Как добывают нефть под водой?
Как мы знаем, техногенные трагедии не случаются сами по себе. Их устраивают люди. В нефтегазовой отрасли последствия отсутствия компетенции страшны.
Катастрофа платформы Deepwater Horizon на месторождении Макондо и выброс нефти на шельфовой скважине Монтара в Тиморском море в 2009 году наглядно показали дьявольский потенциал «антропогенного фактора». Уже практически не осталось мест, где сочащуюся из песка нефть возможно черпать ведрами. Но технологически сложных углеводородов в толще геосферы еще предостаточно.
Каких-то 30 лет назад бурение на дне океана, в холоде и вечной тьме, под давлением, сминающим титановые корпуса подлодок, как пивные жестянки, было фантастикой. Но, это и сейчас очень страшно. И потому запредельно дорого.
К примеру, первые 15 скважин глубоководного месторождения Тупи бассейна Сантоса «влетели консорциуму Petrobras и BP в $1 млрд. Чтобы добраться до этого нефтеносного пласта с извлекаемыми запасами в 8 млрд баррелей, буровикам было нужно преодолеть 2 км воды, сотню метров разъедающих металл солевых отложений и еще 5 км «слоеного пирога» из скальных пород с громадными перепадами пластового давления.
Столь же тяжелые геофизические условия и у берегов Анголы, где бурение производится на глубинах от 1,5 до 2,5 км, и в Мексиканском заливе, где работу морских буровых судов и платформ-дриллшипов осложняют нередкие ураганы. В западных районах Северного моря, где недавно были открыты месторождения North Uist (глубина 1,3 км) и Rosebank (1,1 км), и в восточной части прибрежной полосы Канады, ожесточённые шторма с пятиметровой волной бушуют более 250 дней в году. В Охотском море и особенно в Арктике нефтяникам противостоят тяжелые льды, перепады и морозы температур в рабочей территории от -1°C в устье скважины до 130 °C в забое.
На дне
Перед бурением глубоководной скважины буровое судно (на опытном жаргоне «дриллшип») «зависает» над заданной геофизиками точкой дна, непрерывно корректируя собственный положение тягой винтовых движителей совокупности динамического позиционирования на базе GPS. Затем через сквозную буровую шахту в корпусе судна на буровой колонне спускается первое звено будущей скважины — кондуктор. Это металлический толстостенный трубный фундамент массой 200 и более тысячь киллограм и высотой до 27,5 м с фланцем для соединения с устьевой арматурой.
Под внимательным взглядом телекамер подводных аппаратов гидромониторное долото, находящееся в кондуктора, замечательнейшими струями размывает на дне колодец, и огромная конструкция соскальзывает в него под давлением воды. Кондуктор намертво бетонируется в колодце цементным тестом, которое подается по буровой колонне и через особую головку выдавливается в затрубное пространство.
Тестом именуется масса, образующаяся при соприкосновении вяжущих минеральных веществ с морской водой. Она преобразовывается в ненатуральный камень не более чем через 18 часов. Сразу после этого в скважину спускается долото, вращающееся под напором морской воды, как турбина, и буровики проходят еще около сотни метров для установки первой секции обсадной трубы.
Для изоляции от водоносных пластов и для борьбы с давлением породы скважина снова заливается цементным раствором. Тампонаж — так профи именуют данный процесс — критически ответственная процедура в бурении. Низкий уровень качества «брони», противостоящей большому давлению пластов (до 1000 атм), может привести к утрата скважины ценой около $100 млн а также к экологическому бедствию (как это произошло в Макондо).
После этого на устье с борта платформы опускается блок противовыбросовых превенторов (ПВП) массой около 100 т. Эти замечательнейшие автоматические затворы призваны спасти акваторию от загрязнения нефтью при аварии. Сверху к ПВП присоединяется вертикальный трубопровод, либо райзер.
Райзер, складывающийся из десятков и время от времени сотен отдельных секций, соединяет буровую установку со стволом скважины. По райзеру, как по дороге судьбы, в скважину доставляется все нужное — буровая колонна с гидравлическим долотом, буровой раствор, обсадные трубы, цементное тесто, специнструмент и измерительная аппаратура. По нему же отработанный буровой раствор выносит наверх обломки породы.
