墨西哥湾BP公司4.20事故分析-经验分享2011.07.11

1、墨西哥湾BP公司“4.20”井喷及火灾爆炸事故原因分析,经验分享2011.07.11,事故井基本情况,发生事故的Macondo 井是一口勘探评价井，位于美国路易斯安那州墨西哥湾密西西比河峡谷252 区块,距离最近岸线约 48 英里。设计井深5989.3 米，完钻井深5596.1 米。井点海水深度1524米。事故井结构见示意图。,油公司及承包商,甲方： 墨西哥湾252 勘探区块实行股份合作制，其中BP拥有65%的权益、美国阿纳达科石油（Anadarko）占25% 、日本三井石油开发株式会社（MOEX Offshore）占10%，BP 是该区块的作业者。 乙方：钻井承包商是越洋钻探公司(Trans

2、ocean),固井服商是哈里伯顿公司（Halliburton），防喷器供应商是卡梅隆公司（Cameron）。,事故基本情况,当地时间2010 年4 月20 日晚21:41，英国BP石油公司所属的位于美国墨西哥湾的Macondo 井在注水泥固井后，进行负试压作业时发生了震惊世界的井喷着火爆炸事故。 火灾爆炸持续近37 小时后，“深水地平线”（Deepwater Horizon）钻井平台沉没。 事故导致11人死亡、17 人受伤。 井喷历时87天，直到2010年7月16日才将井喷制服。 喷出的原油造成近一万平方公里的海域被污染，近1500公里海滩受到污染 。 截止到2011年4月，BP已经拿出410

3、亿美元用于各项赔偿和交付罚款 。,事故原因分析,原因一：在固井过程中，因水泥浆设计、水泥充填、候凝时间、固井质量测试和水泥环风险评估等环节存在缺陷，造成固井质量不合格，套管外环空水泥环未能有效的封隔油气层，地层流体突破了水泥环。 原因二：因井底套管鞋内水泥凝固、套管鞋浮箍单向阀关闭存在缺陷，套管鞋未能有效的阻隔油气，导致地层流体突破套管鞋进入到套管内环空。,事故原因分析,原因三： 因该井施工进度比原计划推后了大约6周，为了赶工期，没有按规定测试固井质量曲线，超越程序进行下一步作业，没有及时发现固井质量缺陷；为了赶工期水泥浆候凝16.5小时甲方就下令用海水替浆。 原因四：在采用负试压验证固井质量

4、时，使用较轻的海水（比重1.03 g/cm3 ）替换套管内环空钻井液（比重1.9g/cm3 ），使油井处于不可控的负压状态；同时对负试压时的压力读数和体积流量判断失误，误认为测试成功，未能发现地层流体与井筒存在联通性。 原因五：在讨论打水泥塞封井施工方案时，是先打水泥塞再替浆，还是先替浆再打水泥塞，BP公司（油公司，甲方）和越洋公司（钻井公司，乙方）产生分歧。经过协商，最终同意BP公司的意见，先用海水替换钻井液后再打水泥塞。如果采用先打水泥塞封井，然后用海水替浆，就不会破坏套管内压力平衡。,原因之六：据录井和负试压资料分析，在替浆时已经发生溢流，但现场人员没有发现，错误的继续循环，大约40 分

5、钟后直到油气穿过防喷器进入隔水管后钻工们才开始采取关井措施，错过了关闭防喷器的最佳时机。 原因之七：关闭环形防喷器时油气导流不当，造成事故迅速升级。操作人员没有将喷出的油气通过平台右侧的分流管放空，二是导向液气分离器，并通过分离器上的12 英寸鹅管喷向钻台，与点火源接触立即发生了爆炸。从井喷到第一次爆炸只有8分钟，现场人员来不及采取下一步措施。,事故原因分析,事故原因分析,原因八：防喷器应急模式失效。该井安装的卡梅隆公司生产的防喷器组合有3种应急模式：应急解脱程序、自动功能模式、水下机器人启动剪切功能。但这三种应急模式在封堵油井过程中都失败了，这里没有证据得出应急模式失效的准确原因。根据BP的

6、事故调查报告表明，钻井公司在防喷器测试、维护和管理方面存在缺陷。2011年4月BP起诉Cameron公司，声称其生产的防喷器切断塞存在质量缺陷。,事故调查,井喷发生后，美国总统任命的国家调查委员会、美国海岸警卫队（U.S. Coast Guard）与美国海洋能源管理监督和执行局（Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement）联合调查组、BP公司调查组等分别对该事故进行了调查。 BP公司成立的调查组由来自于各专业领域的50 多位内外部专家组成，历时4个多月完成了事故的初步调查。 美国总统委员会2011年1月11日公布了最终调查报告 ，报告认为：墨西哥湾原油泄漏事件是“可以预见”、“可以避免”的；英国石油公司、哈利伯顿公司以及瑞士越洋钻探公司的错误和误判是事件发生的重