Авария в Мексиканском заливе: причины и последствия

Уважаемы подписчики! Сегодня хочу немного отвлечься от анализа энергетического сектора стран СНГ и поговорить о делах «давно минувших дней». А именно, об аварии в Мексиканском заливе и ее последствиях.

В 2010 г. в открытом море на удалении 64 км от побережья США глубоководная полупогружная буровая установка (ППБУ) 5-го поколения “Deepwater Horizon” американской компании “Transocean” выполняла бурение разведочной скважины “Macondo” на участке “
Mississippi Canyon Block 252”, лицензией на который с марта 2008 г. владела корпорация “BP”. Глубина моря в точке заложения скважины составила 1522 м, а к 20 апреля 2010 г. бурением было пройдено, обсажено колоннами и зацементировано 5486 м.

На завершающем этапе работ 20 апреля 2010 г. неожиданно был вскрыт нефтесодержащий коллектор, в котором давление скважинной жидкости превысило более чем в 2 раза расчетное значение данного показателя, что спровоцировало поломку двух предохранительных обратных клапанов и выброс горючей смеси, который, в свою очередь, привел к пожару. Возгорание локализовать не удалось и 22 апреля взорвался запас дизельного топлива (около 2,6 тыс. куб. м), хранящегося на борту ППБУ. В этот период на платфор­ме находились 126 человек, из них 11 погибли. Емкости для хранения ДТ располагались в понтонах платформы, и их разрушение привело к опрокидыванию “Deepwater Horizon”. Затонувшая ППБУ изогнула трубопровод, соединявший ее с устьем скважи­ны, в результате чего из поврежденного устьево­го оборудования скважины нача­лось фонтанирование нефтегазо­вой смеси. Данное событие было квалифицировано как «крупная экологическая и техногенная ка­тастрофа».

Отметим, в Мексиканском заливе на значительной глубине могут находиться крупные и очень крупные нефтяные месторождения, одно из которых, возможно, и могла зафиксировать компания “BP” на данном участке шельфа (потенциал залежи нефти блока 252 оценивался в 100 млн. барр.).

После взрыва и опрокидывания платформы началась разработка и подготовка мероприятий по ликвидации утечки нефти, а также работы по исследованию конструкции противовыбросного клапана “blowout preventer” (“ВОР”), который предназначен для предотвращения прорыва нефтегазо­вой смеси из скважины. Начиная с 7 мая пред­принято несколько попыток пере­крыть утечку скважинной жидкости.

Согласно первому плану (плану «А») на устье скважины был установлен защитный купол, но 9 мая интенсивное гидратообразование вынудило поднять его со дна. К 16 мая с помощью трубы, вставленной в повреж­денную водоотделяющую колонну (райзер), удалось обеспечить частичную откачку нефти из скважины. Доля отбираемой нефти не превысила 20%, поэтому данный способ ликвидации течи был признан неудачным.

Затем 26 мая “BP” осуществила попытку применить технологию “Top Kill”. В данной операции приняло уча­стие несколько специальных судов. Суть ее заключалась в закачке в поврежденную скважину тяже­лых технологических жидкостей с после­дующей их цементацией спе­циальным раствором. В течение трех дней под высоким давлени­ем было закачано более 30 тыс. т тяжелых буровых растворов и осуществлено 16 “выстрелов” раз­личными закупоривающими материалами (резиновые мячи, куски покрышек и связанные кана­ты) по поврежденному клапану. Остановить поток жидкости из скважины не удалось, и “BP” отказалась от дальнейшего проведения данной операции.

С 28 по 30 мая проведена закачка цементного раствора в скважину, но это также не принесло позитивного результата. Компания “BP” прекратила и эту операцию и сосредоточилась на сооружении новой системы сбора скважинной жидкости с применением улавливающего устройства.

В начале июня специалистам удалось срезать деформированную часть колонны у устья скважины и установить колпак - клапан выше поврежденного обратного клапана скважины (“ВОР”). Резка райзера проводилась алмазной пилой с использовани­ем подводных аппаратов, имеющих дистанционное управ­ление (“RОV”), и гидравлических ножниц, при этом было необходимо выполнить операцию с высокой точностью с целью получения горизонтального среза для исключения заклинивания пилы при резке и обеспечения в дальнейшем требуемой герметичности стыка водоотделяющей колонны и сдержива­ющего устройства. Система сдерживания “Lower Marine Riser Package” (“LMRP”) имела два купола, каждый с раз­личным устройством герметизации. Для предотвращения гидратообразования к системе был подсоеди­нен трубопровод, по которому подавался метанол. Скважинная жидкость по трубе, обогреваемой теплой водой из верхних слоев залива (с целью исключения образования газогидратных пробок), поступала на буровое судно “Discoverer Enterprise”.

По данным “BP”, к 5 июня было собрано 10,5 тыс. барр. нефти и сожжено в факеле 623 тыс. куб. м газа, а по состо­янию на 7 июня с помощью тех­нологии “LMRP” удалось добить­ся 90% - ного отбора нефтегазовой смеси из аварийной скважины. В последующий период “ВР” предполагала повысить эффектив­ность работы “LMRP” путем использования линий и коллекторов, задействованных в операции “Top Kill”, для отбо­ра нефти и доставки ее на поверх­ность на судно “Q4000” через отдельный трубопровод. Имелись также планы по монтажу на глубине примерно 100 м от уровня моря плавающего рукава, соединенного с буровой трубой, выходящей из купола. Гибкий трубопровод мог позволить экипажам кораблей более эффективно действовать во время штормов, сезон которых в Мексиканском заливе наступает в июле.

По итогам работ руко­водство “ВР” приняло решение не восстанавливать скважину Macondo и зацементировать ее через две разгрузочные скважины, бурение которых было начато 2 мая (ППБУ “Development Driller III”) и 16 мая (ППБУ “Development Driller II”).

