典型事故井案例分析.doc

井下作业工程典型质量事故案例

2006.11

目 录

一、××井分求管串卡钻事故
二、××井油管落井事故
三、××井钻杆落井事故
四、××井通井规卡钻事故
五、××井测井电缆卡钻事故
六、××井分注管串错下事故
七、××井压裂卡钻事故
八、××井解除抽子卡油管落井事故
九、××井油管爆炸事故
十、××井挤水泥固油管事故
十一、××井套铣筒卡钻事故
十二、××井试井钢丝及油管落井事故
十三、××井深井泵衬套落井事故
十四、××井铅模卡钻事故
十五、××井管串喷出地面事故
十六、××井铣锥除垢卡钻事故
十七、维修检泵井返工案例剖析
××井活塞通不过封隔器检泵返工案例
××井管式泵倒下返工案例
××井油管漏失返工案例
××井抽油杆被磁化返工案例
十八、作业现场着火案例剖析
案例一：××井静电引起着火案例
案例二：××井清蜡剂着火案例

井下作业工程质量事故案例

在历年的井下作业中，或多或少出现过不同类型的质量事故，给单位整体效益带来了不同程度的影响。为了预防类似的事故再次发生，有必要剖析作业过程中发生的事故原因，总结出相应的防范措施。
本《案例》搜集整理了陇东油田近三十年来，在井下作业过程中所发生的18个典型实例，通过对这些实例的原因分析，提出了相应的防范措施。对今后在井下作业过程中减少或杜绝类似事故的发生、提高我处井下作业的竟争力具有一定的指导意义。
案例体现了三个特点，一是紧密结合陇东油田井下作业生产实际，总结了井下作业工程质量事故教训及防范措施；二是每个事例都具有独立性、代表性；三是对今后井下作业过程中防范类似事故的发生具有一定的可鉴性。

一、××井分求管串卡钻事故
<一>静态资料
××井分求管串遇卡前后示意图
人工井底1926.10m
花管1829.10m
长4+5
母堵1840.64m
长61
轨封1830.86m
分求示意图
1821.0m
1825.0 m
长4+5
1821.0m
1825.0 m
遇卡后示意图
花管
沉砂
母堵
长61
轨封
人工井底1926.10m
完井日期：2003年9月27日、人工井底:1926.10m、套补距:2.5m、套管外径:Φ139.7mm、内径:Φ124.26mm、套管深度1939.90m、水泥返高22.0m。压裂层位长4+5，油层段：1818—1824.8m 1824.8—1829.9m ，射孔段：1821.0—1825.0m，采用SYD-102-127弹射孔，孔密32孔/米。
<二>事故过程
分求管串卡钻
2003年11月26日压裂长61层后下入分求钻具，结构为母堵+油管1根+Y211-114轨封1个+变径接头＋ф62mm花管1个+油管191根至井口。母堵深度1840.64m，轨封1830.86m，花管深1829.10m。抽汲过程中发现液面突然降低，直至无液面，2003年11月28日，活动管串，起出油管12根，上提第13根管串遇卡，活动解卡，负荷200-250-300-350-400-450KN未解卡，采用水泥车正、反循环洗井均未畅通，泵压范围18-25MPa。后经倒扣、套铣等方法处理，打捞完发现花管中有抽汲抽子1个和1个抽子上接头。
<三>事故原因分析：
1、当解封后下层液体随着压力的释放会携带地层吐出的砂很快随井筒上升，并上升至封隔器以上，随着起钻具工作的进行，砂子又会逐渐下沉聚集，当聚集到一定量时环空砂粒沉积于封隔器上部导致卡钻。
2、抽汲过程中对抽子未勤检查，长时间使用造成抽子本体脱扣而落井。
3、解卡时正反洗井均不畅通且泵压高，原因是花管内落有抽汲抽子及上接头。
4、压裂后裂缝未完全闭合，反洗井起到诱喷作用使地层吐砂。
<四>预防措施 ：
1、对于分求钻具，为防止井筒中砂子上返，可在起钻具前，即解封以前，向油管内及环空中灌注活性水至井口，用以平衡地层压力，达到防止砂子上返造成卡钻事故的发生；
2、分层求产时（求上层），轨封位置尽量靠近射孔段下沿，使轨封上面减少沉砂口袋。
3、抽完，进行反洗井工序。
4、上起抽汲钻时应该慢提。

