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节能降耗匹夫有责？上个月我们化产区蒸汽用量超标,这个星期开始把保温层好好检查了一遍,该重装的重装了.既减少危险也节约蒸汽,降低成本.还有我们厂去年就开始强化水电使用制度,节约水电也是一个很重要的方面.查看更多 2个回答 . 3人已关注

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大港油田“9.9”井喷事故调查报告？大港油田“9.9”井喷事故调查报告 2007 年9月9日 13 时30分左右，大港油田集团有限责任公司第二钻井工程公司20508队承钻的大港油田公司西60－8井在起钻过程中发生井喷失控着火事故，造成1人死亡，钻机及井场主要设备、设施烧毁。井喷失控2小时20分。接到井喷失控事故报告后，集团公司副总经理廖永远立即组织召开会议，研究部署事故抢险处置和调查工作。9月9日下午，由集团公司工程技术与市场部负责人带队的专家组前往现场指挥抢险。9月12日事故井现场清理完毕。 9 月10日，集团公司派出的事故调查组进驻大港油田进行事故调查工作。事故调查组现已基本查明事故经过、原因等情况。现将调查结果报告如下：一、基本情况（一）西58-8井区产能建设项目基本情况 1 ．西58-8井区概况西58-8井区于2007年滚动发现，位于北大港构造带港西油田和港中油田的结合部,是港西主断层和港西前缘断层夹持的一个断块油藏（见附图1），该断块含油面积0.34Km2，主要含油目的层是明化镇组下段和馆陶组，石油地质储量 260×104t。明化镇下段油层地质储量 96×104t。油藏埋深680～1415m，孔隙度在23.59～32.41％之间，平均28.25％；渗透率在282～671×10-3μm2之间，平均405×10-3μm2。原油密度0.93g/cm3，原油粘度94.32 mPa • s(50℃) ，含蜡量2.74%。油层压力系数0.97。馆陶组油层地质储量163×104t。油藏埋深在1415～1590m，孔隙度在25.03～29.98％之间，平均27.6％；渗透率在219.95～486.83×10-3μm2之间，平均405×10-3μm2；原油密度0.91 g/cm3，原油粘度38.09 mPa • s(50℃) ，含蜡量2.74%。油层压力系数0.92。西58-8井是该断块的滚动发现井，2007年8月6日投产，生产55号层，馆Ⅱ3，井段1567.3～1569.1m。初期日产油6.16t，气微，含水45％，地层压力14.38MPa；目前日产油21.02t，含水26.5％。 2007 年8月15日召开的“港西油田西58-8井区开发方案评审会”确定西58-8井区馆陶油组采用不规则井网150m井距注水开发（见附图2、3）。总井数8口：油井6口，注水井2口。其中，老井利用1口，新钻井7口（3口定向井、2口水平井、2口注水井）。西60－8井井喷时，西58-8井区有正钻井5口：西58-6井井深1356m，泥浆密度1.13 g/cm3；西60-8井井深1032m，泥浆密度1.14g/cm3；西58-10井井深1250m，泥浆密度1.12 g/cm3；西58-12H井井深502m，泥浆密度1.06 g/cm3；西58-26H井井深1799m，泥浆密度1.16 g/cm3。已完钻井西58-8井钻到明Ⅱ油组时的完井泥浆密度1.12 g/cm3。 2 ．西60-8井基本情况西60-8井是西58-8井区的一口定向井，在设计中针对馆陶油组的同时兼顾明化油层。钻井轨迹在860m处穿越断层，从港146断块进入西58-8断块。设计井深1716.86m（垂深1590m），目的层为明化、馆陶油组。设计泥浆密度：0～301m为1.05～1.08 g/cm3；301～935m为1.08～1.12 g/cm3；935～1717m为1.12～1.17 g/cm3。设计三个目标点，三段制定向钻井，其中，造斜井段为586.17～977.54m，稳斜井段为977.54～1717m，最大井斜角为31.31°，方位为144.48°。设计井身结构为：φ444.5mm井眼×301m＋φ339.7mm表层套管×300m＋φ241.3mm井眼×1717m＋φ177.8mm油层套管×1713m。（见附图4）西60-8井于8月28日20：00一开，φ339.7mm表层套管下深301m。二开井口装置为：FH35-35环型防喷器+2FZ35-35双闸板防喷器+四通＋套管头（T339.7×177.8－35A）（见图5）。 8 月31日 5:00 用φ241.3mm钻头二开，9月9日10:55用1.14 g/cm3泥浆正常定向钻进至井深1032m。该区块在明化镇油层无其它井生产，油藏剖面见附图6，同井场正钻三口井井场示意图见附图7。 3 ．钻井队及钻机基本情况 20508 钻井队2007年3月30日取得中油集团公司乙级资质证书。现有员工52人，其中：全民在册职工21人，市场化用工31人。市场化用工中，自招工20人，由易县宏远劳务服务有限公司和天津思谱人力资源服务有限责任公司派遣11人。全队人员构成为：大专1人、中专17人。所有相关人员均取得了井控操作证、坐岗证等有效证件。事故发生时，钻井队当班人员9人：带班干部为工程技术员，司钻，副司钻（由井架工替岗），井架工（由钻工替岗），内钳、外钳、场地工各1人，大班司机、司助各1人。另外，井场有钻井技术服务公司2人（泥浆工）、地质录井公司2人。该队所用的钻机为南阳石油机械厂生产的ZJ20K橇装钻机，1998年10月投入使用。（二）井喷事故经过简况 1. 井喷事故经过 2007 年9月9 日10:55，西60-8井定向钻进至井深1032m（垂深1000.25m），准备起钻换钻头。