井喷事故分析（共4篇）
井喷事故分析 篇1
1 引言
国内某井喷事故造成周围居民死亡241人、工人2人的巨大灾难,造成极为恶劣的社会和环境影响,对于这起事故的报道也是经常见诸于报纸上。分析事故过程发现,在13个小时以后才开始制定点火方案,从井喷失控到井喷点火总共耗时17小时51分。惨痛的教训表明,当时人们并没有意识到点火对于抑制事故灾难的重要性。
没有及时点火是造成这起大规模死亡灾难的重要原因之一。到本文成稿为止,我国还没有清晰的高含硫气田点火时间标准。
国家发改委已经颁布了相关系列标准,例如《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》(SY/T 5087-2005)、《钻井井控技术规程》(SY/T 6426-2005)等等。这些标准在公众安全领域非常重要,但都缺乏可操作且符合实际的点火时间标准。
相比我国,很多发达国家都建立了严格的点火时间标准。加拿大EUB(阿尔伯达省能源监管机构)在《Directive id 2001-5》中指出:“在工作人员疏散到安全距离外后,不可控或者部分可控的酸性气井开始释放后15min内必须进行点火[2]。”
与国外不同的是,我国高含硫气井主要位于复杂的山区地形,点火标准必须建立在对于硫化氢气体扩散的深入研究的基础上。为此,本文详细分析了开县井喷事故点火时间的影响和具体过程[3]。
为了论证点火时间的重要性,本文对这起井喷事故中硫化氢的扩散过程进行了数值模拟,计算了在不同时间点火时硫化氢扩散范围及居民死亡情况,进而得出研究点火时间对于事故的影响程度。
2 数值模拟分析
2.1 计算方法
由于事故发生地点位于山区地带,所以采用普通的烟羽模型是不能反应山区地表对于大气流场及扩散场的影响,本文选取三维CFD大涡数值模拟方法进行计算[4]。
(1)控制方程[5]
大涡模拟过滤后的动量方程为:
式中,u,v,w分别代表东西、南北和竖直方向的风速,ρ为密度,p′为脉动压力。
方程右边各项依次为:速度对流项、压力梯度项、地球旋转引起的科氏力项、亚格子湍流扩散项,在垂直方向上的动量方程里包含密度变化引起的浮力的影响B。
以上方程中的亚格子扩散项可采用Smagorinsky模式,1.5阶湍动能模式进行模拟。
(2)亚网格模型[6]
动量方程中的湍流扩散项由亚格子应力表示为:
其中
2.2 模型建立及网格划分
通过实际调查,井喷时影响区域主要在离井口5km范围内,利用航摄遥感技术、GPS定位等技术,建立范围为4500km×3300km的电子矢量地图,进而完成三维地形模型。
划分网格采用局部加密技术,最小网格体积 (m3): 3.337175,最大网格体积9.829824×105,总体积(m3): 4.488972×1010,网格表面最小面积(m2): 4.694422,最大面积(m2): 1.559033×104。总网格数为1.602332×106个网格。四周采用了开边界条件,上方采用零梯度条件,地面采用固壁边界。贴地网格局部加密图见图1。
2.3 初始边界条件
根据现场实际情况,井口流速采用测算的最大无阻流量1026.77×104m3/d,天然气中甲烷体积组分占82.14%,硫化氢组分占9.02%,二氧化碳组分占6.7%。井口周围采用开边界条件,主要风向为微弱东风0.1m/s。
3 计算分析结果
在现场对居民以及当时救护人员的走访,通过他们的回忆以及GPS定位方法,对243人死亡具体地点和时间进行了大概定位,其中有30人左右是精确定位的,其余的能够知道大概的地点。调查结果见图2。
由图2可以发现死亡人员分别集中在西南的晓阳村、东边的高旺村,北面的平阳村以及东南的大旺村,其中以晓阳村死亡人数最多,达到181人死亡,高旺村次之,共40人死亡,平阳村一共死亡15人,大旺村最少,1人死亡。
为了反应不同点火时间的影响,根据开县井喷事故情况,设定风速为0.1m/s左右,分别假设15min、60min、18h点火,分析不同点火时间下的危险区范围及相应的死亡人数。危险区划分标准采用石油行业标准中通常采用的危险临界浓度100ppm(150mg/m3)。
图3为15min点火通过数值模拟计算得出的硫化氢扩散范围,与图2中显示实际的死亡分布进行对比,可以得出在井喷失控15min后点火的硫化氢扩散危险区内,总共有302个居民,其中在事故中实际死亡9人。
假如1h点火,其危险区范围见图4。对照图2实际的死亡分布,可以得出在井喷失控1h后点火的硫化氢扩散危险区内,总共有983个居民,事故中实际死亡171人。
实际点火时间为井喷后18h,其实际危险区扩散范围见图5。与实际的死亡分布对比,可以得出在井喷失控18h后点火的硫化氢扩散危险区内,总共有4253个居民,事故中实际死亡243人。
从图5计算结果来看,计算区域基本覆盖人口死亡区域,并且毒气到达的时间也比较吻合,计算结果一定程度上反应当时的气体实际扩散情况(考虑到人在事故中是运动的)。
