Как все это случилось: мексиканский залив
- 21 апреля 2010 года, в Мексиканском заливе спасательные суда противостоят аду, что разгулялся на буровой платформе Deepwater Horizon. Пламя подпитывается газом и нефтью, поступающими из подводной скважины, — она днем раньше взорвалась на глубине 5,5 км под палубой данной платформы
Скважина Macondo Prospect
У основания скважины цементный раствор подается изнутри обсадной колонны и поднимается вверх по затрубному пространству.
- Цементирование нужно для предотвращения протечки и защиты скважины
Платформа Deepwater Horizon горела полтора дня и наконец 22 апреля погрузилась в воды Мексиканского залива
Противовыбросовый превентор Превентор — это этажерка из заслонок высотой 15 м, предназначенная чтобы заглушить вышедшую из подчинения скважину. По обстоятельствам, до сих пор не известным, на месторождении Macondo эта последняя линия обороны трудиться отказалась
- Deepwater Horizon
20 апреля стал днем успеха для компании British Petroleum и для команды буровой платформы Deepwater Horizon компании Transocean. Плавучая буровая платформа в 80 км от побережья штата Луизиана в точке, где глубина воды составляла 1,5 км, уже практически завершила бурение скважины, уходящей на 3,6 км под дно океана. Это была столь непростая задача, что ее довольно часто сравнивали с полетом на Луну.
Сейчас, по окончании 74 дней постоянного бурения, компания BP подготовилась запечатать скважину Macondo Prospect и покинуть ее в таком виде, пока не будет доставлено на место все эксплуатационное оборудование, дабы обеспечить регулярную подачу нефти и газа. Где-то в 10:30 утра вертолет привез четверых функционеров высшего звена — двух из BP и двух из Transocean — для торжественной церемонии в связи с завершением буровых работ, а заодно по поводу семи лет безаварийной работы данной буровой платформы.
В следующие пара часов на платформе развернулись события, каковые в полной мере заслуживали бы включения в книжки по технике безопасности. Как и частичное расплавление активной территории реактора на АЭС Три-Майл Айленд во второй половине 70-ых годов двадцатого века, утечка токсичных веществ на химическом заводе в Бхопале (Индия) в 1984-м, разрушение «Челленджера» и Чернобыльская трагедия в 1986-м, эти события имели обстоятельством не какой-то один неверный ход либо поломку в конкретном узле. Трагедия на Deepwater Horizon стала результатом целой цепи событий.
Самоуспокоение
Глубоководные скважины трудятся без неприятностей десятилетия подряд. Очевидно, подводное бурение— непростая задача, но существует уже 3423 действующие скважины лишь в Мексиканском заливе, причем 25 из них пробурены на глубинах более 300 м. За семь месяцев до трагедии в четырех сотнях километров к юго-востоку от Хьюстона эта же буровая платформа пробурила самую глубокую в мире скважину, уходящую под дно океана на фантастическую глубину в 10,5 км.
То, что было неосуществимым пара лет назад, стало рутинной процедурой. BP и Transocean били рекорд за рекордом. Та же разработка морского бурения да и то же оборудование, каковые замечательно себя оправдали при разработках на мелководье, в полной мере действенны, как продемонстрировала практика, на более важных глубинах.
Нефтяники, как при золотой лихорадке, ринулись в океанские глубины.
Гордыня подготовила землю к несчастью, которое произошло на буровой. «, если скважина нежданно начнет фонтанировать, создавая разлив нефти, не нужно беспокоиться важных последствий, потому, что работы ведутся в соответствии с принятыми в данной отрасли нормами, употребляется проверенное оборудование и имеются методики, намерено созданные для аналогичных случаев» — так написано в плане изыскательских работ, что 10 марта 2009 года компания BP представила в американскую надзорную инстанцию — Работу эксплуатации месторождений (Minerals Managements Service, MMS) министерства недр США. Самопроизвольное фонтанирование подводных скважин случается сплошь и рядом, лишь в Мексиканском заливе с 1980 по 2008 год отмечено 173 случая, но еще ни один подобный выброс не случался на глубоководье. В действительности ни у BP, ни у его соперников не имелось на таковой случай ни «проверенного оборудования», ни «намерено созданных методик» — по большому счету никакого страховочного замысла в предвидении какой-либо катастрофической аварии на громадных глубинах.
