BP事故剖析及井控的重要性..ppt

1、主要内容,一.BP钻井平台爆炸事故简析,二.中石化井控管理规定修订,三.中石化井控现状及下步计划,目 录,第一部分,BP钻井平台爆炸事故简析,一、 基本情况,2010年4月20日21时 49分，美国墨西哥湾深 水地平线钻井平台发生 爆炸，随后引起大火， 于22日沉入海底。事故 造成11人失踪，17人受 伤，并造成大量原油泄 漏，持续87天，成为美 国历史上最大的漏油事 件。,(一) 事故简介,bp公司在全力进行应急处置的同时，迅速成立了独立 调查组，进行调查取证和人员问询等工作，取证范围包括 钻井平台的实时数据、油井开发和建设方面的文件、证人 访谈和来自公开听证会的证词，以及Transocea

2、n公司、 Halliburton公司和Cameron公司提供的数据。 调查组由50多位专家组成，涉及到的专业领域包括： 钻井、井控、固井、海底作业、安全、设备、井筒动态模 拟等。 调查组在事故分析中，使用了故障树、计算机模拟、 实验模拟、实验鉴定等技术手段，比较科学地得出事故结 论。,一、 基本情况,(二) 事故调查,一、 基本情况,地点：Mississppi Canyon 252 作 业 者：BP公司 固井承包商：哈里伯顿公司 钻井承包商：越洋公司 防喷器供应商：卡梅隆公司 井别/井型：探井/直井 设计井深：19650英尺 (5989.32米) 实际井深：18360英尺 (5596.13米)

3、 作业水深：4992英尺（1524米）,（三）Macondo 油井 基本情况,第五代深水半潜式平台 最大作业水深：2438米 额定钻探深度：9114米 定位方式：DP-3动力定位 8个推进器 最大航速7.41km/h 配备自动化钻井系统 配备15000psi(105MPa)BOP,一、 基本情况,（四）钻井平台,2010年 4月19日,“深水地平线” 平台接替“马里亚纳”平台，继续开始16 1/220”井眼钻进作业。,下套管到5579m处,2010 2月6日,19:30-00:36,固井作业,10:55-12:00,对生产套管进行正压测试成功。,12:00-15:04,下钻到2550m井深，为

4、进行泥浆顶替和负压测试做准备。,4月20日,二、 事故经过,15:04-15:56,开始将海水向增压管、节流管和压进管线灌进，在压井管线中憋压至8.28MPa。,16:54-16:59,15:56-16:53,向井内注隔离液，后用海水顶替至BOP上12ft，停泵，停泵，立压16.03MPa,关闭环形防喷器，开始负压测试。为了保持和压井管线压力相等，泄立压制8.41MPa。打开压井管线，使压力降至4.45MPa，立压又升至9.31MPa,二、 事故经过,16:5917:08,继续泄立压至1.88MPa时，压井管线压力为0，关闭压井管线后6分钟立压上升至8.62MPa,调整环形防喷器关闭压力（10

5、.34-13.1MPa），增强密封性，同时灌浆7.95方,18:00-18:3519:55,立压在35分钟逐渐增加到 9.66MPa,继续打开压井管线泄压，只流出0.2方，监测30分钟没有流出。作业人员错误地认为试验成功，负压试验结束。,20:00-20:50,钻杆内防喷器和环形防喷器打开，从钻杆内注入海水，替换隔水管中的泥浆和隔离液。,20:58-21:30,隔离液返至井口，经荧光测试合格，继续替浆,期间停泵时立压不断增加,二、 事故经过,打开压井管线，工人放掉0.47方到2.39方海水，关闭压井管线,17:27-17:5218:00,泄立压至0，放掉2.39方-3.66方,21:36-21

6、:38,21:38-21:42,21:40,泥浆从溢流管流出，喷到钻台上。,关闭分流器，溢流流向泥气分离器；启动环形防喷器。,21:41,21:42,立压在5分钟内从2.33MPa稳定上升到18.28MPa,二、 事故经过,钻杆压力发生大幅度波动，随后降低,泥浆和水从液气分离器出口喷出，从钻塔流下。,21:44,高压气体从液气分离器排放口朝甲板喷出。,21:46,气体报警器发出报警,21:47,立压从8.28MPa迅速上升到39.52MPa,21:48,主发电机开始飞车,21:49,发生爆炸,二、 事故经过,三、 事故原因分析,(一) 未建立油井完整性或完整性失效 (二) 没有发现油气侵入油井

