Відкритий фонтан на платформі (б)
а б
Рисунок 2.14 – Витікання нафти в Мексиканській затоці (а); фотознімок плями з супутника NASA (б)
На рис. 2.15 показана схема свердловини “Deepwater Horizon”.
Свердловину добурили від дна моря до проектної глибини 4051,7 м. Спустили експлуатаційну колону і приступили до цементування 19 квітня 2010. Згідно з планом було закачано 8,1 м3 цементу, що недостатньо для надійної ізоляції між 177,8 мм експлуатаційною колоною і 250,8 мм проміжною колоною.
При бурінні перед вибоєм спостерігалося поглинання бурового розчину, що з одного боку свідчить про хороші колекторні властивості розкритого продуктивного пласта, та (або) низький пластовий тиск, але з іншого боку могло свідчити про розмиття пласта, збільшення діаметра свердловини і погіршення формування якісного цементного кільця між колоною і породою. Втім геофізичних досліджень з контролю цементування не робили.
Рисунок 2.15 – Схема свердловини 252 “Deepwater Horizon”
Цемент містив полегшуючі добавки, які роблять його більш текучим, що покращує заповнення порожнини між колоною і поглинаючим шаром. Але добавки погіршують ефективність цементного ущільнення. Газ з пласта міг проникнути в рідкий цемент, погіршуючи його в’язкість.
Після 20-годинного затвердіння цементу 20 квітня бурова бригада приступила до заміни бурового розчину в свердловині і трубі, що з’єднує бурову установку на поверхні з устям свердловини на дні моря і розділяє море від свердловини, на морську воду. Розчин викачували в місткості на платформі і звідти на допоміжне судно. Оскільки морська вода набагато легша від бурового розчину, то відповідно знизився гідростатичний тиск у свердловині, що запирав газ у пласті. Персонал бурової знав про газові прояви в процесі буріння, про що свідчить газовий факел на викидній лінії (рис. 2.13, б).
Рисунок 2.16 – Діаграма параметрів буріння за дві години до викиду на свердловині 252 “Deepwater Horizon”, записана з 20:00 до 21:50 за місцевим часом:
1 – велике збільшення об’єму розчину в ємностях (приплив газу); 2 – збільшення вимірюваного газу; 3, 5 – зупинка промивання;
4 – зниження об’єму бурового розчину; 6 – збільшення об’єму розчину в ємностях, хоча зупинилися насоси; 7 – збільшення тиску в стояку; 8 – початок викиду; 9 – викид води з райзера
Діаграма параметрів контролю буріння за дві години до викиду (рис. 2.16) підтверджує, що райзер і верхні 900 м свердловини були повністю заповнені морською водою до 20:00 20 квітня і бригада виконувала промивання. Через 10 хвилин, о 20:10, почав зростати рівень розчину в ємностях (можливо в результаті виділення газу з розчину). Рівень розчину зростав так швидко, що крива параметра на діаграмі чотири рази перескочила через 0. Коли о 21:08 промивання припинили, рівень в ємностях почав падати (можливо через дегазацію розчину). О 21:30 знову зупинили промивання, але рівень розчину в мірних ємностях продовжував зростати. Тиск на вході зростав і падав двічі між 21:30 та 21:42 (цей показник відображає тиск на вибої).
Постійне зростання тиску в свердловині свідчить про газові прояви. Можливо газ проникав у свердловину після неякісного цементування біля вибою і на той момент досяг ущільнень між райзером і морським дном. У 21:47 тиск і рівень у мірниках виходили за межі шкали. Почався викид. Між 21:47 і 21:49 газ з 177,8 мм експлуатаційної колони досяг рівня морського дна, витіснив воду з райзера фонтаном, що здійнявся вище бурової вишки, загорівся і вибухнув.
Загалом, спеціалісти, в результаті тривалого розслідування, виявили цілий комплекс чинників, що призвели до аварії. Водночас зазначимо, що технологія буріння і видобування вуглеводнів на морі розвиваються значно швидшими темпами, ніж засоби безпеки і техніки ліквідації таких масштабних аварій.