因在1005m和1025m分别见到两次气测异常，已经钻开明Ⅱ油层，按《大港油田钻井井控实施细则》的有关要求，决定停钻循环，排除后效，然后再短起下钻15柱钻杆（2个钻杆单根为1柱），求测油气上窜速度、检验泥浆密度能否平衡地层压力。至11:50，边循环边活动钻具55分钟(地质迟到时间23分钟左右)。循环中，全烃含量由11:15最高18.67%降至11:22零值。11:54，卸掉方钻杆，准备起钻，但发现液压大钳有问题，于是修理液压大钳；同时，上提下放活动钻具（幅度为12.18米）直到12:17，用时23分钟。 12:17 开始起钻。起钻前，环空和钻具内的泥浆总体积分别为44.32m3、9.39m3。起钻过程中，每起出2柱钻杆向环空灌入一次泥浆，共灌入泥浆约0.6m3。起到第11柱时，钻具上提力由420KN增至441KN，司钻判断为井下抽吸，决定继续起钻作业。 13:05 ，起完第12柱，钻头位置790.72米。在上提钻具时出口槽有少量泥浆流出，停止起钻时出口槽无泥浆流出。在现场组织短起下钻作业的工程技术员决定接方钻杆。 13:08 ，接上方钻杆。其后倒泵房高低压闸门，先后3次间断开泵循环，共循环6分钟，观察井口反应。其中：13:14开泵顶泥浆1分钟；13:15～13:19上下活动钻具（幅度5.24米）；13:19～13:22开泵顶泥浆3分钟；停泵2分钟后又开泵顶泥浆2分钟。 13:26 ，负责坐岗的场地工发现出口槽有溢流，立即通知司钻。司钻发出关井信号，场地工打开4号平板阀，技术员、副司钻下钻台准备向远程控制台跑去。 13:27 ，司钻开始上提方钻杆，当钻杆接头被提出转盘面约0.3m时，井口喷出泥浆并将司钻击倒（钻台面积4×6m，司钻操作位置距井口中心1.5m），司钻刹把失手，游动系统失控，游车、大钩、水龙头砸向转盘面，方钻杆连同钻具坠入井内。在钻台上的内、外钳工见状立即逃离钻台。正在跑下梯子的工程技术员及副司钻听到碰撞声后，立即返回钻台观察情况，发现司钻倒地并将其救起，接着发现水龙头提环与大钩脱钩。当试图快速提升大钩，挂上水龙头，继续上提方钻杆时，因发现大绳有断股，未能实施。由于喷势增大，工程技术员、司钻和副司钻撤离钻台。副司钻、工程技术员朝着位于井场东侧的远程控制台跑去，途中（13:30左右）井口着火。井口火焰在钻台下向四周散射，此时现场为西风且风力较大，火焰被推向东侧，位于东侧方向的远程控制台被火焰包围；工程技术员及副司钻未能跑到远程控制台关环形防喷器，最终导致井喷失控着火。生产班组员工逃生路线见附图8。井架在着火3～5分钟后倒向东侧（见附图9）。着火后，二层台上的井架工解照品爬上天车，沿着伸向井架西北侧4号绷绳滑到地面落入火中丧生。当地公安部门出具死亡报告认定为烧死。井喷后,钻头位置是803.51m，井内钻具组合为: φ 241.3mm 牙轮钻头0.25m + φ 197mm 1.25o 弯马达6.99m + φ 233mm 扶正器1.81m + 411x4A10接头0.45m + φ 165mm 无磁抗压缩钻杆9.12m + MWD短接1.12m + φ 165mm 无磁钻铤9.49m + φ 127mm 加重钻杆181.81m + φ 127mm 钻杆 + 方钻杆 2 ．井喷后的应急处置及救援情况事故发生后，事故井队在组织人员撤离的同时，立即逐级向上级和有关部门汇报。大港油田集团公司和大港油田公司接到事故报告后，及时启动井喷应急救援预案。两个公司在家的领导及有关单位负责人和工程技术人员赶赴现场，并成立了事故现场应急救援指挥部，设立了事故现场内外警戒线。事故现场应急救援指挥部下设现场协调组、方案组、检测组、抢险组，负责总体协调、技术支持、现场检测和抢险作业。 9 月9日 14:30 ，井口火势开始逐渐减小。15:50，因井壁坍塌井喷停止，井口火焰熄灭。井喷失控着火2小时20分。 18:00 ，井场周围的明火全部扑灭，消防队员找到井架工解照品的尸体。 3 ．井喷事故的处理 9 月9日 20:00 ，工程技术与市场部秦文贵副主任带领的专家组直接到达事故现场，查看了现场情况并组织召开会议，向大港油田两个公司有关人员传达了廖永远副总经理批示。会议确定按照“坚决杜绝次生事故；井口清障先易后难，先外后内，速战速决”的原则，做好事故现场处置和清理工作，并与两个公司有关专家和技术人员一起研究制定了处置方案，并提出具体要求。 9 月9日现场火焰熄灭后，开始清理井场外围的板房、油罐等设施。夜间，安排警戒值班，停止作业。 9 月10日 11:30 ～18:54，自放喷管线出口逆向累计向事故井环空注入1.6g/cm3重泥浆26.5 m3、1.4g/cm3重泥浆17.5 m3和堵漏泥浆30.8 m3；自水龙头中心管向钻杆内灌入堵漏泥浆3.6 m3。根据灌泥浆情况分析断定，井塌发生在表层套管鞋（300米）下部；钻具在井塌点（约300米）以上有刺漏通道，钻具水眼与环空连通，钻杆内天然气已被泥浆置换。在钻台下泥沙基本清除后，9月11日16:00为井口上原有的全封闸板防喷器和环形防喷器重新安装了新的液控管线和远控台，经通压验证环形放喷器可用。然后，直接自环形防喷器上侧割断方钻杆（方钻杆割断时井内钻具没有下落），取出水龙头；接着，拆除井架底座和原防喷器组。至9月11日22:05，新的防喷器组合在井口安装到位，并关闭了全封，控制井口。至9月12日11:00，事故现场全面清理完毕。在整个抢险及事故处置过程中没有发生次生安全事故和环境污染。二、井喷事故原因及性质（一）井喷事故原因 1 ．