井喷事故及险情案例分析20062009
DG13-6井井喷事故
DG13-6 井井喷事故专家点评:DGl3-6井井喷处理及时,没有发生失控。
应加强地质预报工作,严格执行井控条例。
1. 基本情况该井是某石油管理局钻井一公司试验5队在松辽盆地南部中央拗陷区红岗阶地大安构造上某个平台(4口井)上的一口直井,该井设计井深1975m,设计钻井液密度为1.l~1.25g/cm3,目的层是扶杨油层。
2006年1月5日23:00一开,下入φ273mm表层套管120m,没有设计安装防喷器。
钻具结构为φ215mmP钻链钻头+φ214mm螺旋扶正器×1.57m+φ178mm短钻链×1.38m+φ214mm螺旋扶正器×1.57m+φ178mm钻链×8.7m+φ214mm螺旋扶正器×1.57m+φ178mm钻链×342m+φ159mm钻链×34.19m+φ127mm钻杆。
2006年1月8日0:00二开,钻井液密度为1.07g/cm3,粘度为47s。
2.事故发生经过2006年1月10日0:50,二开钻至井深1254.31m时发生油气侵并伴有井涌,当时钻井液密度为1.23g/cm3。
循环钻井液排气,泥浆槽中有大量油花和气泡。
边循环边将钻井液密度加重至1.25g/cm3,泥浆槽中仍有大量油花和气泡,出口钻井液密度在1.05~1.12g/cm3之间。
3.事故处理过程2006年1月10日5:10开始钻井液加重,考虑到防漏问题,将钻井液密度由1.25g/cm3逐渐加重至1.45g/cm3,循环压井,最终返出的钻井液密度为1.42g/cm3。
1月11日4:00,循环正常后起钻,起出l1柱钻杆,有抽吸现象,用方钻杆灌钻井液时井口井涌,循环返出的钻井液密度为1.28g/cm3,泥浆槽面油花和气泡增多,井口外涌钻井液严重, 循环一周后减弱。
将起出的钻具下到井底,继续循环排气,进行全井加重,直至出口返出的钻井液密度在1.5~ l.52g/c m3之间,粘度为56~65s。
井喷事故分析
2. 疏散转移 •组织当地群众疏散，指挥部针对毒气不断向周边地区蔓 延扩散的情况，在对硫化氢的PPM浓度进行科学检测后， 决定采取果断措施：将气井为中心，半径5公里范围内的 群众全部转移。根据地形和交通状况，决定将受灾群众向 四个方向疏散，呈放射性状设臵15个政府集中救助点，在 每个救助点均安排1名县级领导作为第一责任人，所在乡 镇的党委书记为直接责任人，各个救助点分设医疗救治、 后勤保障、治安巡逻、信息联络等工作组，每个组在救助 点领导指挥下，各自开展工作。整个撤离过程有序展开， 灾区的65632名群众中，32526人安臵在指挥部设臵的县内 的15个政府集中救助点，10228人有序转移到四川省宣汉 县，其余采取在当地县上工作组和基层干部的组织下，采 取了投亲靠友和群众互帮互助等方式进行了安置。
2. 设备原因
违章卸下钻具中防止内喷的回压阀。有关负责人员违反相关作 业规定，违章指挥卸掉回压阀，致使发生井喷时钻杆无法控制， 导致井喷失控。
3. 人员原因
（1）起钻前泥浆循环时间严重不足。没有按照规定在起钻前要进 行90分钟泥浆循环，仅35分钟就起钻，没有将井下气体和岩石钻 屑全部排出，影响泥浆液柱的密度和密封效果。 （2）长时间停机检修后没有下钻充分循环泥浆即行起钻。没有排 出气侵泥浆，影响泥浆液柱的密度和密封效果。 （3）起钻过程中没有按规定灌注泥浆。没有遵守每提升3柱钻杆 灌满泥浆1次的规定，其中有9次是超过3柱，最长达9柱才进行灌 浆，造成井下没有足够的泥浆及时填补钻具提升后的空间，减小 了泥浆柱的密封作用，不足以克服提升钻具产生的“拉活塞”作用 。 （4）当班人员没有认真观察录井仪，及时发现溢流征兆。
5. 安置善后 •稳定灾民情绪、组织群众恢复生产、依理依法赔偿遇难 者、实事求是理赔财物、竭尽全力做好医疗保障。稳定灾 民的思想情绪，解除受灾群众的后顾之忧，在尽力做好灾 民思想工作的同时，还出动警力2000多人，组成8支流动 治安巡逻队，设臵54个警戒点，对各个灾民临时救助点加 强安全警戒工作，对群众转移过后的“空场”、“空街” 和公路两边的“空房”进行巡逻，防止不法分子趁火打劫 。建立了严格规范的救灾款物管理和使用规定，将救灾资 金纳入财政专户储存，救灾物资交由民政部门统一管理， 确保统一调拨使用。证救灾款物和捐赠资金专款专用，充 分发挥最大效益，并分阶段将救灾款物使用情况向社会公 示，主动接受社会监督，确保经得起任何检验和审查。
