Апр 10
от уже 11 день, в Мексиканском заливе бурлит фонтан нефти, но они не могут перекрыть трубу.
Как я понимаю проблема в том что они не знают как это сделать, а значит нет способа решения этой проблемы и нефть будет литься 5000 баррелей в сутки. Пятно уже возле берега. Масштабы этого огромны. Всем ВСЁ РОВНО. rolleyes.gif
Почему мы не можем придумать способ заткнуть эту трубу? Можем! А способ можно отправить через журналистов.
Тема обсуждается на соседнем форуме,
Приглашаем Вас!
Опубликовано
30 Апр 2010
Активность
78
ответов
8511
просмотров
27
участников
0
Рейтинг
Фонтанщиков надо.
Глубинных.
Пару дней назад по новостям слышал, что обсуждается вопрос о том, что делать с нефтью. Высказывались мнения, что его (пятно) нужно сжигать. Что вред в любом случае будет огромен, но от сжигания он будет меньшим
забуриться надо в скважину с плавучего судна (drillship) и заглушить
You may have heard the news in the last two days about the Deepwater Horizon drilling rig which caught fire, burned for two days, then
sank in 5,000 ft of water in the Gulf of Mexico. There are still 11 men missing, and they are not expected to be found.
The rig belongs to Transocean, the world’s biggest offshore drilling contractor. The rig was originally contracted through the year 2013 to
BP and was working on BP’s Macondo exploration well when the fire broke out. The rig costs about $500,000 per day to contract. The full
drilling spread, with helicopters and support vessels and other services, will cost closer to $1,000,000 per day to operate in the course of
drilling for oil and gas. The rig cost about $350,000,000 to build in 2001 and would cost at least double that to replace today.
The rig represents the cutting edge of drilling technology. It is a floating rig, capable of working in up to 10,000 ft water depth. The rig is
not moored; It does not use anchors because it would be too costly and too heavy to suspend this mooring load from the floating
structure. Rather, a triply-redundant computer system uses satellite positioning to control powerful thrusters that keep the rig on station
within a few feet of its intended location, at all times. This is called Dynamic Positioning.
The rig had apparently just finished cementing steel casing in place at depths exceeding 18,000 ft. The next operation was to suspend the
well so that the rig could move to its next drilling location, the idea being that a rig would return to this well later in order to complete the
work necessary to bring the well into production.
It is thought that somehow formation fluids – oil /gas – got into the wellbore and were undetected until it was too late to take action. With a
floating drilling rig setup, because it moves with the waves, currents, and winds, all of the main pressure control equipment sits on the
seabed – the uppermost unmoving point in the well. This pressure control equipment – the Blowout Preventers, or ‘BOP’s” as they’re
called, are controlled with redundant systems from the rig. In the event of a serious emergency, there are multiple Panic Buttons to hit,
and even fail-safe Deadman systems that should be automatically engaged when something of this proportion breaks out. None of them
were aparently activated, suggesting that the blowout was especially swift to escalate at the surface. The flames were visible up to about
35 miles away. Not the glow – the flames. They were 200 – 300 ft high.
All of this will be investigated and it will be some months before all of the particulars are known. For now, it is enough to say that this
marvel of modern technology, which had been operating with an excellent safety record, has burned up and sunk taking souls with it.
The well still is apparently flowing oil, which is appearing at the surface as a slick. They have been working with remotely operated
vehicles, or ROV’s which are essentially tethered miniature submarines with manipulator arms and other equipment that can perform work
underwater while the operator sits on a vessel. These are what were used to explore the Titanic, among other things. Every floating rig
has one on board and they are in constant use. In this case, they are deploying ROV’s from dedicated service vessels. They have been
trying to close the well in using a specialized port on the BOP’s and a pumping arrangement on their ROV’s. They have been unsuccessful
so far. Specialized pollution control vessels have been scrambled to start working the spill, skimming the oil up.
