CHARAKTERYSTYKA PROCESU WIERTNICZEGO
NA PRZYKŁADZIE STATKÓW TYPU DRILLSHIP
W artykule scharakteryzowano proces wiertniczy na przykładzie statków typu drillship. Opisano mechanizm planowania odwiertu przed przystąpieniem do procesu wiertniczego (drilling operation plan oraz testy DP). Wskazano etapy procesu w zależności od głębokości odwiertu i struktury geologicznej dna morskiego. Przedstawiono opis urządzeń zabezpieczających odwiert na przykładzie głowicy przeciwerupcyjnej (BOP). Zaprezentowano również przebieg procesu wiertniczego oraz sposoby zabezpieczenia źródła w trakcie i po jego eksploatacji. Praca ma charakter opisowy.
Słowa kluczowe: proces wiertniczy, odwiert, urządzenia zabezpieczające, ropa naftowa.
WSTĘP
W przemyśle wydobywczym petrochemii niezbędne są bardzo dokładne badania przed wykonaniem odwiertu, przez który potencjalnie ma być pompowana ropa naftowa. Dlatego geolodzy (rys. 1) przy użyciu niezwykle szerokiego spektrum badań sprawdzają właściwości formacji skalnych w funkcji głębokości odwiertu [3]. Przykładami są badania: akustyczne, rezonansu magnetycznego, naturalnymi promieniami ϒ oraz ciśnieniowe. Wszystkie te badania wykonuje się w celu usta-lenia np. porowatości skał, ciśnienia formacji skalnej lub obecności węglowo-dorów. Urządzenia wykonujące szereg pomiarów skonstruowano tak, by mogły wytrzymać wysokie temperatury, ciśnienia oraz wibracje podczas wykonywania odwiertu. Stały się one nowoczesnymi narzędziami do ciągłej, realizowanej w czasie rzeczywistym oraz bardzo dokładnej analizy parametrów wierconej for-macji skalnej. Narzędzia takie noszą nazwę MWD1 (measurement while drilling tools). Transportują one zdobyte informacje w formie bitowej do potężnego komputera znajdującego się w centrali – logging unit, który dane przetwarza i przed-stawia w zrozumiały dla eksploatatora sposób, dodatkowo archiwizując je w formie wykresu na papierze oraz w postaci elektronicznej.
Nowoczesne systemy nastawione są na jak najlepsze efekty eksploatacji. W tym celu warunki procesu wiertniczego nierzadko wymagają decyzji ze strony firmy zlecającej odwiert. System MWD (aparatura do pomiaru parametrów odwiertu w czasie jego wykonywania) pozwala na ciągły przepływ danych do organów de-cyzyjnych firmy, przyspieszając dalsze wykonywanie odwiertu, co ma ogromne znaczenie ze względu na duże koszty wynajmu statków wiertniczych lub temu podobnych jednostek. Systemy LWD2 pomimo wysokiego kosztu użytkowania dowiodły w warunkach eksploatacyjnych, że inwestycja w taki system kontroli jest bardzo opłacalna, ze względu na dokładny, ciągły strumień danych o właśnie prze-wiercanej formacji skalnej, co podniosło zdecydowanie szybkość i efektywność odwiertów.
Proces odwiertu polega na połączeniu platformy znajdującej się na powierz-chni z dnem akwenu, a następnie na wejściu głęboko pod powierzpowierz-chnię w celu wydobycia ropy naftowej. Przygotowanie wymaga ogromnej precyzji, ponieważ każdy najmniejszy błąd może przynieść ogromne straty finansowe oraz zanieczysz-czenie środowiska, a także zagrożenie życia i zdrowia osób pracujących na platformie. Przebieg całego procesu wiercenia rozpoczyna się wówczas, gdy posiada się plan danego odwiertu. Przygotowaniem takiego procesu zajmuje się zespół naukowców, którzy mają za zadanie ustalić najbardziej optymalną charak-terystykę odwiertu, prowadzącą od dna morza do hipotetycznego złoża ropy naftowej bądź gazu ziemnego.
1. PLAN OPERACJI WIERCENIA I DYNAMICZNE POZYCJONOWANIE
Na podstawie tzw. Drilling Program dobiera się wiertło, prędkość obrotową, moment obrotowy, siłę nacisku, ciśnienie płuczki, wydajność pomp względem parametrów wierconej w danym momencie formacji skalnej. Czyni się to ze względu na: rodzaj formacji skalnej, gęstość formacji oraz ciśnienie geodezyjne. Pierwszym zadaniem jest zbiór wszelkich danych dotyczących formacji skalnych, które mogą występować w rejonie odwiertu.
