Межколонное давление в скважине чем опасно
Проблемы межколонных давлений, современные пути их решения и способы предупреждения
ООО «ПКФ «Недра-С» начала свою деятельность с 2000 года. За столь значительный период фирма зарекомендовала себя как надежный, ответственный партнер в сфере сервисных услуг нефтегазодобывающей отрасли.Используемые компанией технологии позволяют решать геологические и технические вопросы при бурении, эксплуатации и ремонте скважин. Применение собственных инновационных технологий:
Методы основаны на изучении пространственного и временного распределения амплитудно-частотных характеристик геоакустических сигналов (ГАС), генерируемых микровибрациями геосреды.
Методы фиксируют уровень вибраций геосреды, вызванных как проявлением современной геодинамики, так и процессами флюидогазодинамики. Микровибрации геосреды возникают при движения пластовой воды, углеводородной жидкости, газа или их смесей через пустоты за обсадными колоннами, через перфорационные отверстия или негерметичные соединения подземного оборудования скважины. Генерация колебаний зависит от следующих факторов: объём флюида, разность давлений по стволу скважины, траектория пути флюида, структурные особенности среды, по которой движется флюид и др.
Эти колебания детектируются и регистрируются высокочувствительной аппаратурой, способной фиксировать акустический отклик геосреды на деформации порядка 10‾8-10¯11м.
Колебания в диапазоне частот 100-10000 Гц проходят через сталь, газ, жидкость и другие среды. Хотя в этих средах и происходит ослабление сигналов, но оно невелико, и при помощи высокочувствительной аппаратуры движение флюидов обнаруживается и при многорядной конфигурации скважин. Любое колебание ослабевает по своей интенсивности с пройденным расстоянием. При увеличении частоты колебаний возрастает их затухание с расстоянием. Низкие частоты подвержены меньшему затуханию.
Проведенные работы по методике измерений ГАС (геоакустические сигналы) показали, что влияние обсадных колонн на показания метода отсутствует. Это было получено из сравнения измерений геоакустических сигналов в открытом стволе скважины и после спуска обсадной колонны.
При измерении геоакустических сигналов в скважине используется трехкомпонентная система ортогонально расположенных датчиков-акселерометров, жестко скрепленных с корпусом скважинного прибора; эта система датчиков регистрирует микровибрации среды в вертикальном и горизонтальных направлениях. На основе модельных лабораторных испытаний и опыта исследования скважин найдено соответствие амплитудных уровней сигналов в регистрируемых диапазонах частот движущемуся потоку флюида (пластовая вода, углеводородная жидкость, газ или их смесь), а также вероятное местоположение этого потока.
К основным преимуществам данных методов над традиционно используемыми геофизическими методами при решении идентичных задач относятся:
— высокая чувствительность аппаратуры;
— дальность исследования более 10 м;
— обнаружение движения флюида за обсадными колоннами при многорядной конструкции скважины;
— обнаружение негерметичностей в обсадных колоннах и перетоков через них при многорядной конструкции скважины;
— направленная регистрация вибрации, что позволяет всесторонне изучить процессы флюидодинамики (в горизонтальном и вертикальном направлении);
— определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину;
— определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину через НКТ;
— исследования методом не требует глушения скважины;
— способность работать в агрессивной среде;
— в аппаратуре отсутствуют ионизирующие источники.
2. Ликвидация межколонных давлений
Технология основана на закачке в МКП с устья скважины специальных герметизирующих составов (ВСН, WARP, ЩВПС) с целью ликвидации миграции флюида по микротрещинам и дефектам цементного камня.
1) Вязкопластичный герметизирующий состав на масляной основе – применяется для ликвидации межколонных перетоков в МКП при условии подъема цемента до устья скважины и наличии приемистости тампонажного состава по межколонному пространству;
2) WARP или его аналог ВСН – применяется для ликвидации межколонных давлений при условии недоподъема цемента до устья скважины.