通过对几个不同点火时间模拟结果的对比(见表1),可以发现:在井场周围居民分布的条件下,井喷失控1h、18h点火的影响区域的实际死亡人数分别是15min点火死亡人数的19倍、27倍;井喷失控1h、18h点火的波及人数分别是15min点火波及人数的3.25倍、14倍。对其中的原因结合现查调查得出如下分析结果:在15min点火的情况下危险区范围小,居民在听到声音及看到火光后,自发及时撤离;在1h点火情况下,这些居民中很多人在当时没有警报措施的情况下,还没有来的及撤离就已经死亡;18h点火情况下,由于在一小时后现场已经开展有组织的疏散,使得距离更远的居民部分得到撤离,故此后来死亡人数并未随影响区域内常住人口增多而线性增加。
但由死亡率可以看到,随着时间的增长,影响区域不断扩大,死亡人数也不断增长,但是死亡率在1h时达到高峰后,迅速下降,这反应了在1h以后,死亡人数增长变缓的趋势。见图6。
为了更好的反应点火时间的影响距离,重新计算了不同点火时间及不同风速下硫化氢的扩散范围,见表2,其中黄色部分未该点火时间下不同风速时硫化氢扩散的最大距离。
从表2可以看出,在低风速下,点火时间对于扩散距离的影响比高风速下要大很多,在15min的情况下,300ppm浓度的H2S均在400m范围之内,考虑到搬迁成本问题,500m恰恰是石油公司搬迁距离的底线,所以15min点火是符合实际情况的,具有可操作性。
通过以上分析可以看出,含硫气井井喷失控后,点火时间越早,硫化氢污染范围越小,影响人数越少。为了及时控制硫化氢污染范围,尽量减少硫化氢对人员的伤害,点火越早越好。
4 结论
(1)从计算结果来看,1个小时以内,点火时间越短,事故影响的范围越小,造成的实际人口死亡比值数量越小。
(2)点火时间在1个小时到18小时之间,致死人数增加有限,说明点火时间一定要短于1个小时,在一个小时以后点火已经没有意义了。
(3)从计算结果来看,15min的死亡比值要远小于别的时间的比值,从可操作性来看,15min点火最佳,最多不能超过30min。
(4)15min点火情况下,其安全距离的范围在500m以内,这一距离较短,其搬迁成本企业可承受。
(5)国内点火决策和点火行动缺乏指导依据是造成这次事故伤亡的重要原因,也是以前石油行业制定标准时没有认识到点火时间的重要性,希望通过本论文加强对点火时间标准的重视,提高我国高含硫天然气安全生产水平。
参考文献
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井喷事故分析 篇2
1 ISM 模型方法介绍
1.1 ISM 简介
解释结构模型 (Interpretative Structural Modeling简称ISM)是美国J﹒华费尔教授于1973年作为分析复杂社会经济系统有关问题的一种方法而开发的。 该模型的特点是把复杂的系统分解为若干子系统(要素),利用实践经验和知识以及电子计算机,将这些子系统(要素)之间零乱、复杂的关系(包括单向和双向的因果关系、大小关系、相关关系、排斥关系、从属关系等)构成一个清晰的多级递阶系统[6]。
当构成系统的各要素之间存在着相互关联或制约的逻辑关系时,运用ISM模型将这些关系可分为直接关系和间接关系, 分别构建系统要素的邻接矩阵和可达矩阵,就能反映要素之间关系,研究系统要素的内在关系与系统结构。
1.2 ISM 模型实施步骤
实施ISM模型的基本步骤如下[7]:
第1步:设定问题S0,通过资料数据的分析与实地调研,总结归纳出项目的影响因素集,选择构成系统的要素S1,S2,…,Sn,记系统要素集为S。
第2步:建立要素间的关系,并根据这些关系构建邻接矩阵与可达矩阵。其中涉及的主要概念如下:
1) 邻接矩阵 (T), 即描述各个影响因素之间的两两关系的矩阵。通过讨论要素集S中任意2个要素Si和Sj的关系来建立n阶关系矩阵T。
2)可达矩阵R,是指用矩阵形式来描述有向连接图节点间经一定长度的通路后可以到达的程度。利用现有的邻接矩阵T加上单位矩阵,运用布尔代数运算经过至多次(n-1)次运算,如果满足(T+1)n=(T+ 1)n+1,则得到可达矩阵R=(T+1)n。将可达矩阵R第Si 行中所有元素为1的列对应的要素组成的集合定义为要素Si的可达集R(Si)。
3)前因集P(Si),将可达矩阵R第Si列中所有元素为1的行对应的要素组成的集合定义为要素Si 的前因集,也称为先行集。
4)最高要素集合 ,是指没有比它更高级别的要素可以达到, 即一个多级递阶结构的最高级要素集合。其他可达集R(Si)中只包含其本身的要素 ,而前因集中,除包含要素R(Si) 本身之外 , 还包括下一级可达要素。最高要素集可表示为:
第3步:分解可达矩阵,建立结构模型。
