钻井风险（精选8篇）
钻井风险 篇1
伴随着我国自主建造的第一艘深水钻井平台海洋石油981的投入使用, 开启了我国海洋石油深水勘探的一个新纪元, 虽然从2006年加拿大哈斯基能源公司租用国外钻井船在南中国海打了第一口深水井, 但是真正的意义的国内石油公司的深水勘探是从2012年2月海洋石油981打得第一口井LH29-2-1 (水深754米) 为起点, 深水勘探及开发在外国公司已经有20多年的历史, 但是对于国内石油公司来说还是一个新的领域。对于钻井作业而言, 定义水深500m以下水域为常规水深作业, 500-1500m水深为深水作业, 超过1500m则称为超深水作业。
海洋石油勘探开发各阶段所面临的风险及侧重点不一样, 下面就结合近几年的实践工作对深水勘探钻井的风险做一概述。
实践中深水钻井主要面临的风险包括:作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险;复杂的风、浪、流带来的特殊海洋环境;水深, 低温高压;不稳定海床和浅层的疏松地层, 浅层气, 天然气水合物 (可燃冰) , 地层破裂压力梯度低, 井喷失控及动力定位失效等风险。
1 作业场所远离大陆导致的后勤补给及应急反应慢的风险
根据大陆海洋的特点, 水越深, 离大陆一般会越远, 相对离后勤补给基地远, 以某作业者最近打的一口深水井, 水深2 4 5 4米, 离路岸基地4 0 0公里, 直升机飞行单程1小时40分钟, 需要在海上设施上加油, 才能安全地返回;供应船航行18小时才能到达作业设施。这样的条件就给后勤补给造成很多困难, 海上钻完井所需材料, 食品供给都需要拉长计划时间;海上人员倒班及应急医疗撤离都需要很长时间, 一旦发生任何应急情况, 动用各类应急物质需要的时间很长。
2 深水带来的各种问题
水更深要求钻井使用的隔水管更长、钻井液容积更大以及设备的压力等级更高, 隔水管与防喷器的重量等均大幅增加, 所以必须具有足够的甲板负荷和甲板空间。另一方面, 水深增加, 加之深水恶劣的作业环境, 使得钻井非作业时间增加, 对设备的可靠性要求苛刻。选择深水钻井装置、设备和技术时都要针对水深进行单独校核。
3 复杂的风、浪、流
3.1 风、浪、流等环境条件对选择作业窗口的影响
风、浪、流等环境条件对钻井装置及钻井作业选择窗口有重要影响, 特别是钻井装置定位系统以及隔水管等水下系统, 需要根据作业区域的风、浪、流等条件对选择的钻井装置和设备进行校核, 针对具体的风、浪、流条件进行动力定位设计以及隔水管设计, 并进行系统整体分析评价。
3.2 季风或热带风暴等因素的影响,
南海地区的冬季季风和夏天的热带风暴等对深水钻井有很大的影响。每年夏季 (5月至10月) 南海地区宜受到西北太平洋的台风影响, 虽然一般的钻井平台设计都是按照百年一遇甚至两百年一遇的台风强度设计, 但是考虑设施及人员的安全, 在台风来临之际都会将设施撤离出台风风区, 同时要将设施上不必要的人员撤离到路岸, 这一切都给在深水作业的钻井平台代来了困难, 因为台风来临, 深水钻井平台需要从深海中回收隔水套管及防喷器, 以便能够从容撤离, 但是, 1千多米至2千多米的隔水套管要完全提上来需要几天的时间, 这就给钻井平台远程台风预警提出了更高的要求, 必须在台风形成的初期即西北太平洋上的热带低压出现时就要考虑台风测离的问题。2006年某公司在中国南海钻井作业过程中遭遇台风, 平台撤离不及时, 平台拖着未解脱的隔水管躲避台风, 由于移动速度缓慢, 台风外围扫过钻井平台, 导致隔水管断裂防喷器组落入海底, 相关的打捞作业耗时约1个月, 造成了巨大的经济损失, 表1是某深水钻井平台在钻井设计阶段三口井推算的台风应急撤离时回收隔水套管需要的时间,
所以在选择钻井平台作业时要考虑台风对作业的影响, 要制定适合台风期作业环境窗口的应急预案及应急措施。
4 海底低温及高压力
4.1 海底低温对钻井液的影响
随着水深的增加, 环境温度会降低, 水深导致海底高压, 这两种因素都给钻井作业带来很多问题。如在低温环境下, 钻井液的黏度和切力大幅度上升, 会出现显著的胶凝现象, 在钻井液设计、固井水泥浆设计以及测试设计中都要考虑海水温度的影响。
4.2 海底低温及高压力容易形成天然气水合物
海底低温及高压力还有一个主要的后果是在海底容易形成天然气水合物, 由于天然气水合物绝大多数分布在300至3000米水深的沉积物中, 有些还分布在未固结的淤泥中, 天然气水合物还会和常规油气有一定的共生关系, 因此在钻井作业中, 天然气水合物会带来很多危害:例如:引起BOP堵塞无法正常工作, 天然气在一定的温度及压力 (0~10℃、高压>10MPa) 下在防喷器闸板腔内形成水合物, 将产生严重的井控问题, 还会导致压井管线及井筒的堵塞, 天然气水合物在油管及套管环空之间形成会导致油管卡住, 天然气水合物还会改变钻井液的流变性, 天然气水合物分解使得井径扩大, 影响井壁稳定性, 影响固井质量和测井质量。为规避以上风险, 在深水钻井中通过现场调节钻井液的密度来控制井筒中的压力来改变钻井液体系的冰点, 使其自身的冰点尽可能低, 这样就可以有效地避免深海钻进过程中气体水合物的生成。
5 不稳定海床和浅层的疏松地层
由于水深增加, 海底地形在越过大陆架后, 在陆坡处水深陡然增加, 造成海床的不稳定和大的坡度都促使海底极易形成滑坡和泥石流, 滑坡快速沉积形成较厚、松软、高含水且未胶结的地层。深水中通常遇到的海底疏松海床给钻井作业造成困难, 特别是对深水钻井导管和水下井口系统设计与施工有很大影响。
6 浅层气
浅层气, 是指埋藏深度比较浅、储量比较小、无商业开发价值的气层。在很多深水钻井中常会遇到浅气层。钻井过程中, 井越浅, 平衡地层压力的钻井液密度越小, 井底压力一旦失去平衡, 浅层的油气上窜速度非常快, 很短的时间就能到达井口, 而来不及做出反应。浅气层发生井涌后, 用常规的井控方法进行关井很容易憋漏上部浅层或表层套管鞋处, 而造成地层塌陷或钻机陷落的严重后果。深水钻井中, 钻遇浅层气的危害是大量的浅层气喷出挤开了桩腿处的水, 会使浮式平台的桩腿浮力消失, 直接沉入海底, 如果浅层气能量较高的话, 会造成地层压力不平衡, 在钻进中如果不针对浅层气合理调配泥浆性能, 极易造成溢流、井涌。因此, 深水钻井要把预防浅层气的出现作为考虑风险之一。
7 地层破裂压力低
海底的沉积岩层形成时间较短, 缺乏足够的上覆岩层, 所以海底地层结构通常是松软的、未胶结的。对于相同沉积厚度的地层来说, 随着水深的增加, 地层的破裂压力梯度降低, 致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄, 容易发生井漏、井喷等复杂情况。在深水钻井作业中, 将套管鞋深度尽可能设置较深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃, 结果是深水区域的井所需的套管柱层数, 常比有着相同钻进深度的浅水区域的井或陆上的井多, 有的井甚至没有可用的套管而无法达到最终的设计目的。
8 井喷失控