二、××井油管落井事故
<一>油井静态资料
完井日期：2003年11月22日、井深:1989.0m、人工井底:1964.0m、水泥返高:246.9m、套管内径:Φ124.26mm、套管下深:1985.93m、套补距:2.80m，最大井斜:19.0度，层位：延9，油层井段：1937.6-1946.0m、厚度8.4m、综合解释油层，1946.0-1950.8m厚度4.8m、综合解释油水层，1950.8-1962.9m、厚度12.1m、综合解释水层。射孔井段1937.6-1939.6m、厚度2.0m。

变形油管图片
<二>事故过程及原因分析
该井于2003年12月1日搬上试油，12月8日下单上封压裂管串，当下至封隔器以上第64根时管串落井，落井管串为球座+Φ62mm外加厚油管4根+长454单上封+水力锚+Φ62mm外加厚油管64根。由于该井液面很低，大约在1600m左右，落井油管由于受重力加速度及反弹力的影响油管弯曲变形严重（详见图片），经五个多月的打捞，捞出油管53根。
<三>、防范措施
造成油管落井的原因一是用液压钳上扣时油管偏扣，二是公扣磨损、锥度变化，三是操作人员责任心不强所致。
1、液压钳下钻操作时要用对扣器，人工先用管钳上2-3扣后再用液压钳上扣，禁止慢档冲击，卸扣后空转小于1圈；
油管推荐上扣扭矩表
外径
（mm）
内径
(mm)
钢级
上扣力矩（N·m）
非 加 厚
加 厚
最佳
最小
最大
最佳
最小
最大
60.3mm
50.3mm
J-55
1000
750
1250
1800
1350
2250
N-80
1400
1050
1750
2500
1850
3100
73.02mm
62.0mm
J-55
1450
1100
1800
2300
1700
2850
N-80
2050
1500
2550
3200
2400
4000
88.9mm
76mm
J-55
2050
1500
2550
3150
2350
3950
N-80
2850
2150
3600
4450
3300
5550
101.6mm
88.6mm
J-55
1700
1300
2150
3550
2650
4450
N-80
2400
1800
3000
6300
4750
7900

2、液压钳起下管串时严格按其操作规程作业：压力调至6-8MPa、对于Φ62mm、J-55钢级的非加厚油管扭矩1450-180N·m；对于Φ62mm、J-55钢级外加厚油管扭矩1700-2850N·m，附油管上扣扭矩表。

三、××井钻杆落井事故
<一>油井静态资料
完井日期：2003年7月5日、完钻井深:2323.0m、人工井底:2285.0m、水泥返高:825.0m、套管内径:124.26mm、油套下深(防腐):1143.54m、钢级J55×139. 7×7.72、油套下深（裸管）:2311.38m、钢级J55×139. 7 ×7.72
<二>上修原因
砂面

落鱼51/2"捞矛

51/2"套管

人工井底2285.0m

鱼顶位置1873.55m

落鱼27/8"钻杆41根

73/4"钻头钻井井眼
鱼顶位置：706.64m

该井是一口采油井,于2003年6月21日开钻，7月5日完钻，完钻井深2323.0m（项目组确定井深为2314.0m）。9月8日压裂施工后，下分求钻具时在751.53m遇阻，下通井钻时在751.53m遇阻，750.39m处印痕异常，证明该井在试油施工过程中井筒发生变化，本次上修主要是证实套管的技术状况以对症处理。
<三>事故过程及原因分析
该井于2003年10月29日上修，先起出上部75根×734.49m套管后，又下入Φ73mm反扣钻杆下带51/2″捞矛准备倒出下部第一根套管，当下完78根钻杆欲旋转钻具打捞时发现管串落井。打捞过程证实钻杆两处脱扣，第一处捞矛以上第三根钻杆处、落物在套管外面；第二处在由下而上第44根钻杆处，钻杆全部落入井底，后分二次打捞完毕。落物状况见示意图。
造成该井钻杆落井的原因分析为：
（1）底钳未打好致使管串转动松扣落井；
（2）在下钻时钻杆公扣台阶处缠了麻绳使丝扣上不紧而造成钻杆落井。
<四>、防范措施
1、初始下钻时一定要打好底钳；
2、下入井内的钻杆均用标准丝扣油涂抹，禁止缠麻绳；
3、新钻杆在地面连续上卸三次扣再下入井内，防止粘扣，并用大钳上紧。
四、××井通井规卡钻事故
<一>、基本数据
人工井底1777.5m，射孔段1696.0~1702.0m，1711.0~1712.5m
<二>、事故过程
××井实施隔采作业，起出原井管串后，下Φ114mm通井规至1542.57m时遇卡，活动解卡无效；水泥车正冲砂解卡憋压30MPa循环不通。上提360KN解卡仍无效；最后用爆破切割油管后才得以下泵完井。
<三>、事故发生的原因分析
1、未按《井下作业操作规程》中大直径工具下井时限速的要求施工；
2、通井规在其“肩膀”处无水眼，致使水泥车憋压循环不通。
<四>、防范措施：
严格执行《井下作业操作规程》大直径工具下井时限速要求，即通井规下放速度应控制在10-20m/min，特别快到射孔段、变形位置或预定位置以上100m时要缓慢下放。

