How it all happened: Gulf of Mexico

April 20 was a day of triumph for British Petroleum and Transocean's Deepwater Horizon drilling platform team. A floating drilling platform 80 km off the coast of Louisiana at a point where the water depth was 1.5 km, has almost completed drilling a well that goes 3.6 km below the ocean floor. It was such a difficult task that it was often compared to flying to the moon. Now, after 74 days of continuous drilling, BP was preparing to seal the Macondo Prospect well and leave it as it was until all production equipment was delivered to the site to ensure a regular supply of oil and gas. Around 10:30 in the morning, the helicopter brought four top managers - two from BP and two from Transocean - for the festive ceremony in connection with the completion of drilling operations, and at the same time about seven years of trouble-free operation of this drilling platform.

Over the next few hours, events unfolding on the platform that would well deserve inclusion in safety textbooks. Like the partial melting of the reactor core at the Three Mile Island nuclear power plant in 1979, the leakage of toxic substances at the chemical plant in Bhopal (India) in 1984, the destruction of the Challenger and the Chernobyl disaster in 1986, these events caused not just one wrong step or breakdown in a particular node. The crash on Deepwater Horizon was the result of a chain of events.

On April 21, 2010, in the Gulf of Mexico, rescue vessels confront hell roaming the Deepwater Horizon drilling platform. The fire is fueled by oil and gas coming from a subsea well - it exploded a day earlier at a depth of five and a half kilometers below the deck of this platform.

Complacency

Deep water wells have been working without problems for decades in a row. Of course, underwater drilling is a difficult task, but there are already 3423 active wells only in the Gulf of Mexico, with 25 of them drilled at depths of more than 300 m. Seven months before the disaster, four hundred kilometers southeast of Houston, the same drilling platform was drilled the deepest well in the world, beneath the ocean floor at a fantastic depth of 10.5 km.

What was impossible a few years ago became a routine. BP and Transocean hit record after record. The same offshore drilling technology and the same equipment, which perfectly proved themselves when developing in shallow water, are quite effective, as practice has shown, at more serious depths. Oil workers, as in the gold rush, rushed into the ocean depths.

33 years since the death of the “peaceful atom”: anniversary of the Chernobyl accident

What caused the release British Petroleum (BP) leases drilling rigs owned by the Swiss company Transocean. With their help, it makes its way to a hydrocarbon field called Macondo Prospect. This field is located 80 km southeast of the city of Venice (Louisiana) at a depth of 3.9 km under the ocean floor (the depth of the ocean at this place is one and a half kilometers). The potential reserve is 100 million barrels (medium-sized field). BP is going to do all the drilling work in 51 days.

Pride paved the way for the misfortune that happened at the rig. “In the event that a well suddenly starts gushing, creating an oil spill, one should not be afraid of serious consequences, since the work is being carried out in accordance with the industry standards, proven equipment is used and there are techniques specially developed for such cases ...” - it says so The prospecting plan, which was submitted by BP to the US supervisory authority, Minerals Managements Service (MMS) of the US Department of Mineral Resources, on March 10, 2009. Spontaneous gushing of subsea wells happens all the time, only in the Gulf of Mexico from 1980 to 2008, 173 cases were recorded, however, not a single such outburst has occurred in deep water. In fact, neither BP nor its competitors had in this case either “proven equipment” or “specially developed techniques” - no insurance plan at all in anticipation of any catastrophic accident at great depths.


October 7, 2009

BP begins drilling operations on a 2280 hectare site rented back in 2008 for $ 34 million. However, the Marianas drilling platform that was used first was damaged by Ida, so it was being towed to the shipyard for repairs. It takes three months to replace it with the Deepwater Horizon platform and resume work.

February 6, 2010

Horizon begins drilling at the Macondo field. In order to keep up with the schedule, workers are in a hurry, overestimating the drilling speed. Soon due to excessive velocities, the walls of the well crack, and gas begins to seep inside. Engineers seal the bottom 600 meters of the well and direct the well around. These alterations cost a two-week delay.