Statki sejsmiczne (rys. 1) szukając potencjalnych złóż, tworzą mapę geolo-giczną skanowanego obszaru ziemi, po czym ustala się, od którego ze złóż statek wiertniczy będzie miał za zadanie rozpocząć swoją misję. Gdy specjaliści w dziedzinie inżynierii nafty i gazu otrzymają już takie dane, ustalają (również opierając się na mapach geologicznych), jak będzie wyglądał odwiert. Tworzą oni w dużym skrócie instrukcję złożeniową całej wiertnicy. Analizując skład warstw ziemi, ustalają, w których miejscach będą zachodzić zmiany wierteł, jakie casingi zostaną zastosowane oraz na ile sekcji zostanie podzielony odwiert.
Rys. 1. Statek sejsmiczny [4]
Fig. 1. Seismic vessel [4]
Po otrzymaniu skanu geologicznego i geotermalnego w porozumieniu z osobami kompetentnymi ustala się najbardziej optymalną drogę wiertła do złoża oraz ciśnienia na danych głębokościach oddziaływające na wiertło i przewody. Określenie pierwszej części odwiertu, która w języku angielskim nosi nazwę drilling operation low preassure well head, stanowi pierwszą fazę, w której tworzy się stanowisko, będące elementem przejściowym do drugiej fazy odwiertu, czyli drilling operation high preasure well head. Zarówno do pierwszej, jak i do drugiej części dobiera się odpowiednią grubość rur, tak aby stopniowo z pogłębianiem się odwiertu rosła ich wytrzymałość na ciśnienie i w momentach zaznaczonych na planie odwiert płynnie przechodził w kontynuację rurociągu podczas zmiany kąta wiercenia. Wszystkie elementy muszą być dopasowane z dużą dokładnością, by uniknąć niepotrzebnego dodatkowego obciążenia na całej długości odwiertu. Z tego też powodu odwiert dzieli się na sekcje. Na początku wiertło pokonuje dystans od stołu wiertniczego do głębokości pierwszej sekcji, by umieścić konduktor o długości 150–200 m, a następnie na nim umieścić BOP i risery. Jeśli jest taka potrzeba, wprowadza się nowe wiertło o innych parametrach i skręca się od 4 do 5 sekcji (ok. 300 m) na pokładzie, po czym przez stół wiertniczy i basen księżycowy podaje się sekcje i w tym samym czasie pogłębia się odwiert do następnej sekcji. Driller (wiertacz) odpowiadający za przebieg całego odwiertu patrząc na plan, musi wiedzieć, w którym miejscu ma nastąpić zmiana średnicy rur, gdzie należy zastosować inne wiertło oraz kiedy należy uważać na zmianę parametrów formacji skalnej, w której odbywa się odwiert (rys. 2).
Przygotowanie takiego indywidualnego planu jest niezwykle istotne, stanowi on bowiem instrukcję, jak należy prowadzić odwiert. Ważnym aspektem przy
całym planie odwiertu jest też ustawienie obiektu, czyli pozycjonowanie całej wiertnicy, za który odpowiada system DP umieszczony w całym kompleksie drillship.
Rys. 2. Schemat procesu wiertniczego [2]
Fig. 2. Scheme of drilling proces [2]
Platformy wiertnicze utrzymują się na miejscu eksploatacji złoża za pomocą systemów kotwic, rusztowań z kratownicy czy dzięki nisko położonemu środkowi ciężkości. Zastosowanie powyższych rozwiązań w przypadku statków drillship pozbawiłoby je zalety mobilności oraz niezależności od innych jednostek pływa-jących (np. holowniki klasy AHTS) [2].
Dynamiczne pozycjonowanie (ang. dynamic positioning – w skrócie DP) to system umożliwiający utrzymywanie statku na zadanej pozycji przy wykorzysta-niu napędu statku. Jest on realizowany za pomocą sterów strumieniowych umiejscowionych w okolicy dziobu/rufy (bow/stern thruster), pędników cykloidal-nych Voith-Schneidera, pędników azymutalcykloidal-nych (azipod), śrub o skoku nastaw-nym (CPP – controllable pitch propeller) oraz śrub o skoku stałym (FPP – fixed--pitch propeller). Większość z tych elementów posiada własny napęd silnikami elektrycznymi. Z tego powodu w dynamicznym pozycjonowaniu statku ważna jest rezerwa energii elektrycznej na odpowiednim poziomie, podyktowanym czynni-kami bezpieczeństwa eksploatacji. System dynamicznego pozycjonowania statku pozwala utrzymać statek na zadanej pozycji niezależnie od warunków zewnętrz-nych (ruch statku na morzu, prądy morskie, czynniki atmosferyczne). O wysokiej dokładności tego systemu świadczy fakt, że dopuszczalne granice przesunięcia statku względem zadanej pozycji wynoszą 5 metrów. Jest to wymagane ze względu na charakterystykę przeprowadzanych przez statki klasy drillship operacji (możliwość uszkodzenia raiserów – przewodów rurowych łączących BOP ze statkiem) [2].