人工井底
1777.5m
1542.57m
1696.0m
1702.0m

××井通井规卡钻事故
Y9

五、××井测井电缆卡钻事故
<一>、油井基本简况
××井为一口生产井，1985年12月28日投产，人工井底：1445.87m，生产层位Y10（1.2）层，日产液19.85m3，日产油16.42t，含水1.5%，生产至1994年9月，日产液21.08 ，日产油4.25t，含水76.0%，动液面810 m，累计产油25942 t。
<二>、落物的形成：
1、测井执行环空测井任务时，当找水仪（外径Ф25 mm，长钻杆鱼顶(2)
××井测井电缆卡钻事故
人工井底1445.87m
钻杆鱼顶(3)
Ф8mm电缆
延10
延10
延10
1381.0m
1383.6m
1387.4m
1388.4m
1389.4m
1391.4m
公锥
Ф44m深井泵
油管鱼顶(1)
外钩
花管
2.3m）下至800m处遇阻，上提电缆（外径：Ф8 mm，长800m）断，后来在检泵作业时起油管过程中遇卡，经活动起出油管时第8根从公扣处断掉。
2、进行打捞解卡时，倒出52根油管，接着下外钩试抓电缆的过程中突然遇阻，上提至第5根时遇卡，卡点142.90m后通过旋转、活动、循环、碱处理（井内结硫酸盐垢）、上拔、下砸、倒扣等措施，共起出钻杆7根后卡死。
3、本次上修前，另有一支修井队下公锥+正扣钻杆进行造扣打捞，结果造成公锥与正扣钻杆不能脱手， 造成该井多次、多级、多类型落物且遇卡的复杂情况，当时被人们定为“死井”。
井下落物先后有：
1、测井电缆880m（外径Ф8mm）和一台找水仪（长2.30 m，外径Ф25mm）。
2、母堵（Ф89 mm）×0.08m+Ф62 mm尾管×1根×8.91m+Ф62 mm花管×1根×1.03 m+Ф62 mm尾管×1根×8.97m+Ф62 mm接泵短节×1根×0.20m+Ф44mm泵×3.68 m+Ф62 mm 油管×59根。
3、外钩（Ф62mm）×0.86m+反扣钻杆（Ф73 mm）×根。
4、27/8″钻杆下带公锥一个。
具体井下落物如图所示
后来由修井队再次对该井进行修复，经过活动解卡、倒扣打捞、下内外钩、下正反捞矛、套铣筒、卡瓦捞筒等十八道工序。
<三>、事故发生原因：
1、采用外钩打捞电缆时，下入过深，并且外钩上部没附带盖帽，故电缆线上窜，缠绕外钩上部太多，造成第三次落物；
2、选择公锥打捞外钩时没有考虑到能否脱手，故而造成第四次落物。
<四>、防范措施：
1、 打捞绳类落物时，工具上部要有挡环，其厚度小于20mm，外径小于套管内径6mm，且一定要采用慢下，逐步加深上提试捞；
2、 选择打捞工具要考虑脱手和再打捞；
3、 对打捞管柱总的要求是：下得去，抓得牢，脱得开，起得出。

六、××井分注管串下错质量事故
<一>、水井数据及设计要求
该井为一口注水井，98年6月1日完井，井深1756.0m，水泥塞面1356.58m，套管规范φ139.7mm，内径124.26mm，油层射孔段为：Y8：1233.6~1237.6m、1241.0~1244.0m，Y9：1257.0~1259.0m；
2001年转注，对Y8、Y9进行合注，由于Y9层吸水能力强，两层吸水不均匀。
球座1278.0m
设计要求
人工井底
1356.58m
封隔器
1255.0m
1233.6
1237.6

