Как работает противовыбросовый превентор?

Противовыбросовый превентор (ПВО) работает путем герметизации ствола скважины с помощью гидроцилиндров или надувного кольцевого резинового элемента всякий раз, когда пластовое давление — внезапный приток нефти, газа или рассола, называемый «выбросом» — начинает превышать давление бурового раствора, отсекая неконтролируемый поток до того, как он достигнет поверхности и вызовет катастрофический выброс. Устанавливаемый в верхней части устья скважины на наземных буровых установках или на морском дне для морских операций, блок противовыбросовых превенторов обычно сочетает в себе несколько пламегасителей и по крайней мере один кольцевой превентор, образуя резервную серию барьеров, рассчитанных на выдерживание рабочего давления от 5000 фунтов на квадратный дюйм для мелких наземных скважин до 15000 фунтов на квадратный дюйм для глубоководных скважин и скважин с высоким давлением и высокой температурой (HPHT), в соответствии с отраслевыми спецификациями, документированными bop-products.com.

Что такое противовыбросовый превентор и почему он так важен?

A противовыбросовый превентор представляет собой большой специализированный клапанный узел, устанавливаемый на устье скважины во время операций по бурению нефти и газа, единственной целью которого является предотвращение неконтролируемого выброса сырой нефти или природного газа из скважины (событие, известное как выброс), которое может привести к гибели рабочих, разрушению оборудования и нанесению катастрофического ущерба окружающей среде. Согласно техническому обзору противовыбросового предотвращения, опубликованному ScienceDirect, функция полной противовыбросовой системы заключается в контроле движения выбрасывающих жидкостей (пластовых жидкостей, которые попадают в ствол скважины) во время бурения, спуска и обсадной колонны.

Система должна быть способна выполнять четыре различных действия: закрытие скважины на поверхности; безопасное удаление выбрасывающих жидкостей из ствола скважины; замену исходного бурового раствора жидкостью более высокой плотности для предотвращения дальнейшего проникновения пластового флюида; и перемещение трубы в скважину и из нее при сохранении давления - процедура, известная как зачистные операции. Эти четыре требования объясняют, почему ПВП — это не один клапан, а сложный комплекс из нескольких устройств, работающих в скоординированной последовательности.

Выброс может произойти, когда бурение проникает в пласт слишком быстро, когда пластовое давление недооценено или когда вес бурового раствора, называемого буровым раствором, недостаточен для уравновешивания забойного давления. Без функционирующего противовыбросового превентора углеводороды под давлением могут беспрепятственно перемещаться вверх по стволу скважины, часто воспламеняясь на поверхности с разрушительными последствиями, как мир стал свидетелем 20 апреля 2010 года, когда на буровой установке Deepwater Horizon в Мексиканском заливе произошел крупнейший разлив нефти на море в истории США, в результате которого, по данным расследования Совета по химической безопасности США (CSB), было выброшено около 3,19 миллиона баррелей нефти за 87 дней.

Ключевые компоненты системы противовыбросового превентора

Полная система противовыбросового превентора состоит из самой противовыбросовой установки, гидроаккумулятора, питающего ее, линий глушения и дросселирования для циркуляции скважинных флюидов, а также системы управления, управляемой из нескольких мест, включая буровую установку и удаленный блок Koomey. По данным ScienceDirect, основные компоненты включают в себя блок противовыбросовых превенторов (кольцевой превентор, плашки, катушки и внутренние превенторы), головку обсадной колонны, проточные и штуцерные линии и фитинги, линии глушения и соединения, сепараторы и аккумуляторы.

