中国南海高温高压井钻完井损失工时事件统计分析

为研究我国南海高温高压井钻完井、测试损失工时事件规律，对2009—2018年中国南海高温高压探井钻井日志进行分析，汇总501起海上高温高压井钻完井损失工时事件，并将其划分为复杂情况及事故停工、自然停工、修理停工3大类进行研究。结果表明:复杂情况及事故停工事件数与年份无明显关联，但与地质资料准确度关系密切，修理停工事件数随年份呈现震荡下降趋势；复杂情况及事故停工总损失工时最多，其中卡钻损失工时占比最高；修理停工总损失工时最少，其中钻井设备故障损失工时占比最高；灾难天气、洋流或地质活动是造成损失工时最多的原因，不安全行为是单起事件平均损失工时最多的原因，设备老化是修理停工最主要原因。研究结果可为后续高温高压井钻完井非生产时间成本估计模型提供数据基础。     

基于安全屏障模型的海上钻完井作业风险分析

海上钻完井作业面临海洋环境恶劣、浅层地质灾害等复杂工况,极易发生油气泄漏、井喷等事故。为有效预防海上钻完井作业事故,提出基于瑞士奶酪模型的安全屏障模型。采用事故树和故障模式及影响分析相结合的方法,分析作业过程风险。该模型根据挪威标准D-010,建立完井作业关井阶段的物理安全屏障和安全屏障控制原理图,在此基础上构建油气泄漏事故树和失效模式与影响分析表,找出关井阶段可能的油气泄漏途径。通过对重要度计算和风险优先度值排序确定作业过程中最薄弱的安全屏障和关键故障模式。结果表明,作业过程中最薄弱的安全屏障是采油树、油管和地面控制井下安全阀(SCSSV),采油树腐蚀、密封失效、油管接头密封失效和SCSSV开关故障是影响作业过程的关键故障模式。     

HFL模型在海上压裂工艺过程风险评估中的应用

为有效降低海上压裂工艺过程事故发生的可能性,建立将危险与可操作性研究(HAZOP)、事故树分析(FTA)和保护层分析(LOPA)集成的量化风险评估模型(HFL模型)。阐述HFL模型的集成机理和分析流程。以海上压裂工艺过程高压管线危险性分析为实例,开展该模型的研究与应用。在运用HAZOP方法对危险源初步辨识基础上,构建高压管线超压的蝴蝶结模型(BTM),确定导致事故发生的9种风险因素和5种事故后果,并估算高压管线断裂事故场景的初始事件概率和剩余事故风险。结果表明,现有的独立保护层(IPL)即超压电子保护装置无法使事故风险达到可接受水平,需要通过增加新的IPL,即安装井口保护装置和泄压装置,提高压裂过程高压管线运行的可靠性,确保剩余事故风险处于可接受水平。     

城镇燃气中低压管网及系统失效事件特征及原因分析

基于2015—2020年某市城镇燃气中低压管网及系统失效事件的统计数据，从压力等级、投用年限、易发生故障部件和故障点埋深等维度分别对户内事件和外线事件进行特征及原因分析。特征分析结果表明：户内事件的高发时间为每年的3月、8月和11月，2018年和2020年引发的人员伤亡情况较严重，易发生故障部件包括法兰、阀门和燃气具；在外线事件中，投用年限超过15 a的管网占比为62.2%,易发生故障部件为管网母材、凝水缸和调压箱，且故障点多出现在埋深为0～2 m的区域。原因统计分析发现：户内事件的主要后果为泄漏、停气和燃爆，引发原因主要为第三方破坏和设备故障；外线事件的主要后果为泄漏，其中由腐蚀引发的泄漏事件占比为70.35%。通过计算失效概率可知，引发事件的最主要原因是腐蚀、设备故障和第三方破坏，最后有针对性地提出了事故预防措施。