По окончании установки райзера начинается рутинный процесс бурения, продолжающийся пара месяцев: проходка отрезка, спуск очередной секции обсадной трубы, тампонаж, опрессовка, тесты на герметичность, смена долота, опять проходка и т. д. Но по мере приближения к нефтеносному пласту ситуация в прямом смысле слова накаляется: на глубине более чем 5 км температура подскакивает до 130 °C, а давление — до 900−1000 атм.
Линия обороны
Согласно точки зрения директора Бюро по вопросам природоохраны и безопасности США (BSEE) Джеймса Уотсона, лишь ужесточение требований к надежности скважинного оборудования может компенсировать катастрофические проявления антропогенного фактора. А вот инженеры-буровики, трудящиеся «в поле», уверены, что стихию возможно держать под надежным контролем и без особенных инноваций.
Первая линия обороны скважины — грамотное цементирование, адекватное геофизическим особенностям пласта. Вторая линия — глушение избыточного давления прорвавшейся вовнутрь ствола скважинной жидкости подачей глинистого бурового раствора с удельным весом 2,5−3,5 т/м3. В большинстве случаев, подобная пробка действенно затыкает рвущиеся к устью газы и нефть.
Но в случае если буровой раствор не в состоянии сдержать натиск фонтана, а также в случае неожиданного сноса платформы с отрыва и точки бурения буровой колонны от насоса оператор обязан заглушить скважину через блок противовыбросовых превенторов. Обычный глубоководный блок ПВП — это многоэтажная конструкция из двух либо более кольцевых и не меньше чем из трех срезных плашечных превенторов.
Управление блоком ПВП может осуществляться подачей электрического либо закодированного гидроакустического сигнала, механически при помощи подводных беспилотников и в автоматическом аварийном режиме с едой от донного гидроаккумулятора при повреждения гидросистемы на райзере. Наряду с этим трубные плашки сперва фиксируют буровую колонну в канале (если она в том месте имеется), а срезные совсем глушат скважину.
В 2010 году на Deepwater Horizon первые две линии обороны пали из-за отсутствия компетенции персонала, а в блоке ПВП не сработал ни один превентор из пяти. Но, что-то подобное имело возможность произойти значительно раньше. Еще в 2004 году Работой по недропользованию США были опубликованы шокирующие эти по оценке надежности превенторов на глубоководных скважинах Мексиканского залива.
Оказалось, что 50% из проверенных блоков ПВП не смогли заглушить скважину в момент, в то время, когда в ней находится буровая колонна либо обсадная труба, из-за недостаточной мощности срезных плашек. Тогда скандал был спущен на тормозах, а через шесть лет
Мокрое дело
Сразу после ликвидации выброса ведущие компании нефтегазового сектора начали лихорадочную разработку подобных девайсов, специнструмента для расчистки устья глубоководных скважин от завалов, отработки разработки их доставки и применения на место аварии. Одна из самый продуманных совокупностей — Global Deepwater Well Cap (GDWC) ценой $50 млн — была объявлена инженерами British Petroleum и Cameron в мае.
Базой GDWC, масса которой вместе с дополнительной оснасткой образовывает 500 т, есть 12-метровая 100-тонная металлическая заглушка. При аварии она будет устанавливаться с судна конкретно на блок превенторов, а процесс глушения обеспечат две клиновые задвижки с гидроприводом. В корпус заглушки интегрирована совокупность распыления диспергаторов (веществ, разбивающих нефть на небольшие капли) и совокупность подачи метанола для растворения метанового льда, которая может понадобиться в тех случаях, в то время, когда нужно стравливание нефти из заглушки на танкеры.
GDWC комплектуется 28 переходными фитингами для адаптации к буровым установкам всех 15 типов, трудящихся на месторождениях BP, и выдерживает давление до 1055 атм. Скоро ожидается появление подобной заглушки с рабочим диапазоном до 1406 атм. Большая глубина развертывания GDWC образовывает 4000 м.