井喷事故直接原因在钻遇储层和钻开明II油层后，由于起钻前长时间上下活动钻具，致使地层高压气体侵入井筒；在起钻过程中，由于停泵后循环压耗丧失和钻柱上提产生的抽吸作用，致使侵入井筒中的气体压力释放并迅速上窜；起出12柱钻杆后循环泥浆使得已进入井筒的气体快速上移膨胀，形成溢流；由于没有果断关井，致使溢流发展为井喷；正在运转的主柴油机排气管或井口喷出的地层泥砂打击井架产生火花，引发喷出的气体着火；由于风向影响，远程控制台被火焰包围，失去了最后关井机会，致使井口敞喷失控、着火。在二层台上的井架工解照品在起钻工作停止后没有从井架上下来，在发出关井信号后，也没有及时从井架撤离，失去了逃生有利时机，从井架绷绳下滑落入火中丧生。 2 ．井喷事故间接原因（1）钻遇了溶解气的富集区（底油（水）顶气）经分析西60-8井录井和气测资料表明：明Ⅰ的 829～834 m井段岩屑有荧光显示，气测全烃值为1.22～4.86%，气测解释为气水同层；明Ⅱ的997～1006m井段岩屑有荧光显示，气测全烃值为0.4～8.55%，气测初步解释为气水同层；明Ⅱ的1022～1032m井段岩屑有荧光显示，全烃值为0.58～21.8%，气测初步解释为油气层。结合施工情况推断，井喷的层位应该是处于钻头下部的明Ⅱ油层组。根据地质设计，西60-8井在860m穿越断层；860m以上地层位于港西前缘断层的下降盘，属于港146断块，860米以下进入新发现的西58-8井区。三维地震资料显示，西60-8井处于明Ⅱ3油藏构造较高部位（见下表）。因此推断，西60-8井在明Ⅱ3油层组可能存在溶解气的富集区（底油顶气储层）。西58-8井区油层位置对比表井号西60-8 西58-6 西58-8 西58-10 明Ⅱ31 顶界地面垂深 970.64 982.62 980.12 982.97 底界地面垂深 979.4 992.33 986.5 990.48 厚度 8.76 9.71 6.38 7.51 明Ⅱ32 顶界地面垂深 991.43 998.15 992.12 992.42 底界地面垂深 1000.25 1004.02 1005.98 1007.35 厚度 8.82 5.87 13.86 14.93 （2）起钻时作用到气层的当量泥浆密度降低，使得地层气体大量侵入井筒根据在两个循环周之内可以将气测后效基本排除干净的事实，证明在正常钻进和循环时，密度为1.14g/cm3的泥浆静液柱压力加上环空循环压耗是可以平衡地层压力的。但是，停泵条件下，长时间反复上提下放活动钻具产生的抽吸、钻头和扶正器不同程度的泥包以及环空循环压耗的丧失，三者共同作用，增强了钻柱上提时的抽吸作用，抵消了部分泥浆静液柱压力，导致地层气体侵入井筒。特别是起钻前，停泵条件下在5～13m范围内反复上提下放活动钻具11次共计23分钟，加大了地层气体大量侵入井筒的可能性。（3）判断错误、违章操作，错失关井有利时机在短起下前，气测曾出现异常，虽然经循环排除，全烃值降为零，但是此次异常的全烃值高达21.8%，应该是钻遇油气层的一个重要显示。工程技术员和司钻未对此次气测异常进行认真分析，仍错误地认为储层不含气。在起第11柱钻杆出现灌不进泥浆的严峻情况时，仍然认为井下只是发生抽吸，没有意识到油气已侵入到井筒；在采取的措施方面，不是立即抢接方钻杆、关井、节流循环，排除气侵，而是错误地决定继续起出第12柱钻杆，造成进一步的抽吸，致使地层流体大量侵入井筒。在已经发现井灌不进泥浆时，工程技术员又错误决定接方钻杆分别三次每次1～3分钟向钻杆内顶入泥浆，使得进入井筒的气体快速上移近300m并膨胀，导致井口溢流，进而发展为井喷。（4）执行关井程序不果断，导致井喷失控在发现溢流，司钻发出关井信号后，班组各岗位按“四七”动作程序跑位过程中，司钻上提钻具时被喷出的泥浆击倒，刹把失控，方钻杆连同钻具自由下落，水龙头、大钩和游车砸向转盘。跑下钻台准备前去关井的副司钻和工程技术员，在听到钻台碰撞声后，不是继续跑向远程控制台实施关井操作，或者起码有一个人前去关井，而是两人共同跑回钻台，从而错失关闭环形防喷器的有利时机，导致了井喷失控。井喷着火后，由于井场风向的影响，远程控制台被火焰包围，失去了最后的关井机会，致使井口敞喷失控、着火。（5）喷出的气体遇火源引发着火井喷发生后，正在运转的主柴油机排气管排出的火花或井口喷出的地层泥砂打击井架产生的火花引发喷出的天然气着火。当班柴油机司机停了带泵的柴油机，但是，由于带动绞车和转盘的主柴油机在一个中间平台上，井喷喷势加剧后难以接近，未能停止，喷出的气体可能会被柴油机排气管的火花点燃。或者，由于井口喷势剧烈，气体裹带地层泥砂打击井架底座产生的火花点燃了喷出的天然气。 3 ．管理原因分析近年来，大港油田集团公司和大港油田公司虽然在制订和完善一系列规章制度、签订安全环保责任状、加大安全监督检查和处罚工作力度、加大井控装备投入、开展全员安全培训和井控专项培训工作等方面做了大量艰苦细致的工作，对井控安全管理工作是重视的。但是，面临新的发展形势和生产需要，在处理安全与速度、安全与效益以及安全与发展的关系方面表现出了一定的不足。（1）对地下复杂情况认识不足从本井喷出物燃烧情况以及灭火后燃烧现场分析，本井大火主要是天然气燃烧，这些天然气来自于明化镇油藏。港西油田属于复杂断块油藏，砂体小、断层多，构造极为复杂。储层中的油、气、水分布规律性差，尤其是底油（水）顶气储层分布认识难度大。港西油田属于井涌、井喷高发地区，历史上多次发生过井涌、井喷事故。大港油田对底油（水）顶气储层钻井工程带来的井控风险认识不足，重视不够，对港西油田多次发生井涌、溢流、气窜的原因没有进行深入系统的分析。钻井工程设计中提示，西55-7井（与事故井在明Ⅱ地层同属西58-8井区，相距250m左右）在用1.20g/cm3泥浆正常钻进至井深962m时发生严重的天然气井喷（见图10西58-8井区明Ⅱ3油组顶界构造图）。地质设计参考邻井资料有缺项，没有明确提示西55-7井发生井喷情况。