1241.0
1244.0
1257.0
1259.0
上配
1223.0m
下配1265.0m
撞击筒1275.0m
Y8
Y9
Y8
上配
1220.70m
1257.0
1259.0
人工井底
1356.58m
实际下入
××井分注管串示意图
封隔器
1260.50
1233.6
1237.6

1241.0
1244.0
球座1284.81m
下配1270.50m
撞击筒1283.71m
Y8
Y9
Y8
施工方案要求对Y8、Y9两段实行分层注水，设计工具参数为：封隔器：1255.0±0.5m，配水器：上配水器：1223.0±0.5m，下配水器：1265.0±0.5m，撞击筒：1275.0m，球座：1278.0m，配注按Y8：40m3/d，Y9：0 m3/d。
<二>、问题的发现
经过半年多时间注水，地质上发现，该井区与Y9层对应的油井含水上升，综合含水由2003年8月份的8%上升到2004年2月份的32%，通过对该井测吸水剖面后，发现Y9层吸水达到注水量的58%，是造成周围油井水淹的原因，随后要求起钻检查，现场检查监督证实多下了一根油管。
地质所出示了测井站测吸水剖面时的测井数据，五项曲线中，有一项磁定位曲线，反应出的井下工具数据为：上配水器：1220.70m，封隔器：1260.50m，下配水器：1270.50m。
数据与采油作业区提供的数据基本相符。详见附图
<三>、事故原因
1、作业工人工序把关不严，小队技术员责任心不强，监督不到位是造成钻具错下的直接原因。
2、平时工作要求不严，质量不高，形成一种麻痹大意的习惯，是造成这起事故的必然结果。
<四>、防范措施
1、提高员工的责任心和敬业精神；
2、对下井油管、油杆及附件应严格三丈量，三检查，三过手。三丈量：首次丈量、换向丈量、复查丈量；三检查：查内径是否畅通，丝扣是否完好，是否弯曲，变形，残裂，砂眼等。三过手：班长、资料员、技术员三个岗位各自丈量、检查、计算，认为无误方可下井。
3、夹层小下工具时，单根数据精确到毫米级，并预计自重及承压伸长长度。

七、××井压裂卡钻事故
<一>、××井基本数据：
完井日期：1998年8月21日，套补距：4.70m ，水泥塞面：1527.98m，孔段Y4+5：1488.0-1490.0m，固井质量：管外水泥上返深度490.50m，固井质量合格，井斜情况：最大斜度30.4度。
下压裂钻，其参数为：水力锚：1447.30m 454-2封隔器：1447.73m，Φ16mm直咀子：1477.0m。
<二>、事故过程
Y4+5
直咀1477.0m
××井压裂钻具结构示意图

水力锚
上封1447.73m
待压
1488.0m
1490.0m
人工井底1527.98m
压裂时压裂车排量800-900L/min时，最高压力达到8MPa，后压力降至1MPa，排量提到1200L/min，压力仍不到1MPa，现场技术人员分析认为封隔器以上某油管破裂，决定起钻检查，压裂队马上砸卸管线。后因牵扯到压裂车费用等问题，请示有关技术负责人，负责人问明这一口井只有Y4+5一个层位和98年完井等一些情况后决定关套管闸门压裂，压力最高不超过35MPa。压裂完洗井后，卸井口起钻，拉力最大达到36吨，钻具不上行，出现卡钻事故。附压裂参数表
<三>、事故原因分析
卡钻原因主要为水力锚以上的油管本身有纵向裂缝，在高压下裂口，使液体循环短路，使含砂液体分流沉砂于封隔器处而卡钻。

压 裂 参 数 表
时间
内容
压力(MPa)
排量(L/min)
15：00
预压
0↗25↘23
900
15：06

23
1000
15：09
加砂
23
1000
15：20

21
1000
15：26

21
1000
15：32
顶替
21
1000
15：33

26
1000
15：34

28
1000
15：36
停泵
28↘3
1000

<四>、预防措施
1、下管串时，油管若有弯曲变形、缩径、磨损、腐蚀、结垢严重、裂缝、孔洞、砂眼、螺纹损坏者不得下井，从源头上杜绝；
2、现场人员要有独立见解，出现问题要分清主次、当机立断解决问题；
3、定期对油管探伤，及时了解油管使用中的技术状况；
4、加强油管使用管理，每年开工后的第一口井要在洗井后对油管进行试压。