得到可达矩阵后, 建立结构模型的关键是进行级间划分。级间划分是以可达矩阵为准则对系统中所有要素进行层次划分。 进行级间划分时首先根据最高集合的定义来确定出多级结构的最高级要素, 将其从可达矩阵中划去对应的行和列。然后从剩下的可达矩阵中寻找新的最高级要素。依此类推,最终找出各级包含的最高级要素集合。各个最高级要素集合构成一个小系统,用Lk表示,其中L1,L2,… ,Lk 表示从上到下的级次,有k个级次的系统,级间划分Ln可表示为:
第4步:根据结构模型,建立解释结构模型,并可根据模型提出相应的建议措施。
2 油气田井喷事故的 ISM 模型分析
2.1 井喷事故影响因素分析
井喷事故的致因是很复杂的, 分析油气田钻采现场的资料可以看出,井喷可能发生在钻进过程、起下钻过 程、测井过 程、完井过 程、试油过 程、射孔作业、酸化作业、测试过程、修井过程及正常的采 油过程等各个阶段[8]。井喷事故的影响因素众多,有直接因素,也有间接因素。统计分析近10年国内外油气田发生的井喷事故案例, 将油气田井喷事故致因分为4类:个体因素、物的因素、环境因素和管理因素。
油气田井喷事故很多时候不是由单一原因引起的,而是多种因素共同作用的结果。将统计归纳出的16个井喷事故致因因素从4个方面进行分类 [9,10,11], 见表1。
2.2 建立邻接矩阵
依据ISM方法,分析上面建立的油气田井喷事故致因因素集中各要素的直接关系, 可建立邻接矩阵T:
2.3 建立可达矩阵
运用Matlab软件,根据邻接矩阵T即可求出可达矩阵R:
2.4 对可达矩阵进行级间划分
根据可达矩阵R可以得到各个要素的可达集R(Si)、前因集P(Si)以及R(Si)∩P(Si),见表2。
根据一级因素划分数据表, 由最高级要素的定义可以得到一级的最高级要素集H1={S17},则系统的L1={S17}。然后在可达矩阵中划去L1中要素对应的行与列即得到新的可达矩阵, 由新的可达矩阵可以得到二级因素划分数据表,见表3。
根据二级因素划分数据表, 得到二级的最高级要素H2={S5,S6,S7,S8,S9,S16},则系统的L2={S5,S6,S7, S8,S9,S16}。
按照同样的方法, 可依次得出L3={S4,S10,S11, S15}、L4={S3,S12}、L5={S1,S2}、L6={S13,S14}。
2.5 ISM 模型的建立
根据级间顺序排列的可达矩阵建立油气田井喷事故的解释结构模型,如图1所示。
2.6 结构模型分析
由图1可以看出, 油气田井喷事故致因因素体系是一个具有6层递阶结构的综合系统。根据该解释结构模型可将井喷事故致因因素分为3个层次, 即表层直接因素 (防喷器失效S5、钻井液密度过低S6、钻井液漏失S7、节流和压井管汇失效S8、套管失效S9、应急机制S16)、中间层间接因素 (三违行为S4、地层构造S10、地层压力S11、井身结构设计S15、操作失误S3、监测监控系统S12)、深层根本原因 (心理、生理因素S1、安全意识S2、管理机制S13、安全执行力S14)。
1)根据结构模型显示 ,井喷事故的表层直接原因主要是设备失效、工作流体异常等物的原因,如防喷器失效。在钻井作业中,防喷器是控制井口压力的核心设备,一旦发生溢流、井涌、井喷等危险情况时, 防喷器的作用就是迅速完成关井动作。防喷器失效会直接导致发生井喷时防喷器无法封住井口, 井内流体因压力失去控制而大量喷出井眼, 同时由于无法进行压井操作,往往使得井喷更加严重,特别是在“三高”气田 ,有毒气体的大量泄漏可能造成严重的后果, 因此防喷器失效直接造成井喷事故风险大大增加。除了重要设备、工作流体的原因外,由该模型可以看出, 应急机制也是油气田井喷事故发生直接原因之一。应急机制是发生紧急情况时,采取的一系列应急措施的安排和制度,一般包括预防机制、预警机制、反应机制、控制机制、恢复机制等。当井喷发生时,如果应急处理及时得当,就不会造成人员伤亡与财产损失;但如果应急机制实施不当,井喷发生时就可能直接导致井喷失控,引发井喷事故,造成严重后果。
2)中间层因素将间接增加井喷事故的风险。如“三违 ”行为 , 即违章指挥、违章操作和违反劳动纪律。 在油气作业现场,“三违”行为可能会造成防喷器、节流和压井管汇等设备的失效,从而引发井喷事故。此外地层结构、地层压力、井身结构设计、操作失误和监测监控系统等也是诱发井喷事故的间接因素,即可能会间接造成井喷事故的发生。因此,要控制好井喷事故,中间层间接因素也不能忽视。
3)在油气钻采现场 ,人是整个系统中最关键的一环,人的安全意识以及心理、生理因素在井喷事故致因因素的系统中占有重要的位置。它们都是影响井喷事故的深层次根本原因。除此之外,管理机制和安全执行力也是影响油气田井喷事故发生与恶化的本质原因。这些深层次根本因素位于解释结构模型 的底层,对事故的发生有着基础且深远的影响。完善油气钻采作业现场安全管理体制, 加强监督管理力度,提升企业安全执行力,同时加强作业人员的安全教育、提高安全意识,才是预防和控制油气田井喷事故发生的根本对策。