地质设计主要依据距离最近、刚完钻投产的西58-8井的钻井、测井（西58-8井810m以下解释没有气层）和三维地震资料（西60-8井与西58-8井在NmII3砂体连通性比较好），判断西60-8井只有油层和水层。没有深入分析西60-8井处于西58-8井区构造高部位，可能存在溶解气的富集区，属于底油顶气储层，没有意识到可能给钻井带来的高风险。（2）井控措施在现场未得到有效落实在起到第11柱钻杆时，司钻发现大钩载荷增大，凭经验认为可能是起钻抽吸造成，没有意识到抽吸可能造成井底地层流体侵入井筒，进而造成井控险情。相反，却错误地决定继续起出第12柱钻杆，进一步验证井下情况。在起出第12柱钻杆过程中，已经发现了泥浆难以灌入时，仍没有意识到是储层流体已经进入井筒以及由此将要产生的危害，也没有按照《大港油田钻井井控实施细则》要求的“四七”动作及时采取停止起钻并及时关井。特别是由于带班技术员和当班司钻判断失误，又决定起出第12柱钻杆后再接方钻杆，并间断地向井底顶入泥浆进行观察，人为地把侵入井筒的流体向上推进了约300米，加快了地层气体的上窜膨胀速度，增加了处理溢流的难度，延误了井控处置时间。在发现溢流后按“四七”动作实施关井过程中，刹把失控，前去执行关井命令的副司钻又中途折返钻台，未能安全及时关井，使得溢流演变成井喷、失控和着火。（3）井队班组和员工应急处置能力不强一是技术员和司钻缺乏判断井下出现溢流的经验，反应不及时、处理不果断，工作中忙中出错，应急处置能力明显不足。在紧急情况下，司钻自己发出关井信号上提钻柱时被突然喷出的泥浆击倒，刹把失手、钻机失控、游动系统运行失灵，失去井控指挥中心。二是当司钻发出关井信号后，副司钻在跑向远程控制台的途中听到钻台异常响声后，慌乱中忘记自己的井控岗位职责，又返回钻台，错失了关封井器的有利时机，导致了井喷失控。三是在二层台上作业刚参加工作不到三个月的替班井架工，在停止起钻接方钻杆循环的20多分钟时间里，没有从井架上下来；等到听到关井信号后，由于缺乏经验、反应迟钝，没有充分利用从井喷到着火的4分钟时间及时地从井架撤离；而是在火灾发生后，才爬上天车台，沿井架绷绳滑下落入火中丧生。四是在这次短起下钻过程中，整个班组作业人员识险能力不强，配合、协调能力较差。关井信号发出后，副司钻没有及时到位关井；内钳工、外钳工两个人也慌忙逃离钻台，当司钻刹把失手时，无人及时补位控制刹把；内钳工、外钳工两个人在逃离路上第一时间经过远程控制台，也根本没有想到去关封井器。（4）关键岗位人员素质较低近几年，由于勘探开发工作量的增长迅速，为了满足勘探开发对钻井的需要，大港钻井队伍增加较快。井队一线岗位熟练员工严重缺员，新员工的比例过高。尽管进行了大量的岗前培训和井控培训，尽管从人员配置总数上缓解了人员短缺的矛盾，但是这些新增人员的基本技能和知识显然仍不能满足实际生产的基本要求。事故发生前，当班人员短起钻循环完卸掉方钻杆后，长时间上提下放活动钻具直接对油气层抽吸；而后又未把井底已严重气侵的泥浆循环出来就直接起钻；发现井口溢流后又开泵顶泥浆，加快了溢流发展为井喷的过程。这一系列的重大技术失误和违章，反映出井队技术员和司钻的技术素质低、井控意识差，而且无知无畏，不信不怕。调查发现，目前大港集团钻井二公司钻井队用工中，22％的人工龄不到1年，20.9％的人工龄在1到3年。招收的新员工基本都被补充在钻工班，班组中新员工比例太大。钻井二公司在大港油区的20个钻井队的60名司钻中，司钻岗龄不到1年的有22人，1～3年的有22人，他们占司钻总量的73.4%。这些新司钻在岗时间短，经验缺乏，带班能力差。从事故发生时当班人员来看，井队称职的生产班组人员也严重缺乏。带班的司钻是只有3年工龄的外雇工；在事故中临时顶替井架工岗位而死亡的钻工是今年7月新上岗的外雇工，根本不具备上岗资格和工作经验；内、外钳工是参加工作不到1年的合同工。这些新工人缺乏实战经验，安全意识低，操作技能差，应急能力弱，一出现紧急、危险或复杂情况，不知如何应对。（二）井喷事故损失本次事故经济损失认定，主要参照了《企业职工伤亡事故经济损失统计标准》计算方法和评价指标，经核实大港集团公司和大港油田公司上报的事故损失情况，确认“9．9”井喷失控事故造成经济损失合计为224.17万元，其中：直接经济损失160.91万元，间接经济损失63.26万元。直接经济损失主要包括事故抢险中发生的善后处理费用、固定资产损失费用、抢险用材料费用等。间接经济损失主要包括侧钻井费用、邻井停产损失、抢险消防车辆和人员费用等。具体经济损失明细见下表。事故经济损失明细表损失费用类别费用项目金额（万元）直接经济损失 (160.91 万元) 善后处理重泥浆、压井水泥车台班费等 7.1594 清理现场等费用 11.1881 抢险人员生活费 0.6 抚恤金及火化等费用 17.9 工伤人员护理等费用 0.15 设施损失钻井主体设备净值 23.9618 钻井队营房净值 11.9266 钻井队计算机等净值 8.0817 定向井公司设备设施净值 7.9132 地质录井公司设备设施净值 30.7280 赔偿费用埋井钻具费用 2.36 MWD 仪器费用 21.3 其它损失苫布 0.22 泥浆处理剂 10.6 重晶石 3.8441 电路整改费 0.98 井架检测费 2 间接经济损失 (63.26 万元) 侧钻损失侧钻井费用 55 停产损失临井停产损失费 1.5 消防费用现场抢险车辆及消防费用 6.76 （三）井喷事故性质根据《中国石油天然气集团公司事故管理办法》有关规定，事故调查组按照规定程序进行了调查，经过认真审慎地讨论分析后认为：大港油田西60-8井井喷失控着火事故是由于钻井作业人员在实施短起下钻过程中，对井下情况判断错误、违章操作、处置不当造成的井喷失控责任事故。三、责任认定及处理建议依据集团公司《安全生产管理规定》、《安全事故行政责任追究暂行规定》、《管理人员违纪违规行为处分规定（试行）》，调查组建议对“9.9”井喷失控事故进行通报，责成大港油田分公司、大港油田集团有限责任公司井控第一责任人在集团公司专业会议上作检查。