• Стек ПБ: Собранная колонна кольцевых и плашекых превенторов, прикрепленная болтами к устью скважины, рассчитана на определенные номинальные рабочие давления. Типичная наземная штабель имеет высоту 3–5 футов; подводная глубоководная штабеля может достигать высоты 18–25 футов и весить несколько сотен тысяч фунтов.
• Гидравлический аккумулятор: Основной блок управления, в котором расположены насосы, гидравлический резервуар, управляющий коллектор, регулирующие клапаны и баллоны со сжатым газом. По данным компании Keystone Energy Tools, аккумулятор часто содержит достаточно запасенной энергии, чтобы закрыть все блоки ПВП и выполнить резервные функции, даже если другие системы выйдут из строя, поэтому его монтируют непосредственно на блоке ПВП или рядом с ним.
• Линия убийства: Труба высокого давления, которая позволяет инженерам закачивать тяжелый буровой раствор (грязевой раствор для глушения) в ствол скважины ниже закрытого противовыбросового превентора, увеличивая забойное давление для преодоления пласта и глушения скважины.
• Дроссельная линия и дроссельный коллектор: Система регулируемых клапанов и датчиков давления, которая обеспечивает контролируемый выпуск скважинных флюидов и управление скважинным давлением после закрытия противовыбросового превентора, позволяя инженерам безопасно перемещать откачку.
• Пункты управления (подводные): Для подводных превенторов резервные электронные и гидравлические блоки управления получают команды с поверхности через шлангокабели и могут независимо активировать функции превентора, обеспечивая резервное копирование в случае выхода из строя одного блока.
• Система Deadman/AMF: Функция автоматического режима, которая автоматически запускает глухой срезной плашек, если одновременно пропадает вся связь и гидравлическая мощность подводного противовыбросового превентора, что предназначено в качестве окончательного средства обеспечения безопасности.

Как работают два основных типа ПБ

В отрасли наиболее распространены две категории противовыбросовых превенторов — кольцевой противовыбросовый превентор и плашечный противовыбросовый превентор — и в блоке противовыбросовых превенторов почти всегда используются оба типа вместе: кольцевой противовыбросовый превентор расположен вверху, а несколько плашечных превенторов расположены под ним. Согласно техническому обзору противовыбросовых превенторов в Википедии, в блоках противовыбросовых превенторов часто используются оба типа, обычно с по крайней мере одним кольцевым противовыбросовым превентором, расположенным над несколькими плашечными противовыбросовыми превенторами.

Кольцевой противовыбросовый превентор

Кольцевой противовыбросовый превентор герметизирует пространство вокруг бурильной колонны, используя гидравлическое давление для сжатия толстого резинового элемента в форме пончика, называемого уплотнителем, внутрь до тех пор, пока он плотно не схватится вокруг всего, что находится в скважине — бурильной трубы, обсадной трубы, ведущей ведущей трубы или даже неправильного бурильного соединения — образуя герметичное уплотнение без необходимости заранее знать точный диаметр. Согласно Википедии, кольцевой противовыбросовый превентор использует принцип клина для закрытия ствола скважины, а кольцевой превентор с усиленной резиновой прокладкой закроет кольцевое пространство вокруг любой части бурильной колонны в скважине независимо от формы и размера.

Кольцевые противовыбросовые превенторы могут даже герметизировать полностью открытую скважину без трубы, и они достаточно гибки, чтобы позволить бурильной трубе вращаться или медленно перемещаться вертикально через закрытое уплотнение — критически важная возможность во время вскрышных операций, когда скважина должна управляться под давлением. Кольцевой превентор обычно является первой линией защиты в ситуации выброса, поскольку он может быстро сработать и адаптироваться к тому, что находится в скважине в данный момент. Однако, как отмечается в технической документации Википедии, кольцевые противовыбросовые превенторы, как правило, не так эффективны, как плашечные превенторы, для обеспечения долгосрочной герметизации открытой скважины.

Противовыбросовое устройство Ram

Пластинчатый превентор закрывается путем гидравлического соединения двух противоположных стальных плашек с противоположных сторон ствола скважины, при этом конкретная конструкция этих плашек определяет, захватывает ли устройство трубу, герметизирует открытую скважину или полностью прорезает бурильную колонну. По данным компании SVES Oilfield Supply, рабочий механизм плашечного противовыбросового превентора предполагает использование гидравлического давления для приведения в движение поршня, тем самым открывая или закрывая плашки для закрытия устья скважины.