井喷失控是海洋石油钻井的主要风险, 2010年BP公司在墨西哥湾租用的深水地平线发生井喷, 继而导致井喷失控的一个重要原因是事故发生时, 传统的靠液控、电控信号关闭漏油油井的办法全部失效, 井喷失控导致了油气大量泄露, 进而引发巨大的环境灾难。在深水区域作业, 防止井喷事故的前期要做好井筒的溢流及井涌的充分监控, 做好各类防止井喷的前期安全工作, 同时从BP墨西哥湾事故吸取的教训是要在设备设施的系统安全性上做好预防工作, 在新的钻井设施上对防喷控制系统的设计上深度考虑。据了解, 2010年后新出厂建造的深水钻井平台都考虑采用了“本质安全型”防喷系统, 即在电、液信号丢失的情况下, 靠水下储能器控制防喷器, 在紧急情况下可自动关闭井口, 这就能有效防止类似墨西哥湾事故的发生。深水作业的井喷预防工作是一个系统工作, 要在钻井设计及平台管理的各个阶段都把井喷的预防工作做完善。
9 动力定位失效
新型的深水钻井平台都基本上是采用动力定位模式来定位钻井平台的漂移, 动力定位系统对钻井平台的作业安全至关重要。钻井作业过程中, 隔水管上部与下部挠性接头的角度必须保持在限制范围内, 从而防止钻杆与隔水管之间发生摩擦、损坏设备, 这就要求钻井平台必须保持动力定位的有效性, 使装置始终位于允许作业位置范围内。一旦动力定位系统失效, 就有可能定位失败, 造成动力定位事故。最严重的定位事故是驱离或漂移, 定位系统指引钻机离开既定位置或螺旋桨曲解指令时, 驱离发生;钻机失去动力时, 外界环境力驱使钻机离开既定位置, 漂移发生。在这种情况下, 必须在钻井平台位置超出允许范围之前断开与隔水管的连接并关闭井口, 从而保证井口装置与隔水管系统的完整性。一般来说对一个深水钻井平台都应建立一个动力定位失效风险分析与控制图来警示动力定位钻井平台偏移轨迹。在通常情况下, 可以通过直接界定平台的极限作业水深来控制隔水管与钻杆相碰的风险。
1 0 结论
伴随着深水钻井作业朝着设施大型化, 关键钻井设备自动化, 隔水管使用更长, 动力定位成本更高的趋势发展, 各类作业风险有增大的趋势。作业者及钻井平台应从系统上综合考虑深水勘探所面临的以上风险, 要在后勤支持及保障上克服作业区域远离陆岸的风险;要通过人员培训及执行严格的作业程序来克服各类地质风险, 环境风险, 以及自身作业带来的风险;同时作业者及钻井平台应制定应付各类风险失控的应急预案, 通过日常的演练强化各级作业人员的应急处置能力, 将各类险情事故控制在萌芽状态。
摘要：海洋石油深水钻井既有常规浅水区作业的所有风险, 又有水深增加的风险, 由于深水钻井平台本身设备的复杂性, 自动化程度增加, 平台本身存在人员操作不熟练, 关键设施动力定位失效的风险。海底低温及高压导致的对钻井液的影响, 天然气水合物的形成, 地质状况的特殊性等导致钻井作业的影响。水下防喷器的可靠性、钻井设计、后勤保障、人员培训及关键作业程序的执行是预防各类风险失控的关键。
关键词：海洋石油,深水,钻井作业,风险
参考文献
[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14[1]胡伟杰.《浅析深水钻井中水合物的风险与防治措施》[中国新技术新产品]2012, 14
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[4]谢彬等编著.《海洋石油工程深水油气田开发技术》石油工业出版社, 2011, 4[4]谢彬等编著.《海洋石油工程深水油气田开发技术》石油工业出版社, 2011, 4
钻井风险 篇2
[摘 要]由于钻井工艺和钻井场所的特殊性，在钻井作业的不同阶段、不同环节均存在不同程度和不同形式的风险。为此，笔者结合钻井工程的特点，在总结了钻井风险源基础上，对引起钻井风险的原因进行分析，以便对风险加以控制，从而为科学决策提供依据。
[关键词]钻井 施工 安全
中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0160-01
石油钻井是石油天然气资源勘探开发中核心工程之一。钻井行业具有野外独立施工、流动分散、多工种、多工序、立体交叉、连续作业、环境复杂的特点.由此决定了钻井行业是一个相对高风险行业。如何将钻井过程中的各类风险降到最低程度，从而使钻井获得最大收益，这是当前急需解决的问题。而对各类风险因素进行评价，能够提前预料事故的发生状态，提高钻井人员的决策能力，从而减少事故的发生。
1、影响钻井施工现场安全的各种因素
总的来说影响钻井现场施工安全的因素分为三大类，环境因素、设备因素、人为因素。
1.1 环境因素
由于目前主要钻井作业均是在漏天的情况进行，导致天气直接对作业过程产生影响，如高温使施工者中暑，雷雨威胁设备及人身安全，雪冻带来隐性危险等。在涉海作业中，风暴潮，潮汐等都会影响施工安全。不利的地理位置，如钻井现场主要集中在市区，施工场地狭小，周围建筑物密集，临近道路和其他油气井，施工条件差，亦易引发事故。
1.2 设备因素
这类风险表现在设备设计不当、结构不符要求；起下钻制动装置缺陷；安全距离不够；钻台拦网有缺陷；工件有锋利倒棱；电路绝缘强度不够；机械强度不够；吊装绳索不符合要求；设备带病运行；设备超负荷运转；设备失修；设备保养不良、设备失灵及公用防护品达不到安全要求等。
1.3 人为因素
从事故案例原因分析，占总数80%以上是人为的责任事故。人的感知错误。风险源出现，但施工者没有觉察或感知错误。人的判断错误。施工者及管理者如果对风险源的感知错误，从而带来的是判断和操作上错误。对作业动态判断不准确；对设备运行状态判断不准确；对人员工作情况判断不准确；对即将发生的危险采取的措施不恰当等。人的操作错误。操作者未经许可开动、关停、移动机器；开动、关停机器未给信号；开关未锁紧、造成意外转动、通电等；忘记关闭设备；操作按钮、阀门、扳手等错误；供料或送料速度过快；机器超速运转；工件固定不牢；用手代替手动操作等。人的责任过失。客观条件的影响难以履行责任。如钻探高峰任务重，压力大，或操作业者疲劳，或设备运行不良，保险设备不齐全而凑合作业等。
2、导致风险的根本因素分析
环境因素对施工安全带来的风险具有可预测性，在提前预测的基础上，施工方?e极的采取措施可有效减小该类风险。设备因素多是由于人的操作不当或对设备运行情况的认识不足，这类风险也主要归因于施工者或施工负责人的风险认识。综上，钻井现场施工过程中风险产生的根源主要是人的因素。从事故预防措施来看，主要是技术、教育和管理，三方面措施都涉及到施工负责人、施工者和相关职能部门的安全管理，对钻井施工现场安全来讲，生产管理和安全管理是必不可分的一个问题两个方面。
一方面施工负责人、施工者对风险源不能有效控制，表现在为追求经济效益，一些施工队伍甚至管理部门对钻井施工的安全设施投入少，没有使各设备保持适航状态，设备带病运行；对承包队伍以包代管；对施工作人员员缺少必要的安全教育；安全制度流于形式等。另一方面相关监督管理部门综合管理不强，易忽视对风险源的识别、评价及预控预防对策。在对风险源预控之前，首先应对风险源做一个基本的识别和评价。由于新情况和新问题的出现，又会产生新的风险源，当然，要完全杜绝钻井事故是不可能的，必须不断强化钻井质量意识和钻井风险意识，完善钻井技术管理制度，做到对钻井事故“早预防，早解除”，化大事故为小事故或零事故，努力避免和减少由此带来的损失。
3、减小风险事故的措施
3.1 增加安全生产的投入