7、、油井失控 (三) 油气在钻井平台上释放，遇点火源发生燃爆。 (四) 防喷器未能关井。,事故调查的四条主线：,循此4条主线，发现了8个关键性问题。,发生事故的8个关键性问题：,由于水泥浆的设计、试验、质量保证和风险评估都存在缺陷，导致油藏区域附近，环空中充氮泡沫水泥浆的氮气析出、滑脱、形成通道，油气进入环空。,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,聚合物油基钻井液,尾浆,泡沫水泥浆,隔离液,隔离液,聚合物油基钻井液,1、环空中的水泥环未能隔绝油气。,（1）水泥浆设计 在注水泥作业之前，没有进行完整的水泥浆测试。 （2）水泥顶替 原计划使用21个套管扶正器，实际只使用了6个，增加了主要含油气层的

8、窜槽风险。 （3）临时弃井计划 没有按照 ETP GP 要求，对环空水泥固井质量进行风险评估，没有进行水泥胶结实验。,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,主要有三个方面的原因：,浮鞋套管串水泥和浮箍,通过生产套管和部件进入,通过套管悬挂器密封总 成进入,环空水泥,油气侵入油井可能的三种路径,通过浮鞋套管串进入,2、浮鞋套管串（shoe track）隔离屏障未能封固油气,（2）套管悬挂器密封总成 由于没有安装机械密封锁定装置，浮鞋套管串流过来的油层油气产生的热应力，可能从密封总成打开一个流动通道。 但调查组经过分析，由于目前没有采油，这种可能性不大。 （3）生产套管和部件 生产套管和部件符合所

9、有设计要求条件，不太可能是套管失效导致油井失控。,通过浮鞋套管串水泥和浮箍进入,通过套管悬挂器密封总成进入,通过生产套管及其部件进入,通过环空向上,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,套管鞋循环孔,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,通过计算、模拟和数据分析，最终确认：,油气是通过浮鞋套管串水泥和浮箍进入套管,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,a 浮鞋套管串水泥失效的原因： 氮气析出，形成流通通道； 泥浆污染水泥； 浮鞋套管串设计不合理； b 浮箍失效的原因： 循环时高压的损害； 不充分流动，浮箍失效； 单流阀密封失效。,主要有两个方面原因：,由于提供给井队人员的负压试验技术规范是宽泛

10、的操作原则，没有负压测试的详细作业程序或最低要求，作业人员先是在钻杆上进行负压测试，随后根据bp公司井场指挥的要求，改在压井管线进行。 （1）在钻杆上进行负压测试 试压结束，打开钻杆泄压过程中，约有15-23桶海水从钻杆流出。这说明，在泄压过程中油气首次进入井眼。 但井场指挥和井队人员都没有引起足够重视。 （2）在压井管线进行负压测试。 在此期间，出现地层流体侵入井眼的迹象： a 井眼连接到压井管线后，打开压井阀，有3-15桶海水流出。 b 最终关闭阀门前，海水是喷出的。 c 当压井管线阀门关闭时，钻杆压力开始增加，并稳定在9.66MPa,3、油井完整性尚未建立，就认为套管负压试验成功,(一)

11、 未建立油井完整性或完整性失效,立压逐渐增加并稳定在1400psi,立压,（3）负压测试的解释 a 无论是从压井管线还是钻杆进行负压测试，都没有流体流出，负压测试才算是成功的。但实际上，在压井管线负压试验之前，压井管线和钻杆都有流体流出。 b 钻杆有9.66MPa的压力，表明环空与储层是联通的。井队人员根据经验，认为9.66MPa的压力异常是由环空压缩或气囊效应现象造成的，并说他们以前也观察到这种现象。 井队人员和井场指挥认为，在压井管线进行负压测试，打开压井管线30分钟内，没有流体流出，表明负压测试成功，油井完整性已经建立。 调查组经过分析，认为有两种原因可能导致压井管线中没有流体流出： 在