Начиная с мая 2010 г. в регионе велись работы по сбору и дис­пергированию нефти на поверхности моря, а также очистке загрязненно­го побережья Мексиканского залива, в которых принимали участие более 2,6 тыс. судов различного назначения (нефтес­борщики, баржи, буксиры). По состоянию на начало июня суммарная длина улавливающих боновых заграждений составила 670 км, кроме того, было установлено 730 км сорби­рующих бонов.

Первоначальные суммарные затраты “BP” составили примерно 1,25 млрд. долл. В эту сумму вошли стоимость работ по ликвидации утечки нефти, бурению скважин, гранты штатам Мексиканского залива, суммы, уплаченные по искам юридических и физических лиц, а также компенсация федеральному бюджету США (в дальнейшем данный показатель увеличился в несколько раз).

Оценивая экологический ущерб, ряд ученых и специалистов полагают, что темпы разлива нефти составили 12 - 25 тыс. барр./сут. (1,6 - 3,4 тыс. т/сут.), а, по данным Береговой охраны США (“USCG”) и “BP”, этот показатель находится на уровне 5 тыс. Расхождение может быть вызвано использованием различных методов оценки. Так, группа исследователей, использующая метод баланса масс, базировала свою оценку на объеме нефти, находящейся на поверхности воды, который по состоянию на 17 мая составил 130 - 270 тыс. барр., что позволило говорить о темпе выбросов, равном 12 – 19 тыс. барр./сут. Специалисты, применявшие в своих расчетах газодинамические параметры и изучившие видеосъемку подводного трубопровода, оценили этот показатель в 12 - 25 тыс. барр./сут. По данным директора Геологической службы США (“USGS”) М. МакНатта, на точность оценок оказало влияние то обстоятельство, что примерно 75% выбросов приходилось на природный газ.

Итак, компания “ВР” признала, что в Мексиканском заливе в ходе работ компания столкнулась с неожиданными ситуациями, не предусмотренными действующими расчетами и инструкциями, поэтому специалисты “British Petroleum” считают, что нефтяным компаниям необходимо пересмотреть ряд показателей при проведении работ на глубоководном шельфе, и в первую очередь, в сфере техники безопасности. Отметим, во второй половине 2010 г. стоимость акций “BP” резко снизилась - почти на 25%.

Катастрофа в Мекси­канском заливе подняла новую волну призывов прекра­тить буровые работы в море и поставила под вопрос осуществле­ние ряда шельфовых проектов во всем мире. Запрет на разработку нефтя­ных запасов на шельфе, без­условно, был бы эффективной мерой против загрязнения мор­ской среды. Однако необходимо особо отметить, что в экваториальных водах США разрешаются сбросы скважинной жидкости в водную среду, поскольку в данном регионе время восстановления флоры и фауны составляет 2 - 3 года (в отличие от арктических территорий).

Кроме того, следует учитывать, что в течение по­следних 20 лет почти 70% но­вых запасов было открыто на морском шельфе и в настоящее время более 1/3 миро­вой добычи нефти производится в Мировом океане. В настоящее время на морских шельфах известно примерно 3 тыс. месторожде­ний углеводородов, из них около 1 тыс. нахо­дятся в разработке.

Условно выде­ляются три этапа шельфовой актив­ности нефтегазовых компаний. На первом этапе - до 1982 г. основными регионами их деятельности были Персидский залив и Север­ное море. На втором этапе - с 1983 г. по 2005 г. на шельфе ежегодно открывалось около 100 ме­сторождений углеводородного сырья. Количество стран, предлагавших в аренду шельфовые блоки, увеличилось с 95 в 1985 г. до 133 в 2005 г., а число контрактов на лицензион­ные блоки за этот период вырос­ло почти в 4 раза - с 2,3 тыс. до 8,5 тыс.

Одновременно типовой размер блоков увеличился с 5,5 млн. кв. км в 1995 г. до 9,2 млн. в 2005 г. Во второй период развития шельфовых проектов основными регионами активности были Западная Аф­рика, Бразилия и Каспий.

В настоящее время продолжается третий период ак­тивизации нефтегазовых работ на шельфе, который охватил практически все страны мира, имеющие выходы к морю. В начале 2010 г. действова­ло более 10 тыс. контрактов на блоки, размер которых вырос до 12 млн. кв. км. В период с 2005 г. по 2009 г. средняя глубина скважины на шельфе увеличилась с 3,1 тыс. до 3,6 тыс. м, глубина воды над уровнем моря - с 450 до 600 м. В течение последних 5 лет крупные и очень крупные месторож­дения были открыты в глубоководных частях шельфовой зоны США, Бразилии, Анголы, Нигерии, Га­ны, Индии, Австралии и Малай­зии, а также в Китае, России, Мексике, Тринидаде и То­баго, на Кубе, в Мозамбике, Камеруне, Гане и Ливии (всего более чем в 50 странах). В 2005 - 2009 гг. в глубоких частях Мирового океана выявлены принципиально новые, ранее неизвестные типы зале­жей. Среди них месторождения в подсолевых отложениях мелового возраста в бассейне Сантос в Бразилии или залежи нефти в турбудитовых песчаниках в бассейне Сантониан на шельфе Ганы. Подобные открытия создают основу для разработки новой концепции скопления угле­водородов в глубоководных ча­стях мирового шельфа.

В течение ближайших 20 лет в мире может быть открыто около 106 млн. барр. н.э. углеводородов в 46 глубоководных комплексах пород на шельфах Мексиканско­го залива, Бразилии, Анголы, Ни­герии и Австралии.

Благодарю за внимание!

Не забывайте подписываться на канал.