In the coming weeks they will move in at least one other rig to drill a fresh well that will intersect the blowing one at its pay zone. They will
use technology that is capable of drilling from a floating rig, over 3 miles deep to an exact specific point in the earth – with a target radius
of just a few feet plus or minus. Once they intersect their target, a heavy fluid will be pumped that exceeds the formation’s pressure, thus
causing the flow to cease and rendering the well safe at last. It will take at least a couple of months to get this done, bringing all available
technology to bear. It will be an ecological disaster if the well flows all of the while; Optimistically, it could bridge off downhole.
It’s a sad day when something like this happens to any rig, but even more so when it happens to something on the cutting edge of our
capabilities. The photos that follow show the progression of events over the 36 hours from catching fire to sinking.
Это мне от компанейских HSE пришло. К сожалению не нашел, как файл прикрепить к сообщению.
Интересно, сколько времени уйдет на то, чтобы подогнать другой риг и забуриться на 13K feet? Боюсь и за месяц не управятся...
Если срочно не задраить BOP, то всем рыбкам в Мексиканском заливе придет пипец!
Можно еще с подлодки или кораблика пальнуть ракеткой какой-нибудь побольше так, чтобы скважину у основания разнесло... все равно терять уже нечего.
Гениальная мысль!
У основания - это где? На 18 тысячах футов? Ну устроишь там перфорацию - еще больше нефти попрет!
Можно еще грязными тряпками скважину заткнуть или каким другим ненужным барахлом, если торпеда не поможет!
Атрезать диномитам пад вадой, там не гарит и скорость патока ниже , патом надеть привентар и заварить и закрыть , всех наказать патом наградить
А в заливе проводить бактериалагические и химические опыты имутаторные иследования !
Как Вы представляете себе этот процесс? Если там раньше была платформа, а от неё вниз шла труба на 1500м, потом эта платформа рванула и ушла под воду. Вопрос: что с трубопроводом, то есть на какой глубине он и что с ним могло произойти если сверху тонет платформа.
То что, что-то надо делать это правильно!
Отрезать нужно грамотно и понимать каждый шаг этой подводной операции!!
Есть предложение: Cконструировать подводный аппарат с мощным гидравлическим прессом и на тросе спустить туда, найти трубу и зажать её!
(нужно мнение специалиста)
Вам в песочницу!
Конечно, можно и забуриться соседней скважиной, но в итоге всё равно нужно будет ставить арматуру с превентором.
Думаю, эти отважные парни справятся с установкой глубоководного превентора
Можно еще залив оградить, воду очень быстро куда нить откачать, и будет бассейн с нефтей. Потом этот бассейн американцам продать, на вырученные деньги, ликвидировать последствия экологической катастрофы.
по теме - фантазировать можно сколько угодно: на ликвидацию последствий - убирать растворенную нефть бактериями...на ликвидацию аварии- забуриться с новой скважины и заглушить.
фотки на тему аварии
По новостям сказали, что БП собираются накрывать этот огрызок 98-тонным конусом. Через этот конус планируется откачка нефти в танкер.
Ещё они собираются вскоре начать бурение на расстоянии около километра.
Вот инфа с фотками, по корпоративке пришлоHorizon.pdf
- они зажопили денег на аварийный клапан.
в комментах к статье написано что он 500 тыс стоит.
от сцуко скряги
Коллега, посоветовал бы не разбрасываться подобными заявлениями..... В самой БП до сих не знают истинную причину катастрофы.... Есть только догадки.... Могло быть что угодно, но только не пренебрежение мерами безопасности, и я сомневаюсь, что какое то оборудование было исключено экономии ради.... кто работает в иностранных мэйджерах, тот меня поймет..... Там тупо для замены клапана на заглушенном затрубье по 100 HAZOP-ов делают... А 500 килобаксов для оффшора это так ... семечки (один раз RST сделать Сахалине).....
"Бурение велось на супербольшой глубине, 1,5 км, — это почти экспериментальное бурение..." - неправда! 1.5 километра сейчас не так уж и много. В Бразилии уже давно бурят в 3-х километровой (и более) толще воды.
"...точных сведений о том, как ведет себя нефть на таких глубинах, практически нет."
кто-нибудь знает, как ведет себя нефть на 1.5 км или это действительно тайна для науки? 