同时，针对“9．9”井喷失控事故涉及到的有关单位和部门责任人，分别提出责任追究处理和处分的建议如下：（一）大港油田集团有限责任公司 1 ．大港油田集团有限责任公司副总经理张宝增，作为井控管理和工程技术管理的分管领导，对井控措施落实不到位、发生井喷事故负有领导责任，建议给予行政警告处分。 2 ．工程技术部主任熊腊生作为井控与工程技术主管部门领导，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，井控教育和落实井控技术措施不到位等问题负管理责任，建议给予行政警告处分。 3 ．第二钻井工程公司经理刘光木，作为公司安全生产第一责任人，对该起事故暴露出的基层队伍建设薄弱、员工井控意识不强、落实井控技术措施不到位等问题负主要领导责任，建议给予行政记大过处分。 4 ．第二钻井工程公司副经理兼总工程师马金山作为井控与工程技术的主管领导，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，井控教育和落实井控技术措施不到位等问题负主管领导责任，建议给予行政记大过处分。 5 ．第二钻井工程公司安全副总监兼安全科科长剡翔辉，作为20508队安全联系点责任人，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，井控教育和落实井控技术措施等监督不到位问题负监督责任，建议给予行政记过处分。 6 ．第二钻井工程公司副总工程师兼生产技术科科长张克政，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，井控教育和落实井控技术措施不到位等问题负管理责任，建议给予行政记大过处分。 7 ．第二钻井工程公司20508队队长（党支部**）李斌，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，队伍管理、劳动组织、井控教育和落实井控技术措施不到位等问题负主要领导责任，建议给予行政撤职处分，免去党支部**职务。 8 ．第二钻井工程公司20508队副队长（党支部副**）马金锁，对该起事故暴露出的员工井控意识不强，井控教育不到位等问题负重要领导责任，建议给予行政撤职处分，免去党支部副**职务。 9 ．第二钻井工程公司20508队副队长史炳强，对该起事故暴露出的井控教育和落实井控技术措施不到位等问题负直接领导责任，建议给予行政撤职处分。 10 ．第二钻井工程公司20508队技术员、当班值班干部李港，对该起事故暴露出的井控意识不强，现场应急处置不当等问题负直接责任，建议给予行政撤职处分。（二）大港油田分公司 1 ．油气开发事业部副经理徐滨，作为建设单位的钻井监管负责人，对该起事故负有监管不到位的责任，建议给予行政警告处分。 2. 第五采油厂总地质师刘存林，作为西60-8井井位设计负责人，对周边钻井过程中出现的复杂情况提示不周，对该起事故负有一定的技术管理责任，建议给予行政警告处分。 3 ．油气开发事业部驻西60-8井钻井监督张仲水，对现场履行监督职责不到位负有直接责任，建议解除聘任合同。同时，责成大港油田集团有限责任公司和大港油田公司对事故进一步调查分析，对其他负有领导责任、管理责任及操作责任的有关人员给予相应的处理，并将处理结果报集团公司备案。四、事故教训和防范措施大港油田“9.9”井喷事故发生后，集团公司领导高度重视应急处置和事故调查工作，立即指派集团公司工程技术与市场部领导率有关专家现场指导救援、抢险和处置工作，对事故调查处理做出了重要指示。大港油田两个公司主要领导亲临现场组织协调事故抢险和善后处理工作，及时有效地控制住了井喷，尽快组织恢复生产。本次井喷失控、着火造成1人死亡，钻机和井场主要设备、设施被烧毁，造成了较大的经济损失。同时，也使同井场的周边两部钻机的生产受到了影响。这起事故的发生，严重扰乱了企业正常的生产经营秩序，暴露出大港油田在井控管理工作中还存在着许多薄弱环节。特别是在集团公司认真汲取吉林油田“6．5”井喷事故教训，突出和强调重点抓好井控安全工作，采取一系列措施，努力实现集团公司安全环保形势明显好转的情况下，发生这样的井喷失控事故，其性质恶劣、影响极坏、教训沉痛。教训之一：对老区新块井控风险意识重视不够。对大港油田港西区块可能存在的底油顶气和溶解气等缺乏足够的警觉性，没有充分认识到气层的潜在风险和危害，地质设计没有对油顶气进行提示。特别是近年来在港西老区开发井中曾发生多起井涌、溢流现象，施工单位每次都将情况报告给油田公司开发事业部，请求调整相关设计要求，但是开发事业部和施工单位均没有认真对这些情况进行系统地分析和研究，没有对所钻井的风险进行深入研究和详细评价。没有充分地认识到港西地区地质情况的复杂性，钻井设计没有针对西60-8井可能存在的油顶气采取进一步的井控强化措施。施工单位没有详细制定针对起钻过程，特别是预防及控制地层流体侵入的井控具体措施。教训之二：对员工应急能力和现场实际操作培训不够。近两年来，井队操作岗位人员补充较快，新人员多、需要参加培训的人员集中，工、学、休关系紧张，员工培训主要限于基础性的取证要求。员工参加培训所使用的钻机、装置和模拟场景，不可能适应所有型号的钻机及井控设施的操作要求，培训效果和实际能力不能满足实际工作的要求。主要表现为，在发生突发事件时，员工不能冷静操作和从容应对，应急能力和处理事故的能力欠缺，不能正确关井。20508队没有协调好培训与实际生产的关系，在西60-8井钻开油气层期间，钻井队队长、副队长和安全监督等关键岗位人员都离队参加井控培训，致使钻井现场干部少，骨干力量不足，现场应急缺乏有效地指挥和处置，工作顾此失彼。