В наборе GDWC имеется мобильный гидроаккумулятор и манипуляторы для подводных роботов компании Oceaneering: телекамеры, сонары, прожекторы, гидромониторы, набор клешней и трубные захваты-труборезов, талантливых перекусывать металлические болванки толщиной 1,5 м. По словам вице-президента BP Ричарда Моррисона, совокупность в разобранном виде упакована в 20-футовые контейнеры и находится на базе компании в Хьюстоне. Но в случае если произойдёт беда, на протяжении семи дней она будет доставлена в любую точку Мирового океана.
Для этого потребуется 35 трейлеров и семь самолетов типа АН-124 либо Boeing 747. По окончании прибытия в пункт назначения контейнеры будут пришвартованы к грузовым вертолетам и переброшены на буровую платформу, где по окончании сборки посредством крана заглушка будет послана на дно.
Цена вопроса
Нефти на суше осталось предельно мало, исходя из этого нефтяным компаниям приходится рисковать и «нырять» в глубину.
Специалист агентства Douglas-Westwood Дженни Харбор оценивает количество инвестиций в глубоководное бурение на период до 2016 года в $335 млрд. Добрая половина этого бюджета осядет в карманах контракторов — буровых подрядчиков, владеющих парком транспортных барж с совокупностями балластировки, крановых судов, дриллшипов и полупогружных платформ 5-го и 6-го поколений, талантливых трудиться с буровой колонной массой 1150 т на глубинах до 3,5 км и проходить скважины проектной глубиной 10−12 км. Всепогодные аппараты 6-го поколения стоят до $500 млн за штуку, но с лихвой окупают вложения. Команда может не прерывать процесс бурения кроме того при ураганном ветре в 100 км/ч и при высоте волны 7 м.
Неудивительно, что спрос на подобную технику растет, как на дрожжах. В среднем дневная аренда платформы экстра-класса обходится на данный момент в $500 000, а новый полный рекорд был зафиксирован в июле этого года — $714 000 в день! Такую сумму будет получать контрактор Transocean за применение дриллшипа Deepwater Expedition на месторождении Jujur-1 в Малайзии (глубина 2514 м, проектная глубина ствола 5173 м).
Но, не обращая внимания на сумасшедшие тарифы, глубоководной техники катастрофически не достаточно, и дабы «охладить» рынок, к 2013 году контракторы собираются спустить на воду 65 новейших дриллшипов и 17 буровых платформ.
Райзер
- Нижняя секция Райзера скважины в Макондо
Для глушения скважины в Макондо было нужно пробурить две разгрузочные скважины на глубину более пяти километров. Бурение разгрузочных скважин происходило в 30,5 м от аварийной
В случаях, аналогичных трагедии Макондо, в то время, когда все штатные способы глушения неконтролируемого фонтана оказываются бессильны, скважину приходится «убивать», как говорят нефтяники. Для этого нужно пробурить наклонную разгрузочную скважину, добиться пересечения с главным стволом и «забить» в него заглушку из замечательного заряда цемента.
Эта работа занимает месяцы и требует от снайперской точности и инженеров хладнокровия, поскольку буровому долоту необходимо попасть в мишень размером с суповую тарелку с дистанции в пара километров. А вот разлив нефти нужно забрать под контроль срочно.
На мелководье с локализацией выбросов справляются легко: на устье скважины устанавливают громадный металлический либо цементный кессон (пустотелое свободное от воды помещение) и присоединяют его к эластичному райзеру, отводящему нефть на танкеры.
Но опыт Макондо продемонстрировал, что на глубинах более километра из-за множества факторов кессонное глушение не работает. Как не трудятся и другие способы с красочными заглавиями — Top Kill (глушение устья буровым раствором), Junk Shot (блокирование ствола зарядом цемента с забутовкой из гравия, мячей и кусков автопокрышек для гольфа) и Top Hat (установка на фонтан тяжелой металлической пробки).
В Макондо укротить стихию удалось лишь через три месяца с момента трагедии при помощи 40-тонной клапанной заглушки, установленной на блок ПВП. За это время в Мексиканский залив вылилось более 780 000 кубов нефти.