井下作业公司井喷事故案例汇编
井下作业公司历年来井喷事故案例统计如下：钻井井喷事故3起：1）2002年8月9日，乌5井区DW013井喷事故。
2）2004年7月16日，四2区46157井井喷事故。
3）2007年8月12日，哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田66001井井喷着火事故。
大修井喷事故4起：1）1989年4月24日12，红山嘴红0221井井喷事故。
2）2002年9月26日，克82井井喷事故。
3）2006年6月12日，准东台21井井喷事故。
4）2006年7月19日，北布扎齐NB42井井喷失控事故。
小修井喷事故13起：1）1989年4月22日，克75井井喷事故。
2）1994年9月，石西石004井井喷事故。
3）1998年10月石西SH2502井井喷事故。
4）1999年10月，莫北2井井喷事故；5）2000年7月28日百口泉X1203井井喷事故。
6）2001年6月5日，五3东57205井井喷事故。
7）2004年7月23日八区8515井井喷事故。
8）2006年4月27日,七东2区71115井井喷事故。
9）2006年6月16日，三4区克浅306井井喷事故。
10）2006年12月1日，金004井井喷事故。
11）2007年4月14日，百重b11714井井喷事故。
12）2007年8月石西SH3602井井喷事故。
13）2007年10月11日，石西SH1049井井喷事故。
浅层钻井喷事故案例一、乌5井区DW013井钻进井喷事故1、基本情况DW013井是一口稀油井，由井下作业公司大修四队承钻：设计井深1455m，目的层三叠系克上组（T2K2），地质预告油层在1260m～1430m，钻井液密度要求：1210m以上，r=1.12g/cm3, 1210～1455m，r=1.07g/cm3。
2、事故发生经过2002年8月9日凌晨7：30正常钻进至1271米时发生井喷，喷出大量油气水，并发出刺耳的声音，在距离该井3km远的乌尔禾兵站都能听到。
井喷时井内钻井液密度为 1.09 g/cm3，粘度50s，失水3.2ml。
钻井作业井喷事故案例分析
重庆开县天然气泄漏事故
第三次压井
3月31日凌晨3:33分，罗家2井封堵压井施工按照“特殊凝胶堵漏压井技术施工方案”开 始正式实施。注入密度1.6～1.7 g/cm3压井泥浆45m3，接着注入凝胶液235m3，注入 水泥84吨，平均密度1.84 g/cm3，到6:18分替入1.6～1.7 g/cm3泥浆37m3，施工顺 利结束。关井观察，罗家2井油、套压均为零，罗注1井油压5.188MPa，套压0.727 MPa。6个泄漏点的火焰有减小趋势。施工过程顺利，效果比较明显。专家认为，基本 完成了堵漏任务。
○ 此次事故造成万余名群众转移，一万多名学生停课，无人员伤亡。
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重庆开县天然气泄漏事故
第二次压井
首先将原有的70多根钻杆全部起出，之后将100多根钻杆下入。 钻杆下端带有两个膨胀球，底端带有一个锥型堵头，堵头中间 有一个注水口，堵头到达套管裂隙下处后，迅速向井底注入速 凝水泥，膨胀球会堵住气体。但由于井下情况复杂，工作难度 大，压井不成功。
事故原因：
一．有关人员对罗家１６Ｈ井的特高出气量估计不足； 二．高含硫高产天然气水平井的钻井工艺不成熟； 三．在起钻前，钻井液循环时间严重不够； 四．在起钻过程中，违章操作，钻井液灌注不符合规定； 五．未能及时发现溢流征兆，这些都是导致井喷的主要因素。 六．有关人员违章卸掉钻柱上的回压阀，是导致井喷失控的直接原因。 七．没有及时采取放喷管线点火措施，大量含有高浓度硫化氢的天然气喷出扩散，周围群众疏散不及时，导致大量人员中毒伤亡。