教训之三：关井意识不强，井控技能低。发生溢流后，井队带班干部和司钻都没有意识到油气上窜快、来势猛。发现溢流后关井意识不强，没有及时采取关井措施，而是机械地执行“四七”动作，当突发井喷再加之游动系统失控的复杂紧急情况出现时，在场人员不知所措，还试图通过从上提钻具开始的常规关井步骤进行关井，暴露出班组人员井控基本功不扎实、反应不灵敏、动作不规范、跑位不及时、操作不熟练，错失关井时机。教训之四：对储层油气的认识肤浅，理解片面。地质人员依据不全的临井资料，未给出可能存在底油顶气或溶解气的提示，而在实际钻井作业中，这些油顶气或溶解气往往是造成井控险情的第一因素。现场工程人员缺乏基本的油气成藏知识，把地质设计提出的油层肤浅地理解为只含油不含气。施工人员对待设计为油层目的层时，预防和发现溢流的警觉性不高；即便发现溢流后，实施关井程序的反应不快，执行关井动作也不果断。为了切实吸取大港油田“9．9”井喷事故的教训，举一反三，查堵工作漏洞，提高井控安全意识，进一步改进集团公司井控安全工作，推动集团公司井控安全工作的根本好转，调查组提出以下工作措施。措施之一：提高认识、强化责任，全面落实井控安全责任制。一是，将大港油田“9．9”井喷事故通报集团公司各油气田企业和从事勘探开发工程技术服务的各专业公司，警示和敦促各相关单位深刻汲取事故教训，进一步增强井控意识，深入开展井控工作专项整治，切实抓好井控工作；二是，进一步合理统筹考虑产能建设，在方案论证以及设计等方面加强安全论证工作，为井队提供更加全面的提示信息和更具操作性的地质和工程设计；三是，进一步深入调查事故原因，剖析事故根源，切实汲取经验教训，不断修订和完善井控规章制度和技术规程。油田公司和钻井公司特别要认识到油/水顶气和溶解气可能导致的极大危险，从思想认识、技术思路、基础管理、安全投入和规章执行等方面，把老区新块油层、老区新层的油/水顶气、溶解气作为重要的风险源给予高度重视；四是，要按照集团公司《关于进一步加强油气田企业安全环保工作的意见》，进一步强化行政正职是安全环保第一责任人的原则，进一步完善井控安全监管网络，切实从地质工程设计、现场设施布局、生产运行等各个环节上加强井控工作；五是，加强一线队伍管理和基层建设，要从机关、二线中选拔那些有经验和责任心强的干部到人员新、经验少、基础弱的一线井队，蹲点帮促，及时弥补并尽快培养这些井队技术力量和管理能力，切实提高班组和现场岗位员工的井控应急能力。要切实加强队伍建设，加强基层管理，夯实基层安全基础。措施之二：强化管理，细化措施，狠抓落实。一是，科学均衡地组织生产运行，按规范标准布置井场、摆放钻机以及辅助设施，避免在一个小的区域内部署多台钻机同时作业，相互挤占场地、相互干扰施工作业；二是，进一步加强对浅层气分布和预测以及油藏构造高部位可能存在油顶气和溶解气富集区的提示，充分认识含气储层对钻井作业的高度风险，地质设计和工程设计应该搜集齐全邻井、邻区相关资料并给出明确的提示；三是，加强公司之间以及业务技术部门信息沟通，油田开发部门、生产运行部门以及设计单位，应主动了解和掌握正在施工井及其周边油、水井的动态情况，特别对出现的因溢流需要提高泥浆密度的情况，及时总结和分析研究，制定相应措施，及时改进和完善钻井地质和工程设计；四是，严格设计程序，严把设计审批关口。技术主管部门和设计单位应该严肃技术政策，不仅严格执行设计编制的程序和步骤，还要严格执行集团公司一系列井控规定和本油区井控实施细则，严把设计编制、审核和批准三类人员的资质和资格；五是，地质设计高度重视含气油层、水层和非目的层井段可能存在的油、气、水层的研究、甄别和提示。工程设计要对地质设计的每一项提示制定相应的技术措施。施工作业队伍要始终保持高度警惕，加强溢流监测；六是，在钻井施工过程中，凡是发现溢流和“疑似溢流”都必须先立即关井，然后再采取节流循环或其它相应技术措施进行处理；钻开目的层以后下钻到目的层之上和下钻到井底时应该关井通过节流压井管汇循环泥浆。七是，把住关键环节，井队在重大施工和特殊作业过程以及钻开油气层以后和出现井下复杂时，钻井监督和井队干部应该在现场制定、监督和落实设计内容和各项重要技术措施。措施之三：加强队伍建设、员工培训，提高全员风险意识和技术素质。一是，要加强队伍资质管理和人员管理，加强现场生产骨干力量的培养和配备，优化配置队伍和装备资源，切实作好关键岗位人员的管理；二是，要尽快建设具有实际溢流、井喷能力的井控培训实验井，钻井班组全部人员应该通过实战演练，考核合格后才能到井队上岗操作；三是，对井队生产班组的井控培训要突出及时发现溢流和及时关井，特别是提高生产班组的关井意识。井控培训要按照井喷实例设置溢流和井喷场景，训练班组的关井操作，使班组练好现场井控的“临门一脚”，打赢井喷遭遇战；四是加强关键重要岗位人员的能力考核，重点抓好基层井队长、司钻、井架工等岗位的井控知识培训、风险管理培训和技能培训，要加强在岗继续教育，从实战出发检验工作时的应急反应能力和控制能力。措施之四：深入开展井控安全检查，进一步强化井控巡视，全面排查和治理安全环保隐患。一是，要进一步做实做细井控安全检查和巡视，增强井控管理体系运转效能，狠抓井控措施、井控制度的落实；二是，针对类似老区新块容易出现井涌、溢流和井喷的复杂情况，制定切实可行的处置工艺和措施；三是，要深刻汲取此次事故的沉痛教训，认真排查和治理井控安全环保隐患，彻底清除正钻井、已完钻井存在的安全隐患，做到彻底治理，不留死角；四是，在井控检查基础上，要进一步制定有针对性的技术措施，关键工序、重点井除建设单位派驻钻井监督外，施工单位要派人驻井把关，落实安全联系制度，监督钻井队加强井控演练，落实井控措施，确保井控安全。大港油田“ 9 ． 9 ” 井喷事故调查组 [ ]查看更多 0个回答 . 2人已关注