12、用海水替泥浆时，隔离液进入了压井管线，其中的固体物质堵塞住了管线。 压井管线的一个阀门无意中被关闭。,(一) 未建立油井完整性或完整性失效,油气侵入,隔离液进入压井管线,(二) 没有发现油气侵入油井、油井失控,（1）泥浆录井工在事故发生前没有有效监测泥浆池的体积增量。 在事故发生前，泥浆被排放到供应船上。泥浆池和泥浆补给罐被清洗和排空，造成泥浆池液位的变化，使得依靠检测泥浆池体积来监测溢流变得很复杂。没有证据表明泥浆录井工在事故发生前监测过泥浆池的液位。 溢流的第一个迹象可能发生在4月20日20:58，但排空泥浆补给罐掩盖了这个流量在实时数据上的显示。 （2）钻工没有对泥浆排出流量进行有效监控

13、。 调查组比较了事故发生时的泥浆排出流量曲线与油井正常时的排出流量曲线。观察到一个明显不同的信号，表明该井正发生溢流。,4、在油气进入隔水管以前一直未发现溢流,16:52正常流量信号 21:08异常流量信号,该井正发生溢流。,泥浆排出流量,（3）没有对立压的异常变化引起足够重视 在出现溢流迹象（立压上升）的40分钟内，作业人员一直没发现有油气侵 入，因此也没有采取井控措施。,(二) 没有发现油气侵入油井、油井失控,(二) 没有发现油气侵入油井、油井失控,（1）采取井控措施的时间比出现溢流征兆的时间晚了40分钟。此时侵入的油气已达到隔水管。 （2） 21:41，作业人员采取的第1个井控措施是关闭

14、环形防喷器，但未能有效封住钻杆。 （3）21:41，作业人员关闭分流器，把隔水管中的泥浆排向深水地平线钻井平台的液气分离器（MGS）系统，而没有将其排向钻井平台以外，泥浆排量快超过MGS的设计负荷，导致油气直接在钻台释放。 （4）21:47，作业人员可能关闭了变径闸板防喷器，封闭了环空，立压在一分钟内从8.28MPa上升到39.52MPa。 （5）关闭防喷器后油气继续流出。这可以从第一次爆炸后持续燃烧的高强度的油气火焰得到验证，其原因是内防喷器是打开的。,5、井控操作措施未能控制住油井,工艺流程图,打开钻杆泄压,关闭钻杆,21:31到21:42时间段钻杆的压力波动,21:41关防喷器，将泥浆排

15、向液气分离器,21:46防喷器封住 钻杆,内防喷器的打开，产生了一系列的故障模式，形成了几条油气释放通道： 由于爆炸和大火引起钻台设备损坏，可能造成运输区倒塌，砸在钻杆上，导致水泥泵入口三通破损，形成了钻杆上的流动通道。 断电后，平台得DP-3动力定位装置停止运行，井架发生倾斜，可能导致钻杆被拉过防喷器，破坏了钻杆周围的封闭，形成油气从隔 水管流出的通道。 泥浆泵的安全阀可能已经打开，导致油气流到泥浆池。21:17 ，2号泵启动，压力峰值达到41.38MPa。据推测泵极有可能是在一个阀门关闭的情况下开启的，并且顶开了安全阀。 如果水龙带和顶驱水龙头被爆炸和大火破坏，也可能使油气释放出来。,(二

16、) 没有发现油气侵入油井、油井失控,6、油气分流到液气分离器，造成油气在钻井平台排出 油气通过液气分离器（MGS）上的12英寸鹅颈排空管及其它管道，排放到钻井平台上,(三) 油气在钻井平台上释放，遇点火源发生爆燃,泥浆系统,10管线,6真空消除器,12气体排出管线,泥浆补给罐,粘泥箱和泥浆池,连接右船舷外的 6泄压管线,液气分离器,来自节流管汇的4管线,来自隔水管分流器的14管线,液封采用密度为14.17ppg的泥浆，压力为20psi。,打开的阀门,泄压阀,1,关闭的阀门,启闭状态未知的阀门,火气系统不具备自动关闭防火闸门或关闭发动机室通风扇的功能。 油气扩散到钻井平台电气防爆区以外的区域，高

