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三、固井方面原因分析
水泥浆体系
设计参数 水泥添加剂比例
表面活性剂 稳定剂
正常：0.442psi/ft 完钻：14lb/gal
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三、固井方面原因分析
井底循环温度 井底标准温度
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三、固井方面原因分析
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三、固井方面原因分析
●固井水泥浆注入量不足，返高达不到封固油气层的基本要求。
根据井径计算裸眼段环空容积为 9.36m3 ，固井设计及实际注水泥浆 8.20m3（51桶)。考虑水泥浆在5600米行程中与泥浆的混浆效应的影响， 水泥浆无法封固到97/8”技术套管内，为油气上窜提供了通道。
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三、固井方面原因分析
3、固井质量不合格，埋下井喷事故隐患 ●采用充氮气水泥浆体系，影响了水泥石强度和胶结质
量。该井采用的充氮气水泥浆体系在低地温梯度条件 下易产生水泥超缓凝现象，致使水泥石强度增长缓慢， 降低封固质量。
地温梯度为属异常低温地层： 1.8℃/100m 水泥浆配方设计加入稳定剂： 0.00 % 越洋公司证词显示，水泥胶结实验强度为:0 psi—24h; 1590psi—48h
扶正器安放高风险方案
气窜几率
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三、固井方面原因分析
扶正器安放中等风险方案
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三、固井方面原因分析
扶正器安放轻微风险方案
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三、固井方面原因分析
哈里伯顿公司在固井设计中分别对套管扶正器数量 及安放的三种方案作了数字模拟，并对可能的气侵问题 提出了警告，但BP拒 绝了哈里伯顿的建议。 4月15日，BP通知哈里伯顿的客户代表杰西· 加利亚 诺，BP决定将在完井套管串上安装6个扶正器，BP最终 选用了风险最大的方案。 一个BP的官员解释说：“全部安装这些扶正器将花 费 10小时，我讨厌这样。”
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一、基本情况
4. 井的基本情况 井 号 ： MC 252#-01 井 别 ： 探井 井 型 ： 直井 设计井深： 6096米 / 20000英尺 实际井深: 5596米 / 18360英尺 作业水深： 1544米/ 5067 英尺
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一、基本情况
基本压力数据（g/cm3)
地 层 压 力 ：1.54 ----5435m 1.51 ----5512m（产层顶） 1.51 ----5528m（产层底） 破 裂 压 力 ：1.72 ----5238m 1.72 钻井液密度：1.68 设计水泥浆密度：1.98
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三、固井方面原因分析
2、完井管柱方案先天不足，变更设计存在明显缺陷 关于油层套管方案，BP有两个选择：
●尾管悬挂固井+套管回接固井-----原设计方案 ●井口下到井底的单一管串固井---变更设计方案 尾管/回接套管串提供四道密封防护： a、井底固井密封； b 、所下尾管的悬挂器部位密封； c 、尾管悬挂处的固井密封； d、套管头密封。 单一套管串条件下，管外环空气侵的密封防护只剩两道： a、井底固井密封；b 、套管头密封。
循环压力低于正常值。
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三、固井方面原因分析
浮阀密封失效原因： ●海水替泥浆使得套管内液 柱压力降低21.4MPa，套管 单 流阀承受21.4MPa的上顶力，
可能造成单流阀损坏。
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三、固井方面原因分析
井口密封总成失效原因： 越洋公司调查报告
显示：井口密封总成
安装完后，BP 公司未 按技术规程的要求安 装锁止滑套，使整体 密封系统出现致命的 缺陷。
英国石油公司井喷爆炸事故 固井方面原因分析
工程技术分公司
墨西哥湾井喷事故分析
4月20日，BP公司墨西哥湾“深水地平线”
钻井平台井喷爆炸着火事故发生后，我们及时跟
踪事故动态和事故处置最新进展，根据目前已经 获得的部分技术资料，对BP公司井喷失控爆炸 着火事故固井方面原因分析如下：
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墨西哥湾井喷事故分析
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三、固井方面原因分析
尽管有这样的风险，4月15日，BP仍然 选择了97/8 ″+7″的 单一套管串的结构。
BP墨西哥湾深水勘探的项目经理Allison
Crane称：“单一套管串是以后完井作业可 借鉴的最经济的和最完美的事例”，采用这 样的方案可少花700~1000万美元 ，还可节 约至少3天工期。
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二、事故简要经过
20:58 继续降低泵入排量， 出口流量继续增加 21:08 停泵观察。现场将 返出泥 浆倒向回收船。 在此过程 中，立压没有 下降到0， 而是从7Mpa 逐步上升到10Mpa。出 口也有流量0.45 m3/min。 21:14 重新开泵循环，返 出泥浆 绕过出口流量计 直接 排 至船外。
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二、事故简要经过
20日16:29~16:52泵 入352桶（56m3） 海水(已侯凝16h)。 经过关环形防喷器、 泄压、稳压、做负 压实验等，到19:55 结束，正式开始用 海水替泥浆。 21:49，在替浆过程 中，发生井喷爆炸 事故。