卡通风学期汇报
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喷
事
故
案
例
12.23井喷事故案例分析
三 事故原因分析
事故调查中，专家组对川东钻探公司“12.23” 特大井喷事故，从产生溢流到井喷、井喷失控、事 故扩大三个关键层面，进行了深入浅出，层层剥茧 式的分析。 （一）产生溢流到井喷的原因分析 此次事故产生溢流到井喷的原因主要有以下几 个方面：有关人员对罗家16H井的特高出气量预测 不足；目前高含硫高产天然气水平井的钻井工艺不 成熟；起钻前钻井液循环时间严重不够；起钻过程 中存在违章操作，钻井液灌注不符合规定；未能及 时发现溢流征兆。
二 事故发生经过
21时57分，当钻具下放10余米时，大量泥浆强烈喷 出井外，将转盘的两块大方瓦冲飞，致使钻具无支撑点 而无法对接，故停止下放钻具，抢接顶驱关旋塞未成功。 21时59分，采取关球形和半闭防喷器的措施，但喷 势未减，突然一声闷响，顶驱下部起火。作业人员使用 灭火器灭火，但由于粉沫喷不到着火部位而失败。随后 关全闭防喷器，将钻杆压扁，从挤扁的钻杆内喷出的泥 浆将顶驱火熄灭。此后，作业人员试图上提顶驱拉断钻 杆，也未成功。于是开通反循环压井通道，启动泥浆泵， 向井筒环空内泵注重泥浆，由于没有关闭与井筒环空连 接的放喷管线阀门，重泥浆由放喷管线喷出，内喷仍在 继续。
三 事故原因分析
1.溢流发生的直接原因
循环时的排量为1.5m3/min，因此，循环过程中共打 井内钻井液为52.5m3。按215.9mm的井径和127mm外径 钻杆的环形空间，52.5m3钻井液只占2178m长的井段， 这样就有了1870m的环空容积的钻井液含气。这些气体不 断地滑移上窜，而且体积不断膨胀。根据“LOGGING实 时参数记录”，停泵时最少还有１m的岩屑气没带出来， 按孔隙度10%计算，其所占气体体积为0.0037m3,这个体 积的气体原始压力是43.65MPa，当它上升到井口时体积 将膨胀到1.62m3，这个体积在环空里占有67.5m的高度， 这就造成井下液柱压力下降0.965MPa，若有更多的岩屑 气和扩散气没排出，压力降低将会更大。
玛中6井井喷案例
玛中6井井喷案例
摘要：
1.玛中6 井井喷案例背景
2.井喷原因及影响
3.应对措施及结果
4.案例启示
正文：
【玛中6 井井喷案例】
玛中6 井是中国新疆玛湖油田中的一口重要油井，它的井喷事件是我国石油行业历史上一次罕见的重大事故。
【井喷原因及影响】
玛中6 井的井喷原因是由于钻井过程中出现的井漏和井涌，导致油气从井口喷出，形成高达数十米的火焰。
这次井喷不仅造成了严重的环境污染，还导致了附近居民的恐慌和撤离。
此外，由于玛湖油田是我国重要的石油产区，因此，这次井喷事件对国内的石油供应也产生了一定的影响。
【应对措施及结果】
在事故发生后，相关部门立即启动了应急预案，采取了一系列措施来控制井喷。
首先，他们通过关闭相关阀门，阻止油气继续喷出。
然后，他们对喷出的油气进行燃烧和排放，以减少环境污染。
最后，他们调集了大量的人力和物力，对井口进行了修复和封闭。
经过近一个月的努力，井喷终于被成功控制。
【案例启示】
玛中6 井井喷案例给我们敲响了警钟，它提醒我们在进行石油开采时，必须高度重视安全问题，严格执行相关规定和标准，以防止类似事故的发生。
井喷事故及险情案例分析2006～2009
井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目录一、黄26－34井二、罗家2井三、泉320－1X井四、红G＋4－52井五、台6－4井六、西60－8井七、松浅22井八、法52－46井九、庄4－16K井十、龙岗001－8井十一、涩R44－3井十二、大北202井十三、徐深8－平1井十四、伏2－23井中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ139.7×2694.77m，生产井段2206.4～2656.0m。