Легкомыслие
Многие годы компания BP гордилась тем, что может браться за рискованные дела в политически нестабильных странах (к примеру, в Азербайджане и Анголе), что способна реализовать изощренные технологические ответы в самых глухих уголках Аляски либо на огромных глубинах в Мексиканском заливе. Как сказал Тони Хэйуорд, бывший генеральный директор компании, «мы беремся за то, чего другие не смогут либо не отваживаются сделать».
Среди нефтедобытчиков эта компания славилась легкомысленным отношением к проблемам безопасности. Согласно данным Центра публичной безопасности (Center for Public Integrity), с июня 2007 года по февраль 2010 года на нефтехимических фабриках BP в штатах Техас и Огайо из 851 нарушения правил техники безопасности 829 были признаны Управлением охраны труда США «сознательными» либо «злонамеренными».
Трагедия на Deepwater Horizon — не единственный широкомасштабный разлив нефти, виновником которого была компания BP. В 2007 году ее дочка BP Products North America выплатила в качестве штрафа более $60 млн за нарушение законов по охране внешней среды на территории штатов Аляска и Техас. В перечне этих нарушений и наибольший разлив 2006 года на Арктической низменности (1000 т сырой нефти), в то время, когда обстоятельством выяснилось нежелание компании принимать адекватные меры для защиты трубопроводов от коррозии.
Администрация вторых нефтедобывающих компаний оповещала Конгресс, что программы бурения, принятые в BP, не соответствуют необходимым для отрасли нормам. «У них выполнялись отнюдь не все требования, каковые мы бы порекомендовали либо использовали в собственной практике», — говорит Джон С. Уотсон, глава фирмы Chevron.
Риск
метан и Нефть в месторождениях глубокого залегания находятся под давлением — чуть шевельни, и они смогут выстрелить фонтаном. Чем глубже скважина, тем выше давление, и на глубине 6 км давление превышает 600 атм. В ходе бурения утяжеленный минеральными фракциями буровой раствор, что закачивают в скважину, смазывает всю бурильную колонну и вымывает на поверхность выбуренную породу.
Гидростатическое давление тяжелого бурового раствора удерживает жидкие углеводороды в залежи. Буровой раствор можно считать первой линией защиты против выброса нефти.
В случае если нефть, газ либо несложная вода попадут в ходе бурения в скважину (скажем, из-за недостаточной плотности бурового раствора), в скважине быстро встанет давление и появится возможность выброса. В случае если стены скважины растрескались либо цементный слой между обсадными трубами, защищающими бурильную колонну, и скальными породами в стенках скважины был не хватает прочным, пузырьки газа смогут с ревом взлететь вверх по бурильной колонне либо снаружи обсадных труб, попадая вовнутрь колонны в местах стыков. Наряду с этим стены скважины смогут растрескаться, создав возможности для утечек, говорит Филип Джонсон, доктор наук гражданского строительства в Университете штата Алабама.
Ни нефтяники, ни работа MMS не вспоминали над тем, что при бурении во все более непростых условиях риск будет расти. «Налицо явная недооценка угрожающих опасностей, — говорит Стив Арендт, вице-глава компании ABS Consulting и специалист по безопасности нефтепереработки.- Долгая цепочка успехов застила буровикам глаза. Они были просто не готовы».
Нарушения
В базе ответов, принятых компанией BP, лежала тактика, которую Роберт Беа, доктор наук Калифорнийского университета в Беркли, именует «введением нарушений в норму». В компании в далеком прошлом уже привыкли функционировать на грани допустимого.
Окончание работ всегда откладывалось, и на организаторов работ оказывали сильное давление. Бурение было начато 7 октября 2009 года, наряду с этим сперва применяли платформу Marianas. Она стала жертвой ноябрьского урагана. Потребовалось три месяца, дабы пригнать платформу Horizon и продолжить буровые работы. На все работы было отведено 78 дней при стоимости работ в $96 млн, но настоящим сроком заявили 51 сутки. Компания потребовала темпа.