Закачка происходит по принципу нагнетания состава в МКП (через межколонный отвод) с его проникновением в микро- и макродефекты цементного камня, что приводит к ликвидации фильтрационных каналов. Выбор и необходимый объем состава определяется по результатам геофизических исследований по определению источников МКД геоакустическими методами и гидродинамических исследований, направленных на определение газожидкостных характеристик МКП. Гидродинамические исследования включают в себя:
Рисунок 2 Технологии ликвидации межколонных давлений с недоподъемом и подъемом цемента до устья и наличии фильтрационных каналов в цементном камне
По окончании работ по закачке специальных герметизирующих составов проводится контрольные исследования геоакустическими методами (ТК ГАК, СТК МГС). Эти исследования позволяют определить глубину проникновения специального состава в МКП, степень изоляции, оценить изменения в поведении источника МКД.
По результатам контрольных исследований выдается окончательное заключение о результатах проведенных работ на скважине и необходимые рекомендации по осуществлению контроля за состоянием межколонного пространства в процессе эксплуатации скважины.
3. Импульсно-волновые методы
Основной причиной образования заколонных перетоков является плохое качество крепления (цементирования) обсадных колонн, в результате чего образуется гидродинамическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины и неконтролируемый гидродинамический процесс в заколонном пространстве, определяющий техническое состояние скважины.
При наличии достаточных перепадов давления между пластами заколонные перетоки приводят к образованию межпластовых перетоков. Образовавшиеся перетоки очень часто проявляются повышенными давлениями в межколонных пространствах (МКП) и несут опасность грифонообразования. Данные проблемы широко распространены на большинстве нефтяных и газовых месторождениях России и мира.
Многие применяемые в отечественной и зарубежной практике буровые тампонажные растворы и технология крепления обсадных колонн не вполне обеспечивают эффективную изоляцию проницаемых пластов от ствола скважины.
Предлагаемая технология импульсно-волновой обработки тампонажных растворов в процессе крепления обсадных колонн позволяет обеспечить надежное разобщение флюидонасыщенных пластов и герметизацию заколонного пространства.
Суть предлагаемого способа обработки тампонажных растворов заключается в том, что источник воздействия включается в процессе крепления обсадной колонны и генерирует мощные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию обсадной колонны, переходящую в ее затухающие колебания. Колебания обсадной колонны создают вибро- акустическое поле в тампонажном растворе.
Техническая реализация этого способа сводится к следующему. К цементировочной головке и к затрубному пространству, посредством гибких буровых рукавов, подключаются генераторы силовых волн (УГСВ-2, УГСВ-3). Производится подсоединение основных узлов для волнового воздействия (Рисунок 3). УГСВ обвязываются с насосной станцией, компрессором, после чего производится закачка цементного раствора в скважину. Запуск в работу установки УГСВ-3 производится после сброса продавочной пробки.
При этом генерируемые продольные импульсы давления, распространяющиеся в рабочем агенте внутри обсадной колонны, передают энергию на стенку колонны, формируя в ней поперечные импульсы колебаний. Потеря энергии импульса в рабочем агенте не происходит в силу его малой ширины (10-6 м = 0,0001 мм) и продолжительности (2,5·10-8 с). Импульсы давления, генерируемые УГСВ-3, следуют с периодом 0,2 с. Дополнительное акустическое давление составляет внутри обсадной трубы в рабочем агенте 10 МПа, в заколонном пространстве в тампонажном растворе 4,5 МПа. На элементы технологической оснастки колонны эти импульсы давления влияния не оказывают в силу их кратковременности и локальности (малой протяженности). Крупные объекты оснастки «прозрачны» для них. Характерные элементы микроструктуры тампонажного раствора имеют размеры одного порядка с импульсами давления, поэтому тампонажный раствор в зоне действия импульса приходит в движение. За период обработки 20 мин, в каждой точке заколонного пространства происходит около 6000 элементарных актов импульсно-волнового воздействия.
Рисунок 3 Схема монтажа УГСВ-3 и УГСВ-2 на устье скважины при импульсно-волновом воздействии на тампонажный раствор в процессе цементирования обсадной колонны
Импульсно-волновое воздействие на тампонажный раствор установкой УГСВ-3 осуществляется на протяжении всего процесса продавливания тампонажной смеси и после получения «СТОП» до начала схватывания.
Дополнительно, после продавки цементного раствора и получения сигнала «СТОП», в затрубном пространстве установкой УГСВ-2 генерируются импульсы давления с периодом ≈ 0,1 с.Дополнительное воздействие через затрубное пространство усиливает действие вибро-акустического поля в интервале 0-1500 м, что позволяет повысить качество крепления в этой зоне.