3 事故实例分析
2003年12月23日 ,重庆东北角的开县 , 由中石油四川石油管理局川东钻探公司承钻的位于开县境内的“罗家16号”井在起钻过程中发生天然气井喷事故,引发了一场特大井喷事故,从井内喷出大量的含有高浓度硫化氢的天然气, 高于正常值6 000倍的硫化氢气体向周围的村庄、集镇迅速扩散。事故最终造成重大损失。
这是一次伤亡人数众多、损失惨重的事故,导致开县农业生产和生态环境遭到破坏, 人民群众的生命财产遭受了巨大损失。根据该事故发生的详细过程,引发这次事故可能的因素有:1钻井液灌注不达标;2回压阀空缺;3技术人员违规操作;4监管人员未及时发现违章;5监管人员发现后未立即纠正; 6技术人员对危险明知故犯; 7更换测斜仪方案的错误制定;8放任有关人员违规;9防喷器组不合规范(未安装剪切闸板防喷器);10未及时发现溢流征兆;11未严格执行有关制度和规范;12缺乏有效的预警机制;13应急预案和安全措施未有效落实;14地质构造特殊性(超高含硫);15监管机制不完善;16有关人员对气井特高产气量估计不足。
这些事故致因因素相对凌乱、复杂,现针对这一起典型的井喷事故, 按照上文的实施步骤建立ISM模型,结果如图2所示,其中17表示开县12.23井喷事故。
从ISM模型中可以看出,该起井喷事故的致因因素可以分为表层直接原因(1钻井液灌注不达标; 2回压阀空缺;9防喷器组不合规范;10未及时发现溢流征兆; 13应急预案和安全措施未有效落实),中间层间接原因(3技术人员违章操作;7更换测斜仪方案的错误制定;8放任有关人员违规;14地质构造特殊性;4监管人员未及时发现违章;5监管人员发现后未立即纠正; 11未严格执行有关制度和规范), 深层根本原因(6技术人员对危险明知故犯;12缺乏有效的预警机制;15监管机制不完善;16有关人员对气井特高产气量估计不足)。虽然每一起事故都有它自身的特点, 但针对开县12.23井喷事故得到的多级解释结构模型与笔者提出的油气田井喷事故的ISM一般模型相比 :防喷器、钻井液、应急机制等问 题都是引发事故的直接原因;违章、地质构造、监测监控等方面的问题是间接原因; 而对危险明知故犯和对气井产量估计不足对应的正是安全意识和认识上的问题, 并且监督管理机制也都是引发事故的根本因素。通过对比可以看出,针对具体某一井喷事故的分析结果与笔者提出的油气田井喷事故ISM总体上相一致。
开县12.23井喷事故的有关事故调查报告显示:钻具组合没有装回压阀、钻井液灌注不符合规定等因素是导致事故的直接原因;作业现场管理不严、现场技术人员对有关制度和操作规程的无视、监管人员失责等因素是导致事故的间接原因。 而事故背后暴露的安全教育不到位、监督管理体制不完善、安全责任不落实等因素是导致事故发生的更深层次的原因。 基于ISM的分析结果与事故调查结果相吻合, 这也验证了该模型对井喷事故致因分析的正确性, 并且可以看出基于该模型得到的事故致因因素分析结果更全面、层次更清晰。
4 结论
井喷事故分析 篇3
为了防止深水固井作业井喷事故的发生, 有必要细致研究固井作业井喷发生的模式和危害。本文采用可以清晰表达事故原因和结果逻辑关系的蝴蝶结模型风险分析方法。在蝴蝶结模型的构建过程中, 以bp事故报告为依据[4,5], 首先通过故障树分析建立了深水固井作业溢流故障树和固井作业溢流井涌监测失效故障树, 再结合井喷事件树, 最终建立了完整的深水固井作业井喷事故的蝴蝶结模型, 该模型可以为深水钻井固井作业的井控风险识别与控制提供一定的参考和依据。
1 蝴蝶结模型
蝴蝶结模型于1979年由澳大利亚昆士兰大学提出, 并最先由壳牌石油公司用于商业实践。该模型以其直观、简明的特点, 近年来被广泛应用于国内外石油安全领域的风险分析与安全管理[6,7]。用于风险分析的蝴蝶结模型的结构如图1所示, 该模型主要由危险源、预防措施、顶上事件、恢复措施和结果五部分组成。危险源是指任何可能产生风险和导致事故的因素, 预防措施是指事故发生前为了阻止危险源引发事故所采取的保护性措施, 顶上事件是指事故的发生, 恢复措施是指顶上事件发生后为了恢复正常或减少风险或降低结果严重度所采取的措施, 结果是指事故所导致的事件或状态。通常可以把预防措施和恢复措施统称为安全屏障。
针对某一事故的蝴蝶结模型的构建步骤主要分为两步[8]:第一步通过危险源识别建立以事故的发生为顶上事件的故障树, 这一过程可以称为故障树分析, 从而得到该事故蝴蝶结模型的左半部分;第二步通过演绎事故发生后的处理方案和可能的结果来建立以事故的发生为初始事件的事件树, 这一过程称为事件树分析, 从而得到该事故蝴蝶结模型的右半部分。
2 深水固井作业井喷故障树的建立
任何井喷都是由溢流发展而来的。若固井作业期间或之后井内发生溢流且对溢流井涌监测不及时就会导致井喷, 特别是当溢流中含气相时, 井涌监测不及时更会给关井带来严重困难, 大大增加井喷失控的风险。下面的分析主要依据bp事故报告。