Но в первых числах Марта из-за повышенной скорости бурения скважина растрескалась. Рабочим было нужно забраковать 600-метровый участок (из пробуренных к тому моменту 3,9 км), залить дефектную секцию цементом и пробиваться к нефтеносному слою в обход. К 9 апреля скважина достигла запланированной глубины (5600 м от уровня буровой платформы и на 364 м ниже последнего зацементированного сегмента обсадных труб).
Скважину бурят поэтапно. Рабочие проходят какой-то путь через скальную породу, устанавливают очередной сегмент обсадных труб и заливают цемент в зазор между окружающей породой и обсадной трубой. Данный процесс повторяется раз за разом, обсадные трубы становятся все меньшего диаметра.
Для закрепления последней секции у компании имелось два варианта — или от устья скважины до самого забоя спустить однорядную колонну обсадных труб, или спустить хвостовик — маленькую колонну труб — под башмак нижней секции уже зацементированных обсадных труб, а после этого протолкнуть дальше вторую металлическую обсадную трубу, которую именуют надставкой хвостовика. Вариант с надставкой должен был обойтись на 7−10 млн дороже, чем единая колонна, но он значительно снижал риск, снабжая двойной барьер для газа.
Как продемонстрировало расследование Конгресса, во внутренней документации BP, датируемой серединой апреля, имеются советы, говорящие о нежелательности применения однорядной колонны обсадных труб. И однако 15 апреля работа MMS положительно ответила на запрос BP о внесении поправок в ходатайство о разрешении. В этом документе утверждалось, что применение однорядной колонны обсадных труб «имеет веские экономические основания».
На мелководье однорядные колонны употребляются достаточно довольно часто, но их практически не применяли в таких глубоководных разведочных скважинах, как Macondo, где давление весьма высоко, а геологические структуры не хватает изучены.
По мере спуска обсадных труб пружинные хомуты (их именуют центраторами) удерживают трубу по оси ствола скважины. Это необходимо чтобы цементная заливка легла равномерно и не появилось полостей, через каковые имел возможность бы пробиться газ. 15 апреля компания BP уведомила Джесса Гальяно из компании Halliburton, что на последних 364 м обсадной колонны предполагается задействовать шесть центраторов.
Гальяно прогнал на компьютере аналитическую модель-симулятор, которая продемонстрировала, что 10 центраторов дают обстановку с «умеренной» опасностью прорыва газа, а 21 центратор имел возможность бы снизить возможность негативного сценария до «малой». Гальяно порекомендовал BP как раз последний вариант.
Грегори Вальц, начальник группы инженеров-буровиков в BP, писал Джону Гайду, начальнику группы обслуживания скважин: «Мы нашли в Хьюстоне 15 центраторов Weatherford и утрясли все вопросы на буровой, так что утром сможем послать их на вертолете» Но Гайд возразил: «Дабы их установить, потребуется 10 часов Мне все это не нравится и я сомневаюсь, необходимы ли они по большому счету». 17 апреля BP сказала Гальяно, что в компании решили применять лишь шесть центраторов. При семи центраторах компьютерная модель показывала, что «в скважине вероятны значительные неприятности с прорывом газа», но $ 41 000 за любой час отсрочки перевесили, и BP выбрала вариант с шестью центраторами.
По окончании того как в скважину закачан цемент, проводится звуковая дефектоскопия цементирования. 18 апреля бригада дефектоскопистов компании Schlumberger вылетела на буровую, но BP отказалась от их одолжений, нарушив все вероятные технические регламенты.
Техника
Тем временем на буровой все трудятся как одержимые, не видя ничего около и не руководствуясь ничем, не считая стремления и оправдательных соображений ускорить процесс. Гальяно светло продемонстрировал возможность протечек газа, а такие протечки повышают опасность выброса. Но его модели не могли никому доказать, что данный выброс в обязательном порядке произойдёт.