八、××井解除抽子卡油管落井事故
<一>、静态资料
完井日期：1996年6月2日，完井深度（斜）:1480m，套补距:5.0m，人工井底:1468.30m、水泥返高:39.50m、套管外径:Φ139.7mm、套管内径:Φ124.26mm，套管下深:1478.72m、最大井斜:20.2度。层位：延9油层井段：1416.8-1420.8m、厚度4.0m，延10油层井段：1434.0-1440.0m、厚度6.0m，1440.0-1445.0m、厚度5.0m。延10油层射孔井段1434.0-1436.0m、厚度2.0m。
<二>、事故过程
人工井底
1468.30m
Y10
直咀子1420.6m
封隔器
××井抽汲钻具落井示意图

21/2″外加厚油管
抽汲钢丝绳
51/2套管
1434.0m
1436.0m
该井压裂后抽汲排液时水力式抽子卡死，上提下放活动几十次解卡无效，后上提近12吨拔断抽汲绳起钻。起出后发现加大油管从第36根处出脱扣。
<三>、原因分析
在活动解卡过程中井下管串由于上提下放引起的交变载荷和抽汲绳的左向旋转力使油管某处松扣（此处油管上扣紧度不够）直至脱扣；事故解除后证实抽子卡死的原因是抽子胶皮破损严重加之下放抽子过快所致。
<四>、预防措施
防止此类事故主要做到：
1、抽汲油管要用标准通径规逐根通过方能下井；
2、下放抽子要控制速度，出砂井尤其注意；
3、抽汲沉没度抽油时控制在150m左右，抽水时控制在100m左右；
4、抽子在井下不得停留；
5、抽子卡死上提下放次数不宜太多；
6、在斜井上特别是钻井井眼不规则（方位变化大），下入分求抽汲管串时也易倒开油管；
7、每抽3-5次对绳冒、加重杆、抽子进行检查。

九、××井油管爆炸事故
<一>、事故过程
××井油井产量较高，油气比大。该井按设计用混气水洗井。钻具结构：光油管下带斜尖。当压风机开启几分钟后开启水泥车，突然听到井里有响声。起出洗井管串检查有数根油管破裂，变形。还有的残缺不全，且下部油管破碎落井，分析为井内气体爆炸所致。
<二>、事故原因
爆炸的原因是由于该井油气比大，且在压风机供气前未打隔离液，致使地面空气和井内天然气在高压状态下混合后爆炸，造成油管爆裂。
<三>、预防措施
椐有关资料介绍，天燃气在空气中的含量达到5%——15%时遇火极易爆炸，在油井上实施汽化水洗井、泡沫洗井 、气举排液施工时防止井下管串爆炸的首要点是先开水泥车、打入0.5—1.0立方米活性水作为隔离液（以防空气和天燃气在井下混合），后开压风机。

十、某井挤水泥固油管事故
某井为光油管挤水泥钻具，作业队按设计要求替完水泥浆后即开始挤，最高压力达25MPa，挤完后上提管串欲反洗井就已卡死，此时，从配水泥浆起时未超过水泥浆的初凝时间（初凝时间为1小时25分，作业用的水和水泥均合格）。
<一>、原因分析
高压下挤水泥会缩短水泥初凝时间，泵压25MPa加液柱压力16MPa，则作用于井底的压力为41MPa之多，再加温度高，水质变化，水泥浆初凝时间缩短一半多。
附：压力变化对水泥初凝时间的影响表。

压力变化对水泥初凝时间的影响表
压力（MPa）
初凝时间
10
比一个大气压时缩短 10%
20
比一个大气压时缩短15~20%
30
比一个大气压时缩短35~40%
40
比一个大气压时缩短45~50%
50
比一个大气压时缩短55~60%
说明：适用于0.1MPa时初凝时间为1.30小时条件

此外，打水泥固死油管的事故原因有五：
一是整个作业过程因设备或生产组织不当致使作业时间超过水泥浆的初凝时间；
二是井下管串因故脱落造成落井油管固死；
三是套管破损光油管挤水泥时水泥浆上返进入破漏段；
四是带上封挤水泥时因管外串通或下带直嘴孔径过大，故嘴损压力小致使封隔器座封不严导致水泥浆上串到封隔器以上；
五是油管本身有破裂之处造成液体分流加之油管未起出水泥浆外。
本井属第六种原因，既当地面加压25MPa时，井底压力相当于41MPa，故水泥浆初凝时间缩短55%左右，加之井下管串未提出水泥面，故而造成水泥固死油管的事故。
<二>、预防措施
预防此类事故的发生：
1、参考在施工井的温度和施工压力条件下水泥浆的初凝、终凝时间数据；
2、要保证施工用设备完好运转；
3、要做好施工准备、反洗井前的施工时间不得超过水泥浆初凝时间的70%；
4、在反洗井前及时上提井下管串至预计水泥面以上；
5、要在下钻过程中随时观察指重表并要在挤水泥施工前试提井下管串校核、对比悬重；
6、要在光油管挤封井上先套管找漏证实套管完好程度，防止水泥浆上移而固死油管；
7、在单上封的井施工要保证封隔器座封完好；
8、在多层井挤水泥前要有验串资料；
长3
1616.0m
1618.0m
替入水泥
上返位置
××井挤水泥固油管事故
斜尖
9、下入井的油管要完好无损。

