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单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,经验分享2011.07.11,1,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。,2,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(Transocean),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）。,3,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410亿美元用于各项赔偿和交付罚款,。,4,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。,5,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。,6,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,7,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。,8,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要原因，这些公司在削减时间和成本的同时加大了安全风险，最终导致事故的发生，而政府当时的监管是“无效的”，且跟不上近海钻探领域的技术进步。该委员会最终将事故责任归咎于一个问题，即管理方面的疏漏 。,9,
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