Господа геологи, резервуарщики и технологи
"Скважина не была снабжена специальным «устройством последней надежды» — аварийным клапаном глушения с дистанционным приводом."
Без него уже пол века, как ничего не делается! Тем более в таких серьезных компаниях, как BP.
Это противовыбросовым превентером (aka BOP) что ль?
В общем, уважаемый, не стоит нефтяникам такие статьи подсовывать. Пусть домохозяйки читают!
Подводная фонтанная эксплуатация скважины.
Интересно сколько Вр (Вся Россия - Баба Рита) потеряет бабосов на этом косяке? Консолидировано.
У меня в конторе возникают предположения типа, пару месяцев и БиПи обанкротиться или в конце этого движения Т. Хейвард полетит с работы.
Я думаю по результатам расследования вообще будут пересмотренны стандарты по безопасности на офшоре. Будут предложены новые решению по клапанам и БОП с дистанционным на радиосвязи запуском, с автономным питанием.
И стандарт отношений на буровой. Супервайзер (компанимэн, суперинтендант) от оператора- недропользователя и контракторы, включая бурового контрактора. Изменение отвественностей. я думаю будет больше людей от заказчика на буровой, возможно инженерный состав.
Но гораздо важнее здесь - потеря репутации. А это вещь куда серьезнее, чем выплата компенсаций и гипотетические недополученные миллиарды $ c утекающей нефти.
BP теперь в ближайшее время и на пушечный выстрел не подпустят к новым проектам!
Вот я чего-то не понимаю, почему в таких ситуациях БиПи и пр. операторы за все косяки отвечают? Платформа Трансоушена? Вот пускай они и отдуваются. Там же из 120 человек, только 8 из БиПи. Они же там ни одной гайки не крутили.
подскажите новичку, в какой момент превенторы убирают? Если они все зацементировали, в принципе, можно и убирать?
Точно не берусь судить, но думаю так:
По нашему закону "о недрах" именно недропользователь-владелец лицензии обязан обеспечить безосное ведение работ и охрану ОС. По аналогии у них такие же положения есть.
Кстати,на заметку. Если на участке "завоняла" не ваша старая скважина, все убытки и штрафы наше доблестное государство повесит именно на вас, преценденты уже были.
Transocean может только разделить ответственность, если принимал какие-то решения в обход БиПи-шных супервайзеров, что в свою очередь не отменяет вину БиПи.
Жадное до баблоса (а хто не?) правительство Базабамы конечно поимеет ВР по полной
Могут реально опустить контору и, вероятно, не по делу. С этой стороны хуже времени для такой аварии и придумать нельзя.
Упорно замалчивается - а кто собственно был на платформе, и в том числе сколько нелегалов там "трудилось". Без опыта глубоководного бурения и без базисного знания языка. ВР (как и большинство крупных операторов) закрывают на это глаза, чтобы избежать обвинений в дискриминации.
3. В данной части Мексиканоского залива давно бурят вертикалки и наклонные стволы на 20-25000 футов т.е. около 6-7.5 км. Однако при этом АВПД и температуры, по сравнению с шельфом, существенно снижаются.
Я как понимаю, они именно ушли другую скважину бурить, а не бурить эксплуатационную после технической. поэтому и вопрос - превенторы убираут вообще? После бурения.
> Good description of what happened from an interview....
>
>
>
> This well had been giving some problems all the way down and was a big discovery. Big pressure, 16ppg+ mud weight. They ran a long string of 7" production casing - not a liner, the confusion arising from the fact that all casing strings on a floating rig are run on drill pipe and hung off on the wellhead on the sea floor, like a "liner". They cemented this casing with lightweight cement containing nitrogen because they were having lost circulation in between the well kicking all the way down.
>
> The calculations and the execution of this kind of a cement job are complex, in order that you neither let the well flow from too little hydrostatic pressure nor break it down and lose the fluid and cement from too much hydrostatic But you gotta believe BP had 8 or 10 of their best double and triple checking everything.