Пластинчатые противовыбросовые превенторы обычно состоят из двух противоположно расположенных плашек, которые смещаются относительно друг друга для зажима, герметизации или разрезания, как описано в патентной документации США для сборных блоков противовыбросовых превенторов. После закрытия можно задействовать механизм стопорного вала, чтобы механически удерживать плашки в закрытом состоянии, сохраняя уплотнение даже в случае потери гидравлического давления — важная резервная функция для расширенных операций по управлению скважиной.

Четыре типа средств защиты от таранов: что делает каждый из них

Превенторы плашек не являются взаимозаменяемыми: каждый из четырех различных типов плашек предназначен для конкретного сценария управления скважиной, а полностью оснащенная противовыбросовая установка обычно включает в себя как минимум три различных типа плашек для покрытия каждой возможной аварийной ситуации.

Таблица 1. Четыре типа плашечного превентора, используемые при управлении нефтяными и газовыми скважинами, сравнение их механизма уплотнения, сценария активации и эксплуатационных ограничений. Источники: SVES Oilfield Supply, Wikipedia, ScienceDirect, Отчет CSB Deepwater Horizon Investigation.

Как устроен стек BOP

Превенторный блок оснащен самым гибким и быстродействующим устройством вверху — кольцевым превентором — и все более мощными плашковыми превенторами внизу, так что операторы могут при необходимости перейти от быстрого частичного уплотнения к полному механическому разрыву бурильной колонны. Согласно патентной документации США на подводные противовыбросовые стояки, противовыбросовые превенторы, расположенные ближе к пласту, обычно предназначены для ограждения и герметизации бурильных труб, тогда как те, что дальше от месторождения, предназначены для разделения бурильной колонны и герметизации скважины.

Типичная наземная противовыбросовая установка, работающая сверху вниз, обычно включает в себя: один или два кольцевых превентора вверху; один превентор переменного диаметра или трубчатый плашек; один противотаранный предохранитель; и один глухой срезной плашек внизу, ближе всего к устью скважины. Буровая катушка — фланцевая проставка, соединяющая блок превентора с головкой обсадной колонны — обеспечивает точки соединения для линий глушения и дроссельных линий. По данным ScienceDirect, конструкции противовыбросовых превенторов могут быть сконфигурированы для работы с рабочим давлением до 15 000 фунтов на квадратный дюйм, и каждая конфигурация имеет код обозначения API, который описывает расположение стека.

Надводные и подводные противовыбросовые превенторы: ключевые различия

Фундаментальная механика надводных и подводных противовыбросовых превенторов идентична, но подводным противовыбросовым превенторам приходится справляться с экстремальной глубиной воды, дистанционным управлением, ограниченным доступом для обслуживания и необходимостью использования нескольких резервных систем управления, которые не требуются надводным противовыбросовым превенторам.

Таблица 2. Сравнение противовыбросовых превенторов на поверхности/на суше и подводных/глубоководных превенторов по местоположению, номинальному давлению, системе управления, доступу для технического обслуживания и возможности аварийного отключения. Источники: Википедия, Keystone Energy Tools, bop-products.com.

Шаг за шагом: что происходит при обнаружении удара ногой

При обнаружении выброса бригада выполняет ответные действия по управлению скважиной, которые выполняются в определенной последовательности — обнаружение, закрытие, циркуляция и ликвидация — при этом противовыбросовый превентор обеспечивает физический барьер, который делает все эти шаги возможными.