2.1 深水固井作业溢流原因分析
固井作业溢流主要发生在下套管过程中和固井侯凝过程中。下套管过程中起钻时钻井液未灌足、下套管速度过快、钻井液密度低均会产生溢流[9]。固井侯凝过程溢流, 主要分油气从生产套管中溢出和油气从环空溢出2种情况。套管鞋失效和套管裂缝均可导致套管内溢流。环空水泥环未封固和井口密封总成失效导致溢流从井眼环空溢出。
其中套管鞋失效是指下套管作业后没有成功地将浮箍阀门进行转换, 没有变成阻止流体沿套管内上升的单向阀。没有进行浮箍阀门转换操作或者泵入钻井液的流量不足均会导致转换失败。只有当流量超过某一临界值时, 压差才会打开4个限定自动充填管柱位置的钉销, 从而使管柱下降并且离开浮箍。浮动阀门弹簧关闭, 才会将浮动接箍转换成一个单向系统。
环空水泥环未封固主要是由泵入水泥浆体积不足、泡沫水泥浆不稳定以及窜槽造成的。考虑到深水钻井的窄压力窗口问题, 一个更高的环空中的水泥柱会向下面脆弱的地层施加更大的压力, 增加固井工作的ECD和增加后来循环漏失的风险, 所以要限制水泥浆体积。但倘若限制过大造成水泥浆体积不足, 则会发生溢流。对于深水井段的封固, 当泡沫水泥在接触到油基钻井泥浆之后, 泥浆中的油基会破坏大部分的泡沫表面活性剂并且如果存在污染物的话, 会导致氮气溢出。小的氮气气泡可能相互合并成大气泡, 可能导致固态水泥渗透性增大, 使得液体、气体、包括烃类可以透过其渗透。
油气至少有2种方式能够导致井口密封总成失效。首先, 油气在通过流道时, 若密封件安装不当, 或者密封件在安装后脱落, 那么会发生泄漏;其次, 井下的压力和载荷将套管举升起来悬挂在井口装置上, 如果套管悬挂器的上升导致环空中的静压力上升, 一旦加压液体下降或是压力相等, 套管就会掉落下来。套管往复上下运动的重复出现导致了通过密封总成的间歇流。
基于以上分析建立固井作业溢流故障树, 如图2所示。
2.2 深水固井作业溢流井涌监测失效原因分析
深水固井作业溢流井涌监测失效包括负压测试失败和井涌检测失败。固井结束后, 在钻井平台的离去和完井平台到来的这段时间内, 已钻井将会被临时“弃井”。在此期间, 负压力测试是唯一测试井底的水泥完整性的测试, 也是监测溢流的重要手段。负压测试的步骤是钻井人员将隔水管 (或者从泥线以下井眼中某个部位) 以上钻井液用隔离液和低密度的海水驱替走, 当隔离液全部驱替到防喷器以上后关闭环形防喷器, 使得井内的压力低于井外压力, 之后打开钻杆阀门放空钻杆压力到0, 然后关闭钻杆通过观察钻杆压力有无上升来判断是否有烃类气体从井外地层中的油层中渗入到井内。如果隔离液相比海水过重, 就很难被完全驱替到防喷器以上;如果环形防喷器密封钻杆不严, 防喷器上方的隔离液还是会泄漏到防喷器以上, 这两种情况都会导致钻杆压力增大, 混淆测试结果。此外, 负压测试结果解释不正确, 负压测试程序不规范等人为因素均会导致负压测试的失败[10]。
负压测试结束后, 钻井人员要将井中的剩余泥浆用低密度的海水驱替出来, 此过程存在井涌风险。为了检测井涌, 井队人员会仔细检查地面及井下的各种各样的指示器。井队人员从海水柜直接向井内泵入海水, 将返出泥浆直接排入海中, 泥浆从沉砂池中移出并移入泥浆池, 这些操作均会使泥浆循环系统变成非封闭的, 增加了用泥浆池增量监测井涌的困难。为了监测非封闭循环系统中泥浆池增量, 钻井工作人员必须手工的计算海水泵入井中的体积, 并且将它同流出油井的泥浆体积作对比。清空泥浆补给罐和平台的摇摆均会影响到泵出量仪表数据的准确性。而监测仪器本身的问题如仪器覆盖范围不够, 灵敏度和准确性差, 没有安装自动报警装置等也会增加井涌监测失败的风险。井控训练不足、对固井作业后的泥浆驱替过程中发生井涌的警惕性低会导致井控人员对井涌信号识别缓慢或错误。
基于以上分析建立溢流井涌监测失效故障树, 如图3所示。
3 深水固井作业井喷事故蝴蝶结模型的建立
防喷器系统在作业时通常都是开放的, 如果井内出现溢流, 且没有检测到井涌并及时关井的话, 那么最终就会出现泥浆通过隔水管喷出钻台面的危险情况。激活防喷器组是井控的第一个程序, 深水钻井作业防喷器组一般由2个环形防喷器、多个变径闸板防喷器和一个全封闭剪切闸板组成。高压高速的流体冲击可以导致环形防喷器密封失效, 全封闭剪切闸板不能剪断钻杆接头。如果防喷器组没有成功关井, 那么分流系统是第二道屏障。应根据隔水管里的油气涌入量的大小决定把流体排到船外还是送到泥浆气体分离器里面。大量的涌入流体进入泥浆气体分离器会导致钻机上生成大量的易燃气体云。若分流失败且防火屏障失效的话, 易燃气体在钻台上遇到火源就会发生爆炸并引起火灾, 造成人员伤亡和设备损坏。即使发生火灾, 钻井人员仍可以启动紧急断开系统阻止天然气持续进入隔水管。如果启动失败, 那么平台就会持续燃烧直至沉没, 溢油入海造