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金属齿形垫片标准？ 大婶们谁能提供一下汽轮机进出口金属齿形垫片的标准谢谢查看更多 0个回答 . 4人已关注

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资深专家的经验：ovation系统应用注意的问题？ OVATION 系统事项 1. 控制器 1) 容量问题控制器工作在 Normal 方式时，能支持 6000 点 ( 包括 Receive 点 ) ，控制区 1-5 的总容量不能超过 512K ；控制器工作在 Expand 方式时，能支持 16000 点 ( 包括 Receive 点 ) ，控制区 1-5 的总容量不能超过 1.5M ；这种方式需要控制器处理卡硬件支持，即 CPU 卡内存不小于 32M ，闪存容量不小于 32M 。任何不满足上述条件的设置将会导致控制器不能正常启动。同时，在 Highway Connection 和控制器设置应保持一致（同为“ Normal ”或“ Expand ”）。 2) I/O task 问题控制器所有任务区的 I/O Task 默认设置为并行 (Parallel) 方式，该方式是为扫描大批量 I/O 点设置的。如果控制器工作在该方式下，扫描 I/O 和执行控制逻辑将会交替进行（并行），有可能在一个回路周期内扫描到的 I/O 值只有在下一个回路周期内用来计算逻辑。因此可能造成一些保护回路延迟一个回路周期动作。控制器另外一种扫描方式为串行 (Serial), 该方式同 WDPF 系统一样，即先执行扫描 I/O ，再执行逻辑，然后写 I/O 。并行方式优点：能支持大量 I/O 点扫描，占用 CPU 资源少，控制器负荷相对较低并行方式缺点：扫描到的 I/O 值可能在下一周期才会用于逻辑计算串行方式优点：扫描到的 I/O 值能在同一回路周期内用于计算，运算快串行方式缺点：多占 CPU 时间，控制器负荷会比运行在并行方式高（程度取决于该控制区内的 I/O 点数）推荐： A. 在控制器负荷允许的情况下尽量采用串行（ Serial ）方式。 B. 每块卡上的 I/O 点应组态在同一扫描区 C. 用于保护的 I/O 点应尽可能与逻辑组态在同一控制区 3) SOE 点问题 A. 在一个控制器内，所有 SOE 点应分配在同一块 PCRL （或 PCRR ）上。 B. SOE 点应组态在 100ms 区，例如 Area 1 。 C. SOE 卡上未定义点名的通道，其对应的 I/O Builder 模块定义上不要打勾。 4) IO 卡与控制器通讯超时后输出状态最好设置为‘ Latch ’状态，可以在 IO builder 中定义（ Timeout Action ）。这样在 IO 卡与控制器失去联系时 IO 输出可以保持在原来状态；如果定义为‘ Reset ’，输出将会回零。 2. Control Builder 1) 页间连接点页间连接点最好用自己定义的中间点，不要使用系统默认点，这样便于现场修改逻辑。 2) 打包点（ LP ）尽可能在 SAMA 图中使用 LP 点以减少系统点的使用量。虽然 Ovation 能支持 100K 点，但太多的点影响网络性能，对今后维护（比如备份、恢复系统）不利。 3) CB 操作 A. 千万不要用 CB Repair 功能。 Repair 有可能导致数据库异常，比如算法不运算，例如与、非门工作异常。 B. 在删除算法时必须将该算法对应的信号线（包括入口和出口）同时删除。不能为图省事将老的信号线直接连接至新算法上。 C. 在进行大量修改后，一定要注意 SAMA 图中算法的执行顺序，最好能重新排序（例如：模拟量从上至下，开关量从左至右执行），否则会因执行顺序混乱导致逻辑执行变慢。 4) 算法参数设置绝大多数算法 IN1 的增益（ IN1 Gain ）不能设置为零。因为 IN1 一般为跟踪线，在算法处于跟踪方式时将根据 IN1 增益反算上游算法输出，这样会导致被零除的错误。 5) Upload Tuning Parameter 在现场通过 MMI 修改的算法参数，要及时通过 Upload Tuning Parameter 读到 SAMA 图中来，避免参数丢失。 3. 系统备份千万不要忘记进行全数据库备份（用 exp 命令），这对在线恢复系统非常重要！！！！！查看更多 0个回答 . 1人已关注