十一、××井套铣筒卡钻事故
<一>、基本数据
人工井底1647.82m，射孔段Y9：1561.0-1563.0m。
<二>、事故过程
1、根据地质方案要求该井上修进行解堵除垢作业。
2、用三牙轮钻头除垢时一个牙轮落井，用一把抓打捞，起出打捞钻具发现落物未捞上，一把抓八个爪子全部弯曲。
3、用套铣筒钻磨除垢进尺5.56m，在接单根时大绳跳槽循环中断，垢粒沉积套铣筒卡死。
<三>、事故发生的原因分析
××井套铣筒卡钻事故
套补距3.10m
套铣下的垢
套管结垢
Y9
1561.0m
1563.0m
1515.6m
人工井底
1647.82m
在接单根过程中由于大绳跳槽不能及时循环导致卡钻，大绳整改后上提480KN活动解卡无效，400型水泥车憋压40Mpa循环不通，垢粒沉积套铣筒外围填充堵死，将套铣筒卡死。
<四>、防范措施：
1、套铣筒在套铣过程中，水质要清洁，钻压不可过大，停止循环时要洗井至少一周待井水质清洁后方可停泵。
2、除垢时应选用铣锥、磨鞋等，不宜选用套铣筒除垢。
3、接单根时准备工作要充分，动作要迅速。

十二、××井试井钢丝及油管落井事故
<一>、基本数据
人工井底1858.80m，射孔段Y9：1784.0-1792.0m，1796.0-1802.0m。
<二>、事故过程
1、修井队接到检串方案后上修施工，起出原注水钻具时，发现下配水器上接头带出来，其余掉入井内。
2、下捞矛捞上之后，上提至980m时，发现卡钻，经活动解卡，未成功，上提最大拉力24t。
3、倒扣发现下部活动，起出后发现距井口2.5M处脱扣，后对扣三次，发现公扣磨损破坏严重，后来把井口2m处冲洗干净，发现有试井钢丝。
至此，造成了该井井内落物为：（1）、试井Φ2mm钢丝1580m+Φ44mm流量计一台（长约1.5m）。（2）、Φ44mm捞矛1个（长1.63m）+短节1个+Φ62mm平扣油管102根（长963.06m）。
<三>、事故发生的原因分析
作业队上修时，不知井内掉入试井钢丝，起钻过程中不谨慎，致使部分管柱落井。在进行打捞工作中，盲目下入了捞矛打捞，钻具下的过深，钢丝窜入工具上部，致使起钻遇卡。
<四>、防范措施：
1、井内有测井钢丝、电缆绳或抽汲绳之类落物时，打捞过程中必须小心谨慎，不能用钻具将绳类落物重压或顿压，避免将绳压成绳团，给打捞工作带来困难。
2、钻具不能下的过深，到预计鱼顶位置时，每次下入10-20m，要试捞1次。避免绳类窜入工具以上，造成卡钻事故。工具上部还要带有盖帽，防止绳类上窜。
3、在制作打捞工具时，如外钩等工具，要根据不同落物形状，在制作上要特别仔细。
4、上修前设计一定要将井史叙述清楚，作业队应对井内落物进行了解。

