm3的重钻井液56m3，注压4～5 MPa；套压由4MPa降至2.8 MPa后维持不变，判断表层套管鞋处井漏。

20日9时至21日15时，向井内注入1.25～1.30 g/cm3堵漏钻井液51m3，套压由2.2 MPa降至1.5MPa。堵漏不成功。

21日15时40分至16时30分，向井内注入水泥浆22m3，密度1.86g/cm3，替入密度1.25～1.30g/cm3 钻井液10m3，预计在250～450米形成水泥塞。

22日7时05分，从节流管汇处泄压，无任何溢出物，套压为零，险情解除，井喷应急抢险工作结束。

（三）应急响应情况

井喷发生后，队长张××向青海钻井公司汇报险情，青海钻井公司立即启动应急预案，相关人员立即赶赴现场，并向西部钻探、青海油田分公司汇报。

19日8时21分，西部钻探总值班室接到报警，立即向总经理马永峰汇报，马总即刻召开紧急会议，通报事故情况，部署应急抢险工作，派副总经理喻著成从苏里格出发，于20日15时到达现场，其余机关相关人员分别从乌鲁木齐、涩北等地赶赴现场。

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8时25分，青海油田分公司总值班室接到报警，在花土沟现场办公的总经理宗贻平、副总经理马力宁分别赶赴现场。马力宁为现场抢险总指挥，组织油田公司有关部门及西部钻探相关单位于19日20时05分成功实施关井。之后，西部钻探组织相关压井及后期处置工作。

10时40分，工程技术分公司接到青海油田分公司电话报警后，立即向集团公司领导汇报，同时向集团公司总值班室和安全环保与节能部报告。接报后，廖总非常重视，先后两次对抢险工作做出批示。

工程技术分公司立即将廖总指示传达到青海油田分公司和西部钻探公司，并安排有关人员赶赴现场指导抢险，同时根据现场处置动态，两次向青海油田分公司和西部钻探工程公司就压井处置、防火防爆和环境保护等提出工作要求。

三、事故定性及原因分析

本次调查是在工程技术分公司前期调查的基础上，重点开展了人员访谈。主要对青海油田分公司工程技术处、开发处、英东一体化项目部、监督监理公司、钻采工艺研究院，以及西部钻探公司的井控管理中心、青海钻井公司、英东项目组、40520钻井队、同地区其他8支钻井队等单位共42人进行了访谈。调阅了其它10余口井的地质和工程设计和其它10余口井的一开、二开及钻开油气层前的验收资料。经过事故调查组调查认为，本起事故是由于对井控管理工作不重视，现场管理不严格，钻井队在

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井漏处置过程中违章作业而导致的一起责任事故。

（一）直接原因

钻井队在发生井漏和随后起钻的处置中，措施不当，致使环空液柱压力小于地层压力，使已经打开油气层的地层流体进入井筒，发生井喷。

（二）间接原因

1. 处理井漏时，已经揭开了多套油气层。该井地质设计中，926～1620米为油气层段。同平台相邻的英9-4-A6井电测解释显示，345.5米进入油层，在1461米以上井段共解释储层196层，其中55层为油层、13层为油气同层、21层为油水同层。当环空液柱压力降低失衡后，这些油气就会进入井筒，导致溢流井喷。

2. 灌浆不到位，溢流发现不及时。该井在钻进至井深1461米前的钻进和接单根工况中，井内压力正常，证明1.14 g/cm3的钻井液静液柱压力可以平衡地层压力。在发生失返井漏后，环空液柱压力降低，可能引发井筒压力不平衡。按照以往二开后漏失的堵漏经验，本地区经常发生井漏的井段为360～500米，当液面在这个井段时，井筒的液柱压力计算如下：

液面在360米时：P1=1.14×(1461-360)/100=12.55MPa 液面在500米时：P1=1.14×(1461-500)/100=10.96MPa 而在地质设计中，邻井英试8-1井在井深1451米处实测静压13.21MPa。可见该井钻进到1461米时，发生失返井漏，井