保障安全生产的重要前提是增加安全生产的投入，因为安全投入的不足会带来许多严重后果，比如生产设施破旧，安全设施欠缺，人员安全意识低下等，并最终导致了安全事故的频繁发生。所以，只有增大投入，才能实现安全生产管理机构的作用，才能组建出强有力的监管队伍；只有增大投入，才能整改设备存在的隐患，才能配置生产需要的安全设施；只有增加投入才能让安全生产变为现实。从表面上看，经济效益与安全不存在直接关系，而实质上，只有通过安全作保障，才能使生产劳动行为顺利达到目的，并最终转化为企业的经济效益。因此，与其说安全投入是成本，不如说是效益，必须实施到位。
3.2 加强员工队伍的素质教育
钻井施工现场是钻井工作人员集中的场所。现场管理的核心为人的管理，人与人、人与物的组合是现场生产要素基本的组合。企业的生产活动及各项管理工作都是由人来完成的。所以要想优化现场管理仅靠少数专业管理人员是不够的。必须增加现场所有职工的积极性和创造性，充分发动广大员工参与管理。现场施工作人员员在岗工作时，应该按照安全标准和规定的要求实行自我管理、自我控制，岗位工作人员之间的应该实现相互监督。从而实现工作人员自主管理。另外应该开展职工民主管理活动，不断提高工作人员的素质，培养工作人员的安全操作习惯和参与安全管理的能力，只有现场生产工作人员的素质和现场管理水平提高了，才能进一步增强他们的责任感，提高他们工作主动性。
3.3 强化现场安全管理
钻井生产现场是钻井企业生产力的载体，是职工从事生产活动、创造劳动价值与使用价值的主要场所。现场安全管理水平的高低，直接关系到施工质量的好坏、效益的高低，以及钻井企业在市场竞争中的适应和竞争能力。生产现场安全管理是现场管理中的重要环节，是现场各项生产活动能高效有序地进行并最终实现生产目标的基本保证，所以应该进一步强化现场的安全管理工作。钻井施工过程标准化管理是钻井现场安全的基础。
钻井现场安全生产管理是随着石油生产的发展而发展的，随着时代的变迁而进步的。石油工业要保持高速度发展势头必须要有安全稳定的局面作保证。只有加强生产中的安全管理，才可以达到高标准的安全生产发展目标。
参考文献
石油钻井作业风险分析与事故预防 篇3
由于钻井工艺和钻井场所的特殊性, 在钻井作业的不同阶段和不同环节中, 均存在对人员身体健康、人员与设施安全和生态环境等不同程度和不同形式的影响及危害。石油钻井作业的风险分析和事故预防即是对这些风险进行辩识与评估, 对这些风险进行定性或定量分析, 得出系统发生风险的可能性及其后果 (形式、种类) 、参数特征, 估计其概率分布大小、风险率的大小、后果严重程度, 以确定风险是否可以接受, 并根据这些结论制定有效的预防、控制措施和应急预案以寻求最低事故率, 最少的损失和最优的安全投资效应。
1 石油钻井作业风险分析
适应于作业风险分析方法有几十种之多, 各种方法都各具特点并适于特定的场合。主要有:如果……怎么样/检查表, 如果……怎么样/检查表, 预先危险分析, 作业条件风险分析法, 危险及可操作性研究, 故障类型及影响分析, 事故树分析, 事件树分析, 模糊风险分析法, 美国道化学公司及英国蒙德分部的危险指数方法, 原因、后果分析, 人员失误分析, 荷兰的单元或工厂设备分类快速排序法等。根据钻井作业地区环境调查结果和钻井作业活动中易发生事故环节以及日常管理经验, 从人的行为、物理状态、环境因素等方面进行分析、对钻井作业项目的全过程进行风险因素识别。可采用作业条件风险分析法、危险及可操作性研究、故障类型及影响分析、事故树分析、事件树分析、模糊风险分析法等定性方法和定量方法进行风险识别。下面以模糊综合风险评价为例对某井队钻井作业过程存在的风险情况进行评价。
1.1 安全模糊综合评价方法
模糊综合评价就是以模糊数学为基础, 应用模糊关系合成的原理, 将一些边界不清, 不易定量的因素定量化, 从而对实际的综合评价问题进行评价的一种方法。在钻井作业中, 由于多数安全问题具有多目标、多属性的特点, 研究安全经济问题及其效用宜采用多目标分析。而劳动安全模糊综合评价法, 应用数学家冯·诺伊曼的新效用理论的概念及性质十分方便, 能很好的解决这一类型的安全评价问题。
1.1.1 权向量A的确定
在安全评价中, 确定各指标的权重的方法有很多种, AHP方法 (层次分析法) 是一种较为成熟和有效的方法。它是一种有效地将错综复杂、模糊不清的相互关系转化为定量分析的方法。AHP把需要研究的复杂问题分解为不同的组成单元, 并根据总目标的要求, 按相互关系影响划分为有序递阶层次结构图。然后通过两两比较, 确定层次中诸指标相对于上一层次所属因素的相对重要性, 构造出两两比较判断矩阵, 然后综合这些判断, 决定各指标相对重要性的总的排序。
在建立梯阶层次结构体系后, 根据上下层次之间的隶属关系, 构造判断矩阵。以上一层次某因素为准则, 它对下一层次各指标有支配关系, 通过两两比较下一层次各指标对上一层次某因素的相对重要性, 并给予一定的分值Ck, 建立比较判断矩阵, 根据AHP算法, 对矩阵进行合理性判断运算。在一般情况下, 每个单元的评价项目权向量可以凭经验即可进行大致判断, 没有必要使用AHP方法。
1.1.2 模糊合成算子
模糊综合评价的原理是模糊变换, 模型为:
其中“。”为模糊合成算子, 即为是模糊变换的两种运算, 具体为
1.2 钻井作业风险安全评价
通过权重计算得四类人的评价权重分别为:04845、0.1094、0.2967、0.1094, 稍加调整为:0.5、0.1、0.3、0.1, 即:
[检验人、管理人、技术人、操作人]=[0.5、0.1、0.3、0.1]
通过0-1-3-5评分系列打分后, 将安全检查表进行统计分析, 结果如表1所示。
1.2.1 钻井工程安全性模糊综合评价
取评价级数为5, 分别为很安全、较安全、中等、较不安全、很不安全, 即V=[很安全, 较安全, 中等, 较不安全, 很不安全], 给各级数赋值如下:
[很安全, 较安全, 中等, 较不安全, 很不安全]=[1, 0.8, 0.6, 0.4, 0.2]
在钻井工程众多安全影响因素中归纳筛选出23个因子, 并按施工过程分为四大类:钻井设备搬迁、设备安装及校正、钻进过程、完井。即U=[钻井设备搬迁、设备安装及校正、钻进过程、完井]。通过层次分析法计算出各单元及分单元的权重, 如表2所示。
采用多维量表法来确定模糊关系矩阵R将安全级数和评价单元的模糊关系统计得, 如表3。
根据安全级数和评价单元的模糊关系统计表可得出模糊矩阵R。
TX采用第四种模糊合成算子将矩阵进行模糊变换, 模型为:
k取2, 采用加权平均原则确定评价等级, 则
将所得的B'转换成评价等级。即
得:
系统安全级数=0.7077
故系统安全等级在中等安全和较安全之间。
2 钻井作业风险削减措施
在钻井作业中应本着“安全第一, 预防为主”的方针, 建立一套完善的HSE保障体系, 制定出具体的预防控制、消除险情的措施。钻井作业HSE风险削减措施的制定和实施, 涉及到钻井施工过程中管理的各个方面, 既需要有削减风险措施的保障体系, 也需要各级领导的承诺和人、财、物的支持。同时, 当有多种措施可用时, 应通过综合经济分析来选择, 使风险削减程度与风险削减过程的时间、难度和代价之间达到一种平衡, 即将风险降低到“合理实际并尽可能低”的水平。
参考文献
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几种常用钻井风险评价方法的比较 篇4
1 钻井风险评价方法统计及分析