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厂区的雨水口？请问在罐区附近和穿过生产区的道路怎么设置雨水口啊？开口就会导致泄漏气体在井下积聚，但是不开雨水口排水又是问题啊。有相关规范可以学习下吗？还有个问题，化工厂的消防管可以在路面布置吗？查看更多 1个回答 . 3人已关注

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初学标准的疑惑，求助？ 请问类似标准的一些东西是否去强行记忆，比如压力管道的分类，极毒，中毒，无毒等各个标准代号和具体内容，是否需要完全记忆查看更多 5个回答 . 5人已关注

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二甲醚在未来真的可以替代清洁汽油么? 二甲醚在未来真的可以替代清洁汽油，同时又对[wiki]环境[/wiki]产生较小的污染么？查看更多 22个回答 . 1人已关注

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请问 Captive O-Ring Groove (CORG)是什么? 同题，求教 a captive O-ring groove (CORG) design for optimal sealing, and prevention of O-ring fall-out prior to final assembly.那 Captive O-Ring Groove (CORG)中文是什么？同时，rubber trapezoid O-Ring seal理解成橡胶梯形密封圈对么？谢谢！查看更多 1个回答 . 1人已关注

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大家都在用什么型号的喷码机? 大家都在用什么型号的喷码机？包装间与生产车间的距离是多少？查看更多 1个回答 . 5人已关注

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注化专业知识真题？ 22、对于传递相同热量所选择的换热器冷却介质出口温度t2，下面的说法哪一个是错误的？ A、t2越高则所需设备费用（传热面积A）越小 B、t2越高则传热的平均推动力△tm越小 C、t2越高则冷却介质用量越小 D、冷却介质出口温度t2的选择应进行设备费用和操作费用的经济比较选哪个？查看更多 4个回答 . 4人已关注

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建筑设计规范问题？我们公司单身公寓楼梯里没有扶手，楼梯里必须要扶手么? 这个在哪个标准或者规范里有没有强制规定？期待哪位达人给予解答，在线等！！！查看更多 4个回答 . 1人已关注

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GB/T 8017-1987 石油产品蒸气压测定法(雷德法）？ GB/T 8017-1987 石油产品蒸气压测定法(雷德法）pdf格式查看更多 1个回答 . 2人已关注

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化工大赛所用催化剂？ 想问一下大家ptm/zsm-5 催化剂的详细参数。谢谢大家！！！查看更多 7个回答 . 3人已关注

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如何用计算氯代环己烷物性？ aspen中没有氯代环己烷物性，如何计算和引用查看更多 2个回答 . 4人已关注

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汽包干锅的问题？转化汽包如发生干锅事故，事故发生后短时间内可不可以直接上水（102°除氧水）？各位盖德有没有这种经历？我们装置曾经在汽包完全没有液位几分钟内直接上水，没有异常。当时是因除盐水中断。查看更多 15个回答 . 3人已关注

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安全管理人员属不属于技术人员？感悟：刚从生产车间副主任调到安全环保部，感觉工作无边无尽。安全管理人员参与技术方案制定很少，成天就是检查，查出问题就是一些鸡毛蒜皮的小事，大事公司又不太重视。安全管理就是应付外面和上面检查，工作辛苦，成绩看不见，抓狂、抓狂。查看更多 17个回答 . 4人已关注

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储罐油漆电火花检测的相关问题？电火花检测只能是针对有无针孔进行检测，如内壁系导静电涂涂，就不能用电火花检测了，要用漆膜厚度测量仪进行厚度检测。环氧煤沥青特加强防府电火花检测才2.5KV.楼上说20KV或50KV不对查看更多 4个回答 . 4人已关注

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简介

职业：江苏威名石化有限公司 - 工艺技术员

学校：长江大学 - 化工

地区：辽宁省

个人简介：人生贵知心，定交无暮早。查看更多

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