预计在沙河街组中部井段2095.2～2028.0m射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。
2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。
3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》。
4:20第一批有关人员到达现场。
4:40成立20人的抢险突击队。
井喷事故及险情案例分析2006～2009
井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司年一月0一0二目录井26－34一、黄井二、罗家2 井－1X三、泉320 52－井四、红G＋4 4井五、台6－8井六、西60－井22七、松浅井52－46八、法井－16K九、庄4 8井001十、龙岗－井3十一、涩R44－井十二、大北202 1井8十三、徐深－平井－十四、伏2232中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ139.7×2694.77m，生产井段2206.4～2656.0m。
预计在沙河街组中部井段2095.2～2028.0m射3。
2006年1.05g/cm2月4孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
3井井喷失控着火照片－341 图黄26、事故处理过程3）汇报并启动应急预案（1作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业至3:053:07 区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:22，灭火战斗展开。
消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:07 3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》第一批有关人员到达现场。
4:20 人的抢险突击队。
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井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目录No table of contents entries found.中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ×2694.77m，生产井段～。
预计在沙河街组中部井段～射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。
2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。
3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》。
4:20第一批有关人员到达现场。
4:40成立20人的抢险突击队。
（2）抢险组织、准备4:50按照应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加工抢险工具。
8:50抢拖出作业机和少量油管、抽油杆。
（3）抢险灭火压井成功15:30成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。
16:30拖出靠南侧抽油机组，基本完成井场清障。
20:00三台压裂车组用60m3压井液，携带橡胶球80个（直径15mm）和胶皮等堵塞物进行压井，最小压力1MPa，最大压力14MPa，20:23堵住井口，火焰全部熄灭，压井成功。
4、事故原因分析（1）直接原因①设计射孔液密度不够是造成井喷的直接原因。