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筒静液柱压力难以平衡地层压力。

同时，该井在起钻过程中，采取起三柱钻杆或起一柱钻铤后，按照起出的钻柱体积灌一次泥浆。灌浆量只相当于起出钻具体积，在井漏的情况下没有考虑漏失损失，使得灌入泥浆量明显不足，导致井内液面下降，液柱压力不能平衡地层压力。另外，在井漏失返后，井筒上部存在空井段，地层流体侵入井内后，先形成环空溢流。在溢流初期，地面难以观察到溢流显示。当溢流沿环空上升接近井口时，一些流体从振动筛返出，坐岗人员没有及时发现，失去了及时采取关井措施的机会，随后井内流体快速上升到转盘面，发生井喷。

3. 应急处置不力，未能控制井口。在井喷初期喷出物为泥浆的情况下，班组人员没能成功用吊卡强行起出井口最后一柱钻铤，或抢接防喷单根，实施关井，失去了控制井喷的最后机会。

（三）管理原因

1. 钻井地质、工程设计风险提示不具体，措施针对性不强 （1）钻井地质设计对井控相关风险提示不具体

英9-4-A5井钻井地质设计章节设置及主要内容均符合股份公司《开发井钻井设计编制规范》要求，但该井地质设计中对可能油气层的提示中，没有说明邻井英9-4-A6 井测井解释的13个油气同层段所处的具体井段（实际在645.5-913.1米，为本井非目的层段）；对油气层段的描述也未从926米（本井设计油气层的开始层位）开始，而仅是从本井设计的主要目的层1442米

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开始描述。

（2）钻井工程设计未对井漏风险进行提示，部分措施针对性不强

统计英东油田完成的107口井，一开后井漏53口井、83井次，二开后井漏24口井、35井次，二开后井漏段集中在350～500米之间；同平台的英9-4-A6在二开后也发生3次井漏。钻井工程设计中没有对邻井的井漏复杂进行任何描述，没有对可能发生的井漏、漏转喷的风险进行提示，没有提出针对性预防和处理措施。

本次调查中，查阅英东地区10口井的钻井工程设计发现，对一开、二开、井下复杂情况的预防及处理（井漏、井塌）以及井控技术要求等内容均一致，没有针对单井具体地质情况进行个性化设计，措施针对性差。

2. 表层套管没有封住全部易漏层

英9-4-A5井位于英东油田的地表海拔较高部位，地表高差100米左右；该地区上部地层复杂，破碎带发育，漏失严重。英东油田的当前表套设计井深均为350米，由于断层的影响，山上的井在二开后漏失发生频次高，失返性漏失多。同平台邻井英9-4-A6井二开后钻进至450米、479米和1665米时发生失返性漏失，漏失位置均在350～500米，通过注水泥方式堵漏成功。同平台的事故井在二开后，漏失3次，漏失位置在350～500米。由此可见，当前设计的350米表层套管没有封住全部易漏层，

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造成该区域的部分井在二开后发生失返性井漏，既加大了井控风险，也降低了钻井速度。针对此情况，青海油田监督监理公司和英东一体化项目部在2013年3月29日向青海油田工程技术处递交了《关于英东油田表层套管下深变更的请示》，要求将表层下深从350米调整为500米。至事故发生时，工程技术处还没有形成套管下深的研究结论。

3. 井漏处置不科学、不规范

英9-4-A5井钻至井深1450米时发生井漏，漏速3m3/h，钻井队没有停钻堵漏，却继续钻进至1461米，导致井漏失返。井漏失返出现后，没有先进行堵漏，而是采取了直接起钻，再下光钻杆挤水泥堵漏的方案；虽然在起钻前从环空灌入堵漏泥浆18m3，但井口未见到液面，根本没有起到堵漏效果。在油气层已钻开的情况下，起钻前没有按照井控实施细则的规定进行短程起下钻，检测井筒是否平稳；起钻中没有执行工程设计进行连续灌浆的要求，而是按照习惯性做法，起三柱钻杆灌一次泥浆。在间断灌浆中，灌入泥浆量不足，使环空液面下降，导致环空液柱压力小于地层压力。在起钻到表层套管内时，没有进行静止观察是否有油气上窜，而是一次起完钻具，导致井喷。

4. 漏喷转换的风险认识不足

从2010年开始，英东油田已完井120多口，面对钻开油气层后高频次的井漏，从建设方到施工方，均认为本地区地层压力低，没有发生过溢流，不可能发生井喷事故。在指导思想和技术

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措施上，只是从处理工程复杂出发，进行井漏处理，没有意识到井漏后，井筒压力失衡所产生的井控风险。针对这种多次发生的规律性的井漏问题，没有组织进行风险评估分析，没有制定针对性的起钻堵漏措施来预防井控风险，最终导致了井喷事故发生。