Возникающие при прохождении импульсов вихревые акустические течения активируют процессы массообмена в тампонажном растворе на микроуровне, что приводит к более однородному распределению дисперсной фазы и жидкости затворения в объеме раствора.
Важным показателем качества цементирования является образование прочного однородного промежуточного слоя на границе металл-раствор, в котором частицы раствора и стенки обсадной трубы химически связаны. Сольватные оболочки частиц цемента при импульсно-волновом воздействии деформируются таким образом, что в зоне контакта с металлом она становится тоньше, что обеспечивает ускорение и увеличивает частоту элементарных актов образования химических связей. Вследствие этого прочность и герметичность контактной зоны цементного камня повышается, снижается риск вертикальных перемещений колонны под действием собственного веса в период эксплуатации скважины.
Предлагаемая технология обработки тампонажных растворов позволяет значительно снизить риск возникновения заколонных, межпластовых и межколонных перетоков за счет более полного вытеснения бурового раствора и промывочной жидкости из околоскважинной зоны повышенной проводимости. Вибрация раствора под действием импульсов давления приводит к разрушению глинистой корки. Кроме того, дополнительное давление вытесняет остатки технологических жидкостей вглубь породы с замещением освободившихся пор, трещин и каверн тампонажным раствором, улучшая кольматацию.
Совокупность описанных процессов приводит к уменьшению сроков схватывания тампонажного раствора, улучшению структуры, прочностных и эксплуатационных характеристик цементного камня, что и приводит в конечном итоге к повышению качества крепления.
Рисунок 4 Схема формирования эффекта импульсно-волновой обработки тампонажного раствора
Возникновение межколонных давлений в эксплуатационных скважинах месторождений Восточной Сибири
Е.Е. Милосердов, Д.С. Лошаков, Д.Ф. Ганиев, П.В. Герлинский, С.А. Лемешов, А.П. Измайлов, М.С. Дьяченко
Одним из приоритетных направлений стратегического развития ПАО «НК «Роснефть» является разработка месторождений Восточной Сибири.
Выполнение поставленных задач по разработке месторождений возможно только в случае соответствия технического состояния построенных эксплуатационных скважин существующим нормам и правилам, установленным для таких объектов. К сожалению, современное состояние качества крепления эксплуатационных скважин не может обеспечить стопроцентных гарантий их безаварийной эксплуатации.
Об этом может свидетельствовать как образование межколонных (заколонных) проявлений, так и открытых выходов газа на поверхности (грифонов).
Ранее проведенные корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами исследования, направленные на повышение качества крепления эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин, позволяют сделать вывод о том, что к основным причинам, обусловливающим герметичность крепи, относятся следующие дефекты:
– несовершенство цементного кольца в заколонном пространстве;
– негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн;
– негерметичность уплотнительных элементов оборудования.
Каналы в цементном камне образуются за счёт проникновения газа под воздействием перепада давлений по микротрещинам и макротрещинам, которые возникают в ходе эксплуатации скважин за счёт различий в коэффициентах линейного и объёмного расширения металла труб и цементного камня. Другая распространенная причина образования каналов – седиментационное оседание твердых частиц цемента в процессе его твердения. Данное явление особенно характерно для наклонных скважин. При этом оседание твердых частиц происходит по нижней образующей ствола скважины, а по верхней при этом возникает поток жидкости затворения, направленный в обратном направлении.
Зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадной колонны возникают в основном под воздействием двух факторов:
– в результате воздействия на крепь различных нагрузок, вызывающих деформацию отдельных элементов крепи (разбуривание цементного стакана, опрессовка, перфорация и т.д.);
– в результате неполного вытеснения бурового раствора цементным.
Весь комплекс многолетних исследований, проведенных в различных странах [1], свидетельствует, что крепление газовых и газоконденсатных скважин с использованием тампонажных цементов очень часто не обеспечивает должного качества работ. В частности, неоднократно отмечалось проникновение углеводородов по подземным и грунтовым водам за десятки километров от скважин.
Научным анализом установлен факт, что для устранения проблемы возникновения заколонных перетоков и межколонных давлений в эксплуатационных скважинах нет единой технологии, применение которой позволило бы избежать на этапе строительства или полностью ликвидировать в процессе эксплуатации эти явления. В каждом конкретном случае месторождению требуется комплексный подход к разрешению данной проблемы, затрагивающий все этапы и аспекты процессов строительства скважин [2].
