BP墨西哥湾井喷爆炸事故固井方面原因分析

1、工程技术分公司2 4 4月月2020日，日，BPBP公司墨西哥湾公司墨西哥湾“ “深水地平线深水地平线” ”钻钻井平台井喷爆炸着火事故发生后，我们及时跟踪井平台井喷爆炸着火事故发生后，我们及时跟踪事故动态和事故处置最新进展，根据目前已经获事故动态和事故处置最新进展，根据目前已经获得的部分技术资料，对得的部分技术资料，对BPBP公司井喷失控爆炸着公司井喷失控爆炸着火事故固井方面原因分析如下：火事故固井方面原因分析如下：3一、基本情况二、事故简要经过 三、固井方面原因分析 四、事故给我们的启示 4 1. 1. 作业者与承包商作业者与承包商 作业者作业者 ： 英国石油公司（BP） 钻井承包商钻井承包

2、商 ： 越洋公司（Transocean） 固井服务公司固井服务公司 ： 哈里伯顿公司（Halliburton ） 泥浆技术服务泥浆技术服务 ： MI Swaco 测井服务公司测井服务公司 ： 斯伦贝谢公司（ Schlumberger ） 防喷器供应商防喷器供应商 ： 喀麦隆公司 （Cameron） 钻井区块：钻井区块：Mississippi Canyon Block 252 位于美国路易斯安那州 海洋Maconda探区。 股份构成：股份构成：BP拥有占65%的权益，美国Anadarko石油公司和日本 三井物产公司分别拥有25%和10%的权益。52. 2. 平台情况平台情况Deepwater H

3、orizonDeepwater Horizon第五代深水半潜式钻井平台建成日期 ： 2001年 最大作业水深： 2438米 额定钻深能力： 9114 米 工作吃水 ： 23米定员 ： 130人建造商： 韩国现代重工6尺寸 ： 长112米，宽78米型深 ： 41米 隔水管外径 ： 533.4mm(21 )平 台 重 量： 32588吨排水量 ： 52587吨定位方式 ： DP-3动力定位系 统，有8个推进器作业日费 ： 53.3万美元 服役时间 ： 2001年最大航速 ： 7.41km/h ( 4节 )甲板最大可变载荷：8202吨2. 2. 平台情况平台情况7 事故发生时，平台上共有事故发生时，

4、平台上共有126126 人，人，其中越洋公司员工其中越洋公司员工7979 名，英国石油公名，英国石油公司司(BP)(BP)员工员工6 6 名，承包商员工名，承包商员工4141名名。3. 3. 人员情况人员情况8井号 ： MC 252#-01 井别 ： 探井井型 ： 直井设计井深： 6096米 / 20000英尺实际井深: 5596米 / 18360英尺 作业水深： 1544米米/ 5067 英尺4. 4. 井的基本情况井的基本情况9 基本压力数据（g/cm3)地 层 压 力 ：1.54 -5435m 1.51 -5512m（产层顶） 1.51 -5528m（产层底）破 裂 压 力 ：1.72

5、-5238m 1.72 -5548m 1.78 -5582m完井钻井液密度：1.68设计水泥浆密度：1.98105. 5. 井身结构井身结构11井身结构： 914.4mm/36914.4mm/36导管下至导管下至1622 1622 米，米，固井水泥返至海床面；固井水泥返至海床面； 711.2mm/28711.2mm/28表层套管下至表层套管下至 19121912米，水泥返至海床面；米，水泥返至海床面； 558.8mm/22558.8mm/22技术套管下至技术套管下至 24212421米，水泥未返至上层米，水泥未返至上层 28 28 表层套管内；表层套管内； 457.2mm/18457.2mm/

6、18技术套管下至技术套管下至 27362736米，水泥未返至上层米，水泥未返至上层 2222 技术套管内；技术套管内；12 406.4mm/16406.4mm/16技术尾管下至技术尾管下至35333533 米，水泥未返至上层米，水泥未返至上层1818技术套管内；技术套管内； 346.1mm/13346.1mm/135 5/ /8 8技术尾管下至技术尾管下至40094009米，米， 水泥未返至上层水泥未返至上层1616技术尾管内；技术尾管内； 301.6mm/11301.6mm/117 7/ /8 8技术尾管下至技术尾管下至46064606米，米， 水泥未返至上层水泥未返至上层13135 5/