Mid march

Mike Williams, chief electronics officer at Transocean, asks underwater operations manager Mark Hay why gas shutoff features are simply disabled in the control panel. If you believe Williams, Haye replied: "Yes, we all do that." The year before, Williams noticed that all emergency lamps and indicators on the rig were simply turned off, and if a gas leak and fire were detected, they would not be automatically activated. In March, he saw a worker holding pieces of rubber taken from a well in his hands. These were fragments of a vital cylindrical valve - one of the parts of a blowout preventer, a multi-storey construction of safety valves installed above the wellhead. According to Williams, Haye said, “It's okay.”

March 30, 10:54

BP engineer Brian Morel sends an email to his colleague discussing the idea of ​​lowering a single 175 mm diameter casing into the well so that it extends from the wellhead to its bottom. A safer option with a liner that provides more levels of protection against gas rising in the well, Morel notes: “By avoiding the liner, you will save a lot of time and money.” However, when using a liner, says Ford Brett, an experienced oil engineer, “a well would be much better protected from all sorts of troubles.”

April 9th

Ronald Sepulvado, who manages the well on behalf of BP, reports that a leak has been detected in one of the preventer control devices, which must receive an electronic signal from the platform to shut off the well and give a command to the hydraulic actuators for emergency shutdown of the wells. In such situations, BP is required to notify MMS and suspend drilling operations until this unit is operational. Instead, in order to block the leak, the company switches the faulty device to the “neutral” position and continues drilling. No one notified MMS.

14th of April

BP sends a request to MMS about the possibility of using a single column instead of a safer method with a shank. The next day she receives approval. Two additional requests are agreed in minutes. Since 2004, 2, 200 wells have been drilled in the Gulf, and only one company has managed to get approval for three changes in work plans within 24 hours.

Frivolity

For many years, BP was proud to be able to take on risky business in politically unstable states (for example, Angola and Azerbaijan), which is capable of implementing sophisticated technological solutions in the most remote corners of Alaska or at great depths in the Gulf of Mexico. As Tony Hayward, a former general director of the company, said, “we take on what others cannot or dare not do.” Among oil producers, this company was famous for its frivolous attitude to security problems. According to the Center for Public Integrity, from June 2007 to February 2010 at BP refineries in Texas and Ohio, out of 851 of the 829 breaches of safety regulations, 829 were recognized by the US Occupational Safety Authority as "conscious" or "malicious."

Well Macondo Prospect

The Deepwater Horizon disaster is not the only large-scale oil spill that BP was responsible for. In 2007, her daughter BP Products North America paid a fine of over $ 60 million for violating federal environmental laws in Texas and Alaska. The list of these violations includes the largest spill of 2006 on the Arctic Lowlands (1000 tons of crude oil), when the reason was the company's unwillingness to take adequate measures to protect pipelines from corrosion.

The administration of other oil companies has notified Congress that the drilling programs adopted by BP do not comply with industry standards. “They did not meet all the requirements that we would recommend or apply in our own practice, ” said John S. Watson, president of Chevron.

The Deepwater Horizon platform burned for a day and a half and finally plunged into the waters of the Gulf of Mexico on April 22.

Risk

Oil and methane in deep deposits are under pressure - a little stir, and they can shoot a fountain. The deeper the well, the higher the pressure, and at a depth of 6 km the pressure exceeds 600 atm. During the drilling process, the drilling fluid weighted with mineral fractions, which is pumped into the well, lubricates the entire drill string and leaches the cuttings to the surface. The hydrostatic pressure of a heavy drilling fluid retains liquid hydrocarbons within the reservoir. Drilling fluid can be considered the first line of defense against oil spills.

If oil, gas or plain water gets into the well during the drilling process (say, due to insufficient density of the drilling fluid), pressure will rise sharply in the well and the possibility of release will arise. If the walls of the borehole crack or the cement layer between the casing protecting the drill string and the rock in the borehole walls is not strong enough, gas bubbles can roar up the drill string or outside the casing, falling inside the string at the joints. Well walls can crack, creating opportunities for leaks, says Philip Johnson, a professor of civil engineering at the University of Alabama.