Безопасность
Кольцевой, либо трубный, превентор в разрезе. Для фиксации буровой колонны требуется значительно меньше энергии, чем для перекусывания ее и полного глушения скважины, исходя из этого возможность срабатывания у кольцевого превентора немного выше, чем у срезного.
Срезной плашечный превентор был придуман в первой половине 20-ых годов XX века Джеймсом Абекромби и Харри Кэмероном, совладельцами мастерской Cameron Iron Works (сейчас — компания Cameron, один из фаворитов рынка буровой техники), и начал применяться везде с 1924 года. По сути, срезные плашки — это ножницы из карбида вольфрама, владеющие ужасной силой, каковые способны мгновенно перекусить долото либо буровую колонну и перекрыть скважину. Так, к примеру, у самого замечательного ПВП в мире — Cameron EVO 20K, рассчитанного на давление в стволе 1450 атм, — гидравлика воздействует на торцы плашек с силой 105 атм.
Кольцевой либо трубный превентор, складывающийся из двух резинометаллических плашек в форме полуколец, во второй половине 40-ых годов двадцатого века изобрел основной инженер компании Hydril Гранвилл Нокс. Функции трубного превентора — центровка, удержание и захват буровой колонны с одновременной герметизацией канала.
Бурение
Для компенсации напора глубинных горизонтального рыскания и «течений» платформы нижняя секция райзера оснащается эластичным резинометаллическим шарниром.
Верхняя телескопическая секция, притянутая совокупностью растяжек к дну платформы, демпфирует вертикальную качку.
Снаружи райзер несет на себе трубопровод гидравлической совокупности, оптоволоконный кабель, и линию глушения и штуцерную линию скважины.
Райзер — поразительно тяжелая вещь. В среднем километр трубопровода в полной комплектации весит до 2000 т. Исходя из этого для разгрузки буровой установки секции одевают в пенопластовые поплавки, а верхнюю часть райзера подвешивают в толще воды на понтонах.
Заглушка
Спасительный взрыв
Согласно точки зрения главного технолога Shellпо скважинному оборудованию Чака Уильямса, модернизация ПВП неизбежна, но не только за счет «наращивания мускулов». В техцентре Shell в голландском Нордвейке в кооперации с инженерами National Oilwell Varco была создана аварийная пиротехническая совокупность, которая будет устанавливаться на нижнюю секцию райзера.
В случаях, в то время, когда срезные плашки ПВП выясняются не в силах перерезать буровую колонну, кодированный звуковой сигнал с пульта оператора либо управляющего компьютера замыкает контакты 52 маленьких «адских машинок» направленного взрыва.
давление и Огромная температура, локализованные по окружности райзера, мгновенно срезают буровую колонну, и она проваливается в пропасть скважины. При «осечки» приводится в воздействие заряд-дублер. Затем глушение выброса возможно выполнить, активировав превенторы при помощи подводного манипулятора конкретно с панели управления ПВП.
В последних числах Июня этого года прототип «огнестрельной» гильотины Shell был удачно испытан в ледяных водах залива Пьюджет-Саунд в присутствии агентов Бюро по вопросам природоохраны и безопасности США.
Мобильная пробка
Английская ассоциация v, в состав которой входят компании нефтегазовой отрасли, научные организации и государственные регуляторы, создала собственную версию аварийной заглушки с рабочим давлением 1055 атм для применения в Северном море в районе Шетландских островов на глубинах от 40 до 1670 м.
В отличие от совокупности GDWC, требующей перевозки в разобранном виде, 38-тонная заглушка OSPRAG так компактна, что возможно переброшена на буровую платформу простым запасным судном либо вертолетом. Установка ее кроме этого не воображает громадной сложности. Для этого хватает возможностей штатного оборудования платформы — лебедки либо бурового станка.
Заглушка способна надежно закрывать выбросы количеством 75 000 баррелей в день и возможно доставлена в точку установки в течение 20−30 дней.
Статья «Казус Макондо» размещена в издании «Популярная механика» (№120, октябрь 2012).
<
h4>