1. Обнаружение удара: Буровые бригады контролируют объем карьера (количество жидкости в резервуарах для бурового раствора), давление насоса и скорость потока на предмет аномалий. Прирост ямы — более плавный возврат, чем ожидалось, — это классический индикатор удара. Согласно технической документации компании Rein Wellhead Equipment, операторы бурения должны обезопасить и закрыть скважину для проведения операций по глушению в момент обнаружения выброса.
2. Закрытие: Бурильщик активирует ПВП через панели управления, расположенные на полу буровой установки, или аккумуляторный блок Куми. Кольцевой превентор обычно закрывается первым, поскольку он может герметизировать все, что находится в скважине. Закрытие соответствующего превентора предотвращает вытекание флюидов из ствола скважины.
3. Измерение и оценка давления: Когда скважина закрыта, инженеры считывают давление в бурильной трубе и давление в обсадной колонне, чтобы рассчитать плотность глушильного раствора, необходимую для перераспределения пласта.
4. Распространение удара: Используя штуцерный манифольд, инженеры циркулируют буровой раствор по скважине под контролируемым давлением, позволяя выбрасывающей жидкости безопасно перемещаться вверх и наружу через штуцерную линию, в то время как более тяжелый буровой раствор закачивается по бурильной колонне.
5. Убийство колодца: После удаления выбрасывающей жидкости и заполнения ствола скважины правильно взвешенным раствором глушения гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, и скважина фактически глушится. Затем противовыбросовый превентор можно открыть и возобновить бурение.
6. Аварийный сдвиг (последнее средство): Если удар выходит за пределы возможности его циркуляции или если буровая установка должна аварийно отключиться, активируется слепой срезной плашек, чтобы разорвать бурильную колонну и полностью герметизировать ствол скважины.

Deepwater Horizon: что показал сбой противовыбросового превентора

Катастрофа Deepwater Horizon, произошедшая 20 апреля 2010 года, остается убедительным примером того, что происходит, когда последняя линия защиты противовыбросового превентора выходит из строя, а результаты расследования Совета по химической безопасности США (CSB) непосредственно сформировали международные стандарты проектирования и испытаний противовыбросовых превенторов в последующие годы.

В отчете о расследовании CSB выявлено четыре последовательных разрушения барьера, приведшие к выбросу: цемент не смог изолировать углеводородные формации; испытание на отрицательное давление было ошибочно истолковано как свидетельство того, что скважина была герметизирована, хотя на самом деле это не так; экипажу не удалось обнаружить фонтанирование скважины до тех пор, пока газ и нефть почти не достигли поверхности; и, наконец, противовыбросовый превентор не смог остановить поток и закрыть скважину на время, достаточное для принятия корректирующих мер.

Критической точкой отказа противовыбросового превентора стал глухой срезной плашек — устройство последней инстанции, предназначенное для прорезания бурильной трубы и герметизации скважины. Согласно анализу расследования, проведенному CSB и WorkBoat, бурильная труба прогнулась из-за большого перепада давления, возникшего, когда операторы закрывали трубные плашки, помещая трубу со смещением от центра внутри ствола противовыбросового превентора и за пределами эффективного среза глухого срезающего плашка. В отчете CSB также выявлено множество ошибок в проводке в модулях управления: одна катушка соленоида была подключена неправильно, так что два канала находились напротив друг друга, что предотвращало бы срабатывание электромагнитного клапана независимо от всех других неисправностей. Деградация батареи в системе аварийного отключения добавила еще один уровень неисправности.

Более широкое расследование, резюмированное в академическом анализе, опубликованном на Academia.edu, объяснило неудачу BOP неадекватными стандартами проектирования и испытаний, в частности, спецификацией API 16D, которая регулирует системы управления для блоков BOP. Катастрофа напрямую ускорила пересмотр стандартов API и привела к принятию новых правил Бюро по безопасности и охране окружающей среды США (BSEE), требующих более строгих испытаний и технического обслуживания противовыбросового оборудования на морских буровых установках.