В целях разрешения существующей проблемы возникновения межколонных давлений в процессе строительства и освоения скважин ПАО «НК «Роснефть» совместно с корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами в рамках договоров на научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки выполнило ряд работ, в результате которых:
1. Установлены наиболее вероятные источники поступления газа в заколонное пространство и на дневную поверхность. Выявлено, что наиболее вероятным источником появления грифонов является газ залежи пластов, который перекрывается технической колонной.
2. Сделан вывод о том, что применение традиционных технологий бурения и закачивания скважин в аномальных геологотехнических условиях разработки месторождений Восточной Сибири не в полной мере обеспечивают качество и эффективность буровых работ. А именно сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременную изоляцию от водонасыщенности, стабилизацию исходных свойств в буровых и тампонажных растворах, предупреждение межпластовых заколонных перетоков, газоводопроявлений и грифонообразований на поверхности.
3. Практическое применение получила технология применения газоблокирующей добавки в интервале газового пласта, которая формирует тонкую непроницаемую для газа корку в цементном растворе. Также применяется на прак тике проведение пенного цементирования обсадных колонн, которое обеспечивает:
– высокое качество замещения бурового раствора;
– отсутствие усадки при схватывании;
– улучшенное качество сцепления за счёт энергии сжатого газа;
– повышенную долговечность цементного камня (устойчивость к нагрузкам);
– препятствие газовой миграции;
– возможность закачки вспененных буферных жидкостей;
– обеспечение герметичности межколонного пространства.
4. Внесены существенные коррективы в существующую проектную документацию в части крепления эксплуатационных скважин месторождений Восточной Сибири. В частности, такие технологии, как использование «чистого» необлегченного тампонажного раствора для цементирования промежуточной обсадной колонны от устья до забоя, а также применение дополнительных заколонных пакеров для перекрытия межколонных пространств «кондуктор – техническая колонна» и «техническая колонна – эксплуатационная колонна».
5. Разработан регламент предприятия «По безаварийной эксплуатации и предупреждению возникновения межколонных (заколонных) перетоков при строительстве и эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири». Оперативное внедрение в существующую практику ведения буровых работ на месторождениях Восточной Сибири технологий, разработанных в результате совместной деятельности, позволило существенно снизить процент возникновения межколонных (заколонных) перетоков.
Вышеизложенное дает основание к выводу о том, что дальнейшие научные разработки корпоративных научно-исследовательских проектных институтов в этом направлении позволят в перспективе полностью устранить рассмотренную проблему. Полученный при этом опыт возможно будет применен на всех месторождениях Российской Федерации.
Межколонное давление в скважине чем опасно
Всем выгодно устранить межколонное давление
Мы устраним давление в обсадной колонне – уже сегодня
Что такое межколонное давление?
Межколонное давление (МКД) имеют >30% скважин по всему миру и может присутствовать во всех межколонных пространствах, включая затруб.
Ознакомьтесь с нашими изделиями для:
Миграция газа из пласта через цементый камень
МКД вызван миграцией газа из пласта под высоким давлением через цементый камень в любом из кольцевых затрубных пространств скважины.
Стоит отметить, что давление не может быть определено как МКД, если оно вызвано нагнетанием газа или воды в скважину, а также полностью вызвано термическим воздействием.
МКД также может быть вызвано:
Почему МКД это плохо
МКД в любой скважине означает, что целостность скважины уже нарушена. Нарушенная целостность скважины создаёт ряд серьёзных рисков, от загрязнения подземных вод, угрозы здоровью и жизни, до крупных катастроф.
Предотврати грифон
Опыт по отрасли показал, что МКД чаще всего возникает из-за плохого цементного камня с внешней стороны эксплуатационной колонны.
Когда давление приводит к выходу из строя эксплуатационной колонны, результат может быть катастрофическим. Внешние обсадные колонны также могут выйти из строя, что может привести к грифону. Предотврати грифон!
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин
Существует значительное количество добывающих и ликвидированных скважин с МКД, которые представляют собой потенциальный источник выброса природного газа из повреждённых обсадных колонн из-за негерметичного цементного камня и миграции газа. Выбросы природного газа или метана оказывают сильное негативное влияние на наш климат.