4 深水固井作业井控风险规避措施
1) 保证固井质量。选择合理的水泥浆体系, 进行完善的水泥性能测试, 以保证固井期间水泥浆体系的稳定性。下套管过程中应合理使用扶正器以保证套管居中, 适当降低钻井液的黏度、切力, 使其利于被水泥浆顶替。必须保证足够的固井侯凝时间, 以压稳地层流体。
2) 完善作业程序。制定固井结束后临时弃井期间的负压测试的标准程序, 严格按照标准程序操作, 合理选用隔离液, 通过加强培训使作业人员能够对负压测试结果做出正确解释。在负压测试结束后的泥浆驱替过程中, 提高作业人员对井涌的警惕性, 出现异常情况应先关井再观察。
3) 加强井控培训。井控培训不仅要训练员工按照标准程序来处理常规井涌, 更要包括模拟和演习像井喷爆炸起火这样的概率低但后果严重的紧急事件, 井控协议应该明确事故处理程序和应急逃生方法[11], 尽可能降低事故危害。
5 结论
1) 蝴蝶结模型方法能够直观、形象地表达事故原因、事故发生前预防措施、事故、事故发生后控制措施与事故结果之间的逻辑关系, 非常适合事故风险的分析与表达。
2) 对深水钻井固井作业过程中井喷发生的模式和危害进行了细致分析, 分别建立了深水固井作业溢流和溢流井涌监测失效的故障树图, 并在此基础上最终建立了深水固井作业井喷的蝴蝶结模型。
3) 依据bp事故教训, 提出了降低固井作业期间井控风险的措施。
摘要：由于浅层水和浅层气等高压流体预测的困难性和危害性, 深水固井作业过程中面临很多的难题。以往人们总是关注钻进过程中的井喷事件的防控, 但2010年英国石油公司 (bp) “深水地平线”钻探平台发生爆炸事故改变了人们的看法, 固井作业质量差同样会导致井喷。对井喷处理措施的不当, 不仅会造成井毁人亡的恶性事故, 同时大量溢油入海更会严重破环海洋环境, 造成严重的生态灾难。以bp事故报告为依据, 将事故树分析与事件树分析相结合, 对深水固井作业溢流的原因、井涌监测失败的原因和井喷的后果进行了详细分析, 分别建立了深水固井作业溢流和溢流井涌监测失效的故障树。并结合井喷事件树建立了固井作业井喷事故的蝴蝶结模型。该模型为深水固井作业过程井喷事故的防控提供了一定的依据和参考。
关键词：深水钻井,固井作业,井喷,故障树,蝴蝶结模型,风险分析
参考文献
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井喷事故分析 篇4
关键词：深水,内波,井喷,原油扩散,数值仿真,计算流体动力学
0 引言
我国海洋油气开展已逐步转向深水,南海是我国深水油气开发的主要区域[1]。南海大陆架水深变化导致的陡坡及季节变化导致的密度跃层使得内波在南海活动频繁[2],目前所知世界最大的内波流就发生在中国南海。对于中国南海油气资源开发活动,内波被认为是仅次于台风的灾害性因素,可能会导致平台位移、隔水管损毁等,对平台、隔水管及水下井口安全造成巨大影响。2006年哈斯基石油公司在南海荔湾深水区块进行钻探作业时,遭遇强内波流,平台抵抗不住强流推移而启动应急解脱装置,造成固井作业中断[3]。深水油气资源开发作业技术要求高、成本昂贵、实施应急救援困难,加之作业环境复杂、恶劣,海上井喷溢油事故危险性极高。因此,针对可能存在的内波与海底井喷溢油耦合风险,研究内波场中溢油运移扩散规律,预测其时空分布轨迹,评估上浮溢油扩散时间,为我国南海深水油气田开发井喷风险防控与应急提供理论支撑。
国内外学者已对水下溢油扩散开展了较多理论与数值模型研究。国外方面,Dass等[4]采用CFD软件分析浅海原油泄漏扩散过程,Yapa等[5]基于拉格朗日观点建立了用来模拟水下溢油浮射流的三维数学模型,Goncharov等[6]针对海底输油管线溢油扩散,初步建立MAECOLMP模型用以预测水下溢油的行为和归宿。国内方面,丁刚[7]采用Fluent软件研究了了船舶泄漏油气扩散规律,并与试验进行对比分析,验证了CFD方法的可靠性,邓海发[8]采用Fluent软件模拟了波浪条件下水深500 m海底原油井喷扩散过程,高清军[9]研究了不同海流速度、不同波浪条件及不同风速下海底管道的孔口溢油过程。上述研究主要针对500 m水深范围内的海底原油扩散规律,对于1 200 m以上深水条件下井喷溢油扩散规律及内波与海底井喷溢油耦合风险的研究尚处于空白。鉴于目前原油开采向深海的发展和深水条件下内波活动的频繁性及危害性,本文基于计算流体动力学CFD方法建立了深水井喷原油扩散数值模型,预测了内波条件下深水环境井喷原油扩散行为,研究了内波、井喷泄漏参数对原油运移过程的影响。
1 深水井喷原油扩散数学模型
原油在海水中的运移扩散遵循质量守恒、能量守恒和动量守恒,对于这3个守恒方程可以给出统一的数学表达式[10]。此外,原油泄漏扩散过程属于复杂的非稳态湍流运动,采用可实现的κ-ε湍流模型对原油运动的湍流特性进行描述,并使基本控制方程封闭:
