您的位置:主页 > 成功案例 > 斯伦贝谢技术文献共享 >
成功案例>>
BP海湾井喷事故5年回顾
事故概况
•2010-4-20 21:49 爆炸
•2010-5-20 美国成立独立调查委员会
•死亡11人
•环境
•财产
事故过程
•下套管
•转换套管底部的浮阀
由双向流动(自动灌浆)转为单向流动(防止水泥浆倒流)
•注水泥
•正压测试
•负压测试
•临时弃井-爆炸
准备打水泥塞后,钻井平台移走,再上作业平台进行完井作业
在弃井准备过程中
负压测试-检验固井质量
1.钻杆内,环空(钻头-海底)替换为海水
2.关闭海底防喷器
3.钻杆顶部打开泄压到0
井底处于欠平衡状态,观察是否有溢流
若没有溢流表明质封固质量好
泥浆密度14ppg=1.68
模拟解决问题
井涌流动路径-环空?管内?
最后30分钟立压变化急剧升高的原因
什么时刻开始关BOP
爆炸之前有多少气体喷出
基本模拟参数
基本模拟参数
基本模拟参数
能量模拟-钻杆+隔水管通道
流量模拟-只通过钻杆
OLGA模拟
井涌流动路径-环空?管内?
最后30分钟立压变化急剧升高的原因
什么时刻开始关BOP
爆炸之前有多少气体喷出
OLGA模拟-套管内流动12.6ppg+86ft
OLGA模拟-套管内流动12.6ppg+86ft
OLGA模拟-套管外环空流动12.6ppg+86 ft
OLGA模拟-套管外环空流动12.6ppg+86 ft
模拟气体达井口时间与实际一致
管内与外环空分析结论
•通过模拟最后的压力升高,只能在套管内流动得到不可能通过套管外环空流动得到(套管外环空流动最后的压力低)
•证据:21:41之前没有BOP动作,21:00 后的两次压力升高不可能实现
关于关井压力的考虑
•关井立压1200psi,假定12.6ppg 地层压力
调查证实,在此期间BOP 密封泄露,1200psi不是真实的压力
OLGA模拟
井涌流动路径-环空?管内?
最后30分钟立压变化急剧升高的原因
什么时刻开始关BOP
爆炸之前有多少气体喷出
OLGA模拟-21:30后
OLGA模拟-21:30后
OLGA模拟-21:30后
OLGA模拟-21:30后
OLGA模拟-21:30后
OLGA模拟-21:30后, 截止21:41时喷出量
结论:
1.通过套管内流动
2.钻杆在地面泄露
3.21:41关闭防喷器
4.爆炸前至少井涌150方(从油藏)
事故直接原因
注水泥
临时改变设计,将尾管改为全井套管。深水中使用长套管不多见,不利于保障固井质量。
扶正器数量不足-要求15个,实际6个
浮阀转向异常:设计600psi转向,实际3142psi顶通
固井质量, 不测井检验,仅依据正常返出、不回流
漏失层固井,水泥浆体积不足
泡沫水泥室内试验不稳定
事故直接原因
负压测试
对负压测试数据的评估是完全错误的
隔离液,没有其他先例;隔离液可能堵塞压井管线
政府和石油行业均无负压测试规程和标准
BP 没有负压测试和解释的规程
BP 没有给井队介绍负压的测试过程
BP没有没有应急机制,没有通知任何岸上人员解释数据
现场人员没有完全评估自己所做的工作
事故直接原因
临时弃井作业
计划打水泥塞海底以下3300ft(水深5000ft)
没必要3300ft,调查团建议1300ft即可
没必要先将5000ft隔水管内泥浆置换为海水后再注水泥;应该先注水泥,再置换
事故直接原因
井涌检测
该井有两套参数仪器,并实施传送到BP的基地,能观察到异常信号,为什么没人注意?
有一段时间,平台使用直拍管线。越过测量罐和流出测量仪(实施传往基地的)
测量系统需要改进-需要明确报警
没必要先将5000ft隔水管内泥浆置换为海水后再注水泥;应该先注水泥,再置换
事故直接原因
导流器和BOP动作
导流器启动、BOP的盲板没有关
没有认识到问题的严重性
没有时间动作(泥浆喷出-爆炸6分钟)
员工没有很好培训、演练
事故根本原因
石油行业的管理问题
BP对设计更改没适当的控制
BP和Halliburton缺乏对水泥室内试验的有效管理
BP和服务方缺乏沟通
施工方也没有将其以往的教训传达到员工
在平台上的制定的措施,没有充分考虑的人的安全
事故根本原因
美国政府管理缺失
政府的管理规定中,深水部分让石油行业自己决定
缺乏监督,没有人质询一些难题
政府监管缺乏专业人员(BP的不合理计划被批准了)