At the base of the well, cement slurry is supplied from inside the casing and rises up the annulus. Cementing is necessary to protect the well and prevent leakage.

Neither the oil industry nor the MMS service thought that while drilling under increasingly difficult conditions, the risk would increase. “There is a clear underestimation of the impending dangers, ” says Steve Arendt, vice president of ABS Consulting and an expert on refining safety. “A long chain of success caught the eye of the drillers. They were simply not ready. ”

Violations

The decisions taken by BP were based on tactics that Robert Beah, a professor at the University of California at Berkeley, calls “introducing irregularities.” The company has long been accustomed to act on the verge of permissible.


Mid april

The review of the BP plan contains recommendations to abandon the use of a single column, since this technical solution creates an open annular space to the very mouth (the gap between the steel casing and the borehole wall). In such a situation, the preventer remains the only barrier to the gas flow, if it does not withstand cement pouring. Despite this warning, BP decided to install a single steel casing.

April 15th

The drilling is completed, and on the platform they intend to pump fresh solution into the well so that the used solution rises from the bottom of the well to the drilling platform. Thus, gas bubbles and rock residues can be brought out - they would weaken the cement filling, which should further fill the annular space. For Macondo, this procedure should take 12 hours. BP cancels its own work plan and allocates only half an hour to circulate the drilling fluid.

April 15, 15:35

Halliburton spokeswoman Jesse Galliano sends an email to BP recommending 21 centralizers — these are special clamps that center the casing in the borehole to ensure a uniform cement fill. In the end, BP costs only six centralizers. John Hyde, who led the BP well service group, admitted that the centralizers were not of the type required for this task. “Why couldn’t you wait until the centralizers you brought?” Asked the lawyer. “But they weren’t brought back, ” said Hyde.

The completion of work was constantly delayed, and the organizers of the work exerted strong pressure. Drilling began on October 7, 2009, with the first use of the Marianas platform. She was hit hard by the November hurricane. It took three months to drive the Horizon platform and continue drilling. 78 days were allotted for all work with a cost of work of $ 96 million, but 51 days were announced as a real time. The company demanded pace. But at the beginning of March, due to the increased drilling speed, the well cracked. Workers had to discard a 600-meter section (3.9 km of those drilled at that time), pour in the defective section with cement and make their way to the oil layer bypassing. By April 9, the well reached the planned depth (5600 m from the level of the drilling platform and 364 m below the last cemented casing segment).

The well is drilled in stages. Workers go some way through the rock, install another segment of the casing and pour cement into the gap between the casing and the surrounding rock. This process is repeated over and over again, casing pipes are becoming smaller and smaller. To fix the last section, the company had two options - either from the wellhead to the bottom to lower a single-row casing string, or to lower a liner - a short pipe string - under the shoe of the lower section of already cemented casing pipes, and then push the second steel casing pipe, which called the extension of the shank. The option with the extension was supposed to cost 7-10 million more than a single column, but it significantly reduced the risk by providing a double barrier to gas. A Congressional investigation showed that BP’s internal documentation, dated mid-April, contains recommendations indicating that it is undesirable to use a single-row casing string. Nevertheless, on April 15, MMS responded positively to a request from BP to amend the application for permission. This document claimed that the use of a single-row casing string "has good economic reasons." In shallow water, single-row columns are used quite often, but they were hardly used in such deep-water exploratory wells as Macondo, where the pressure is very high and the geological structures are not well understood.