式中:ρ为密度;φ为通用变量;Γ是扩散系数;S为源项。
海底油气泄漏过程包括油和水的两相流动,流场计算中采用流体体积(Volume of Fluid,简称VOF)方法,以实现对原油和海水两相自由面的追踪。VOF方法中体积分数函数aq表示单元格内第q相流体所占的体积百分比,即aq=0表示单元内第q相物质为空;0<aq<1表示单元内第q相与其他相存在交界面;aq=1表示单元内充满第q相物质。在完成自由面追踪过程中,aq满足以下方程[11]:
式中:aq为第q相的体积分数;t为时间项;x,y为坐标方向;u,v分别为x,y方向的速度。
根据伯努利方程可推导出原油在不同压力条件下的瞬时泄漏速率计算公式[12]:
式中:Qo为原油的瞬时泄漏速率,kg/s;Cd为泄漏系数,取值范围为0.6~0.64,推荐取值0.61;AR为泄漏口的有效面积,m2;ρ为原油密度,kg/m3;PL为管道输送压力,Pa;Pw为泄漏口处的外界压力,Pa。
2 深水井喷原油扩散数值仿真模型
2.1 物理与网络模型
以某事故井喷原油泄漏为例,泄漏口为套管,直径为0.18 m,井口所在区域水深为1 524 m,忽略海底地形因素影响,建立深水井喷原油泄漏物理模型。参考某海域内波数据,拟合得到3种工况下内波流速随水深变化的内波流剖线分布,如图1所示。由于H.Wilkening[13]等发现二维仿真模型计算结果与三维模型具有较好的相似性,为了快速应对发生的溢油事故,提高计算效率,使用方便的二维模型对原油泄漏过程进行模拟。计算域水深1 524 m,宽度2 500 m,泄漏口坐标为(1 600,0)。采用四边形结构体网格对模型区域进行网格划分,因泄漏口附近压力变化较大,采用尺寸函数对井口附近的网格进行加密,得到的计算域结构体网格模型如图2所示,网格总数为66 850个。
2.2 边界条件与计算方法
假设计算域顶部流体变量梯度为零,采用对称边界条件,域底部除泄漏口处以外采用无滑移边界条件,井口处采用速度入口边界条件,内波流入口采用速度入口边界条件,根据3种工况下内波流剖面通过UDF函数DEFINE_PROFILE(velocity,thread,index)给定内波流速,内波流出口采用自由发展出流边界条件。
VOF模型中开启隐式体力公式,部分平衡压力梯度和动量方程中的体积力,从而提高重力场中原油泄漏扩散模型的稳定性。采用基于压力的求解器(pressurebased solver)以及可实现的κ-ε模型、压力速度耦合的PISO算法求解非定常状态下的紊流问题,采用二阶迎风格式算法计算对流和扩散项。对海底井喷溢油计算采用瞬态方法分两步完成:以计算区域内内波流入口为初始条件,求解稳定内波流场;引入原油泄漏源,研究深水内波流场与原油耦合作用下的溢油扩散过程。
2.3 模拟工况确定
根据拟合得到的内波流剖面,利用Fluent的UDF功能,可以求得3种工况下的稳定内波流场。图3和图4为标准工况下求得的波流场速度云图及速度矢量图。可以看出,在计算域中部存在2支流向相反的内波流,该处存在较大速度剪切。在3种稳定的内波流场中,分别计算理想工况、标准工况和极端工况下原油扩散规律,分析内波流速对原油泄漏扩散规律的影响;参考深水地平线井喷原油泄漏事故的平均溢油量,以40 m/s作为标准泄漏速度,分别取0.5和1.5倍的标准泄漏速度进行计算,分析泄漏速率对原油泄漏过程的影响。
3 深水原油扩散数值仿真结果
3.1 内波条件下深水原油扩散过程
取深水地平线井喷原油泄漏事故的平均溢油量为标准泄漏量,内波为标准工况流速条件下的计算结果,对内波条件下深水井喷原油的扩散过程进行分析。图5(a)~(f)为内波条件下深水井喷原油泄漏的发展过程。可以看出,井喷后原油在地层压力作用下连续喷射进入海水中,形成射流和羽流。原油上升过程中,在泄漏发生约100 s后,距海底约250 m处,受周围海水的夹带作用,射流和羽流的运移速度逐渐降低。此外,由于海水的冲击和剪切作用,原油开始发生破碎分散成为小油滴,以群体形式向上部空间发展,受海水浮力及下部海流驱动作用,向底部海流出口方向偏移。在泄漏发生约170 s后,距海底约650 m处,2支流向相反的内波流产生速度剪切,由于浮力和剪切作用的耦合效应,小油滴向两侧及上部空间离散,原油扩散范围增大。随着原油进一步向上部空间发展,海流速度逐渐增大,对小液滴的驱动作用增强,原油向上部海流出口方向偏移,溢出点位置位于泄漏口正上方附近。
3.2 内波流速影响