射孔井段一直没有测试过，而射孔液的密度却参照下部原来老层的地层压力系数确定，设计的射孔液密度1.05g/cm3，低于实际的地层压力系数。
②没接放喷管线是导致井喷着火的直接原因。
井喷以后，企图打开套管闸门放喷以降低井内压力，让电缆头落入井内，便于关闭射孔闸门，但该井既没有接放喷管线也没有接压井管线，不能把井内流体引至井场外的安全地带。
喷出的流体遇到柴油机排气管火花造成火灾。
（2）间接原因①对目的层的地质情况认识不准确该井测井解释为油层，而实际射开是气层。
如果解释是气层，按照辽河油田选择射孔方式的规定，应选择油管传输射孔。
如选用传输射孔则发生井涌时可以关闭采油（气）树闸门，避免井喷失控。
②射孔闸门关闭困难射孔闸门缺乏保养，关闭困难，加之闸门内有电缆头，难以关严。
（3）管理原因①地质设计中的有关地层资料、工程设计中的有关井控要求都过于简单，没有针对性。
设计射孔液密度偏低。
②井控意识薄弱，没有执行“辽河油田井控实施细则”，没有安装放喷管线和压井管线。
5、事故教训（1）增强井控意识从该井井喷失控着火的事故分析，无论是管理层还是设计层，从机关到基层作业队其井控意识都急待加强。
（2）射孔液的密度设计要合理对从未测试的层位，射孔液的密度不能按已开采层的压力系数设计，要按钻进该层段的钻井液密度设计。
（3）要认真执行井控技术规定对气井、高温高压井、含有毒有害气体等重点井、射孔、压裂酸化后的施工作业必须按井控规定、标准接放喷管线和压井管线；必须执行开工前的井控验收制度，达到井控要求才能允许施工。
（4）在选择射孔方式上，尽量选择油管传输的方式射孔。
（5）射孔作业应尽量避开夜间进行。
（6）剪断电缆位置要适当。
断电缆在井内基本“直立”，弯曲量较少。
要使断电缆头落入井内，才能实施有效关井。
黄26－34井射孔电缆起出100m左右就发生井涌，剪断电缆后，电缆头露在射孔闸门外，致使射孔闸门不能完全关闭。
见图2。
图2 电缆断口露在射孔闸门外示意图二、罗家2井1、基本情况（1）2006年3月25日，四川油气田罗家2井在二次完井作业中发生井漏，天然气窜至与罗家2井同井场的罗家注1井，并通过凉高山组～沙溪庙组断层泄漏到地表，致使当地群众13860人疏散，社会影响大。
事故引起党中央、国务院高度重视，党和国家领导人相继做出了重要批示。
国家安全生产监督管理总局、重庆市、集团公司领导亲赴现场研究处置方案、指挥抢险。
4月6日压井封堵成功，排除了险情。
（2）罗家2井丛式井组基本情况罗家2丛式井组共有4口井：罗家2井、罗家注1井、罗家16H-1井、罗家17H井。
①各井概况：罗家2井：罗家2井为罗家寨气田第一口预探井（直井），1999年11月12日开钻，2000年5月13日完钻，井深3404.00 m。
该井钻进中因339.7mm 套管断裂，井身结构被迫改变，244.5mm套管（设计下深2818m、嘉二3段）提前下至井深1704.38m（须家河组顶）；177.8mm套管（设计下至3404.00m、飞仙关组）提前下至3044.68m(嘉一段)；下127mm尾管射孔完井。
在嘉五段～钻进中，放空，井漏严重，钻井液有进无出，共漏失各种液体13379m3。
飞仙关组气藏有效储层厚度53.90m，测试产量×104m3/d，H2S含量125.53g/m3，CO2含量106.88 g/m3，地层压力，压力系数。
2000年6月14日试气结束后，下177.8mm电缆桥塞至2798.00m封井暂闭。
见图3。
图3 罗家2井第一次完井井身结构示意图罗家注1井：罗家注1井是开发实施方案在主产区块设置的一口气田水回注井。
于2005年9月2日开钻，2005年11月10日完钻，在井深2211.42m，井底层位嘉五1段。
该井钻至2177.01m（嘉五段）发生严重井漏，漏速大于60m3/h，累计漏失各种液体2024m3。
339.7mm套管下至井深2207.87m固井，固井质量差，井深465.81m以下管外基本上无水泥胶结。
罗家16H-1井：2004年7月23日开钻，2004年9月17日完井，完钻井深4248.00m。
在飞仙关组水平段钻遇有效储层249.80m，孔隙度4～16%，测试产量为×104m3/d，硫化氢含量130g/m3，二氧化碳含量96.86g/m3。