本文统计了自1994年到2011年近18年的钻井风险评价的62篇文献, 其中94-02年的文章数目仅为7篇, 03-05年有7篇, 05-08年有15篇, 09-11年高达29篇。在方法的选择上, 层次分析法被引用25次, 模糊综合评价法和故障树分析法被引用11次, 神经网络法被引用8次。由此我们可以得出以下结论:
1.1 文章数目的增加说明钻井井控越来
越受到重视, 特别是03年以后井控安全已经引起了专家学者的高度重视。
1.2 层次分析法是最常用的钻井风险评
价方法, 比重达到40%, 故障树分析法和模糊综合评价法也分别占有18%的比重, 说明模糊综合评价法和故障树分析法应用于风险评价也可取得良好的效果, 神经网络法占11%的比重, 说明其应用还有待开发。
2 常用钻井风险评价方法分析
2.1 层次分析法 (AHP)
AHP是将钻井工艺建立成从目标层到方案层的层次结构, 然后再从目标层开始逐层计算权重, 最终归一化得到各目标层的最终权重排序的过程。
该方法输入为钻井某工艺风险诱因, 输出为各级风险诱因的权重及排序。
分析过程:建立工艺的风险诱因结构体系→各级风险诱因权重的计算→风险诱因权重层次总排序的计算→关键诱因分析及对策研究
适用条件:多层次的诱因分析或多目标的综合评价。
优缺点:优点是简单明了, 分析方法系统性, 决策方法简洁实用。缺点是定性数据过多, 指标多时数据统计量大。
2.2 故障树分析法 (FTA)
FTA即是以井涌、井喷等事故为顶上事件, 层层分析其发生的原因, 从而建立起顶上事件与各层原因的逻辑结构。
该方法输入事故及事故诱因, 输出诱因重要度分析及事故发生概率与诱因间的关系。
分析过程:确定顶上事件→统计风险诱因→编制故障树→求解最小割集与最小径集→结构重要度分析→计算顶上事件的发生概率及概率重要度与临界重要度的求取。
适用条件:复杂工艺的系统事故分析。
优缺点:优点是精确, 对于复杂工艺措施的风险分析特别有效。缺点是工作量大, 且往往会出现不同分析人员出现不同分析结果的现象。
2.3 模糊综合评价法
模糊综合评价法指对由多种模糊因素影响的钻井工艺过程进行的评价。该方法输入为评价等级集合及评价项目, 输出为受评价工艺的安全级数即风险等级。
分析过程:建立工艺的风险诱因递阶层次结构→建立风险评价因素集→确定各因素权重→构建评价矩阵→模糊综合评判→确定工艺风险等级
适用条件:复杂风险因素的钻井
优缺点:优点是通过相互比较确定评价值与评价因素值之间的隶属函数关系。缺点是计算复杂, 指标权重向量的确定主观性强。
2.4 神经网络法
神经网络在钻完井工艺的应用是指利用人工神经网络大规模处理非线性信息的能力来进行复杂的工艺风险分析。
该方法输入为工艺的风险拓扑结构, 输出为工艺系统的安全状态评价。
分析过程:分析评估目标→确定网络拓扑结构→确定评价系统的指标体系→选择学习样本→确定作用函数→建立系统风险知识库→进行实际系统的风险评价
适用条件:多层次、多因素交叉工艺的综合评价
优缺点:优点是可以全面和动态的评价多因素共同作用下的系统安全状态, 缺点是算法的区别及神经网络的学习方法不同会造成不同的评价结果。
4 钻井风险评价方法发展趋势
钻井风险评价从03年开始被钻井方面的专家学者所重视, 发展到现在已经成了一项专门的评价技术, 广泛应用于钻井风险评价的各个方面。以后钻井风险评价的发展预测将朝以下几个方向发展。
(1) 钻井评价的问题更加真实, 评价的方法的选择及评价内容的选取须立足实践, 保证评价结果的真实性。
(2) 钻井评价的方法更加综合。钻井风险评价十分复杂, 那么评价结果不确定性很大, 因此钻井风险评价将朝着方法综合的方向发展, 包括定性分析与定量分析的结合等。
(3) 考虑到钻井为动态化过程, 所以风险也是不断变化的, 因此风险评价应充分考虑到钻井过程中各种参数的变化, 实时评价钻井风险。
5 总结
(1) 本文对近18年的风险评价文章进行了总结分析, 并对4种最常用的风险评价方法进行了比较, 可为风险评价方法的选取提供一定的参考。
(2) 本文预测了钻井风险评价的发展趋势, 可对钻井风险评价的发展起到一定指导作用。
参考文献
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钻井风险 篇5
为减少陆上油气钻井给环境带来的负面影响, 减少和杜绝环境污染事故发生, 油气钻探企业有必要建立陆上油气钻井作业环境风险评估体系, 让钻探企业和业主方根据钻井项目对其可能产生的环境风险进行评估, 建立环境风险预警机制, 防范重大的环境污染事故。
2 陆上油气钻井作业与环境影响
根据安全系统观点, “人-机-物-法-环”这几个要素动态相关, 不可分割。陆上油气钻井作业也可以看做是这几个要素的综合构成, 钻井过程中所产生的环境影响与人、机、物、法 (管理) 这几个要素是密不可分的。
2.1 现场人员对环境的影响
陆上油气钻井作业人员的岗位包括队长, 指导员, 技术员, 大班, 司钻, 井架工, 内外钳工, 场地工等等。根据岗位职责要求, 除了大部分工种在执行HSE管理要求方面侧重安全管理外, 大多缺乏对环境风险管理的职责要求。
2.2 钻机与工具对环境的影响
在陆上油气钻井作业中, 完成这一任务的是整套大型、复杂、系统的钻机设备, 钻机在运转、清扫过程中都会对环境产生暂时或持续的影响。柴油机、钻井泵和振动筛等设备跑油后将导致污染物渗入地层、地下水而污染环境, 而且设备运转排放的废气以及冲洗和冷却机械后所排放的废水都将对环境产生较大危害。
2.3 物料使用与储存对环境的影响
原油、汽油、柴油等各类油品是对环境造成影响的主要物料。原油的闪点、燃点及自燃点较低, 容易燃烧, 其蒸汽与空气能形成爆炸性混合物, 其燃烧爆炸产生的气体将严重污染了环境。汽油遇明火、高热极易燃烧爆炸, 其蒸气能在较低处扩散到相当远的地方, 遇火源会着火回燃, 燃烧后产生的气体会造成环境污染。柴油在使用过程中, 由于燃烧不充分会导致烟气排放, 对大气造成污染, 在储存过程中, 如遇火源发生火灾, 在抢险过程中会产生大量的一氧化碳、二氧化碳和含油的消防废水, 严重污染大气和水体。
2.4 现场管理对环境的影响
在陆上油气钻探企业中的HSE管理制度主要包含:消防管理制度, 交通管理制度, 安全生产管理制度, 施工现场环境保护管理制度等。这些制度中只有施工现场环境保护管理制度明确了对环境的保护职责, 所以导致了现场环境管理较为随意。若任由各类废弃物随意排放、处理会对周边环境造成极大污染, 这些废弃物可能会污染地下水, 会使土壤板结、肥力下降, 作物无法生长。产生的污染物还会被植物吸收通过食物链在生物体之间不断富集, 最后影响人的生命健康。
3 陆上油气钻井环境风险评估体系构建
环境风险指人们在建设、生产和生活过程中, 所遭遇的突发性事故 (一般不包括自然灾害和不测事件) 对环境 (或健康乃至经济) 的危害程度。环境风险发生的可能性是很难确定的, 突发性事故发生所造成的后果同样难以事先确定, 难以采用技术方法进行定量分析。因此我们主要围绕风险源强、受体敏感性和管控措施有效性等因素, 制定了五个一级指标, 即风险源强 (指钻井技术影响、危险物质特性) 、受体 (指环境敏感目标) 、管控措施 (指环保设施和环境管理) , 探索构建陆上油气钻井环境风险评估体系。