Тестирование ПВП, техническое обслуживание и нормативные требования

Превенторы подлежат обязательному испытанию под давлением и функциональному тестированию по регулярному графику с интервалами и испытательным давлением, установленными стандартами API и национальными регулирующими органами, поскольку превентор, который никогда не подвергался испытаниям в реальных условиях, обеспечивает только видимость безопасности. Нормы обычно требуют, чтобы кольцевой превентор был способен полностью перекрывать ствол скважины, как отмечено в техническом обзоре Википедии.

• Функциональное тестирование: Каждый компонент противовыбросового превентора необходимо открывать и закрывать для проверки правильности механической работы, обычно каждые 7–14 дней во время активных буровых работ.
• Испытание давлением: Пакет противовыбросовых превенторов должен подвергаться опрессовке до номинального рабочего давления для проверки целостности уплотнения, как правило, каждый раз при установке нового противовыбросового превентора и через определенные промежутки времени после этого — при морских операциях в США, каждые 21 день в соответствии с правилами BSEE после выхода на Deepwater Horizon.
• Тестирование аккумулятора: Гидравлический аккумулятор должен быть проверен на наличие достаточного предварительно заряженного давления для закрытия всех функций противовыбросового превентора без помощи насоса, подтверждая, что аварийный резерв энергии не поврежден.
• Испытания блока управления (подводные): Как первичные, так и вторичные блоки управления на подводных превенторах должны быть проверены независимо, чтобы подтвердить, что потеря одного блока не ставит под угрозу способность системы закрывать любую функцию.
• Проверка возможности сдвигового плунжера: После того, как расследование Deepwater Horizon показало, что смещенная от центра труба предотвращает сдвиг, нормативные рекомендации теперь требуют, чтобы конструкции срезывающих плашек были проверены на соответствие конкретным маркам труб и конфигурациям соединений, которые будут использоваться в каждой скважинной программе.

Часто задаваемые вопросы о противовыбросовых превенторах

Вопрос: В чем разница между ударом ногой и выбросом?

Выброс — это приток пластовых флюидов — нефти, газа, воды или любой их комбинации — в ствол скважины, который происходит из-за того, что давление в стволе скважины на мгновение упало ниже пластового давления. Выброс является управляемым событием, если он обнаружен на ранней стадии и противовыбросовый превентор быстро закрывается для закрытия скважины. Выброс является следствием неконтролируемого выброса: пластовые флюиды продолжают вытекать на поверхность без какого-либо эффективного барьера, часто с взрывными и экологически катастрофическими последствиями. Вся цель BOP состоит в том, чтобы превратить каждый удар в контролируемое, управляемое событие, прежде чем оно перерастет в катастрофу.

Вопрос: Можно ли использовать противовыбросовый превентор во время вращения бурильной колонны?

Да, для кольцевого превентора. Согласно техническому обзору Википедии, кольцевые противовыбросовые превенторы эффективны для поддержания уплотнения вокруг бурильной трубы, даже когда она вращается во время бурения. Резиновый уплотнительный элемент в кольцевом превенторе может достаточно прочно удерживать трубу, чтобы выдерживать давление, обеспечивая при этом медленное вращение или контролируемое осевое перемещение, что является основой операций зачистки. Превенторы, напротив, предназначены для захвата неподвижной трубы и не должны использоваться при динамическом вращении или значительном перемещении трубы.

Вопрос: Насколько велика и тяжела типичная подводная противовыбросовая установка?

Типичный подводный глубоководный противовыбросовый блок, включая его нижний морской стояк (LMRP), может иметь высоту 18–25 футов и вес от 400 000 до 450 000 фунтов (примерно 200 метрических тонн). Диаметр ствола трубы — внутреннего отверстия, через которое проходит бурильная колонна — обычно составляет 18,75 дюйма для глубоководных операций. Эти размеры отражают экстремальные силы, которым противовыбросовый превентор должен противостоять при номинальном давлении от 10 000 до 15 000 фунтов на квадратный дюйм на глубине воды, которая может превышать 10 000 футов.

Вопрос: Что такое буровой райзер и как он соединяется с противовыбросовым превентором?