罗家17H井：2004年10月12日开钻，2005年5月9日完井，井深4519.00m。
②各井相对位置地面相对位置：在罗家2井°方向2.82m处为罗家注1井；在罗家2井°方向10.75m处为罗家16H-1井；在罗家2井°方向12.50m处为罗家17H井。
地下相对位置（嘉五段，井深2200.00m处）：罗家2井与罗家注1井相距117.80m；罗家2井与罗家16H-1井相距107.18m；罗家2井与罗家17H 井相距75.76m。
见图4、5。
图4 罗家2丛式井组各井相对位置图图5 罗家2井组各井等高线位置示意图2、事故发生经过（1）施工作业简况（2月7日～3月20日）罗家2井2月7日开始第二次完井，施工作业按照“钻磨电缆桥塞→原产层段补射孔→下耐蚀合金完井管串诱喷和测试→酸化→测试求产”五个步骤进行。
2月7日换装井口装置,试压20MPa合格。
2月24日下钻通井至2781.86m探得桥塞，按设计用密度1.58g/cm3的钻井液对井筒试压30MPa合格。
2月25日钻桥塞至井深2782.17m，桥塞下落至井深2839.75m。
3月1日下公锥、强磁打捞桥塞未获。
3月2日因桥塞转动，钻磨困难，拟注水泥固定桥塞后再钻。
用密度1.58g/cm3的钻井液试挤，压力27MPa降到25MPa。
泄压开井循环发现井漏，漏速26.6m3/h。
3月3日降密度至～1.38g/cm3，漏速3.1m3/h。
3月4日在127mm尾管喇叭口（井深2840.53m）注水泥浆固定桥塞，挤压25MPa降到22MPa，泄压候凝。
3月13日分别下152mm钻头、φ143mm和φ102mm磨鞋钻水泥塞、磨铣桥塞，钻井液密度1.42g/cm3，不漏。
3月15日吊灌起钻，漏失密度1.42g/cm3钻井液21.1m3，漏速为6.4m3/h。
3月16日通井至井深3315.00m，发现井漏，钻井液密度1.42g/cm3。
钻井液密度降低至1.38g/cm3循环漏失钻井液2.4m3，漏速0.76m3/h，再调整钻井液密度至1.35g/cm3循环不漏。
3月18日开井观察41小时后井口出现滴流，又调整钻井液密度至－1.38g/cm3，循环井漏，漏速0.58m3/h。
3月19日起钻，吊灌密度1.37g/cm3钻井液20.9m3，漏速为3.69m3/h。
3月20日下177.8mm刮管器刮管至井深2840.00m，其中在井段2750.00m－2790.00m反复刮铣3次，漏速增大至4.8m3/h。
注入堵漏钻井液后，吊灌起钻至井深2118.87m，静止观察，间断吊灌密度1.37g/cm3的钻井液24.9m3。
3月21日3:45开井观察，液面涨至井口，关井，套压0↑↑。
至18:21，先后向井内间断反挤钻井液10次，累计挤入钻井液52.8m3，套压～。
3、事故处理过程（1）井漏和溢流处理情况（3月21日－24日）第一次用HHH堵漏钻井液堵漏压井3月21日反注40％HHH＋5％桥堵剂复合堵漏钻井液13.7m3，推入地层复合堵漏钻井液8.7m3。
关井观察，小时后套压由↗。
堵漏压井不成功。
第二次用桥塞堵漏钻井液压井3月22日反注密度1.61g/cm3桥塞堵漏钻井液（浓度10％）17.6m3，关井2小时后套压由↗后，间断泄压挤钻井液降低套压，经两次挤钻井液后，套压反而升至27MPa，随即开始持续反注清水（加除硫剂），控制套压15MPa 以内。
第三次用快凝水泥浆封堵压井施工3月23日14:00发现罗家注1井油压达到15MPa。
结合罗家2井与罗家注1井井下情况，分析认为：罗家2井177.8mm套管可能破损，推测罗家2井与罗家注1井在嘉五段漏层已连通，天然气通过套管破口进入嘉陵江组地层并窜到罗家注1井，罗家2井的177.8mm套管在嘉五组（井深2200m左右）损坏的可能性较大，因此决定对破损段套管进行封堵作业。
3月24日正、反注密度～1.75g/cm3高粘钻井液92.2m3，正注快凝水泥浆40m3（49t），关井候凝，油、套压为0。
小时后井口开始起压，关井9小时后，套压由0↗。