井喷原油泄漏运移轨迹会受到海流和内波的剪切作用的影响,因此模拟了不同内波流速下的内波流场,研究内波流速对深水井喷原油扩散规律的影响。图6(a),(b)和(c)为井喷原油泄漏速率为40 m/s时,分别在理想内波流速、标准内波流速和极端内波流速下原油运移轨迹的空间分布图,表2为相应条件下原油运移扩散参数。据表1可知,内波流速对井喷原油泄漏运移至海面所需时间无明显影响,对应3种内波流速抵达海面所需时间分别为700 s,740 s和700 s,仅呈现微小波动;不同内波流速下的原油具有相同的初始动能,内波流速越大,海水的夹带作用越大,喷射方向与海底形成的夹角越小,且海水在计算域顶部和底部流速最大,故对原油的影响在底部和顶部最大;内波流速越大,对原油产生的冲击作用越强,原油初始动能消耗越快,破碎分散成小液滴的位置越低,形成的连续油柱长度越小,3种内波流速下,原油破碎的Y向位置分别为650 m,250 m和150 m;此外,内波流速增大,原油未能充分发展即会运移至海面,原油液滴体积增大且更加聚集,离散程度降低,扩散宽度减小,对应3种内波流速原油在运移过程中的扩散宽度分别为1 525 m,1 495 m和1 290 m,其中3种内波流速下,向下部海流出口方向扩散距离差距不明显,扩散最远位置分别为510 m,490 m和490 m,上部海流出口方向差距较大,扩散最远位置分别为2 035m,1 985 m和1 780 m。
3.3 泄漏速率影响
泄漏速率是影响井喷原油泄漏扩散的重要参数。图7(a),(b)和(c)为标准工况下,井喷原油泄漏速率分别为20 m/s,40 m/s和60 m/s下原油运移轨迹的空间分布图,表2为相应条件下原油运移扩散参数。在相同内波流场下,泄漏速率越高,原油具有越高的初始动能,而海水夹带作用相当,因此喷射方向与海底形成的夹角越大,原油运移至海面所需的时间越短,3种泄漏速率条件下原油运移至海面所需时间分别为900 s,740 s和600 s;泄漏速率越大,射流和羽流动力特性越明显,处于主动运动状态时间越长,形成的连续油柱长度越大,原油破碎分散成小油滴的位置越高,对应3种泄漏速率,原油破碎分散成小油滴的Y向位置分别为150 m,250 m和400 m;泄漏速率越大,抵达海面所需时间越短,运移至海面过程中受内波影响的时间越短,受内波剪切作用的影响越小,原油未能充分发展,因此原油液滴体积越小且更加聚集,在海水中离散程度低,扩散宽度小,对应3种泄漏速率原油在运移过程中的扩散宽度分别为1 650 m,1 495 m和1 440 m,其中3种泄漏速度下,由于原油破碎后运移至海面的时间比处于主动运动状态的时间更长,向下部海流出口方向扩散距离差距较大,扩散最远位置分别为200 m,445 m和490 m,上部海流出口方向差距不明显,扩散最远位置分别为1 850 m,1 940m和1 930 m。但由于泄漏速率越大,泄漏量越大,因此其产生的溢油危害越大。
3.4 海况影响
不同海况条件下,相应的溢油现象也不同。图8(a),(b)和(c)为井喷原油泄漏速率为40 m/s时,分别在静水条件、海流条件和标准内波流速条件下原油运移轨迹的空间分布图;表3为相应条件下原油运移扩散参数。静水条件下,原油竖直上升,其动能不受海流影响,故原油破碎位置较其他条件较高,位于Y向位置400 m;破碎的小液滴受海水浮力作用继续上浮,并呈对称状向两边离散,扩散宽度为610 m,溢出点位置位于泄漏口正上方附近;由于不同海况条件下原油具有相同初始动能且静水条件下溢油路径的长度最短,故原油溢出时间最短,抵达海面所需时间为530 s。海流条件下,溢出原油受海水夹带作用影响向海水出流方向偏移,在Y向位置100 m处破碎为原油小液滴;破碎的小液滴受海水浮力及海流驱动的耦合效应继续上浮并向海水出流方向偏移,扩散宽度为1 305 m,溢出点位置位于偏移泄漏口约1 300 m处;海流条件下溢油路径的长度小于内波条件,因此原油溢出时间小于内波条件,抵达海面所需时间为690 s。内波条件下原油扩散过程见3.1。可以看出,静水条件下原油抵达海面所需时间最短,原油扩散宽度最小,水下溢油污染范围最小,井喷溢油造成的危害最小;内波条件下,原油抵达海海面所需时间最长,原油扩散宽度最大,约为静水条件的2.5倍,水下溢油污染范围最大,井喷溢油造成的危害最大。
4 结论
1)内波条件下,原油高速喷射进入海水,射流和羽流的运移速度逐渐降低并破碎分散为小油滴,向下部海流出口方向偏移,随后两支流向相反的内波流造成的剪切作用使原油扩散范围增大,并向上部海流出口方向偏移,溢出点位置位于泄漏口正上方附近。
2)内波流速越大,原油破碎分散为小液滴的位置越低,在海水中离散程度越低,原油液滴体积越大,运移过程中的横向扩散距离越小;此外,内波流速对原油运移至海面所需时间无明显影响,溢出点位置位于泄漏口正上方附近。泄漏速率越大,原油破碎位置越高,在海水中离散程度越低,原油液滴体积越大,横向扩散距离越小,原油运移至海面所需的时间越短,井喷溢油造成的危害最大。
3)海况条件对原油溢出时间、运移过程和扩散范围均有较明显影响,其中内波条件下溢出点位置位于泄漏口正上方附近,原油溢出时间最长,原油横向扩散距离约为静水条件的2.5倍,水下溢油污染范围最大,井喷溢油造成的危害最大。