Тимофей Славкин (tim_o_fay) wrote,
Тимофей Славкин
tim_o_fay

Некоторые соображения по поводу катастрофы в Мексиканском заливе.

Полностью здесь (на английском), с подробным обсуждением.

Позволю себе перевести только хронологию события в изложении автора поста:

1. The well had reached a depth of 13,293 ft below the sea floor. The final string of production casing from the wellhead at the sea floor to total depth had been put in the hole, and cemented in place on April 19, 2010.

Скважину добурили до проектной глубины 4051.7 м считая от дна моря. Спустили эксплуатационную колонну и приступили к цементажу 19 апреля 2010.

2. Only 51 barrels of cement were used according to the well plan. This was not sufficient to ensure a seal between the 7-inch production casing and the previously cemented 9 7/8-inch protection casing (Figure 2).



Согласно плану был закачан 51 баррель цемента, что недостаточно для уверенной изоляции между 7 дюймовой эксплуатационной колонной и 9 7/8 дюймовой промежуточной.

3. Mud had been lost to the reservoir while drilling the bottom portion of the well (this is called “lost circulation”). It usually indicates good reservoir quality, an interval of lower pressure or both, and can result in an enlarged wellbore or “washout”. The significance of this is that it might have been difficult to create a good cement seal between the casing and the formation. It also would have been impossible to ensure the effectiveness of the cement seal without running a cement-bond log, and this was not done.

При бурении перед забоем наблюдалось поглощение бурового раствора, что с одной стороны свидетельствует о хороших коллекторских свойствах вскрытого продуктивного пласта и/или низком пластовом давлении, но с другой стороны могло свидетельствовать о размытии пласта и увеличении диаметра скважины (вот тут мне не совсем понятно, но оставим на совести автора). Отметим, что это затрудняет формирование качественного цементного кольца между колонной и породой. Это могло быть обнаружено с помощью геофизических исследований по контролю цементажа, но их не делали.

4. The cement contained a nitrogen additive to make it lighter so that it would flow more easily and better fill the area between the casing and the lost circulation-washout zone. This also may have decreased its sealing effectiveness. Gas from the reservoir may have further diluted the viscosity of the cement.

Цемент содержал облегчающие добавки, которые делают его более текучим, что улучшает заполнение полости между колонной и поглощающим пластом. Однако они также ухудшают эффективность цементного уплотнения. Газ из пласта также мог диффундировать в жидкий цемент, ухудшая его вязкость.

5. While waiting approximately 20 hours for the cement to dry on April 20, the crew began displacing the drilling fluid (“mud”) in the wellbore and riser with sea water before setting a cement plug and moving off location. This mud was pumped into tanks at the surface, and then onto a platform supply vessel alongside the rig (whose captain gave testimony before an MMS hearing last week).

Выждав около 20 часов затвердевание цемента 20 апреля буровая бригада приступила к замене бурового раствора в скважине и райзере (труба, соединяющая буровую на поверхности с устьем скважины на дне и разделяющая море от скважины) на морскую воду перед установкой цементного моста и снятием платформы со скважины. Раствор выкачивался в ёмкости на платформе и оттуда на вспомогательное судно(показания капитана которого были зашлушаны на комиссии на прошлой неделе).

6. Sea water is much lighter than drilling mud so there was less downward force in the wellbore to balance the flow of gas from the reservoir. The drilling supervisors knew that there was gas in the drilling fluid because a gas flare can be seen in photos probably coming from a diverter line in the riser (Figure 3).



Морская вода намного легче бурового раствора (имеет меньшую плотность), соответственно снизилось гидростатическое давление в скважине. запирающее газ в пласте. Супервайзоры буровой знали о газопроявлениях в процессе бурения, поскольку мы можем видеть на фотографии газовый факел на задействованной выкидной линии.

7. The chart of drilling parameters for the last two hours before the blowout suggests that the riser and upper 3,000 ft of the wellbore were fully displaced with seawater by 20:00 on April 20, and the crew was circulating the drilling fluid Beginning 10 minutes later, at 20:10, the mud pit volume began to increase probably because of gas influx (Figure 4). The volume increased so much, that the recorder re-zeroed four times. When the crew stopped pumping at 21:08, the mud pit volume decreased and this may have alleviated some concern about gas influx.



Диаграмма параметров контроля бурения за два часа до выброса свидетельствует, что райзер и верхние 900 м скважины были полностью заполнены морской водой к 20:00 20 апреля и бригада выполняла промывку. Через 10 минут, в 20:10, начал расти уровень раствора в ёмкостях возможно в результате рагазирования раствора. Уровень раствора рос так быстро, что кривая параметра на диаграмме четырежды перескочила через 0. Когда в 21:08 промывку прекратили, уровень в ёмкостях начал падать возможно из-за дегазации раствора.

8. At 21:30, they stopped pumping again and circulated, but the pit volume continued to increase(Figure 5). Standpipe pressure increased and decreased twice between 21:30 and 21:42 (standpipe pressure generally reflects bottom hole pressure). This, along with a steady increase in mud pit volume, suggests that surges of gas were entering the drilling fluid from a gas column below the wellhead, and outside of the 7-inch production casing. Gas had probably channeled past the inadequate cement job near the bottom of the well and, by now, had reached the seals and pack-offs separating it from the riser at the sea floor.



В 21:30 снова остановили промывку, но уровень раствора в мерных ёмкостях продолжал расти. Давление на входе возрастало и падало дважды между 21:30 и 21:42 (этот показатель в общем отражает давление на забое). Постоянное возрастание давления в скважине свидетельствует о газопроявлении. Возможно газ проникал в скважину после неправильно выполненного цементажа у забоя и на тот момент достиг уплотнений между райзером и морским дном.

9. At 21:47, the rate of standpipe pressure and mud pit volume went off scale, and water flow was measured at the surface. The blowout had begun.

В 21:47 давление и уровень в мерниках зашкалили. Начался выброс.

Between 21:47 and 21:49 the gas behind the 7-inch production casing apparently overcame the wellhead seals and pack-offs that separated the wellbore from the riser. Almost instantaneously, the gas shot the water out of the riser and above the crown of the derrick. Then, the gas ignited and exploded.

Между 21:47 и 21:49 газ из 7 дюймовой эксплуатационной колонны достиг уровня морского дна, вытеснил воду из райзера фонтаном, взлетевшим выше буровой вышки, загорелся и взорвался.


Извините за неряшливый перевод, очень торопился. Сегодня вечером отправляюсь на вахту, так что всё на бегу не снимая лыж.

Выводы предоставляю делать вам, читатели и читательницы. Мне в общем-то ясно. На вахте с народом ещё это дело обсудим, по возвращении доложу результаты.
Может к тому времени и высокая комиссия разродится чем-нибудь.

Гидраты метана, имеющие место быть в том районе к самой катастрофе отношения не имеют. Они всего лишь осложнили ликвидацию аварии и возможно (а может и нет) послужили причиной отказа превентора.

Шоу продолжается. Уже дохнут в болотах Луизианы аллигаторы, пережившие динозавров. Кевин Костнер и Джеймс Кэмерон спешат на помощь вместе с прочими добровольцами.

В лучшем случае фонтан ликвидируют через пару месяцев (уже бурят разгрузочные скважины). В худшем - не знаю.
Грустно мне что-то.

Tags: дорожное, нефте и газ
Subscribe
  • Post a new comment

    Error

    default userpic

    Your reply will be screened

    Your IP address will be recorded 

  • 21 comments