7、/8 8技术尾管内；技术尾管内； 250.8mm/ 9250.8mm/ 97 7/ /8 8技术尾管下至技术尾管下至52365236米，米， 水泥未返至上层水泥未返至上层11117 7/ /8 8技术尾管内；技术尾管内； 250.8mm/ 9250.8mm/ 97 7/ /8 8+177.8mm/7+177.8mm/7复合生产复合生产 套管下至套管下至55965596米，水泥未返至上层米，水泥未返至上层9 97 7/ /8 8 技术尾管内（返至技术尾管内（返至52615261米）。米）。13一、基本情况二、事故简要经过 三、固井方面原因分析 四、事故给我们的启示 14 4月19日，下 97/8

8、 +7复合完井套管5596米(18360英尺) ，20日0:35固完井。然后坐密封总成，正向试压 68.97MPa(10000psi)合格，反向试压10.3MPa (1400psi )合格，20日7:00完成，侯凝。15 BP公司决定采用“先替海水， 打水泥塞”的方案，然后暂时弃井。 4月20日15:00，下钻至2550米（8367英尺），先用16PPg(1.92)的稠塞替14PPg（1.68）的完井泥浆(16:28完成)。 Green Green ：14 ppg14 ppg Mud MudPink Pink ：16 ppg16 ppg Spacer SpacerBlue Blue ：8.6

9、ppg Seawate8.6 ppg Seawate 16 20日16:2916:52泵入352桶（56m3）海水(已侯凝16h)。经过关环形防喷器、泄压、稳压、做负压实验等，到19:55结束，正式开始用海水替泥浆。 21:49，在替浆过程中，发生井喷爆炸事故。 17 根据事发前2小时的综合录井曲线分析，推测还原当时钻井平台的施工作业过程：19:55开始替浆作业。20:08 在泵入3.6m3海水后，出口才返出泥浆，印证了许多资料所提及的该井存在井 漏的问题。20:25 返出流量明显大于泵入海 水量 ， 显现溢流征兆。20:52 现场发现异常，降低泵排 量进行循环。此时，出口 流量大于泵入排量，

10、溢流 明显。1820:58 继续降低泵入排量，出口流量继续增加21:08 停泵观察。现场将返出泥 浆倒向回收船。在此过程 中，立压没有下降到0， 而是从7Mpa逐步上升到10Mpa。出口也有流量0.45 m3/min。21:14 重新开泵循环，返出泥浆 绕过出口流量计直接 排 至船外。1921:18再次停泵。立压高达9.8Mpa,而且存在逐步 上升趋势21:20再次开泵循环。21:30第三次停泵。立压为8.8Mpa逐步上升为17.5Mpa。此时，泵房 人员多次开回水泄压， 立压呈现上下波动。2021:42立压突然急剧上升出口出现大量流体 流量直线上升。21:49立压直线上升为35.7Mpa,出

11、口流量 继续直线上升。接 着，发生强烈井喷 天然气从井口喷出后，发生爆炸着火。21此次事故造成此次事故造成1111人死亡，人死亡， 1717人受伤，原油泄漏造成大面积海域严重污染。人受伤，原油泄漏造成大面积海域严重污染。 22一、基本情况二、事故简要经过 三、固井方面原因分析 四、事故给我们的启示 231、地层压力高，油气活跃 MC 252#-01的产层压力1.51，压力高，油气活跃，有资料称是一个大的油气发现，后来的事故也充分证明了这一点。BP公司没有充分认识该井的地层压力和油气情况，重视程度不够。242、完井管柱方案先天不足，变更设计存在明显缺陷关于油层套管方案，BP有两个选择：尾管悬挂固

12、井+套管回接固井-原设计方案井口下到井底的单一管串固井-变更设计方案 尾管/回接套管串提供四道密封防护： a、井底固井密封； b 、所下尾管的悬挂器部位密封； c 、尾管悬挂处的固井密封； d、套管头密封。 单一套管串条件下，管外环空气侵的密封防护只剩两道： a、井底固井密封；b 、套管头密封。 25 尽管有这样的风险，4月15日，BP仍然选择了97/8 +7的 单一套管串的结构。 BP墨西哥湾深水勘探的项目经理AllisonCrane称：“单一套管串是以后完井作业可借鉴的最经济的和最完美的事例”，采用这样的方案可少花7001000万美元 ，还可节约至少3天工期。263、固井质量不合格，埋下井

13、喷事故隐患采用充氮气水泥浆体系，影响了水泥石强度和胶结质 量。该井采用的充氮气水泥浆体系在低地温梯度条件下易产生水泥超缓凝现象，致使水泥石强度增长缓慢，降低封固质量。 地温梯度为属异常低温地层：1.8/100m 水泥浆配方设计加入稳定剂： 0.00 % 越洋公司证词显示，水泥胶结实验强度为:0 psi24h; 1590psi48h 27水泥浆体系设计参数水泥添加剂比例 表面活性剂 稳定剂正常：0.442psi/ft完钻：14lb/gal28井底标准温度井底循环温度2930固井水泥浆注入量不足，返高达不到封固油气层的基本要求。 根据井径计算裸眼段环空容积为 9.36m3 ，固井设计及实际注水泥浆