3.1 钻井技术影响
1) 钻井工艺:从钻井工艺来看, 近平衡钻井虽然在经济和作业等方面不如欠平衡钻井, 但从环境封校的角度考虑, 近平衡钻井对环境风险相对小些。
2) 钻井设备:钻机自身对环境造成的风险主要是钻机的新旧程度、运转情况等, 钻机越新、运转越好则对环境的风险就越小, 反之越大。
3.2 危险物质特性
1) 毒害物品:有毒有害物品一旦发生泄露, 进入大气、土壤、水体, 将会给环境带来极大的影响。而钻井场所中可能存在的毒害物品对环境风险的影响大小主要取决于这种物质本身的毒害特性以及其存放量。
2) 燃爆物品:一是物质的燃爆性, 如物质的闪点、着火点、爆炸极限、火焰传播速度等;另一个因素是物质在井场的存放量, 存放量越多, 安全风险就越大。
3.3 环境敏感目标
1) 人员居住情况:对于陆上油气钻井这个高风险作业而言, 人员居住越集中的区域, 如城镇、学校等, 钻井带来的环境风险越大, 环境管理压力也越大。
2) 生态环境:此处主要考虑井场周边是否为依法设立的各级各类自然、文化保护地, 以及对建设项目的某类污染因子或者生态影响因子特别敏感的区域。
3.4 环保设施
1) 环保设施配置情况:在钻井过程中不仅会产生废水, 大马力钻井柴油机还会排放出大量的高温有害废气和噪声, 对周围环境造成污染, 所以针对废水和废气的环保装置一定要齐全, 如污水处理设备, 废水废气同步处理装置等等。
2) 环保设施处理效率:环保设施处理效率越高, 钻井排出的三废对环境的影响也就越小。
3.5 环境管理
1) 环境管理制度的完善性:包括制度是否全面、有效、具有可操作性, 更重要的是应考量钻井现场所有人员对环境管理制度的遵循和执行情况。
2) 工作人员素质:指所有一线员工的环境保护素质, 也包括专职或兼职的环境管理人员 (包括HSE现场监督) 的业务能力和管理能力。
3) 政府监管力度:由于钻井作业的特殊性, 目前陆上油气钻井作业在环境管理水平不高, 对环境的保护主要还是来自于外部压力, 即地方环境管理主管部门的导向、监督作用。
陆上油气钻井作业环境风险评估指标体系的层次结构见图1所示。
4 结论
陆上油气钻井带来的环境问题是不容忽视, 也是不可回避的, 油气钻探企业必须落实企业主体责任, 做好钻井作业环境风险防范工作, 避免重大环境污染事故的发生。通过本文的研究, 得到如下结论:
1) 以安全系统观点的视角, 较为系统的阐述了陆上油气钻井人、机、物、法 (管理) 几个方面都会对环境产生重要影响。
2) 结合钻井生产特点, 清楚的认识到, 陆上油气钻井作业中可能产生的环境风险是不可忽视的, 包括水污染、大气污染、固体废弃物、噪声、钻井废弃物等带来的风险。
3) 采用层次分析法, 结合陆上油气钻井作业环境风险和环境影响的分析, 从钻井技术影响、危险物质特性、环保设施、环境敏感目标、环境管理五个方面建立了陆上油气钻井作业环境风险评估指标体系, 为后期建立油气钻井环境风险预警机制提供了依据。
陆上油气钻井作业的环境保护工作任重而道远, 一方面需要企业应自觉的履行环境保护责任和义务, 另一方面需要环保部门加强引导和监督, 共同打造和推进绿色钻井作业。
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石油天然气钻井工程风险量化技术 篇6
由于钻井工程风险的复杂性和随机性,度量其风险存在很大困难。一种能直观、综合地反映钻井工程风险的评估技术有待开发,以实现石油天然气开采行业相关建设单位、评价机构、安全管理部门改进风险评估程序和技术的迫切想法。
1 风险概念和安全理论的应用
风险是危险、危害事故发生的可能性与危险、危害事故所造成损失的严重程度的综合度量。风险值等于事故发生的概率(P)与事故损失严重程度(S)的乘积:R=P×S。本文风险评估模型的依据就是风险概念。
钻井工程风险评估应当基于人、物、环境的因素,分析危险、危害事故发生的可能性和危险、危害事故所造成损失的严重程度,并根据具体而量化的指标提出钻井工程风险的综合度量,客观且直观地描述系统的危险程度,以指导采取相应措施降低工程的危险性。
2 钻井工程风险评估系统指数体系的构建
2.1 建立钻井工程风险评估指数系统的原则
首先,钻井工程的许多指标是定性的,如安全管理、负责人安全意识、工人素质等,对此建立一套合适的量化方法必须能将这些信息转化为数值,以客观反映钻井工程安全状况。
其次,评估指标体系应简单明了并具有清晰的层次结构。便于收集资料、数据及分析,同时又能反映钻井工程的真实情况,即指标体系大小适宜、结构合理。
为了便于所有钻井队和不同区域之间进行安全状况比较,指标体系所有指标均应进行量化处理,且评估标准一致,便于调整及比较。
2.2 构建钻井工程风险评估系统的指数体系
基于以上所述原则和风险概念,在分析所有可能导致钻井工程事故因素的基础上,把影响钻井工程安全的各因素分为固有风险、事故易发性和后果严重度三个方面,确立钻井风险评估系统及其指数体系的层次结构(如图1)。该系统有众多指数构成,我们称此系统为“指数系统”。
相对风险评估值为:R=P×S=(G+Y)×S
其中:R-相对风险分值; P-风险指数和;S-后果严重度系数;G-固有风险指数;Y-事故易发性指数。
3 评估指标的量化
3.1 评估指标的量化原则
通过事故统计和专家经验评判法确定固有风险、事故易发性风险指数的量化标准;从影响范围、人员分布、监测和应急能力三个方面给出后果严重度系数。
分析、列举各指标因素情况及所有可预见的可能导致钻井工程事故的事件相对权重,即确定评分体系。
为便于计算我们约定:
(1)固有风险指数G:最高分给予100分,分值越高表示事故发生的概率越高;
(2)事故易发性指数Y:最高分给予100分,分值越高表示事故发生的概率越高;
(3)后果严重度系数S:最高分给予10分,分值越高表示事故损失严重程度越高;
(4)相对风险评估值R越大,风险越高。
3.2 评估指标的量化方法和过程
3.2.1 风险指数权重及量化
(1)固有风险指数(G)
固有风险指数(G)可进一步分为3个分项指数,即:地质指数(G1)、流体指数(G2)和环境指数(G3)。这些指数反映了造成钻井工程重大风险的固有因素。固有风险指数(G)等于3个分项指数的和。即:G=G1+G2+G3
根据评价人员和专家经验,确定固有风险指数的量化计分,见表1。
(2)事故易发性指数(Y)
事故易发性指数(Y)可进一步分为3个分项指数,即:设计指数(Y1)、设备指数(Y2)和管理指数(Y3)。这些指数反映了造成钻井工程重大风险的事故易发性因素。事故易发性指数(Y)等于3个分项指数的和。即:Y=Y1+Y2+Y3
事故易发性指数量化计分见表2。
3.2.2 分项指数量化
各分项指数的赋值工作量十分繁复,且经验和专家的直觉判断是重要因素。由于篇幅所限,本文仅以固有风险指数(G)分项之一―地质指数(G1)为例,说明分项指数的量化方法和过程。地质指数计分见表3。
3.2.3 后果严重度系数量化
后果严重度系数反映事故影响范围和大小,后果严重度系数越高表示风险性越高。S=(S1+S2)×S3。
(1)影响范围系数S1
影响范围系数为火灾、爆炸死亡半径系数与有毒气体扩散半径系数之和,见表4;影响范围最差状况为5。
(2)人员分布系数S2