17、浓度的油气/空气混合物进入发动机舱，造成至少一台发动机飞车，产生潜在点火源。,(三) 油气在钻井平台上释放，遇点火源发生燃爆,7、火气系统未能阻止油气着火,主甲板上的防爆区,(三) 油气在钻井平台上释放，遇点火源发生燃爆,190秒后的气体扩散模型图,三种应急模式都未能成功封住油井: （1）爆炸和燃烧，很可能 使紧急断开程序失效。 （2）防喷器上的黄色和蓝 色控制箱的关键元件损坏，可 能导致自动模式功能（AMF） 无法启动。,（四）防喷器未能关井,8、防喷器的应急模式未能封住油井。,根据设计，自动模式功能（AMF）可以在钻井平台与防喷器液压控制箱之间的液压系统、动力电缆、通讯电缆均断开的情况下，

18、无需钻井平台人员介入，便可封住油井。在事故发生后对防喷器控制箱的检查显示，黄色液压控制箱中的一个关键的电磁控制阀损坏，蓝色液压控制箱AMF电池组电力不足。这些故障在事故发生时可能已经存在。 （3）水下机器人介入、启动自动剪切功能是启动防喷器的又一项应急措施。在爆炸发生后的33小时，采用这种方法，有可能关闭防喷器的全封闭剪切闸板（BSR），但该闸板未能封住油井。,（四）防喷器未能关井,事故原因延伸分析,我们认为还存在以下6个方面的原因：,1、水泥浆可能未凝固，提前作业，降低井筒液柱压力是导致井喷的重要原因,1）从固完井到下钻做负压测试仅相隔11小时24分钟（4月20日0：36-12：00） 2）

19、15：04下到8367ft(2544m)开始替海水，仅相隔14小时28分钟，开始降低井筒液柱压力 3）没有取样做候凝时间和强度试验 4）与中石化川东北河飞203井教训相似,事故原因延伸分析,2、井队应急处置失误,1）21:40开始井喷，立压开始上升到5730psi(39.5MPa)，这是强烈井喷预兆21:49爆炸，在9分钟时间内，应操作海底防喷器，但井队人员没有实施，反而关平台上分流器，打开液气分离器，没有抓住控制井口最佳时机 2）未能按中国处置办法，在井喷后立即关停发动机，也未关闭发动机房门、窗排风口等,错过三次应急处置良机：21：08发现立压升高可以压井； 21：08溢流6.2方时还可以组

20、织压井或关井； 21：40井喷时也处置失误,事故原因延伸分析,3、平台甲方监督严重失职,平台上有2名监督倒班值班,4、特殊时段，岗位和责任不落实,1）固井后在聚餐时间思想放松，出现如此多的失误，岗位人员责任严重不落实。平台值班经理、泥浆、录井、甲方监督可能不在现场 2）胜利3号平台在40分钟时间内倾斜0.5度（0.20.7度），最终导致平台倾斜，也是在晚餐特殊时段。,事故原因延伸分析,5、井控培训不到位，平台井控技能差,对因海水替泥浆立管压力曲线变化不熟悉， 理论上，海水从管内井口到管底(2544m)，立压 增加，海水从管底到井口，立管压力应逐步降低 ，事实上，压力一直在增加,6、高压、高产量

21、也是导致恶性事故的客观原因,四 应急处置方法,（一）堵漏,在海底1524米的深水条件下，进行水下堵漏。,两种方式,插管回收：开发了3种不同的隔水 管插管工具,从破损隔水管提升原 油达6000桶/天(954方/天)，,井口罩回收：设计了适合多种场 景的10台控油罩，最终用“大礼帽 ”式与BOP连接，回收17000桶/天 (2703方/天)，,大礼帽,四 应急处置方法,井口：设计了一套密闭系统（右图）安 装在BOP上部法兰连接，彻底封闭井口， 回收全部油气，然后通过灭顶法和静灭 法封井成功。,井底：通过无线 测距技术钻探2口 救援井确保深水 封死井眼（第12 天第一口开钻， 第100天接近计划 点