As the casing descends, spring clamps (called centralizers) hold the pipe along the axis of the wellbore. This is necessary so that the cement pouring is even and not form cavities through which gas could break through. On April 15, BP notified Jess Galliano of Halliburton that six centralizers are expected to be deployed on the last 364 meters of casing. Gagliano drove an analytical simulation model on the computer, which showed that 10 centralizers give a situation with a “moderate” risk of gas breakthrough, and 21 centralizers could reduce the likelihood of an unfavorable scenario to “small”. Galliano recommended BP is the last option. Gregory Waltz, the head of the drilling engineer group at BP, wrote to John Hyde, the leader of the well service team: “We found 15 Weatherford centralizers in Houston and put all the questions to the rig so we could send them by helicopter in the morning ...” But Hyde objected: “ To install them, it will take 10 hours ... I don’t like all this and ... I doubt whether they are needed at all. ” On April 17, BP informed Galliano that the company decided to use only six centralizers. With seven centralizers, a computer model showed that “there may be serious problems with a gas breakthrough in the well, ” but outweighed $ 41, 000 for each hour of delay, and BP opted for the option with six centralizers.

Blowout preventer A preventer is a 15-meter-high whatnot of shutters designed to plug a well that has left a subordinate position. For reasons still not known, this last line of defense refused to work at the Macondo field.

After cement has been pumped into the well, acoustic cementing is performed. On April 18, a Schlumberger flaw detector team flew out to the rig, but BP refused their services, violating all possible technical regulations.

Technics

Тем временем на буровой все работают как одержимые, не видя ничего вокруг и не руководствуясь ничем, кроме оправдательных соображений и стремления ускорить процесс. Гальяно ясно показал вероятность протечек газа, а такие протечки повышают опасность выброса. Однако его модели не могли никому доказать, что этот выброс обязательно случится.


20 апреля 0:35

Рабочие закачивают вниз по обсадной трубе цементный раствор, затем с помощью бурового раствора выдавливают цемент вверх со дна на высоту 300 м по кольцевому пространству. Все эти действия соответствуют правилам MMS по запечатыванию месторождения углеводородов. Halliburton использует цемент, насыщенный азотом. Такой раствор отлично схватывается со скальными породами, однако требует очень внимательного обращения. Если в не схватившийся цемент проникнут газовые пузырьки, после них останутся каналы, через которые в скважину могут попадать нефть, газ или вода.

20 апреля — 1:00 — 14:30

Halliburton проводит три опрессовки с повышенным давлением. Внутри скважины повышают давление и проверяют, хорошо ли держит цементная заливка. Два теста прошли утром и после обеда. Все благополучно. Были отосланы назад подрядчики, которые прибыли на платформу для 12-часовой акустической дефектоскопии цементной заливки. «Это была ужасная ошибка, — говорит Сатиш Нагараджайя, профессор в Университете Райсе в Хьюстоне. — Вот тут-то они и утратили контроль над событиями».

Последняя линия обороны для глубоководных скважин — противовыбросовый превентор, пятиэтажная башня из задвижек, построенная на океанском дне над устьем скважины. Она должна при необходимости перекрыть и заглушить вышедшую из-под контроля скважину. Правда, превентор на скважине Macondo был нефункционален, одна из его трубных плашек — пластин, охватывающих бурильную колонну и предназначенных не пропустить поднимающиеся через превентор газы и жидкости, — была заменена на нерабочий опытный вариант. На буровых нередко позволяют себе такие замены — они снижают расходы на тестирование механизмов, но платить приходится повышенным риском.

Deepwater Horizon

При расследовании также обнаружилось, что на одном из пультов управления превентором стоял разряженный аккумулятор. Сигнал с пульта запускает срезающую плашку, которая должна просто перерубить бурильную колонну и заглушить скважину. Впрочем, даже если бы на пульте стоял свежезаряженный аккумулятор, срезающая плашка вряд ли сработала бы— выяснилось, что у ее привода протекает одна из гидравлических линий. Правила MMS звучат недвусмысленно: «Если из имеющихся пультов управления превентором какой-либо не действует», на буровой платформе «должны быть приостановлены все дальнейшие операции до тех пор, пока не будет введен в строй неисправный пульт». За 11 дней до выброса ответственный представитель BP, присутствовавший на платформе, увидел в ежедневной отчетности о проведенных работах упоминание о протечке в гидравлике и предупредил центральный офис в Хьюстоне. Однако компания не прекратила работы, не приступила к ремонту и не уведомила MMS.