十三、××井深井泵衬套落井事故
<一>、基本数据
人工井底1658.80m，射孔段Y9：1582.0-1584.0m，Y10：1595.0-1597.0m。Φ38mm加长泵：1180.33mm，Y211-114封隔器：1590.0m、母堵：1600.23mm。
<二>、事故过程
××井深井泵衬套落井事故
Y9
Y10
1582.0m
1584.0m
1595.0m
1597.0m
套补距3.10m
深井泵衬套
人工井底
1658.8m
××井下入Y211-114封隔器实施隔采作业，半年后需重新隔采，起原钻具时发现轨封卡。在上下活动过程中致使Φ32mm管式泵下压紧接箍拔脱，泵内衬套全部落井，每个衬套长：150mm，重约1.76Kg，共30个。
<三>、原因分析
1、造成轨封卡钻的主要原因是井筒内结垢所致。
2、衬套落井是上提力超过压紧接箍丝扣抗拉力或丝扣加工质量不合格所致。
<四>、预防措施
1、在结垢井上不宜下轨道式卡瓦封隔器。
2、上提解卡力不超过丝扣抗拉力。
3、对管柱中有深井泵的事故井在活动解卡时，不能硬拔，限吨位活动。若解卡无效，采取其它方法解卡。
4、丝扣加工质量要合格。

十四、××井铅模卡钻事故
<一>、基本数据
××井完井日期：1972年4月，套补距：4.70m ，人工井底2167.0m，射孔段长8：2137.0-2139.0m。固井质量：管外水泥上返深度957.0m，固井质量良好。
<二>、事故过程
××井下入工具油管带Φ118mm通井规于276m遇阻，查资料700m有落物，后下入工具油管带Φ115mm铅模于680m遇阻。拉力表数值略有下降，即上提钻具遇阻，也放不下去，拉力达到530KN仍解不开，铅模卡死。
长8
2137.0
2139.0
套补距3.10m
铅模Φ115mm
深度680m
××井铅模卡钻事故
人工井底2167.0m
<三>、原因分析
洛河层破裂，套管卷起，铅模卡死。
<四>、预防措施
1、通井遇阻后应用小通井规检查套管通过能力，不能盲目下入其它大直径工具。
2、使用铅模时，应用大于铅模通井规通井，根据通井情况再下铅模。

十五、××井管串喷出地面事故
<一>、基本数据
完成日期：1999年5月19日，完钻井深（斜）：1641.0m，套补距：4.7m，人工井底1526.86m，射孔段Y6：1495.5-1497.5m，Y7：1510.4-1511.8m。
<二>、事故过程
××井下隔采钻具（Y111-114一个、Y211-114一个）时因故停工，第二天早上发现150m油管全部喷到地面，以井口为中心环状分布于井场。
<三>、原因分析
××井是一口地层压力和天然气含量高的隔采井，加上封隔器环空小，随着地层压力的恢复，动液面的上升，天然气的溢出，井下压力越来越高。当压力集聚到足以克服管柱自身重量和封隔器摩擦阻力时，管柱开始上行做活塞运动，最后全部喷出地面。
<四>、预防措施
1、因故停工时必须座井口。
2、重新施工时，井口装压力表观察压力，放空后压力降为零再打开井口作业。
3、施工过程中要时刻注意拉力表数值，数值突然变化时立即采取防范措施。

十六、××井铣锥除垢卡钻事故
<一>、基本数据
完成日期：1996年10月，完钻井深（斜）：1674.0m，套补距：4.8m，人工井底1651.48m，射孔段：延10：1597.0-1599.0m，长3：1610.0-1615.0m。
<二>、事故过程
××井合采延10、长3结垢，在除垢过程中，准备接单根时上提钻具遇阻，铣锥被卡。
<三>、原因分析
××井除垢过程中洗井液循环排量小于300L/min，洗井液只携带出了铣锥铣下的小的垢粒，大的沉积于铣锥上部，致使铣锥被卡。
<四>、预防措施
除垢过程中洗井液循环排量大于500L/min，防止大的垢粒沉积。