22、），,（二）封井,两个途径,四 应急处置方法,（三）溢油处理,四 应急处置方法,C:使用油污 分散剂,在插入管和大礼帽上注入水 下分散剂处理泄漏原油，降 低使用70%海面分散剂,飞机喷洒处理海面原油：出 航近400架次,D:海岸处理,围油栏：部署了各种围油栏4054Km 保护海岸隔离生态敏感区,四 应急处置方法,清理：沼泽清理，超过2500人的清洗队 沙滩清洁，训练超过11000社区人员,（1）遥控水下机器人（ROV）,拥有水下机器人的若干公司形成一支操作队伍，运用遥控方法，完成了通常情况下不可能完成的水下应急工作，水下机器人起到了关键性的作用，具有人类许多不可替代的特性。,四 应急处置方法,

23、（四）应急先进技术和措施,A.先进性：能在水下2700米深 海中作业 B.长时性：作业时间长是机器 人的优势，其中一 台作业达33天,C.广泛性：水下大量使用，实现了 16 台机器人同时作业，在高 峰期，最多部署达27台 D.协同性：同一作业曾在若干机器人 之间轮换实施，且不同机 器人能使用相同的工具， 减少返回海面的时间 E.高效管理：同时作业时，由休斯顿 的高度专业化显像环境综 合指挥中心集中管理，高 效应对复杂操作，减少冲 突和意外事故,四 应急处置方法,F.能量远程供给：在机器人作业区域，有一台专门机器人管理一台以充氮为动力的大型水下流体储能器，为其他水下装置提供持续能量,四 应急处置

24、方法,（2）多支队伍同时安全作业,1）失控核心区多支队伍： a.大型钻井船 b.钻井平台 c.多功能后期船舶 d.消防船 e.拖船,高效指挥管理：应急作业团队与相应的船舶所有者合作，实施了精确策 划和风险管理。通过现场轮值指挥，与休士顿基地团队密切配合，有效 确保高度狭窄海域水上、水下工作协调一致，安全高效作业。,四 应急处置方法,2）成像技术先进 使19艘大型船舶(长250米)在半径（500米）以内， 40-50艘大船在半径1.6公里以内，最小间距7.5米同时作业，未发生任何意外事故,四 应急处置方法,3）利用消防船降低对邻船的风险 在其它船舶附件进行密闭作业时，利用消防船喷 水，形成空气流

25、，降低有机挥发物浓度，检修钻井船 火炬产生的辐射,4）多功能应急响应船运用 运用世界上唯一的动力定位钻井船，具有收容和 储油15900方的能力，能够进行收容、多相分离、天 然气处理、火炬焚烧以及实施灭顶法和静灭法作业， 同时能向另一艘定位船卸货。,应急人员使用了新策略和新方法，迅速、有效、准确监测海面下、海底和水体中的有机化合物（VOC）含量 。,（3） 海面下、海底和水体的监测,四 应急处置方法,（4）海岸清理评估组,成立海岸清理评估组（SCATs），在海岸保护处置中的准备、计划和确认方面起着关键性的作用。,在这次溢油事故响应过程中，空中监测的任务是为6000多应急船舶的提供紧急协调服务，指

26、导现场控制燃烧组到新油区，撇油船到准确位置。,（5）空中监测,四 应急处置方法,四 应急处置方法,（五）应急组织系统,五 教 训,1、在钻井阶段没有正确处理安全与进度、费用的关系。 海上钻探作业日费非常高，bp为了赶进度和省钱，固井时，原计划使用21个套管扶正器，实际只使用了6个，固井结束后，没有按要求进行水泥胶结质量测试（CBL），在候凝只有19.5个小时后就开始替海水作业。 2、水泥浆的设计和试验、质量保证和风险评估存在缺陷，导致固井质量不好。 3、固井结束后，作业人员思想松懈，未及时发现溢流。 泥浆录井工在事故发生前没有有效监测的泥浆池的体积增量，钻工也没有对泥浆排出流量进行有效监控。,