Последняя линия обороны для глубоководных скважин — противовыбросовый превентор, пятиэтажная башня из задвижек, выстроенная на океанском дне над устьем скважины. Она обязана при необходимости перекрыть и заглушить вышедшую из-под контроля скважину.
Действительно, превентор на скважине Macondo был нефункционален, одна из его трубных плашек — пластин, охватывающих бурильную колонну и предназначенных не пропустить поднимающиеся через превентор жидкости и газы, — была заменена на нерабочий умелый вариант. На буровых часто разрешают себе такие замены — они снижают затраты на тестирование механизмов, но платить приходится повышенным риском.
При расследовании кроме этого обнаружилось, что на одном из пультов управления превентором стоял разряженный аккумулятор. Сигнал с пульта запускает срезающую плашку, которая обязана бурильную колонну и заглушить скважину. Но, даже если бы на пульте стоял свежезаряженный аккумулятор, срезающая плашка вряд ли сработала бы— стало известно, что у ее привода протекает одна из гидравлических линий.
Правила MMS звучат недвусмысленно: «В случае если из имеющихся пультов управления превентором какой-либо не действует», на буровой платформе «должны быть приостановлены все предстоящие операции до тех пор, пока не будет введен в строй неисправный пульт». За 11 дней до выброса важный представитель BP, находившийся на платформе, заметил в ежедневной отчетности о совершённых работах упоминание о протечке в гидравлике и предотвратил главный офис в Хьюстоне. Но компания не остановила работы, не приступила к ремонту и не уведомила MMS.
Управление
К 20 апреля, так и покинув без проверки цементирование скважины на последних трех сотнях метров обсадной колонны, рабочие подготовились запечатать скважину Macondo. В 11 часов утра (за 11 часов до взрыва) на планерке завязался спор. Перед тем как заглушить скважину, BP планировала заменить защитный столб бурового раствора на более легкую морскую воду.
Transocean деятельно возражала, но наконец-то уступила нажиму. Спор кроме этого касался вопроса, необходимо ли проводить опрессовку с отрицательным давлением (в скважине снижают давление и наблюдают, не поступает ли в нее газ либо нефть), не смотря на то, что эта процедура и не была включена в замысел буровых операций.
В споре обнажился конфликт заинтересованностей. За аренду платформы BP каждый день платит компании Transocean по $500 000, так что в интересах арендатора вести работы как возможно стремительнее. Иначе, Transocean может разрешить израсходовать часть этих средств на заботы о безопасности.
Transocean совершила два цикла опрессовки с отрицательным давлением и установила цементную пробку, дабы запечатать устье скважины. В 19:55 инженеры BP сделали вывод, что пробка уже схватилась, и приказали рабочим компании Transocean открыть на превенторе цилиндрическую задвижку, дабы начать закачку в стояк морской воды. Вода должна была вытеснять буровой раствор, что откачивался на запасного судно Damon B. Bankston. В 20:58 в бурильной колонне подскочило давление.
В 21:08, потому, что давление продолжало расти, рабочие прекратили откачку.
По окончании шестиминутного перерыва рабочие на буровой продолжили закачку морской воды, не обращая внимания на скачки давления. В 21:31 закачку опять прекратили. В 21:47 мониторы продемонстрировали «значительный скачок давления», а через пара мин. из бурильной колонны вырвалась струя метана и вся платформа превратилась в огромный факел — до тех пор пока еще не зажженный.
Позже что-то вспыхнуло зеленым светом, и белая кипящая жидкость — вспененная смесь из бурового раствора, воды, метана и нефти — поднялась столбом над буровой башней. Первый ассистент Пол Эриксон заметил «вспышку пламени прямо над струей жидкости», а позже все услышали сигнал бедствия «Пожар на платформе! Всем покинуть судно!».
По всей буровой рабочие нервничали, стремясь попасть на две пригодные к применению спасательные лодки. Одни кричали, что пора их спускать, другие желали подождать отстающих, третьи прыгали в воду с высоты 25 м.