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин!
Исключи риск прорыва воды
Из-за постоянного увеличения добычи воды из старых резервуаров возникают дополнительные расходы из-за необходимости утилизировать воду. Также снижается эффективность добычи углеводородов из скважины.
Исключи риск прорыва воды!
Оставайтесь на связи c Welltec
Узнайте, как мы расширяем границы использования наших технологий в нефтегазовой и геотермальной сфере.
Благодарим Вас за подписку на новости от Welltec®
Надеемся, вам понравится узнавать больше о Welltec®.
Наши технологические решения для исключения МКД.
Надёжные и долговечные барьеры кольцевых затрубных пространств имеют решающее значение для обеспечения целостности скважин. Цементирование является традиционным средством создания этих барьеров в промышленности, которое используется уже почти 100 лет.
Тем не менее, нефтегазовая отрасль бурит и заканчивает скважины не так, как это было столетие назад. Каждый этап строительства скважин получил технологическое развитие.
Достижения в бурении, особенно связанные с технологиями горизонтальных скважин, привели к возникновению таких условий, которые часто превосходят возможности цемента обеспечить надёжную герметизацию затрубного кольцевого пространства на протяжении всего срока службы скважины.
Усилия по преодолению проблем, связанными с плохим цементированием многих современных скважин, могут привести к сложным, дорогостоящим и длительным операциям.
Газовая промышленность № 08 2018
Добыча газа и газового конденсата
Агадуллин И.И., Игнатьев В.Н., Сухоруков Р.Ю. Экологические аспекты негерметичности заколонного пространства в скважинах различного назначения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 4. С. 82–90.
Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1966. 204 с.
Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений // Газовая промышленность. 1996. № 12. С. 24–27.
Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1983. 255 с.
Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра. 1990. 409 с.
Требин Ф.А. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. М.: Гостоптехиздат, 1959. 161 с.
Липовецкий А.Я., Данюшевский В.С. К вопросу о долговечности цементного камня в скважинах малого диаметра // В кн.: Опыт бурения скважин уменьшенного и малого диаметра. М.: ГосИНТИ, 1962. С. 88–123.
Троянов А.К., Иголкина Г.В., Астраханцев Ю.Г., Баженова Е.А. Трехкомпонентный геоакустический каротаж для контроля при разработке газовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 2. С. 53–58.
Таланкин А.К. Применение трехкомпонентного геоакустического каротажа для решения геологических и технических задач при разработке газоконденсатных месторождений // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. № 2. С. 107–122.
Патент № 2123711 РФ. Устройство для измерения геоакустических шумов в скважине / Ю.Г. Астраханцев, А.К. Троянов. Заявл. 11.03.1997, опубл. 20.12.1998 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2123711 (дата обращения: 26.07.2018).
Марфин Е.А. Скважинная шумометрия и виброакустическое воздействие на флюидонасыщенные пласты. Казань: Казанский ун-т, 2012. 44 с.
Опасные скважины: чему нас учит опыт катастроф
Трагедии на море
Одна из последних и наиболее известных катастроф произошла на буровой платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе 20 апреля 2010 года. В результате катастрофы погибло 11 и пострадали 17 человек, в воды Мексиканского залива вылилось порядка 5 млн баррелей нефти, нефтяное пятно достигло 75 000 км2. Активная фаза ликвидации этой катастрофы длилась порядка 152 дней. Расследованием занималось сразу несколько организаций. Ее главными причинами, по мнению дознавателей, стали неквалифицированные действия персонала буровой платформы (в том числе менеджмента компании недропользователя), ошибки при определении конструкции скважины, неудачное цементирование обсадных колонн, изменения, внесенные в проект бурения, и неправильная работа противовыбросового оборудования.
Менее известные катастрофы с буровыми платформами
В марте 1980 года в акватории Северного моря норвежская буровая платформа Alexander Keilland вследствие усталости металла разломилась и опрокинулась, погибло 123 человека. В июле 1988 года на буровой платформе Occidental Petroleum’s Piper Alpha, расположенной недалеко от берегов Англии, в результате утечки газа и последовавшего за ней взрыва погибло 167 человек, буровая платформа полностью сгорела.