5. 开钻和钻开油气层验收流于形式

开钻和钻开油气层验收分别由青海钻井公司安全科组织自检和由英东一体化项目部委托的青海监督监理公司组织验收。但由于由各自主管单位自行组织，各自主管单位检查结果无沟通交流、相互无备案留底，难于促进现场工作。

从调阅的一、二开资料和对若干井队技术员访谈中，可以认定，在实际验收过程中，由于制度不落实，出现检查不严肃、填写随意、事后补签等现象。该井液面监测报警仪已坏，验收检查表显示合格；未安装司控台，检查表显示司控台正常；《钻开油气层检查验收书》无检查日期落款；未参加检查的甲方钻井监督事后补签名。验收走形式，未达到督促安全生产作用。

6. 现场监督工作不到位

40520钻井队现场驻有甲方巡井钻井监督李××和西部钻探HSE监督王××，在日常监督中，两人工作责任心不强，职责履行不到位，没有发挥应有的作用。

一是监督管理存在薄弱环节。甲方钻井监督在4月8日报到后，青海油田监督监理公司作了面对面的个人经历和资质的询问，将油田监督管理的资料包拷贝给监督，没有做任何培训，就

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将监督派到现场开展工作。西部钻探公司HSE监督没有认真学习本公司的监督管理办法，对自己在现场的权利义务不够清楚，监管弱化，没有发挥应有的作用。

二是责任心不强。甲方钻井监督4月10日上岗在现场开展工作，对所监督井的情况了解不深，没有发挥有效的监督作用。在本井的一开和二开前，甲方钻井监督下达的一开和二开监督指令，是他在其它油田任监督时的文本，没有针对本井实际情况增加针对性要求，对该井的指导性差。甲方钻井监督同时负责两口井的巡监，居住在该队的驻井场值班房内。该井从4月11日开钻到4月19日井喷，甲方监督只参加过2次班前班后会，职责履行不到位。西部钻探公司HSE监督4月12日的检查记录中，在液面报警仪损坏的情况下，却将检查结果填写为合格。

三是关键环节监督职责未履行到位。甲方钻井监督和西部钻探公司HSE监督在本井发生井漏后起钻这样一个特殊作业中，均没有在现场进行旁站监督，使得井漏后起钻的高风险作业的双重监督功能无一起作用。

7. 管理流程不顺畅，管理职能交叉弱化

青海钻井公司井控管理流程存在缺陷。西部钻探井控管理职能在工程技术与市场处，而青海钻井公司的井控管理职责由安全总监负责，井控管理办公室设在公司安全科。安全科主要对应的西部钻探管理部门为安全环保处，这样造成井控管理职能上下协调不够顺畅，不利于井控管理工作落实。

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8. 钻井队管理较差，执行力有待进一步提高

40520队的指重表自动记录仪损坏、泥浆液面监测报警仪已失效，长期没有得到修复，专用泥浆灌浆罐长期废置未用。现场施工中还存在没有认真执行井控实施细则及设计的现象：一是未落实《青海油田石油天然气钻井井控实施细则》第五十条“钻开油气层后发生井漏的处理”的系列措施、第十六条有关地层承压试验、低泵冲试验和短程起下钻的要求。二是未执行工程设计中“起钻时做好连续灌浆”的要求。由此反映出，该队的管理水平、业务素质较低，执行力较差。

9. 井控意识不强，管理不到位

自2010年该区块投入勘探开发以来，虽然上部地层频繁发生井漏，但通过采取适当堵漏措施均能够成功完钻，没有发生过溢流险情。无论是建设方还是施工方、管理者还是操作者均认为，该地区仅仅是单纯井漏，不会发生井喷事故，忽略了钻开油气层后“漏喷转换”诱发的井喷风险。同时由于生产任务重，组织运行节奏快（当前该地区动用钻机19部，今年预计共钻新井225口，新建产能30万吨），也是本起事故的一个因素。

因此，相关企业各级管理人员井控意识不强，普遍存在着思想上麻痹，管理上松懈，企业相关管理部门没有认真开展井漏风险辨识和井控风险评估，适当调整新区部分油气井风险级别；没有组织研究“井漏失返”和“漏喷转换”的风险控制措施；没有建立处理井下复杂情况的刚性操作程序，完全靠现场人员的个人能力