十七、维修检泵井返工案例剖析
××井活塞通不过封隔器检泵返工案例
<一>、基本数据
人工井底1372.47m，射孔段Y6：1209.6-1212.0m。
<二>、事故过程
××井隔洛河水采油，Φ44mm加长泵：1300mm，Y211-114封隔器：1260m。当下抽油杆至1260m时遇阻，多次活动无效。起出检查。封隔器中心管通径只有38mm，更换封隔器后下入即正常生产。
<三>、原因分析
对下井工具检查不细，造成无效施工。
<四>、预防措施
1、熟悉各类工具的特点、规范，合理配置下井管串。
2、要培养良好的工作作风和敬业精神，责任心要强。
××井管式泵倒下返工案例
<一>、基本数据
人工井底1372.47m，射孔段Y6：1209.6-1212.0m。Φ44mm管式泵：1300mm。
<二>、事故过程
××井检泵下入后，试抽不出液，测液面正常，功图显示油杆断脱，起出检查油杆活塞完好。后分析认为功图显示应为活塞未入泵筒，需起出泵筒检查，泵筒起出检查意外地发现泵筒倒下，泵筒自身完好。管串正确下入后试抽，很快出液，功图显示深井泵工作状态良好。
<三>、原因分析
1、××井管式泵倒下返工事故属关键工序技术人员监督不到位。
2、操作人员麻痹大意或连最起码的工具常识都不了解。
<四>、预防措施
1、关键工序技术人员监督到位。
2、操作人员认真负责，把好最后一道关，把事故出现几率尽可能降低。
3、提高职工技术素质。
××井油管漏失返工案例
<一>、基本数据
完井日期：1998年5月，人工井底1372.47m，套补距:5.0m，水泥返高:39.50m、套管外径:139.7毫米、套管内径:124.26毫米，套管下深:1410.72m、最大井斜:10.2度，层位：延9、油层井段：1116.8-1120.8m、厚度4.0m。射孔井段延9：1119.0-1121.0m、厚度2.0m。
<二>、事故过程
××井检泵下入后，试抽不出液，测液面正常，功图显示正常，分析认为可能油管漏失，起出检查油管。仔细检查油管，未发现有漏的油管，又仔细检查丝扣都完好。认真按要求扭距下入油管试抽，仍旧未出液。测液面正常，功图仍然显示油管漏失。只好再起出油管检查，发现距井口一根油管接箍隐蔽处有一小孔，换掉这根油管后下入，试抽出液正常。
<三>、原因分析
1、油管检查不够仔细。
2、第二次下油管时未采取试压找漏措施。
<四>、预防措施
1、对每一根油管做仔仔细细检查，必要时对下井油管进行试压。
2、应用先进的油管找漏工艺和仪器。
××井抽油杆被磁化返工案例
<一>、基本数据
完井日期：1998年8月21日，套补距：4.70m ，人工井底1517.0m，射孔段Y8：1424.0-1426.0m。水泥塞面：1527.98m，固井质量：管外水泥上返深度490.50m，固井质量合格，井斜情况：最大斜度30.4度。
<二>、事故过程
××井经清蜡后换泵下入后不出液，经三次返修后仍不出油，测液面正常，功图显示固定凡尔漏失，起出检查未发现异常。后用扳手无意中敲击抽油杆时，在临近活塞处的几个抽油杆上均有磁场存在。换掉部分抽油杆下泵后即正常生产。
<三>、原因分析
1、抽油杆被磁化，下入井几根连接后磁场加强，把固定凡尔吸住驴头下行时不能关闭，造成固定凡尔漏失。
2、泵起出时自身磁场很弱，检查不容易发现异常。
<四>、预防措施
1、对下入磁防蜡器的井设计中要提供。
2、对磁防蜡器出厂时要严格检查，把好质量关。

十八、作业现场着火案例剖析
<一>、案例一：××井静电引起着火案例
××井是一口试油井，油气比较高。试油时阴天气压低，天然气积聚在地面浓度很高，井口由于防喷盒不严有一些落油。老乡在抢收油前脱晴纶线衣服时冒出火花，火花致使天然气闪燃，同时落地原油着火，导致井场天然气原油着火事故。
案例二：××井清蜡剂着火案例
××井在挤清蜡剂的过程中一些清蜡剂漏失到地面，当时水泥车没有带防火罩，随着施工的进行和清蜡剂的漏失，水泥车排气管的火花点燃了清蜡剂，导致了井场清蜡剂着火事故。
<二>、原因分析
1、施工人员存在侥幸心理，对潜在危险源防范意识不强，没有及早劝阻老乡远离施工现场。
2、未严格执行HSE管理制度。
<三>、预防措施
1、提高潜在危险源防范意识。
2、严格执行HSE管理制度
3、水泥车带防火罩。

造成上述作业事故归结一点主要是修井队未按处发《井下作业操作规程》作业，为防止今后类似事故的发生，提出如下防范措施：
1、教育职工树立“安全作业就是效益”的观念，在实施每道工序时都要有安全意识，确保安全文明施工。
2、教育职工认识到现场作业的规章制度是几代修井员工汗水、鲜血和生命的结晶，而不是束缚工人的绳索，所以要把处发《井下作业操作规程》视为作业行为规范自觉实施。
3、对作业员工要经常培训，特别是技术人员的培训要加强，以提高修井作业员工的技术素质；
4、教育职工爱岗敬业，加强员工责任心。

28