Катастрофа на Кумжинском месторождении
В историю освоения месторождений углеводородного сырья вошли эпизоды, произошедшие на суше с не меньшими по своим масштабам катастрофическими последствиями, а в некоторых случаях и превосходящие те, что случились на море. Одна из самых крупных аварий произошла в арктических широтах на разведочной скважине К-9 Кумжинского газоконденсатного месторождения. Разведочная скважина была заложена на берегу протоки Малый Гусинец (рукав реки Печоры) на удалении 3 км от Коровинской Губы. Параметры скважины К-9:
Катастрофа произошла при испытании скважины на продуктивность: были нарушены требования нормативных документов, предписывающих начинать испытание со штуцером малого диаметра и только постепенно увеличивать его.
При испытании скважины 27 ноября 1980 года было выявлено высокое давление в межколонном пространстве обсадной колонны (кондуктора). Кроме этого, дальнейшие исследования скважины показали негерметичность эксплуатационной колонны в интервале 39 м. 28 ноября 1980 года было принято решение сбросить давление в межколонном пространстве, вследствие чего в приустьевой части скважины началось грифонообразование, сопровождавшееся фонтаном из смеси газоконденсата, раствора хлористого кальция, грязи и цемента. Возникшие множественные грифоны объединились в один большой. Работы по ликвидации аварии, которые проводили в январе — апреле 1981 года, не увенчались успехом. Ликвидацию фонтана на разведочной скважине К-9 было решено осуществлять с помощью ядерного заряда «Пирит». С этой целью пробурили специальную скважину К-25 глубиной 1530 м на расстоянии 600 м к северо-западу от устья аварийной скважины К-9 над предполагаемым положением ствола скважины К-9. Подрыв ядерного заряда «Пирит» в скважине К-25 был произведен 25 мая 1981 года на глубине 1470 м по вертикали. Мощность взрыва составила 37,6 кт в тротиловом эквиваленте. При взрыве и в последующий период выхода радионуклидов на поверхность не наблюдалось. Вследствие подземного ядерного взрыва, согласно проведенным исследованиям, образовалась подземная полость радиусом 35 м, а также возникли зоны дробления и трещинообразования радиусом 261 м.
В результате подрыва ядерного заряда выброс газоконденсатной смеси на скважине К-9 приостановился, пожар погас, множественные фонтаны сократились.
Таким образом, стали понятны причины предыдущих неудач при ликвидации аварии: то есть аварию ликвидировали не в том месте.
В результате катастрофы и применения ядерного взрыва был нанесен значительный экологический ущерб прилегающей к аварийной площадке территории, продолжили функционировать два крупных грифона. Работы по устранению накопленного экологического ущерба завершились лишь в 2016 году.
История месторождения Тенгиз
Еще одна трагическая история разыгралась на скважине №37 месторождения Тенгиз в Казахстанской степи. Месторождение характеризуется наличием продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и высоким содержанием сероводорода, кроме этого, разрез осложнен наличием соленосной толщи. Трагедия на скважине произошла 23 июня 1985 года при забое 4467 м. На всех этапах строительства скважины работы проводились штатно, без аварий и осложнений. При достижении глубины 4467 м произошло катастрофическое поглощение бурового раствора, создающего противодавление на продуктивные пласты с аномально высоким пластовым давлением. В результате этого в скважину начал неконтролируемо поступать пластовый флюид, что сразу же привело к неконтролируемому фонтану в смеси нефти и газа. Вырвавшийся из скважины фонтан высотой около 200 м мгновенно воспламенился. Спустя 12 минут в результате высокой температуры металлические конструкции буровой вышки деформировались, что привело к ее обрушению. Температура воздуха в районе эпицентра горящего фонтана достигала значения 100 градусов Цельсия. Работы по ликвидации аварии осложнялись не только высокой температурой, но и присутствием серной кислоты, образующейся в результате взаимодействия сероводорода, содержащегося в нефти, и воды, — ее подавали к эпицентру фонтана для охлаждения находящихся на устье скважины металлических конструкций.
Вернуть контроль над скважиной было решено путем натаскивания противовыбросового оборудования на ее устье. Выполнить эту операцию мешали металлоконструкции буровой установки. Расчистку приустьевой площадки осуществляли с помощью тракторов и обстрелом из танка Т-54. Только с третьей попытки удалось успешно осуществить операцию натаскивания противовыбросового оборудования на устье скважины. Таким образом, вернуть контроль над скважиной удалось только 31 декабря 1985 года. Полное глушение фонтана завершили только через 400 дней после аварии.