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处理复杂，随意性强；也不重视一、二开验收和钻开油气层检查制度，很多验收走形式；现场监督责任心不强，对关键环节没有起到旁站监督作用，关键环节监督职责履行不到位；未建立起有效的甲乙方监管约束机制，甲方监管力度不够，乙方井控制度落实不严，整体存在井控管理制度落实不到位的问题。

四、事故责任分析及处理

根据集团公司相关规定，建议对青海油田分公司和西部钻探公司相关责任人进行处理，处理意见建议如下：

（一）西部钻探公司

1. 井控管理中心主任吴××，作为西部钻探公司井控主管部门负责人，对本次事故暴露出的井控意识不强、钻井队管理较差和执行力差等问题负直线管理责任，给予警告处分，罚款5000元。

2. 青海钻井公司经理穆××作为公司井控安全第一责任人，对本次事故暴露出的井控意识不强、管理流程不顺畅、现场监督工作不到位和钻井队管理较差等问题负直接管理责任，给予记过处分，罚款5000元。

3. 青海钻井公司党委书记李××作为公司主要领导，对本次事故暴露出的井控意识不强、队伍管理差等问题负直接管理责任，给予警告处分，罚款5000元。

4. 青海钻井公司副经理、安全总监颜××，作为公司分管安全生产和井控工作的领导，对本次事故暴露出的井控意识不强、

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现场监督工作不到位和钻井队管理较差等问题负主管领导责任，给予记大过处分，罚款5000元。

5. 青海钻井公司钻井工程技术服务公司副经理、英东项目组负责人秦××，对本次事故暴露出的漏喷转换的风险认识不足和井漏处置不科学等问题负直接领导责任，给予免职、记大过处分，罚款5000元。

6. 青海钻井公司安全科井控专岗王××，作为钻井公司驻英东项目组负责井控及安全的管理人，对本次事故暴露出的开钻和钻开油气层验收流于形式和现场井控管理差等问题负直线管理责任，给予记大过处分，罚款5000元。

7. 青海钻井公司监督监理公司驻40520钻井队HSE监督员王××，井控意识淡薄，责任心不强，现场履行监督职责不到位，对本次事故负直接责任，给予开除厂籍、留厂察看一年处分，罚款5000元。

8. 40520钻井队队长张××作为本队安全生产第一责任人，对本次事故暴露出的井控意识不强、钻井队管理较差和执行力差等问题负直接领导责任，给予撤职处分，罚款5000元。

9. 40520钻井队书记王××作为本队主要负责人，对本次事故暴露出的钻井队管理较差和执行力差等问题负直接领导责任，给予免职、记过处分，罚款5000元。

10. 40520钻井队技术员宣××作为值班干部和井队技术负责人，对本次事故暴露出的漏喷转换的风险认识不足和井漏处置

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不科学等问题负直接责任，给予撤职处分，罚款5000元。

11. 40520钻井队司钻郑××作为班长和直接操作者，对本次事故负直接责任，本应严肃处理，但在事故发生时，及时发出警报，刹车并固定刹把，最后撤离钻台，避免了事故进一步复杂化；给予开除厂籍、留厂察看一年处分。

12. 40520钻井队泥浆工兼记录工宗××，作为坐岗工，灌泥浆不到位，溢流发现不及时，对本次事故负主要责任，给予开除厂籍处分。

另外，西部钻探公司作为本次事故的责任主体，负有管理责任，给予通报批评。责成西部钻探公司对青海钻井公司进行整顿，对其他负有责任的人员给予处理。

对40520钻井队建议取消番号，收回资质，解散队伍，人员重新分配。

（二）青海油田分公司

1. 工程技术处处长赵××作为井控与工程技术主管部门领导，对本次事故暴露出的工程设计存在缺陷和井控技术措施不到位等问题负技术管理直线管理责任，给予警告处分，罚款3000元。

2. 英东一体化项目部经理石××作为项目部安全生产第一责任人，对本次事故负属地领导责任，给予警告处分，罚款3000元。

3. 监督监理公司负责人王××作为监理公司安全生产第一责

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任人，对本次事故暴露出的外聘监督管理和监理职责履行不到位等问题负一定管理责任，给予通报批评，罚款3000元。