根据相关安全标准规定:气井100m之内不得有民居,200m不得有公路等设施,500m内不得有学校等公共设施。为便于人口密度赋,参考美国运输部Part192的1、2、3、4级的地区等级划分方法。当有毒气体扩散范围内居民的住宅多于10幢,我们称其密度为3级,10-3幢,称为2级,少于3幢时,则称1级,见表5。
人口分布最差状况为5。
(3)监测和应急能力S3
当事故发生时,马上快速的检测到并采取措施,就能避免更大的更具危害性的情况发生。我们可以假设:及时的泄漏检测,加上员工和周围人员能够迅速的反应,就足以降低事故危害程度,也将影响到事故的后果。
泄漏检测的准确及时、人员正确判断和处置、应急预案和相应措施得当,则能确认应急反应措施能够可靠地降低50%的事故危害结果。这是最好的情形。
通过向周边人口的调查和假定情况的应急演练,结合检查各种通告、约定、记录、设备、装置、器材,综合以下情况,评估监测与应急能力,给予100%-50%的赋值。包括:应急预案的项目、内容、批准和备案;应急预案的培训、演练;响应方法和应急通道;对附近人口和来访者的告知和培训;监测和防护装置;应急模拟演练证实的应急系统完备程度,见表6。
3.3 相对风险分值R
相对风险分值R=风险指数和P×后果严重度系数S
=(固有风险指数G+事故易发性指数Y)×后果严重度系数S
最终的相对风险分值在高约2000分(风险最大)和低约0分(最安全)之间变化,对于大多数工程其分值可在几十到几百之间。
4 钻井工程风险分级标准
操作过程中,指标的赋分需要钻井领域具有丰富经验的专家来完成,存在较强的主观性。尽管不同的专家组可能得出不同的值,但总体上可以反映工程的安全水平。
根据本体系建立的指数体系、评分体系,在经已知数据信息的工程验证并征询专家意见后,探索性的将钻井工程风险分为4个等级,见表7。
5 结论及未来工作展望
本文在对石油天然气钻井工程存在的危险有害因素进行充分识别的基础上,提出了针对石油天然气钻井工程的风险量化技术-风险指数评估法。结合科学计算和实际经验,建立了较为系统的钻井工程风险评估指标及结构体系,并探索性的提出了风险分级标准。
由于钻井工程是十分复杂的系统工程,而指数系统量化工作十分繁复,现阶段评估指标的量化倾向于原则性和指导性,各项风险指标需要制定更为严谨细致的评分规则,有待钻井工程专家和评价者进一步的补充、修正。
摘要：基于风险的概念,在对石油天然气钻井工程设计、工艺设备、施工管理、复杂情况和事故等总体分析的基础上,提出钻井工程风险量化方法———风险评估指数系统。此方法结合科学计算和专家经验,确定了固有风险指标、事故易发性指标和后果严重度指标等三个指标及量化标准,并将钻井工程风险划分为4个等级,最终建立了由指数体系、评分体系、风险分级标准组成的风险评估系统。本方法可用于专业机构的风险评估,也可用于安全管理部门的检查,以指导采取相应措施降低工程的危险性。
关键词：石油天然气,钻井工程,风险评估,量化
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钻井风险 篇7
在未来几年, 中石油将作为作业者在缅甸西海岸Rakhine海域进行深水钻探, 作业水深为1 800～2 000 m, 井深4 500 m左右, 储层以天然气为主。由于世界上深水浮式钻井平台日费比较昂贵, 综合钻井日费极高, 因此, 最大限度地优化钻井周期和减少停工时间已成为深水钻井的主要挑战。
目前该深海的钻井仍是空白, 可以掌握的海况、邻井资料和地质信息都比较有限, 而深海钻井会遇到诸如恶劣的气候、海底低温、水合物、孔隙压力和破裂压力间隙小及浅层地质危害等特殊的问题, 这些都将给风险预探井的设计和作业的每个环节带来挑战, 也是导致钻井事故和周期延长的主要原因。另外, 动力定位系统、超长的隔水管、海底应急断开系统、水下井口和防喷器等设备故障及后勤保障等方面的问题也是导致长时间停工的潜在因素, 因此, 前期的精细研究和周密计划显得非常重要。
2 钻井船定位问题及海况的挑战[1,2,2]
深海钻井平台一般采用“锚泊定位”和“动力定位”两种定位方式。通常1 500 m水深为锚泊定位的极限, 因为巨大而笨重的锚和锚链会给锚泊作业带来很多限制虽然目前采用纤维锚链等技术使锚泊定位可以达到以上但这种锚泊定位的半潜式平台极少主要用于恶劣的海况条件下作业。
而动力定位安全问题涉及到人员技能、设备及气象等多个方面, 历来受到作业者和钻井承包商的重视。动力定位失效形式主要有两种:被动漂移 (Drift-off) 和动力偏移 (Drive-off) 。被动漂移是指平台在强大的风、浪和洋流的作用下发生的移位。动力偏移主要是由于DGPS系统产生了错误的定位数据及其他设备或人为等原因使平台在推进器的作用下发生速度较快的移位。如果平台移出红色警戒线 (图1) , 需立即断开隔水管 (表1) 。如果应急断开不及时, 会导致隔水管和井口装置等设备损坏, 甚至导致钻井失败。如果在试油 (气) 过程中应急断开时, 井口和防喷器出现问题或没有完全关闭还可能引发海底井喷, 给作业海域的安全和环境等造成重大的损害。
缅甸Rakhine海域处于孟加拉湾热带气旋盛行的地区, 热带气旋活动的颠峰时期为季风开始前的4～5月份和季风结束后的9～10月份, 其形成之后可以引发14级以上的强台风和10 m以上的巨浪, 具有惊人的破坏力。这种恶劣的气候对钻井船定位等海上钻井作业构成了极大的威胁。
影响钻井船定位等作业的另一个因素是各种各样的洋流。当洋流的速度超过2节时, 便会对作业产生较大的影响。洋流作用于隔水管和防喷器上的侧向应力, 使其在下入、起出或悬挂等作业过程中向应力超过隔水管的极限载荷或使隔水管发生疲劳破损时, 还会引起隔水管断开或掉落海底等事故。
因此, 必须采取一定的措施来保证定位作业的安全, 主要包括:
要配备有经验的定位工程师并制定详细的动力定位作业操作规程, 确保及时识别出偏差和定位的异常;正确处理位置参考系统失效等问题, 确保在紧急状况下采取有效的应急措施;避免由于人为错误导致的定位问题。
钻井船配备准确的天气预报系统, 以便提前采取应对措施。
确保推进器、动力系统、DGPS系统 (平台须配备两套以上) 和声纳位置参考系统等设备工作的可靠性和连续性, 并且这些设备都应有备用设备。
动力定位软件要有很好的纠错功能, 保证DGPS数据的质量。
确保有多套基于不同原理的位置参考系统, 降低噪音和环境等对参考系统的干扰。
确保应急脱开系统和井口关断系统的可用性和完整性。
选择最佳的开钻时间, 避开4～10月的季风窗口, 按计划周期完成作业, 尽量避免由于钻井时间延长而带来的额外风险。
3 孔隙压力和破裂压力的间隙小, 泥浆密度窗口窄[1,3,4,3,4]
在深海环境中, 大段的上覆岩层被海水取代, 这直接导致地层压实程度降低, 即上覆地层压力梯度减小, 从而导致地层更容易破裂, 使孔隙压力和破裂压力非常接近。如果按照相同孔隙压力附加量来设计泥浆比重, 在深海钻井时将会压漏地层 (图2) 。在缅甸Rakhine海域缺少深海钻井经验的情况下, 如果泥浆密度设计偏低, 在发生井涌时, 当通过提高泥浆密度压井时, 由于超过了地层的破裂压力又会引起井漏, 使井下变得异常复杂。另外, 固井时也更容易发生水泥浆严重漏失, 导致固井失败, 这也给深海固井带来了挑战。