Убийство озера Пенёр
Катастрофа, произошедшая в штате Луизиана (США) на озере Пенёр, навсегда изменила его экосистему. Озеро Пенёр до катастрофы было пресноводным, площадью около 5 км2, глубиной около 3 м и соединялось с водами Мексиканского залива каналом протяженностью около 20 км. Трагедия произошла 21 ноября 1980 года при бурении разведочной скважины №20, которое осуществлялось с буровой платформы. Днем ранее, 20 ноября, при забое 375 м долото, как это принято говорить у нефтяников, «встало». Бригада бурения прекратила работы по дальнейшему углублению забоя скважины, но уже к утру 21 ноября буровая установка начала наклоняться. Через некоторое время платформа накренилась и затонула.
На месте буровой платформы возникла водяная воронка, напоминающая ту, что образуется при сливе воды в ванной, только диаметр составил 55 м. В воронку увлекло две соседние буровые установки, около 12 барж и остров с ботаническим садом.
Причина трагедии заключалась в следующем: под озером располагалась действующая соляная шахта, в одну из штолен которой и попало долото. Изначальный диаметр скважины составлял около 350 мм. В результате размыва и растворения соли от пресной воды озера диаметр скважины увеличился в разы. Вода из озера через скважину начала быстро заполнять соляную шахту, образуя на поверхности гигантскую воронку. В результате уровень воды в озере сильно упал, и через канал оно начало заполняться морской водой из Мексиканского залива. После этой катастрофы озеро перестало быть пресным. Стоит отметить, что ни один человек не пострадал: буровая бригада заблаговременно покинула накренившуюся платформу, персонал солевой шахты, заметив надвигающуюся опасность, своевременно ее покинул.
Заключение
Может показаться, что за последние годы и десятки тысяч пробуренных километров человечество научилось строить скважины безопасно, но это далеко не так. Пример катастрофы на буровой платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе, произошедшей в апреле 2010 года, — прямое тому подтверждение. Очевидно, что основной причиной трагедии является человеческий фактор.
Зачастую трагедия закладывается еще на этапе планирования (проектирования) буровых работ.
Также очевидным является тот факт, что полностью исключить вероятность возникновения трагедии невозможно, причиной этому является сама природа, ее непредсказуемость. Нельзя учесть все факторы, которые могут негативно повлиять на процесс строительства скважины, иными словами, природу нельзя оцифровать. Единственное, что возможно сделать, — это аккумулировать и популяризировать имеющиеся знания и опыт об по аварийности, а также о средствах и методах ликвидации аварий. Их предотвращение необходимо предусматривать уже на этапе планирования (проектирования) буровых работ и культивировать на всех этапах жизненного цикла скважины.
Важно заметить, что значимым фактором в предотвращении аварий является всесторонняя и независимая оценка, в том числе и экспертным сообществом, принятых технико-технологических решений.
Данная статья из журнала «Вестник государственной экспертизы» (№1/2020) публикуется в рамках информационного сотрудничества журнала «ГеоИнфо» и Главгосэкспертизы России.
С 2019 года «Вестник» доступен только по подписке. Получить всю подробную информацию и подписаться на журнал «Вестник государственной экспертизы» можно ЗДЕСЬ .
Список источников и литературы
1. Юшкин Н. П. Трагедия Кумжи и укрощение нефтегазовых катастроф // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар: Геопринт, 2010. — № 6. С. 2—5.
2. Векслер В. И., Перекалин С. О., Ижорский А. В., Поддерегин Ю.Б. Внедрить метод электромагнитного наведения на площади Кумжа при ликвидации аварийного фонтанирования на скважине № 9: Отчет. М.: ЦНИГРИ, 1987. — 180 с. (С. 41, 53, 169).
3. Peter Lehner, Bob Deans. In Deep Water: The Anatomy of a Disaster, the Fate of the Gulf, and How to End Our Oil Addiction. — 2010.
4. Final Report on the Investigation of the Macondo Well Blowout // Deepwater Horizon Study Group, March 1, 2011.