20 апреля, 17:05

Недобор жидкости, поднимающейся по стояку, дает понять, что превентор кольцевого пространства дал течь. Вскоре после этого на буровой проводят опрессовку буровой колонны с отрицательным давлением. При этом понижают давление буровой жидкости в скважине и смотрят, не пробились ли углеводороды через цемент или обсадные трубы. Результат показывает, что, возможно, образовалась течь. Решено провести повторное тестирование. Обычно перед таким испытанием рабочие устанавливают герметизирующий рукав чтобы надежнее прикрепить к превентору верхнее окончание обсадной колонны. В данном случае BP этого не сделала.

20 апреля, 18:45

Вторая опрессовка с отрицательным давлением подтверждает опасения. На этот раз улика обнаруживается при измерении давлений на различных трубопроводах, которые связывают платформу и превентор. Давление в буровой колонне составляет 100 атмосфер, а во всех остальных трубах — нулевое. Это означает, что в скважину поступает газ.

20 апреля, 19:55

Даже имея на руках такие результаты опрессовки, BP приказывает компании Transocean заменить в стояке и верхней части обсадной колонны буровую жидкость с плотностью 1700 кг/м3 на морскую воду плотностью чуть больше 1000 кг/м3. В то же самое время требовалось поставить цементную пробку в скважину на глубине 900 м ниже океанского дна (магистраль подачи бурового раствора). Одновременное проведение двух этих операций чревато определенным риском — если цементная пробка не запечатает скважину, сам буровой раствор сыграет роль первой линии обороны против выброса. В расследовании, которое велось силами самой BP, это решение будет названо «фундаментальной ошибкой».

Guide

К 20 апреля, так и оставив без проверки цементирование скважины на последних трех сотнях метров обсадной колонны, рабочие готовились запечатать скважину Macondo. В 11 часов утра (за 11 часов до взрыва) на планерке завязался спор. Перед тем как заглушить скважину, BP собиралась заменить защитный столб бурового раствора на более легкую морскую воду. Transocean активно возражала, но в конце концов уступила нажиму. Спор также касался вопроса, нужно ли проводить опрессовку с отрицательным давлением (в скважине снижают давление и смотрят, не поступает ли в нее газ или нефть), хотя эта процедура и не была включена в план буровых операций.

В споре обнажился конфликт интересов. За аренду платформы BP ежедневно платит компании Transocean по $500 000, так что в интересах арендатора вести работы как можно быстрее. С другой стороны, Transocean может позволить потратить часть этих средств на заботы о безопасности.


20 апреля 20:35

Рабочие прокачивают по 3, 5 кубометра морской воды в минуту, чтобы промыть стояк, однако скорость поступающего бурового раствора подскакивает до 4, 5 кубометров в минуту. «Это чистая арифметика, — говорит геолог-нефтяник Терри Барр. — Им нужно было понять, что скважина потекла и что нужно отчаянно качать буровой раствор обратно, чтобы ее заткнуть». Вместо этого рабочие продолжают закачивать морскую воду.

20 апреля, 21:08

Рабочие глушат помпу, которая качала морскую воду, чтобы провести предписанный EPA (Агентством по охране окружающей среды) «тест на отблеск» — таким образом проверяют, нет ли на морской поверхности плавающей нефти. Нефти не обнаружено. Помпа не работает, но из скважины продолжает поступать жидкость. Давление в обсадной колонне растет с 71 атмосферы до 88. В течение следующего получаса давление растет и дальше. Рабочие прекращают закачивать воду.

20 апреля, 21:47

Скважина взрывается. Газ под высоким давлением прорывается через превентор и по стояку достигает платформы. Семидесятиметровый гейзер фонтанирует на верхушке буровой вышки. За ним сыплется похожая на снег каша, «дымящаяся» от испаряющегося метана. Заблокированная система общей тревоги привела к тому, что рабочие на палубе не услышали никакого предупреждения о подступившем бедствии. Обходные контуры на панели управления привели к тому, что не сработала система, предназначенная для того, чтобы вырубить все двигатели на буровой.