较窄的孔隙压力和破裂间隙使泥浆密度窗口变得极小, 采用增加套管柱层数的方法来解决这一问题, 通常深海钻井的套管程序要达到6层以上, 但这样会使井深结构和作业程序更加复杂, 增加了设计和作业难度 (图3) 。
作为这一地区的第一口风险预探井, 前期要通过研究缅甸勘探区块的地震资料或周边浅海邻井数据进行相对准确的地层应力 (上覆岩层压力、孔隙压力、破裂压力等) 预测, 从而为井身结构设计和泥浆设计等提供依据, 并要设计1～2个备用井段, 作为提前下套管的应急措施。但由于地震资料质量等原因使压力预测存在不确定性, 这也给作业带来了风险。
作业时要进行地漏试验 (LOT) 或地层整体性试验 (FIT) 来建立破裂压力梯度剖面, 作为泥浆密度选择的上限, 并采取一定的措施保证泥浆当量静态密度和当量循环密度在压力窗口内, 具体包括:使用随钻测压工具 (PWD/LWD/MWD) 等进行井筒压力和循环当量密度的监测;配备高敏感的监测系统来监测井涌和井漏;优化水力参数设计制定合理的作业程序避免压力激动和抽吸等。另外, 也可以采用双梯度钻井、控制压力钻井或膨胀套管等先进技术来解决密度窗口窄的问题。
4 海底低温的影响[1,5,6,5,6]
随着水深的增加, 钻井环境的温度也越来越低, 通常深海海底的温度只有2～3℃或更低 (图4) , 受其影响海床和浅部地层的温度通常也比较低, 这会给钻井作业带来很多问题。当钻井液遇到低温时, 其流变性会变差, 黏度和切力上升, 甚至发生低温胶凝, 使当量循环密度变大, 从而限制了泥浆循环速度, 导致井眼清洁情况变差。开泵或起下管柱时也会产生过大的激动压力和抽吸压力, 在密度窗口窄的情况下更容易引发井漏、井涌等事故。另外, 由于过大的激动和抽吸压力也限制了起下钻速度, 延长了作业时间。一般油基或合成基泥浆对温度的敏感性要高于水基泥浆。
低温还会对固井产生影响, 在顶替和候凝过程中水泥浆温度会变低, 低温导致其水化速率降低, 抗压强度发展变慢, 从而使固化候凝时间延长, 在存在地层流体的情况下更容易发生窜流, 使固井质量变差。如果水泥没有达到一定的抗压强度而释放表层套管, 会导致套管下陷等问题。另外, 在低温环境下还会形成水合物, 对泥浆性能和固井施工都会有不同程度的影响。所以, 前期要建立准确的海水和地层温度剖面, 并选择适应低温的钻井液和固井水泥浆体系, 要针对低温环境进行严格的数值模拟和室内模拟试验, 优化流变参数, 使其各种性能满足低温环境及深海钻井的要求。
5 浅层地质危害[3,5,6,3,5,6]
深海浅部地层由于缺乏上部压实作用, 以及沉积速度和含水量的不同, 通常胶结性很差;疏松的海床和浅部地层, 容易引起井漏、井塌、套管下陷、井口或防喷器组偏斜问题。如果选用水力喷射下表层套管, 土壤的抗剪切强度可能较低, 将无法给套管提供足够的支撑力, 导致喷射钻井失败。
浅水流也是深海钻井遇到的比较普遍的问题, 通常存在于泥面以下100～750 m, 钻遇时易发生井涌, 在不压漏地层的情况下, 可以通过提高泥浆密度进行控制。浅水流进入井眼后, 会破坏地层的强度并导致井塌或砂埋井眼, 上窜到泥面会对井口海床造成冲蚀等破坏, 使地层无法支持井口和导管结构。浅水流会严重影响浅层固井作业, 容易引起水窜, 使固井质量较差, 甚至会导致井眼报废。
通过对缅甸海上邻井资料和地震资料的分析, 发现该区域地质情况比较复杂, 存在不同程度欠压实和泥火山现象, 所以要对浅层地质危害格外重视。确定初步井位后, 应加强对地震资料的分析, 并实施井位海底勘察, 包括海底测绘、海底取样和地震调查等, 对浅层地质危害进行评价和风险评估, 为钻井设计提供依据。如果证实浅层存在浅层气、浅水流及水合物等危害, 须变更井位。钻井施工时可以通过提前钻小尺寸领眼来检验是否存在浅层地质危害;钻井设计时在浅部地层考虑备用一层套管, 封隔浅部异常地层;浅层钻进时还要使用MWD/LWD/PWD监测地层情况, 及时判断是否钻遇浅水流和水合物地层, 以便采取有效措施;并随时用水下机器人 (ROV) 在海底检查浅层水流和浅层气情况。浅层固井时要使用低密度 (1.4～1.6 SG) 水泥浆, 防止压漏地层, 设计阶段和施工前都要对水泥浆进行严格的室内试验;另外, 要进行顶部补注水泥作业, 从而保证浅层固井质量。
6 隔水管、防喷器系统和井控相关问题[2,7,8,9,2,7,8,9]
6.1 隔水管、防喷器及控制系统
深水钻井中隔水管几乎占井身结构的一半, 是连接钻机和井口的“桥梁” (图5) 。由于隔水管的尺寸较大, 隔水管中的泥浆循环和岩屑清洁都存在问题, 需设置增压管线, 而压井管线等辅助管线在紧急切断过程中也经常会带来额外的问题。隔水管需连接挠性接头, 防止其本体发生过度弯曲而损坏, 而其中底部的挠性接头往往发生弯曲程度最大, 是最薄弱的环节。所以, 作业时要在挠性接头位置安放角度探测器, 在挠性接头发生损坏之前要断开隔水管。隔水管还要连接伸缩接头, 从而适应升沉运动所引起的隔水管长度变化。在恶劣海况下, 伸缩接头会由于承受过大的冲击载荷而发生损坏。作业时要安装升沉运动监测器, 保证伸缩接头和隔水管的安全。另外, 隔水管悬挂和起下是比较复杂和危险的作业, 如果可能, 尽量在比较平静的海况下进行
隔水管通过LMRP (下部隔水管连接总成) 接头与水下防喷器相连, 整个防喷器框架结构又大又重, 在起下的过程中, 容易出现送入设备或隔水导管松动及断开等安全问题, 安放到海底后, 松软的海床也可能无法给防喷器提供足够的支撑。防喷器上部的LMRP接头要具备可靠的应急断开的功能, 如果断开功能失效, 经常会造成隔水管损坏, 甚至井眼报废等严重后果。
深海的防喷器控制系统要求快速、精确, 所以一般采用电动液压多元控制系统。该系统非常复杂, 通常液压部分的故障要多于电力部分。所以, 一般在海底安放两套独立的控制系统, 其中一套作为备用, 并安装ROV启动的应急控制盘, 特殊情况下可以启动防喷器闸板的应急开关。对于深海钻井, 最大的停工事件是因为故障把隔水管和海底防喷器完全提出水面, 这种故障的损失是巨大的, 所以要确保隔水管和防喷器设备工作的可靠性和安全性。要对隔水管系统、防喷器组及控制系统进行严格的出厂测试、模拟环境测试和地面试压等测试, 这是保证其在水下能正常工作的前提。
6.2 井控
深海钻井的井控问题历来是困扰作业者和承包商的难点。对于气井钻井来说, 气体的上升速度快, 井控反应时间短, 所以井涌的早期发现显得特别重要。而随着水深的增加, 隔水管更长, 船体也会存在较大的起伏, 在这种情况下, 使井涌监测的准确性降低。如果地层存在“反吐”现象, 这容易和真正的井涌发生混淆, 必须根据经验进行有效的区分。
如果采用油基泥浆, 地层气体还会溶解在泥浆中, 运移的过程中不容易检测到, 当运移到海面附近时体积会突然增大数百倍, 会造成井喷等恶性事故。当发生井涌并关井后, 也很难避免气体进入防喷器和隔水管, 这些气体难以清除和控制, 只能允许其在隔水管内膨胀;当循环到海面以上, 气体的体积将增大数十倍或上百倍, 容易引起气体爆炸等事故。当隔水管中存在大量气体时, 隔水管内外巨大的压力差也可能会挤毁隔水管。所以, 需要有丰富深海井控经验的人员进行前期的井控设计, 制定适合深海的井涌监测程序、井控作业程序、防喷器测试程序, 以及井控应急计划等。
7 水合物问题[5,10,5,10]
