專家點評：龍會2井發生事故的原因是設計鉆井液密度偏低、坐崗制度不落實、發現溢流不及時(從發現溢流至關井僅5min，套壓為28MPa)、井控裝置質量不合格(套壓達到28MPa時，35MPa防噴器半封閘板芯子即被刺壞)及井控裝置配置不合理(無備用半封閘板芯子)等。應吸取的教訓是：對地質情況不完全清楚的探井，應加強隨鉆地層壓力監測工作，同時，技術措施應詳細、有針對性。如何判斷可能已鉆達高壓層，如何循環觀察、確認可能已鉆達高壓層，如何避免可能發生的復雜情況和事故等，均應在設計中詳細列出；嚴格坐崗制度，早發現早關井；對井控裝置應加強維修保養，對性能達不到要求的老化裝置，應堅決淘汰；對高含硫氣井、高壓氣井，在井控裝置配備上，應堅持配備備用的半封閘板；對高含硫井，原則上應盡量避免井筒內充滿高含硫氣，以防鉆桿氫脆斷落。

　　1．基本情況

　　該井是某石油管理局6076鉆井隊承鉆的一口探井，設計井深4743m，主探石炭系。φ244.5mm套管下至井深3913.3m，井口裝置為23-35四通×2＋23-35全封＋23-35半封＋23-35環形。

　　發生事故時間：1992年1月28日。

　　鉆達層位：茅二。

　　發生事故井深：4418.50m。

　　2．事故發生經過

　　1992年1月28日7:30，用密度為1.75g／cm3、粘度為32s的鉆井液鉆至井深4418.5m時，發現溢流2m3，出口鉆井液密度由1.75g／cm3下降為1.65g／cm3，粘度由32s上升到45s；7:32發出井噴信號，同時停泵上提方鉆桿(鉆頭起至井深4411.50m)，打開節流閥，關環形防噴器后，關φ127mm閘板防噴器，當時立壓為8MPa，套壓為10MPa；7:35關節流閥，打開環形防噴器試關井，這時立壓為10MPa，套壓為26MPa，在這期間，鉆井液液面又漲了7.0m3，溢流量累計達9 cm3；9:45關井，半封防噴器開始刺漏，鉆井液噴高5-20m，套壓由26MPa下降到24MPa，立壓由10MPa降到8.5MPa；10:30半封防噴器嚴重刺壞，鉆井液帶氣噴出，噴高15-20m，開1#、2#管線放噴，立壓由8.5MPa下降為2.5MPa，套壓由24MPa下降為11MPa；12:00關環形防噴器，也被刺壞，四條管線放噴；17:10井口一聲巨響，小方補心和大方瓦沖出轉盤面，井內鉆具被H2S脆斷(H2S含量為6.15g／cm3)，此時井口完全失控。

　　3．事故處理過程

　　1月31日用兩根膠管線向井內沖水，防止著火，組織搶險物資、器材；2月3日搶接一條長500m的供水管線，安裝地面人工提鉆具裝置，人工提出鉆具(方鉆桿和1根鉆桿)，關全封防噴器控制住井口；2月5日清除井場障礙，準備壓井液，換φ127mm半封閘板芯子，安裝單閘板，換環形防噴器；2月10日實施空井壓井，用密度為2.1-2.3g／cm3的壓井液172m3壓井成功。

　　后打撈落魚未果，注水泥后從井深4383m處側鉆至井深5037.34m完鉆。時間損失3600h，直接經濟損失300萬元以上。

　　4．事故原因分析

　　(1)鉆進中發生溢流，說明鉆井液密度偏低，不足以平衡地層壓力，欠平衡鉆進是井噴的主要原因。

　　(2)井口裝置試壓值低，承受不了高壓。

　　(3)儲備的高密度鉆井液放不出來。

　　(4)發現溢流后關井不嚴，再次發生溢流，導致井口壓力過高而失控。

　　5．事故教訓

　　(1)根據實際情況科學設置鉆井液密度。

　　(2)井口試壓一定要按照設計要求進行。

　　(3)對茅口坡地層這一區域性高壓產層認識不足。