>
> On the outside of the top joint of casing is a seal assembly - "packoff" - that sets inside the subsea wellhead and seals. This was set and tested to 10,000 psi, OK. Remember they are doing all this from the surface 5,000 feet away. The technology is fascinating, like going to the moon or fishing out the Russian sub, or killing all the fires in Kuwait in 14 months instead of 5 years. We never have had an accident like this before so hubris, the folie d'grandeur, sort of takes over. BP were the leaders in all this stretching the envelope all over the world in deep water.
>
> This was the end of the well until testing was to begin at a later time, so a temporary "bridge plug" was run in on drill pipe to set somewhere near the top of the well below 5,000 ft. This is the second barrier, you always have to have 2, and the casing was the first one. It is not know if this was actually set or not. At the same time they took the 16+ ppg mud out of the riser and replaced it with sea water so that they could pull the riser, lay it down, and move off.
>
> When they did this, they of course took away all the hydrostatic on the well. But this was OK, normal, since the well was plugged both on the inside with the casing and on the outside with the tested packoff. But something turned loose all of a sudden, and the conventional wisdom would be the packoff on the outside of the casing.
>
> Gas and oil rushed up the riser; there was little wind, and a gas cloud got all over the rig. When the main inductions of the engines got a whiff, they ran away and exploded. Blew them right off the rig. This set everything on fire. A similar explosion in the mud pit / mud pump room blew the mud pumps overboard. Another in the mud sack storage room, sited most unfortunately right next to the living quarters, took out all the interior walls where everyone was hanging out having - I am not making this up - a party to celebrate 7 years of accident free work on this rig. 7 BP bigwigs were there visiting from town.
>
> In this sense they were lucky that the only ones lost were the 9 rig crew on the rig floor and 2 mud engineers down on the pits. The furniture and walls trapped some and broke some bones but they all managed to get in the lifeboats with assistance from the others.
>
> The safety shut ins on the BOP were tripped but it is not clear why they did not work. This system has 4 way redundancy; 2 separate hydraulic systems and 2 separate electric systems should be able to operate any of the functions on the stack. They are tested every 14 days, all of them. (there is also a stab on the stack so that an ROV can plug in and operate it, but now it is too late because things are damaged).
>
> The well is flowing through the BOP stack, probably around the outside of the 7" casing. As reported elsewhere, none of the "rams", those being the valves that are suppose to close around the drill pipe and / or shear it right in two and seal on the open hole, are sealing. Up the riser and out some holes in it where it is kinked. A little is coming out of the drill pipe too which is sticking out of the top of the riser and laid out on the ocean floor. The volumes as reported by the media are not correct but who knows exactly how much is coming?
>
> 2 relief wells will be drilled but it will take at least 60 days to kill it that way. There is a "deep sea intervention vessel" on the way, I don't know if that means a submarine or not, one would think this is too deep for subs, and it will have special cutting tools to try to cut off the very bottom of the riser on top of the BOP. The area is remarkably free from debris. The rig "Enterprise" is standing by with another BOP stack and a special connector to set down on top of the original one and then close You saw this sort of thing in Red Adair movies and in Kuwait, a new stack dangling from a crane is just dropped down on the well after all the junk is removed. But that is not 5,000 ft underwater.
>
> One unknown is if they get a new stack on it and close it, will the bitch broach around the outside of all the casing??
>
> In order for a disaster of this magnitude to happen, more than one thing has to go wrong, or fail. First, a shitty cement job. The wellhead packoff / seal assembly, while designed to hold the pressure, is just a backup. And finally, the ability to close the well in with the BOP somehow went away.
>
> A bad deal for the industry, for sure. Forget about California and Florida . Normal operations in the Gulf will be overregulated like the N. Sea. And so on.
Спасибо. Я только теперь понял, что там случилось. Только как, интересно, так получилось, что ни один BOP не сработал? Shit happens, причем по полной программе
наконец-то нормальное объяснение произошедшего, а то в прессе только рассказы для домохозяек, читаешь и офигеваешь насколько непрофессионально
Я бы сказал вероятность обонкрочивания БП не исключено. Процесс может пойти по сценарию обонкрочивания Лехман Брозерс, когда годсударство кинуло банк на рестерзание другим банкам. БП наверное будет сопротивляться но дела у них идут уже давно плохо, об этом говорит сокращения в прошлых годах и внедрения принципов сикс-сигма, и история косяков, в прошлом взырыв на НПЗ и утечка по трубе. 3-й случай катастрофы было лишь делом времени (страховщики знают эту тему). Замена ген директора как показывает ничего не изменило.