14、8.20m3（51桶)。考虑水泥浆在5600米行程中与泥浆的混浆效应的影响，水泥浆无法封固到97/8”技术套管内，为油气上窜提供了通道。泵送进度表密度排量 桶/分 31小间隙固井，封固质量难以保证。 81/2裸眼井内下7油层套管，套管接箍外径为197.8mm，环空间隙仅为9.1mm（理论值）。这种小间隙井眼固井，保证质量合格难度很大。32 减少了扶正器的使用数量，增加了水泥环气窜的风险。气窜几率扶正器安放高风险方案扶正器安放高风险方案33扶正器安放中等风险方案扶正器安放中等风险方案34扶正器安放轻微风险方案扶正器安放轻微风险方案35 哈里伯顿公司在固井设计中分别对套管扶正器数量及安放的三种方案

15、作了数字模拟，并对可能的气侵问题提出了警告，但BP拒 绝了哈里伯顿的建议。 4月15日，BP通知哈里伯顿的客户代表杰西加利亚诺，BP决定将在完井套管串上安装6个扶正器，BP最终选用了风险最大的方案。 一个BP的官员解释说：“全部安装这些扶正器将花费10小时，我讨厌这样。”36固井侯凝时间不足，引发了井控风险。固井侯凝15小时后，即对套管进行了正向（68.97Mpa）与反向（10.3Mpa）的试压，套管的膨胀和收缩会形成管外微裂隙，破坏封固质量；候凝16.5小时后，进行替海水作业， 造成井内液柱压力急速降低，地层流体突破尚未胶结好的水泥环上窜。373、97/8 +7管柱密封失效 ，形成油气通道套

16、管底部的浮阀失效 井口密封总成失效38采用威德福固井工具和附件，自灌式套管浮箍可靠性低。设计浮箍销钉剪切压设计浮箍销钉剪切压力为：力为：3.53.54.9Mpa4.9Mpa，但，但实际经过实际经过9 9次剪切，剪断次剪切，剪断压力达到压力达到21.2Mpa21.2Mpa时才剪时才剪断销钉。浮箍销钉剪断后，断销钉。浮箍销钉剪断后，循环压力低于正常值。循环压力低于正常值。浮阀密封失效原因：浮阀密封失效原因：39 海水替泥浆使得套管内液海水替泥浆使得套管内液柱压力降低柱压力降低21.4MPa21.4MPa，套管，套管单单流阀承受流阀承受21.4MPa21.4MPa的上顶力，的上顶力，可能造成单流阀损

17、坏。可能造成单流阀损坏。浮阀密封失效原因：浮阀密封失效原因：40井口密封总成失效原因：井口密封总成失效原因： 越洋公司调查报告越洋公司调查报告显示：井口密封总成显示：井口密封总成安装完后，安装完后，BP BP 公司未公司未按技术规程的要求安按技术规程的要求安装装锁止滑套锁止滑套，使整体，使整体密封系统出现致命的密封系统出现致命的缺陷。缺陷。 41固井作业前没有按要求充分循环泥浆。API 指南及BP 操作规程要求：固井前将钻井泥浆处理到性能稳定，至少循环1.5倍的井筒容量。 该井井筒容积为318.2m3 ，BP实际循环泥浆量为41.5m3（261桶），只占井筒泥浆量的很小部分。 Hallibur

18、ton的罗斯先生向委员会解释说不进行彻底循环的原因是希望加快工程进度，因为完全循环泥浆还需要多花12小时。加利亚诺先生表示了类似观点，即“这口井的前期施工速度太慢，在这种情况下，他们想让施工速度快一点”。4 4、管理存在漏洞，关键环节出现重大失误、管理存在漏洞，关键环节出现重大失误42 没有按程序进行固井质量测井，盲目进行下步施工。该井固井侯凝后，原计划安排好的固井胶结质量测井被临时取消，测井人员被要求在事发当天11：15离开平台。 BP不测固井质量的原因主要是考虑花费和时间：固井质量测井约花费128000美元，而取消测井的成本只需10000美元。此外，哈里伯顿的Roth先生估计进行测试还会用另外的9 到12小时。如果测井发现固井质量有问题，补救措施将会花费更多时间和金钱。43 在完全不清楚油层套管固井质量的情形下，贸然采用先用海水替泥浆，再打水 泥塞的方法作业。海水替泥浆使得套管内液柱压力降低21.4Mpa，引发地层压力的失衡。44一、基本情况二、事故简要经过 三、固井方面原因