27、（一）事故教训,4、作业规程不完善。 固井、弃井作业程序不当，没有负压测试的详细作业程序，作业人员根据经验进行负压测试。 5、发现溢流后采取的井控措施不当。 发现溢流后，作业人员关闭了防喷器和分流器，把隔水管中流出的泥浆排入钻井平台的液气分离器（而没有将泥浆分流到钻井船外），导致大量油气在钻台释放。 6、防喷器的维护保养不当。 防喷器上的黄色和蓝色控制箱的关键元件损坏，导致自动模式功能无法启动。,五 教 训,（一）事故教训,六 经 验,采用了大量最新的深海井口堵漏技术，如：遥控水下机器 人启动防喷器组、插管法和控油罩回收漏油、顶部压井、打 救援井、安装密封型控油罩、静态压井等措施。 bp公司能

28、在这么短的时间内连续采用多套应急方案，科学 有序进行，并最终取得成功，这说明bp拥有一流的技术和装 备，具有较强的综合处置能力，值得我们学习和借鉴，也为 今后处理类似情况提供了参考。,（一）值得学习的经验：应急处置经验,1、立压、套压实现了自动监测并传输到平台中控室，为此项事故调查提供了详细的数据。,2、科学快速的应急处置值得学习,（1）科学快速的处置井喷及回收原油方案,六 经 验,具体表现为：,（2）巨大的油污环境处置方案,A：井喷井口回收 B:井喷井附近核心圈燃烧 C:核心圈：浅滩海、中深水区用大船加大围油栏回收 D:浅滩海小型围油栏，小船回收 E:海岸：人工及机械清理 F:井口海底及海上

29、使用分散剂进行化学消油,六 经 验,3、根据现场及所在国实际情况，迅速成立应急处置指挥系统,1）在现场总指挥部下，按州为单位分设处置处，又在洛杉矶和休斯顿设两个信息指挥平台 2）充分调动和有效利用各级政府、业界同行、承包商、供应商、科研单位等资源，超过47800人参与应急响应,六 经 验,4、强大的设施和应急物资调运能力,动用飞机：110架，最高达150架； 动用船只：超过6000只（5800只机遇船舶） 深水钻井船：6艘 浮动式平台：2艘 围 油 栏：部署4054Km 分 散 剂：水下注射和飞机喷洒大量使用,六 经 验,5、强大的应急科研能力和高科技应用,1）水下机器人操作及可视化技术 2）

30、井口控油罩、插管和密闭吸油技术 3）可控燃烧及围油栏技术 4）动态测量定位技术 4）信息化集中管控技术 5）海上原油扩散监测及海上环境监测技术,六 经 验,六 经 验,事故发生后，bp公司在全力进行应急处置的同时，迅速展开调查，对事故进行了系统、深入、科学的分析，在短时间内完成事故调查报告，并公之于众，体现了事故调查的科学性、客观性、时效性和开放性，体现了bp对安全环保的重视，反映了bp管理水平和文化理念，也值得我们学习和借鉴。,（二）值得借鉴的经验：事故调查经验,1、经 济 损 失：赔款1.3亿美元，救援耗资逾30亿美元，出资 200亿美 元建立赔偿基金，股值缩水700-1000亿美元。 2

31、、人员和设备：造成11人失踪，17人受伤；平台坠海。 3、政治和社会：成为美国历史上最大的漏油事件，影响了美英双边关 系，动摇了民众对奥巴马的执政信心。 4、环 境：持续87天，造成严重环境灾难。,七 事故影响及反思,损失及影响：,7月16日，大连中石油国际储运有限公司原油罐区输油管道发生爆炸，造成原油大量泄漏，流入附近海域，造成环境污染。 9月2日墨西哥湾再次发生海上平台爆炸事故，美国海洋能源公司的弗米利恩380石油开采平台发生爆炸。 9月7日，胜利油田正在进行修井作业的作业三号平台首桩滑桩，导致平台发生倾斜，2名作业人员失踪。,七 事故影响及反思,此次事故后不久，又发生了：,事故的连续发生