Тем временем на мостике капитан Курт Кухта спорил с начальником подводных работ — в чьем праве запустить совокупность аварийного отключения (она обязана дать приказ на срезающие плашки, запечатав так скважину и оборвав связь между бурильной колонной и буровой платформой). Совокупность запускали целых 9 мин., но это уже не имело значения, потому, что превентор все равно не трудился. Платформа Horizon так и осталась не отсоединенной, газ и нефть поступали из-под почвы, подпитывая горючим тот пылающий преисподняя, что скоро окружил буровую.
И вот итог — 11 погибших, миллиардные убытки BP, экологическая трагедия в Заливе. Но самое нехорошее, как вычисляет Форд Бретт, президент Oil and Gas Consultants International, пребывает в том, что данный выброс «нельзя считать трагедией в классическом смысле. Это один из тех несчастных случаев, каковые возможно было полностью не допустить».
Что стало причиной выбросу
Компания BP арендует буровые платформы, находящиеся в собствености швейцарской компании Transocean. С их помощью она пробивается к углеводородному месторождению Macondo Prospect, расположенному в 80 км к юго-востоку от города Венис (штат Луизиана) на глубине 3,9 км под дном океана (глубина океана в этом месте — 1,5 км). Потенциальный запас — 100 млн баррелей.
BP планирует провести все буровые работы за 51 сутки.
7 октября 2009 года
BP начинает буровые работы на участке площадью 2280 гa, снятом в аренду еще в 2008 году за $34 млн. Но употреблявшаяся сперва буровая платформа Marianas повреждена ураганом И да, так что ее буксируют на верфь для ремонта. Уходит три месяца на то, дабы заменить ее платформой Deepwater Horizon и возобновить работы.
6 февраля 2010 года
Horizon начинает буровые работы на месторождении Macondo. Дабы не отстать от графика, рабочие спешат, завышая скорость бурения. Из-за чрезмерных скоростей стены скважины дают трещины, и вовнутрь начинает просачиваться газ. Инженеры запечатывают нижние 600 м скважины и направляют скважину в обход.
Эти переделки обходятся в двухнедельную задержку.
Середина марта
Майк Уильямс, основной по электронике в компании Transocean, задаёт вопросы начальника подводных работ Марка Хэя, из-за чего в пульте управления отключены функции перекрытия газа. Хэй отвечает: «Да у нас все так делают». За год до этого Уильямс увидел, что на буровой все индикаторы и аварийные лампы отключены и при обнаружении утечки газа и пожара не будут машинально активированы. В марте он видел, как рабочий держал в руках куски резины, вынутые из скважины.
Это были обломки крайне важной цилиндрической задвижки — одной из подробностей противовыбросового превентора. По словам Уильямса, Хэй сообщил: «Ничего ужасного».
30 марта, 10:54
Инженер BP Брайан Морел отсылает Email собственному коллеге, обсуждая идею, как опустить в скважину однорядную колонну обсадных труб диаметром 175 мм, дабы она тянулась от устья скважины до самого ее дна. Более надёжный вариант с хвостовиком, что снабжает больше ступеней защиты от газа, поднимающегося по скважине, Морел отметает. Но при применении хвостовика, говорит Форд Бретт, инженер-нефтяник с громадным стажем, «скважина была бы лучше защищена от проблем».
9 апреля
Рональд Сепульвадо, руководящий работами на скважине от BP, информирует, что найдена утечка в одном из устройств управления превентором, что обязан принять с платформы электронный сигнал на перекрытие скважины и дать приказ на гидроприводы для аварийного заглушения скважин. В таких обстановках компания BP обязана уведомить MMS и приостановить работы до приведения блока в рабочее состояние. Вместо этого компания переключает неисправное устройство в «нейтральное» положение и продолжает бурение, неуведомив MMS.
14 апреля
BP подает в MMS запрос об применении единой колонны вместо метода с хвостовиком и приобретает одобрение. Еще два запроса согласованы за считанные 60 секунд. С 2004 года в Заливе пробурено 2200 скважин, и только одна компания изловчилась за день согласовать три трансформации в рабочих замыслах.