Буровой стояк представляет собой колонну труб большого диаметра, которая соединяет подводный превентор на морском дне с буровой установкой на поверхности, обеспечивая непрерывный замкнутый путь для бурильной колонны, возврата бурового раствора, а также линий глушения и дросселирования. Согласно Википедии, райзер эффективно расширяет ствол скважины до буровой установки. Стояк прикрепляется своим нижним концом к части LMRP блока противовыбросовых превенторов через гидравлический соединитель, и стояк можно быстро отсоединить, чтобы позволить буровой установке покинуть место в случае чрезвычайной ситуации, в то время как превентор остается на месте и загерметизирован на устье скважины внизу.

Вопрос: Почему срезной плашек на платформе Deepwater Horizon не смог закрыть скважину?

Согласно выводам расследования Совета по химической безопасности США, опубликованным WorkBoat, глухой срезной плашек на платформе Deepwater Horizon вышел из строя в первую очередь из-за того, что бурильная труба выгнулась из-за экстремальной разницы внутреннего давления, возникшей, когда плашки трубы были закрыты ранее в аварийной ситуации. В результате этого «эффективного сжатия» бурильная труба сместилась от центра внутри ствола противовыбросового превентора, поместив ее за пределы эффективной режущей способности лопастей срезающего плашка. Дополнительные факторы, способствующие этому, выявленные следователями, включали неправильное подключение электропроводки в одном из блоков управления, изношенные батареи в аварийной системе и общее отсутствие в отрасли осведомленности о том, что смещенная от центра труба может помешать функционированию срезного плашка - сценарий проектирования, который никогда официально не проверялся до катастрофы.

Вопрос: Существуют ли альтернативы традиционным ПВП для контроля скважин?

Системы бурения с управляемым давлением (MPD) представляют собой дополнительный подход, который поддерживает постоянное, точно контролируемое давление в стволе скважины на протяжении всего процесса бурения, чтобы свести к минимуму условия, которые в первую очередь вызывают выбросы, уменьшая зависимость от реактивного вмешательства в превентор. Некоторые экспериментальные конструкции включают вращающиеся устройства управления (УЗО), которые герметизируют вращающуюся бурильную колонну на поверхности, чтобы обеспечить бурение с контролируемым низким давлением. Однако в настоящее время ни одна коммерчески используемая система не заменяет противовыбросовый превентор в качестве основного механического барьера для аварийного управления скважиной; MPD и УЗО дополняют, а не заменяют технологию BOP.

Резюме

Противовыбросовый превентор работает путем размещения серии механически резервных гидравлических барьеров — кольцевых превенторов вверху, трубных плашек и глухих срезных плашек внизу — непосредственно над устьем скважины, готовых мгновенно герметизировать давление до 15 000 фунтов на квадратный дюйм, когда удар угрожает перерасти в выброс. Кольцевой противовыбросовый превентор обеспечивает быструю и гибкую первую линию герметизации труб любой геометрии; трубные плашки захватывают и герметизируют бурильную колонну определенного диаметра; а слепой срезной плашек действует как последнее средство в отрасли, разрывая бурильную колонну и герметизируя открытую скважину одним гидравлическим ударом.

Катастрофа на Deepwater Horizon с фатальными последствиями продемонстрировала, что эффективность противовыбросового превентора зависит не только от правильной механической конструкции, но и от правильной проводки, обслуживаемых батарей, регулярных испытаний в реалистичных сценариях, включая нецентральную трубу, и строгого применения процедурных шагов по контролю скважины, которые вовремя активируют систему. Продолжающаяся эволюция конструкции превентора, включая усовершенствованные протоколы испытаний на срезные плашки, резервирование электрогидравлического мультиплексного управления и отказоустойчивые системы, отражает отрасль, которая продолжает усваивать уроки этого события в поисках скважин, которыми действительно можно управлять на каждом этапе их жизненного цикла.