32、给我们敲响了警钟，深水地平线事故距离我们并不遥远，类似事故也可能再次发生。 中石化海上石油勘探开发是一个新的领域，时间短、技术掌握不全面，HSE管理面临的挑战相对突出，不但专业管理人才严重缺乏，海上HSE系统管理能力和风险控制技术还很欠缺， 目前我们还不具备应对深水地平线事故这样规模事故的处置能力。 我们应居安思危，未雨稠缪，积极防范重特大事故的发生。,七 事故影响及反思,反 思,第二部分,中石化井控管理规定修订,由于中石化油气勘探、开发的规模扩大较快，涉及到了海相地层、高含硫区域，伴随的高温、高压、高产因素都给井控安全工作提出更高要求 近几年国际、国内井控事故给我们深刻的教训，需要进一步提高

33、认识，强化井控管理 原井控管理规定（试行版）已不能满足目前井控管理工作的需要,一、修订的必要性,一、修订的必要性,工 况：钻进 经 过：正常钻进过程钻遇高压裂缝气层而发生可控性井喷13天， 地面管汇刺坏，通过3次压井，封井成功 主要原因： a、新区第一口预探井，对地层认识不足；地层压力预测难度大，精 度低；同一裸眼井段、漏、溢矛盾突出，压力窗口窄； b、是部分井控配套设施不能满足高压、高产气层的要求,一）近几年典型事故,1、川东北清溪1井井喷事故,工 况：尾管完井固井候凝 经 过：固井后起探水泥塞管柱过程中发生溢流 主要原因： a、钻井队违反设计要求，未达到蹩压、候凝时间就进行探水泥塞作业；

34、b、灌浆不连续，坐岗观察发现溢流不及时，应急处置不当； c、固井领浆密度、凝固时间及强度均未达到设计要求,一、修订的必要性,2、川东北河飞203井溢流事件,一）近几年典型事故,工 况：替喷 经 过：完井测试作业替喷过程中采油四通与阀门连接刺漏，压井不 成功导致井喷失控 主要原因： a、试压违章：承包商无资质，现场未对四通两侧法兰及闸阀进行试压 b、井控装置安装和管理低标准 c、设计严重缺陷：甲乙方设计不完善,一、修订的必要性,一）近几年典型事故,3、西北BK6H井井喷失控事故,工 况：试气作业 经 过：在下压裂管柱过程中发生井喷 主要原因： a、违章操作：洗井不充分、观察时间不够、溢流判断不准

35、、起下管柱速度过快等 b、违反井控技术规程，采用经验做法用清水压井，且没有地质和工程设计 c、甲方管理体制不健全,一、修订的必要性,一）近几年典型事故,4、川西新926-2井井喷事故,井控工作领导小组原设3个办公室：股份公司井控管理办公室 存续企业井控管理办公室 井控监督检查办公室 存在职责不准确和不具体情况,二）原井控管理规定的不足,一、修订的必要性,A：总部层面,一、修订的必要性,A：总部层面三个部门新老职责对比1,安全环保局,原规定,新规定,1、责任权限,监督检查办公室，以 监督检查为主,2、隐患治理,3、井控检查,综合管理与监督办公 室，负责综合协调和 监督管理,负责股份公司和存续 企

36、业治理计划和监督,负责集团公司治理计 划和监督,负责监督检查，,组织井控安全专项检 查,4、井控会,不负责,负责筹备井控例会和 年度会,一、修订的必要性,A：总部层面三个部门新老职责对比2,石油工程管理部（原为油田企业经营管理部）,原规定,新规定,1、责任权限,存续企业井控日常管 理,2、隐患治理,3、培 训,集团公司井控技术管 理责任部门,负责股份公司和存续 企业治理计划和监督,组织重大井控隐患治 理,负责制度井控、H2S 年度培训计划,负责培训机构资质和 井控技术培训工作,4、设备管理,不负责,负责井控装备管理及 井控设备检维修机构 资质管理,一、修订的必要性,油田勘探开发 事业部,原规定

37、,新规定,1、责任权限,股份公司井控日常管 理,2、监督管理,3、井控设备,股份公司井控技术管 理责任部门,负责技术服务市场监 督管理，执行市场准 入，落实井控措施,负责 工程监督人员 资质和现场管理,不负责,负责油气井井口设备 管理,A：总部层面三个部门新老职责对比3,1、无井控设计管理制度 2、无井控设备管理制度 3、无井控设备检维修管理制度 4、无甲方监督管理制度 5、无井喷应急管理制度,一、修订的必要性,二）原井控管理规定的不足,B:企业层面,一、修订的必要性,新增制度纳入规定的必要性：,部分企业井控设计管理不规范， 设计单位和人员资质把关不严，设计 审批程序不清，对“三高”井的设计重