水合物是在高压和低温条件下由水和轻质气体形成的冰状混合物。如果压力足够, 它们甚至可以在20～30℃的温度条件下形成。深海海底较高的静水压力和较低的环境温度增加了生成气体水合物的可能性 (图6) 。通常有两种形式的水合物会对深海钻井产生影响, 一种是地层中已存在的水合物, 另一种是由地层中的气体在高压低温条件下与水结合生成的水合物。
当钻遇含水合物的浅部地层时, 在钻进过程中或下套管固井后水合物都有可能分解 (1体积的水合物可以分解为170体积的气体) , 水合物分解后会导致井涌、卡钻、固井气窜, 并会破坏地层强度, 引起井眼冲蚀、井塌等井眼稳定性问题, 甚至会破坏地层对井口系统的支撑, 导致井口及防喷器偏斜或下陷。
当井筒中的气体在高压和低温的环境中形成水合物后, 这些水合物会堵塞节流压井管线、钻头水眼及井眼环空等, 并会使防喷器和海底断开系统失效。当泥浆停止循环时, 泥浆中的气体会与泥浆中的水分结合生成水合物, 这将严重影响泥浆流变性能等在固井过程中也容易形成水合物将引起水泥提前凝固等固井问题。
所以, 作业前要通过研究地震资料和海底调查检验是否有水合物地层存在, 如果存在, 可以变更井位避开这些地层。因为水合物一旦形成, 将很难清除, 所以最好要避免水合物形成。目前防止水合物形成和减小水合物影响的方法主要有:
在钻井液和固井水泥浆中添加热动力抑制剂。传统的抑制剂是NaCl和乙二醇等。
使用纯油基泥浆或高含盐抑制性水基泥浆可以限制水合物的形成。
通过泥浆循环产生的动力和井眼热量及泥浆泵的机械热量来抑制水合物的形成。
可以对井口系统和防喷器组合等连接部分进行特殊设计, 减小天然气渗入的可能性。
8 物流和后勤支持问题[3,5,11,3,5,11]
由于深海钻井的日费极高, 所以对后勤保障提出了较高的要求, 要避免由于后勤保障问题导致的组织停工。而缅甸深海钻井的后勤保障是一项长期而细致的工作, 存在诸多的难度和挑战。井位附近没有可以提供作业支持的基地和码头, 最近的仰光港距离钻井井位也有540 n mile (1 n mile=1.852km) 左右, 而且基础设施比较落后, 难以满足作业需要。如果选择新加波港作为作业支持基地, 由于其距离井位约1 350 n mile, 供给线太长, 所以存在一定的风险和不确定性, 另外其租用费相对较高。因此可以选择租用海上浮动仓库或选择载荷和仓储能力较大的钻井船来解决这一问题, 但这将导致成本的增加。
深海恶劣的气候和超长的供给线是制约后勤保障的主要因素, 所以要密切关注天气情况, 选择马力大、载荷大、侧推能力强及生存能力强的船舶, 并要制定详细的船行时间计划, 从而保证钻井物资的供应。钻井材料、工具、设备等都要有充足的备用, 应急工具要准备齐全, 因为一旦发生损坏或短缺, 会导致较长时间的停工。另外, 如果选用油基泥浆, 要考虑油基泥浆的运输、处理及回收等问题, 所以, 作业前要制定完备而详细的后勤保障策略, 作业期间总监要负责后勤支持的管理和与基地的协调等细节问题, 要防止由于管理的疏忽导致停工。
9 结论
由于缅甸深海没有钻井历史, 缺少可供参考的邻井信息。深海钻井还会遇到恶劣的海况、超长的隔水管和特殊的地质条件等问题并且这些问题都是相互关联、相互影响的, 这都增加了深海钻井作业的难度。陆地和浅海钻井所遇到的问题在深海钻井中同样存在, 而同样的技术问题或复杂情况, 由于深海钻井的特殊环境和高成本, 情况会变得更加复杂和严重。
钻井风险 篇8
一、完善风险防控的管理机制
其一, 应当构建分类管理机制。依据分级管理, 统一领导及权责分明的结构框架, 从上而下形成一套法律风险防控系统, 所有管理机制与领导队伍形成, 需要通过业务部和法律部担负多方协调专业部门负责机制, 设置首席法律咨询师与二级企业层面风险管理机制, 跨组织跨部门进行协同管理。设立负责全过程法律监督部门, 对各类风险水平与因素做统一管理, 然后整体分析各类法律风险, 寻找出解决途径, 对资源进行有效整合, 应用技术手段设置信息化法律风险防控体系以及风险分散与风险综合评估体系。政府相关部门也要依据不同情况采取相应法律风险管理活动, 有效划分各自权责[1]。分类分责管理机制加以政府宏观调控, 有效指引, 形成政府及相关部门各组织合作体系, 为法律风险防控奠定坚实组织保障。
二、钻井工程造价和法律风险管理有机融合
其一, 设置相关职能岗位, 实现定岗定责, 责任要具体分配至具体部门具体人员身上, 相应岗位人员应当树立岗位责任理念, 责任归属于指定人员。其二, 提升相关人员法律风险管理业务技能水平:要强化法律风险知识宣传与教育, 负责特殊职能案件执行部门的岗位应做特殊声明。其三, 在钻井成本造价方面要依据企业整体运行目标来相应制定法律风险管理目标, 换句话讲, 财务, 安全, 工程进度, 项目质量为法律风险责任核心内容, 一切均要以这几点为核心运行, 跨部门管理则要根据自身职能内容将责任细化。其四, 审批机构监督与审批力度也要加强, 秉承高效科学原则, 对钻井工程造价相关项目批准进行审批, 对合同与财务核算等主要岗位进行审批, 对重要项目予以监督与评估[2]。通过上述操作加强钻井工程造价领域法律风险管理, 由组织与管理机制协调, 对经营与管理内容细化等举措综合提升风险控制与防范有效性。
三、强化合同管理
合同管理为规避风险有效且直接一种方式。值得一提的是, 这里所讲合同管理为全过程合同管理, 也可以看作对工程进行全过程管理, 这也为工程造价法律风险一个很重要影响因素, 包含有合同谈判, 签订以及履行与终止合同等很多详细内容, 也包含由文件管理至执行管理所有管理内容, 重点加强对项目成本管理, 以及对合同可能改变情况提前做好预防, 要制定解决合同争议机制, 在签署项目合同以后杜绝黑白合同情况出现, 凭借对合同成本控制与风险防控关系处理, 掌握全项目法律风险控制与防范核心内容。具体来说, 在合同谈判与签署过程中, 应当对相对方信用, 履约能力与资质等进行全方位考察, 工程项目环境, 难度, 规模与性质等也要特别注意, 做出可行评估, 而最终的便为法律风险评估, 以防在项目实施时出现法律风险相关问题[3]。在合同签订以后, 应当重视对管理人员加强合同方面的培训, 以使其对违反合同法律内容始终保持警觉, 具有敏锐洞察力, 现场人员并非签署合同人员, 关键内容便为对现场监管人员合同内容的培训, 使其掌握合同要求应该担负的职责, 一切内容要按照具有法律效力的合同执行。旨在工程相关人员在利益不被侵害前提下也能对自身责任彻底履行, 这样才能最终确保包含工程造价法律风险控制与防范在内的所有事项均步上正轨。
四、结语
综上所述, 钻井工程在造价方面法律风险为项目运行途中形成的, 因为不当行为, 违反法律并且也有悖最初目标从而出现矛盾可能性。钻井工程在造价方面运营时会伴随一定法律风险生成, 而控制法律风险为工程管理钻井工程在造价方面一个有力举措, 为全方位风险管理基础保障。强化法律风险方面的管理对于工程造价存在深远经济意义与历史意义, 也为众多油田企业工程造价项目核心需要, 为企业顺应时代发展必然趋势, 同时也为实现可持续发展并综合提升管理水平必然要求。
参考文献
[1]杨洪七.浅谈施工方如何加强钻井工程结算[J].价值工程, 2013, 04:75-76.
[2]黎恒杆.工程建设项目法律风险识别与应对规划综述[J].福建建筑, 2012, 09:88-90.