Transocean провела два цикла опрессовки с отрицательным давлением и установила цементную пробку, чтобы запечатать устье скважины. В 19:55 инженеры BP решили, что пробка уже схватилась, и приказали рабочим компании Transocean открыть на превенторе цилиндрическую задвижку, чтобы начать закачку в стояк морской воды. Вода должна была вытеснять буровой раствор, который откачивался на вспомогательное судно Damon B. Bankston. В 20:58 в бурильной колонне подскочило давление. В 21:08, поскольку давление продолжало расти, рабочие прекратили откачку.


20 апреля, 21:49

Газ стекает по желобам в амбар бурового раствора, где пара инженеров отчаянно упирается чтобы подать еще раствора для закачки в скважину. Дизеля заглатывают газ через свои воздухозаборники и идут вразнос. Двигатель №3 взрывается. С него начинается цепь взрывов, раскачивающих платформу. Оба инженера гибнут мгновенно, еще четверо погибают в помещении с виброситами. Кроме них, погибло еще пятеро рабочих.

20 апреля, 21:56

Рабочий на мостике нажимает красную кнопку на пульте аварийной отсечки, чтобы включить срезающие плашки, которые должны перекрыть скважину. Но плашки не сработали. На превенторе имеется аккумулятор, питающий аварийные выключатели и запускающий плашки в случае повреждения линий связи, гидравлической магистрали или электрокабеля. Позже выяснилось, что гидравлическая магистраль была в порядке, в BP полагают, что не сработал выключатель. Командование на буровой вызывает судно для эвакуации.

После шестиминутного перерыва рабочие на буровой продолжили закачку морской воды, не обращая внимания на скачки давления. В 21:31 закачку снова прекратили. В 21:47 мониторы показали «существенный скачок давления», а через несколько минут из бурильной колонны вырвалась струя метана и вся платформа превратилась в гигантский факел — пока еще не зажженный. Потом что-то вспыхнуло зеленым светом, и белая кипящая жидкость — вспененная смесь из бурового раствора, воды, метана и нефти — встала столбом над буровой вышкой. Первый помощник Пол Эриксон увидел «вспышку пламени прямо над струей жидкости», а потом все услышали сигнал бедствия «Пожар на платформе! Всем покинуть судно!». По всей буровой рабочие суетились, стремясь попасть на две пригодные к использованию спасательные лодки. Одни кричали, что пора их спускать, другие хотели подождать отстающих, третьи прыгали в воду с высоты 25 м.

На фото: через два дня после выброса дистанционно управляемый робот пытается запечатать вышедшую из-под контроля скважину Macondo.

Тем временем на мостике капитан Курт Кухта спорил с руководителем подводных работ — в чьем праве запустить систему аварийного отключения (она должна дать команду на срезающие плашки, запечатав таким образом скважину и оборвав связь между буровой платформой и бурильной колонной). Систему запускали целых 9 минут, но это уже не имело значения, поскольку превентор все равно не работал. Платформа Horizon так и осталась не отсоединенной, нефть и газ продолжали поступать из-под земли, подпитывая горючим тот пылающий ад, который вскоре окружил буровую.

И вот результат — 11 погибших, миллиардные убытки BP, экологическая катастрофа в Заливе. Но самое худшее, как считает Форд Бретт, президент Oil and Gas Consultants International, состоит в том, что этот выброс «нельзя считать катастрофой в традиционном смысле. Это один из тех несчастных случаев, которые можно было полностью предотвратить».

Статья опубликована в журнале «Популярная механика» (№11, Ноябрь 2010). I wonder how a nuclear reactor works and can robots build a house?

All about new technologies and inventions! ОК I agree to the rules of the site Thank you. We have sent a confirmation email to your email.

Recommended

Clockwork TV: DIY
2019
How are power transmission towers arranged?
2019
Found the oldest tree in Europe
2019