4. 英东一体化项目部徐××，作为本井地质设计的编写人，在地质设计中对周边钻井过程中出现的复杂情况提示不周，井控相关风险提示不具体，地质设计存在缺陷，对本次事故地质设计缺陷负直接责任，给予通报批评，罚款2000元。

5. 钻采工艺研究院设计科赵××，作为本井工程设计的编写人，在工程设计中未对井漏风险进行提示，没有提出针对性的预防与处理措施，工程设计存在缺陷，对本次事故工程设计缺陷负直接责任，给予警告处分，罚款2000元。

6. 监督监理公司外聘监督员李××，作为现场监督，井控意识淡薄，责任心不强，现场履行监督职责不到位，对本次事故负直接责任，给予解除劳务合同，收回中石油监督证，取消其在中石油市场的监督资格。

另外，青海油田分公司作为建设方，对本次事故的负有属地监管责任，给予通报批评。

五、事故教训及整改措施 （一）事故教训

1. 树立积极井控理念是根本

我们不但要重视“三高井”的井控风险，也要重视“两浅井”的井控风险，近年来“两浅井”的井控风险表现得尤为突出，溢流井喷时有发生，均是因为思想上的不重视造成的。必须牢固树立积

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极井控理念，时刻绷紧井控安全这根弦。

2. 井漏是井喷的前兆

井控风险来源于压力失衡，井漏后液柱降低是压力失衡的主要原因之一。要提高由漏转喷的风险意识，重视井漏后的井控风险防控。在井漏发生时，要以防止井喷为底线制定堵漏措施。

3. 管理部门履行职责是有效解决问题的关键

针对现场出现的普遍性问题，业务主管部门应及时组织研究解决方案，制定统一、规范和科学的应对措施，从根本上解决问题，而不是依靠基层队伍自身的经验和能力，个性化地解决问题。

4. 监督管理是有效落实制度措施的保障

监督是督促现场落实制度措施的专职人员，是井控风险防控的重要关口。监督素质的好坏、责任心的强弱，是把好现场井控监管关的关键。要落实好监督责任，杜绝监督走过场、走形式，对于不称职的监督，要坚决剔除出监督队伍。

5. 基层队伍执行力是防控井控风险的基础

事故的发生与队伍执行力差和违章作业紧密相关。多年来，集团公司已总结形成了多种井控管理的成熟做法，如“短程起下钻、起钻到套管内静止观察、溢流坐岗观察”等做法，均是防控井喷事故的有效手段，应认真坚持和严格执行。

（二）整改措施

1. 深入践行积极井控理念，落实甲乙方井控管理责任 井控风险是集团公司八大风险之首，各企业要高度重视“三

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高井”和“两浅井”的井控风险，切实防范漏喷转换的井控风险。甲乙双方要强化“联责、联管、联动”机制，紧密协作，井控管理部门要充分发挥职能作用，认真落实分级管理和风险分级防控机制，动态掌握和解决工程技术以及井控管理存在的普遍问题和突出问题。甲方要建立有效监管机制，督促乙方提高井控管理水平。施工单位要在体制机制、管理制度以及防控措施等方面强化工作，做好漏喷转换风险的预防控制。

2. 加强设计与现场结合，提高设计的针对性和可操作性 设计是单井井控管理的第一道关口，是单井井控安全的源头。设计人员必须了解现场施工的井控风险。油田公司要尽可能多地提供设计人员参与现场问题讨论和处置的机会，设计人员要参加相应单位的生产和井控例会，定期参加技术交流。严格落实设计回访制度，设计人员要坚持每年一定时间的钻井施工现场回访。建立甲乙方钻井设计协作沟通机制，双方共同制定井控风险管控措施。建立设计质量反馈制度，施工方要对每口井设计的符合率、可操作性等方面进行书面反馈。针对新区、复杂井，要全面优化单井钻井工程设计，合理控制同一裸眼段存在的压力层系的数量，为科学防控奠定基础。

3. 加强开钻和钻开油气层验收检查，把好现场井控工作验收关

开钻和钻开油气层验收要严肃认真，不能走形式走过场，要严格落实甲乙方责任清晰的验收机制。验收程序要因地因时制

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宜，钻井速度快的开发井、浅井等，二开验收和钻开油气层验收可以合并进行。对验收中的假检查、假确认、假签字等作假行为要严肃追责，验收中发现的否决性问题要整改完成并验收确认后，方可开钻，牢牢把住现场安全关口。