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二、事故简要经过
根据事发前2小时的综合 录井曲线分析，推测还原 当时钻井平台的施工作业 过程： 19:55开始替浆作业。 20:08 在泵入3.6m3海水后， 出口才返出泥浆，印证 了许多资料所提及的该 井存在井 漏的问题。 20:25 返出流量明显大于 泵入海 水量 ， 显现溢 流征兆。 20:52 现场发现异常，降 低泵排 量进行循环。 此时，出口 流量大于 泵入排量，溢流 明显。
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三、固井方面原因分析
●固井侯凝时间不足，引发了井控风险。 固井侯凝15小时后，即对套管进行了正向 （68.97Mpa）与反向（10.3Mpa）的试压， 套管的膨胀和收缩会形成管外微裂隙，破坏 封固质量； 候凝16.5小时后，进行替海水作业， 造成井 内液柱压力急速降低，地层流体突破尚未胶 结好的水泥环上窜。
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二、事故简要经过
21:18 再次停泵。立压高 达9.8Mpa,而且存在逐 步 上升趋势 21:20 再次开泵循环。 21:30 第三次停泵。立压 为8.8Mpa逐步上升为 17.5Mpa。此时，泵房 人员多次开回水泄压， 立压呈现上下波动。
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二、事故简要经过
21:42 立压突然急剧上 升出口出现大量流 体 流量直线上升。 21:49 立压直线上升为 35.7Mpa,出口流量 继续直线上升。接 着，发生强烈井喷 天然气从井口喷出 后，发生爆炸着火。
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三、固井方面原因分析
3、97/8 ″+7″管柱密封失效 ，形成油气通道
●套管底部的浮阀失效 ●井口密封总成失效
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三、固井方面原因分析
浮阀密封失效原因：
●采用威德福固井工具和附件，自灌式套管浮箍可靠性低。
设计浮箍销钉剪切压 力为：3.5～4.9Mpa，但
实际经过9次剪切，剪断
压力达到21.2Mpa时才剪 断销钉。浮箍销钉剪断后，
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三、固井方面原因分析
● 没有按程序进行固井质量测井，盲目进行下步施 工。该井固井侯凝后，原计划安排好的固井胶结质 量测井被临时取消，测井人员被要求在事发当天11： 15离开平台。 BP不测固井质量的原因主要是考虑花费和时间： 固井质量测井约花费128000美元，而取消测井的成 本只需10000美元。此外，哈里伯顿的Roth先生估 计进行测试还会用另外的9 到12小时。如果测井发 现固井质量有问题，补救措施将会花费更多时间和 金钱。
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一、基本情况
5. 井身结构
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一、基本情况
井身结构：
① 914.4mm/36〞导管下至1622 米， 固井水泥返至海床面； ② 711.2mm/28〞表层套管下至 1912米，水泥返至海床面； ③ 558.8mm/22〞技术套管下至 2421米，水泥未返至上层 28 〞 表层套管内； ④ 457.2mm/18〞技术套管下至 2736米，水泥未返至上层 22〞 技术套管内；
⑨ 250.8mm/ 97/8〞+177.8mm/7〞复合生产
套管下至5596米，水泥未返至上层97/8〞 技术尾管内（返至5261米）。
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墨西哥湾井喷事故分析
一、基本情况 二、事故简要经过
三、固井方面原因分析
四、事故给我们的启示
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二、事故简要经过
4月19日，下 97/8 ″ +7″复合完井套管 5596米(18360英 尺) ，20日0:35固 完井。然后坐密封 总成，正向试压 68.97MPa(10000p si)合格，反向试压 10.3MPa (1400psi ) 合格，20日7:00完 成，侯凝。
2. 平台情况 Deepwater Horizon
第五代深水半潜式钻井平台 建成日期 ： 2001年 最大作业水深： 2438米 额定钻深能力： 9114 米 工作吃水 定员 ： 23米 ： 130人
建造商： 韩国现代重工
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一、基本情况
2. 平台情况
尺寸 型深 ： 长112米，宽78米 ： 41米
泵送进度表 密度 排量 桶/分
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三、固井方面原因分析
●小间隙固井，封固质量难以保证。 81/2〞裸眼井内下7〞油层套管，套管 接箍外径为∮197.8mm，环空间隙 仅为9.1mm（理论值）。这种小间 隙井眼固井，保证质量合格难度很 大。
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三、固井方面原因分析
● 减少了扶正器的使用数量，增加了水泥环气窜的风险。
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二、事故简要经过
BP公司决定采用 “先替海水， 打 水泥塞”的方案， 然后暂时弃井。 4月20日15:00，
下钻至2550米 （8367英尺），
先用16PPg(1.92) 的稠塞替14PPg （1.68）的完井 泥浆(16:28完成)。
Green ：14 ppg Mud Pink ：16 ppg Spacer Blue ：8.6 ppg Seawate
作业者 ： 英国石油公司（BP） 钻井承包商 ： 越洋公司（Transocean） 固井服务公司 ： 哈里伯顿公司（Halliburton ） 泥浆技术服务 ： MI Swaco 测井服务公司 ： 斯伦贝谢公司（ Schlumberger ） 防喷器供应商 ： 喀麦隆公司 （Cameron）