Самое кто попал во всем этом так это часная компания Анадарко. Как говориться не за что. Владеют 10% и соответсвенно от 3 миллиарда им платить 10% процента что означает - им крышка. Хотя они говорят что все будет пучком.
Основные расходы будут из-за судебных исков, а иски все будут на бурового подрядчика и оператора, может еще на производителя BOP, так что Анадарко и другому партнеру по этой скважине максимум придется потратиться на 2 relief wells.
Не верю, что БП может обанкротится. У них денег, больше чем мы можем себе представить. Если бы не в мексиканском заливе, это по сути дела был бы рутинный инцидент, которых в бурении немало бывает... Теперь какие-то экологи говорят, что БП все врет и нефти там прет на самом деле 40 тыс. баррелей в день. Всем бы такиx скважин, чтобы по 40 тыс. бар./день
Про 20K BOPD слышал только легенды
Откуда такая категоричность. У БП есть скважины в Мексиканском заливе которые дают по 50 тыс bopd. Насколько я понимаю 5000 bopd эту цифру озвучили со стороны властей, а БП спорить не стало, реально никто не знает даже примерно какой дебит у той скважины, в таком режиме скважины здесь не эксплуатируются - без НКТ + низкое противодавление.
реально никто не знает даже примерно какой дебит у той скважины, в таком режиме скважины здесь не эксплуатируются - без НКТ + низкое противодавление.
Разве так трудно хотя бы ориентировочно прикинуть максимальный дебит скважины на фонтане, зная "буферное" давление и имея предположения (раз скважины там есть) о пластовом давлении и свойстве флюида? Чтобы хотябы примерно знать с каким объёмом нефти имеют они дело ежесуточно.
Максимальный дебит подсчитать можно, но такая цифра никому не понравится
Нам параметры скважины неизвестны и она находится в стороне от текущей активной области, но исходя из аналогий по GOM можно предположить:
pay 70ft (много меньше вряд ли, иначе бы production casing не стали бы спускать)
perm 300 mD (low side)
Давление 18000ft*0.56 (средний АВПД)=10000 psi
Устьевое 5000ft*0.435=2200 psi, плюс гидростатика (18000-5000)*0.34=4400 psi
вязкость, скажем, 0.7 cp, Bo 1.4
Skin, пусть +10
Получим Q=70*300*5600/(141.2*0.7*1.4*(ln(2500/0.4)+10)=45000 bopd,
Но то максимальный, в реальности скважина зацементирована + поток идет через BOP и какие все вместе потери давления неизвестно. Плюс из-за большой депрессии идет вынос породы и снижение проницаемости в призабойной зоне.
лучше представьте арифметику, тогда получится $1.5 млрд
Это кэш за продукт, а где все расходы? А они там оооочень большие...
Это кэш за продукт, а где все расходы? А они там оооочень большие...
Это они теперь большие
В статье говорится, что утечку все-таки остановили. Пишет "Деловая газета "Взгляд":
"По данным самой BP, из аварийной скважины в океан каждый день попадает порядка 5 млн баррелей сырой нефти. Однако эксперты считают, что все гораздо серьезнее. Ранее тревогу забили ученые, заявив, что на глубине Мексиканского залива находится «ужасающее» количество нефти.
BP обвиняют в попытках скрыть масштабы катастрофы, а власти США – в недостаточном контроле за нефтяными компаниями, разрабатывающими шельф."
Я под столом
А кто-то читает и верит. 5 млн бареллей в день... Половина всей добычи в России... с одной скважины. Но на самом-то деле все серьезнее 
не знаю по последним вестям с полей утечку так и удалось устранить, не сработало
Зато распорядились остановить все бурение и теперь будет полный бардак.
Наверное имеется серьезный косяк по результатам расследования ибо останавливать в заливе даже текущее бурение это очень крутая мера.
Страницы