4. 加强现场监督管理，提高监督人员执行力

加强监督的培养，促进监督职业化。聘任监督后，用人单位要进行以专业技能为主要内容的岗前培训，让监督人员熟悉企业相关制度要求、油气藏地质特点、工程地质要求和风险控制措施。用人单位要严格进行监督的定期考核，实行末位淘汰制度，及时把不合格者清理出监督队伍，保持监督队伍的整体质量。监督管理部门要建立监督黑名单库，履职不合格而被用人单位开除的监督，要吊销监督证，不得再次录用。

5. 加强井控设备管理，确保设备完整有效

钻井队是井控工作关键单位，钻井班组处在井控工作的前沿阵地，是最关键的执行单元。井控设备设施要按照相关标准和井控实施细则进行配套。要加强管理，落实责任，全面做好设备设施的日常检查维护保养，保证其始终处于完好状态。要加强现场人员技能培养，用好井控设备设施。不但要重视防喷器等主体设备，还要重视对专用泥浆灌浆罐、泥浆液面监测和指重表记录仪等设施的管理，确保井控设备的完整性和有效性。设备设施配套不符合标准，或其功能损坏而让通过验收的，要追究验收批准人的责任。

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6. 加强井喷预警，严格落实坐岗制度

早发现、早处置是控制溢流险情，预防井喷事故的关键。要高度重视坐岗制度在提前发现溢流中的作用，落实责任，提高坐岗人员责任意识。采用综合录井的作业现场，要落实钻井及综合录井人员的双坐岗。要加强泥浆液面检测仪的维护保养，使其时刻处于完好状态。要重视全过程的溢流检测，尤其要重视起下钻过程的坐岗观察，坐岗人员不但要重视灌浆量的测量，更要加强在泥浆出口的观察，及早发现溢流。

7. 开展防漏堵漏技术专项研究，提高井漏处置的科学性 针对英东区块普遍存在的严重井漏井下复杂问题，甲乙双方相关管理部门要重新开展该区域钻井风险评估，科学划分井控风险级别，重新审视表层套管下深。组织研究“井漏失返”和“漏喷转换”的风险控制措施。建立处理井下复杂情况的刚性操作程序，固化技术措施和操作程序，减少随意性，提高现场执行力。

8. 强化基础建设，加强基层队伍管理

要落实基层队伍定期考核机制，学习渤海钻探公司基层队伍定期考核办法，参照其建立基层现场井控管理标准，加强队伍考核，将考核结果与收入挂钩，促进队伍自主管理积极性。继续强化井控培训，加强理论培训和现场培训的紧密结合，大力推广应用三维动画模拟、视频演示、案例教学等教学方式，提高理论培训效果。要紧密结合现场生产实际进行现场培训和演练，钻井班组井控培训和现场防喷演习要以快速控制井口为中心，提高在各

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种工况和条件下的井口快速控制能力。班组防喷演习决不能“偷工减料”，决不能把演习当成演戏。关键环节演练，甲乙方监督必须到场监督评估，提高演练效果。

9. 执行信息上报制度

西部钻探公司要认真组织学习集团公司《应急预案》、《井控规定》和《关于对有关事故升级管理的通知》，狠抓事故事件管理，落实信息上报制度，按照规定的上报程序和时间节点，及时上报相关信息。凡是发生井喷，都要立即上报。

六、建议

充分利用事故资源，严防井喷事故发生。近十年来，集团公司党组和股份公司管理层高度重视安全生产工作，狠抓安全环保责任制落实，严肃事故责任追究，引进国际先进安全管理理念，全面推进HSE体系建设，强化HSE体系审核，钻井井喷事故基本杜绝，井口溢流和可控井喷事件显著减少，成绩来之不易。今年是罗家寨“12.23”井喷事故发生10周年，是杜绝事故周期性发生的关键年头。相关企业要高度重视，深入剖析事故原因和管理方面存在的问题，无论是管理者还是现场操作员工都要引以为戒，决不能轻视、忽视井漏失返和井喷事故对企业带来的伤害。要举一反三，深刻反思，认真汲取事故教训，按照《关于切实抓好安全环保风险管控能力提升工作的通知》要求，再次审视井控风险分级标准，从小事抓起，采取切实措施，实现全年安全生产的工作目标。

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集团公司“4·19”井喷事故调查组

2013年5月20日

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