Середина апреля
В рецензии на замысел BP находятся советы отказаться от применения единой колонны, поскольку наряду с этим формируется открытое кольцевое пространство (зазор) до самого устья. В таковой ситуации превентор остается единственным барьером на пути газового потока, если не выдержит цементный слой. Несмотря на это предостережение, BP решила устанавливать однорядную металлическую колонну обсадных труб.
15 апреля
Бурение закончено, и на платформе планируют закачивать в скважину свежий раствор, дабы поднять со дна использованный. Так возможно удалить пузырьки газа и остатки породы, ослабляющие цементный слой, что в будущем обязан заполнить зазор. Эта процедура обязана занять 12 часов.
BP отменяет собственный же замысел работ и выделяет на циркуляцию бурового раствора всего полчаса.
15 апреля, 15:35
Представитель компании Halliburton Джесси Гальяно отсылает в BP Email, в котором рекомендует применять 21 центратор — это особые хомуты, каковые центрируют в скважине обсадную колонну, обеспечивая равномерное цементирование. В итоге BP обходится всего шестью центраторами. Джон Гайд, руководивший в BP группой обслуживания скважины, согласился, что центраторы были не того типа, какой требуется для данной задачи. «Из-за чего вы не могли подождать, пока не привезут необходимые центраторы?» — задал вопрос юрист. «А их так и не привезли», — ответил Гайд.
20 апреля, 0:35
Рабочие закачивают по обсадной трубе цементный раствор, после этого буровым раствором выдавливают цемент со дна на высоту 300 м по кольцевому пространству. Эти действия соответствуют правилам MMS по запечатыванию месторождения углеводородов. Halliburton применяет цемент, насыщенный азотом. Таковой раствор превосходно схватывается со скальными породами, но требует внимательного обращения.
Пробравшиеся в несхватившийся цемент пузырьки газа покинут каналы, по которым в скважину смогут попасть нефть, газ либо вода.
20 апреля, 1:00—14:30
Halliburton проводит три опрессовки с повышенным давлением. В скважины повышают давление и контролируют, прекрасно ли держит цементная заливка. Два теста прошли утром и по окончании обеда. Все благополучно.
Были отосланы назад подрядчики, каковые прибыли на платформу для 12-часовой звуковой дефектоскопии цементирования. «Это была страшная неточность, — говорит Сатиш Нагараджайя, доктор наук в Университете Райсе в Хьюстоне. — Тут-то они и потеряли контроль над событиями».
20 апреля, 17:05
Недобор жидкости, поднимающейся по райзеру, позволяет понять, что кольцевой превентор разрешил течь. Практически сразу после этого на буровой выполняют опрессовку бурильной колонны с отрицательным давлением. Наряду с этим понижают давление буровой жидкости в скважине и наблюдают, не пробились ли углеводороды через цемент либо обсадные трубы. Итог говорит о том, что, быть может, появилась течь. Решено совершить повторное тестирование.
В большинстве случаев перед таким опробованием рабочие устанавливают герметизирующий рукав, дабы надежнее прикрепить к превентору верхнее окончание обсадной колонны. В этом случае BP этого не сделала.
20 апреля, 18:45
Вторая опрессовка с отрицательным давлением подтверждает опасения. В этом случае улика обнаруживается при измерении давлений на разных трубопроводах, каковые связывают превентор и платформу. Давление в бурильной колонне образовывает 100 атм, а во всех остальных трубах — нулевое.
Это указывает, что в скважину поступает газ.
20 апреля, 19:55
Кроме того имея на руках такие результаты опрессовки, BP приказывает компании Transocean заменить в стояке и верхней части обсадной колонны буровой раствор с плотностью 1700 кг/м3 на морскую воду плотностью чуть больше 1000 кг/м3. Одновременно с этим требовалось поставить цементную пробку в скважину на глубине 900 м ниже дна океана. Одновременное проведение двух этих операций угрожает риском: в случае если цементная пробка не запечатает скважину, сам буровой раствор сыграет роль первой линии обороны против выброса.
В расследовании