38、 视不够，出现了因设计原因导致的井 控事故。,1、井控设计存在问题,井控设备需要更加专业化管理 ，从购置到报废都应明确规定，确 保井控本质安全,2、井控设备管理需强化,一、修订的必要性,新增制度纳入规定的必要性,井控设备的检维修工作虽有相关 标准，但在生产实际中重视程度不够 ，尤其是单位资质、现场低压试压和 三高井的等气密检验工作需要进一步 强调和明确,3、设备检维修管理,甲方监督管理在各企业不统一 ，尤其是监督人员的资质管理力度 不够，部分企业对现场有监督职责 不够明确,4、甲方监督管理,井喷应急管理主要反映在应急 预案编制上不统一，应急职责不明 确，尤其是交叉作业单位之间预案 衔接和配合性

39、较差等问题极需规范,5、井喷应急管理,两个区块油气田开发难度大，井控风险大，其中川东北含硫高达15%，要确保安全施工，需要对三高油气田井控管理给予强化 从总部层面对特殊区块给予明确，以加强对这两个区块井控管理的重视,一、修订的必要性,三）川东北、西北油区等主要油气发展的需要,二、新规定的特点,a:部分标准中的重要内容直接写入了规定 b:对特殊区域阐述更加清晰，如对川东北、西北高风险地区“三高”井给予强化要求 c:对以前部分模糊的内容给予明确，如防喷器的试低压和等气密封检验已明确,二、新规定的特点,科学性,更切合实际,更 具 有 可操作性,a:总部管理制度更清晰：取消股份公司和存续企业管理办公室

40、、对成员部门职责进一步明确 b:企业管理制度更符合实际，如井控检查制度基层队由原来每周一次改为每月一次；井控设备强制报废等,三、关键条文解释,1.井 控,指油气勘探开发全过程的油气井、注水（气）井控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、正常生产井管理和报废井弃置处理等各个生产环节。,三、关键条文解释,2.三 高,指具有高产、高压或高含H2S特征之一者 其中： 高 产 井口天然气产量 10104m3/d 高 压 地层压力 70MPa 高含H2S 井口气体介质H2S含量500ppm,三、关键条文及解释,3.三高油气井的部分特殊要求,点火方式: 要确保配有包括一套电子式自动点火

41、装置在 内的三种有效点火方式,检查验收: 钻开主要气层检查验收，应由油田企业副总 师以上领导带队，并由工程、设备、安全、环 保等管理部门人员参加。,三、关键条文及解释,设备管理: 用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜 超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。“三高”气 井的井口设施、井控装置宜做等压气密检验。,井控设计: “三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。人员 应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师 以上任职资格。,四、宣 贯,总部,原则：层层宣贯、全面覆盖,油田企业,二、三级单位,钻 井,测 井,录 井,井下作业,试油(气),设计单位,监督单位,井控设备及检维修单位

42、,基层单位,由总部组织宣贯团队,五、执行要求,企业是井控安全的责任主体，要组织深入学习和研究，理解准确，执行严格，落实到位 各油田企业应根据本规定，结合各自特点，制定具体实施细则 时间：2011年1月1日起执行，原规定废止,中石化井控现状及下步计划,第 三 部 分,一、面临的形势,一）近几年国内外井喷事故影响巨大,a、特别重大的人身伤亡事故 b、环境恶性事故 c、巨大财产损失事故,因井喷事故导致：,1、更大事故,如：BP事故导致墨西哥湾油田开发政策调整,2、重大政治、国民经济事件,3、世界顶级公司一把手丢职,如： BP “4.20”事故后，总裁辞职 中石油“12.23”事故后，中石油总经理辞职,一、面临的形势,一、面临的形势,二）国务院关于进一步加强企业安全管理的通知，对企业安全管理、事故责任追究等更严,如： 1、发生重特大事故的企业主要领导终身不能在同行业任职 2、事故追究试行挂牌督办制,一、面临的形势,三）中石化井控风险越