Low preasure well head (LPWH) i high preasure well head (HPWH) to frazy z języka angielskiego określające obudowy niskiego i wysokiego ciśnienia, których rozmieszczenie zależy od zadanych poleceń w planie operacyjnym. Niezwykle istotne jest współistnienie obu części, gdyż ciśnienie hydrostatyczne wody na różnych głębokościach może być utrzymane tylko za pomocą układu niskociśnie-niowego. Problem narasta, gdy przechodzi się ze środowiska wodnego w środo-wisko ziemi. Wówczas należy uwzględnić zmianę – wraz z głębokością wwier-cania się wiertła – ciśnienia geodezyjnego ziemi. Redukcja ciśnienia odbywa się za pomocą obudowy wysokociśnieniowej, która jest w stanie sprostać takim warun-kom i zapewnić wiertłu swobodę obrotu [2]. Zawsze jednak jako pierwszą montuje się obudowę niskociśnieniową. Stanowi ona bazę wyjściową, z której rozpoczyna się już normalny proces wiercenia. Zanim przystąpi się jednak do instalowania kolejnej sekcji, należy odpowiednio przygotować obudowę niskociśnieniową. Zaczyna się to od umieszczenia jej w ziemi i odczekana do 16 godzin, by cały casing dookoła się zapadł. Następnie zacementowuje się obudowę niskociśnieniową, by móc przystąpić do zamontowania głowicy przeciwerupcyjnej (BOP – blowout preventer). To bardzo trudny moment w całym montażu, ze względu na spaso-wanie casingu z głowicą. Trudność polega na zamocowaniu głowicy do stano-wiska, nie istnieje bowiem inny sposób jej zdjęcia, jak wyciągniecie całej sekcji wraz z pozostałymi jej częściami. Jest to spowodowane bardzo dokładnym pasowaniem obu części. Kolejno doprowadza się risery, które powodują zmniej-szenie ciężaru wiertnicy w wodzie.
Po właściwym przygotowaniu obudowy niskociśnieniowej, mającej ok. 36 cali średnicy, można zacząć proces łączenia części obudowy wysokociśnieniowej. Ma ona pełnić funkcje kompensatora obciążeń związanych z ciśnieniem geodezyj-nym ziemi. Z tego powodu instaluje się – przez pierścienie blokujące lub sztywne
mechanizmy blokowania – obudowę o wytrzymałości 10 000–15 000 kPa, by przepływ oraz obrót wiertła były takie, jak określono w planie odwiertu. Ciągnie się ona od bazy znajdującej się pod BOP aż do samego wiertła. Na całej długości obudowy wysokociśnieniowej rozmieszczone są reduktory, które mają zapewnić zmianę średnicy casingu oraz – jeśli zaistnieje taka potrzeba – zmianę kąta wier-cenia czy poszerzenia odwiertu specjalnie do tego przystosowanymi ostrzami zamontowanymi w module.
Obudowa wysokociśnieniowa zawiera wykonaną ze specjalnego materiału powłokę (rodzaj materiału jest chroniony przez firmy je produkujące). Przez tę konstrukcję za pomocą pomp płuczkowych płynie czynnik wypłukiwany z od-wiertu. Dodatkową zaletą jest to, że za pomocą tej pompy można regulować ciśnienie wewnątrz obudowy, w której znajduje się układ wiertniczy i przewody, co zapewnia mniejszą różnicę ciśnień pomiędzy ciśnieniem geodezyjnym ziemi a blokiem wiertniczym. Bez tej konstrukcji nie byłoby możliwe wiercenie na głębokościach powyżej 3000 m, a co za tym idzie, byłby mniejszy dostęp do głębiej położonych złóż i zmniejszenie wydajności pracy wiertła. Również zagro-żenia, które mogą występować na linii wiertniczej, mianowicie gazy ziemne, mogące się znajdować na drodze do złoża, są dzięki obudowie wysokociśnieniowej zatrzymywane wewnątrz bloku wiertniczego, by nie doszło do rozerwania płaszcza ochronnego [1]. Jako dodatkowe zabezpieczenie przed niekontrolowanym wzros-tem ciśnienia gazu (erupcją) chroni BOP, opisany w dalszej części artykułu.
2. GŁOWICA PRZECIWERUPCYJNA I PROCES WIERTNICZY
Blowout preventer – termin z języka angielskiego oznaczający zabezpieczenie przeciwerupcyjne – to wyspecjalizowany zawór zamocowany do obudowy wysokociśnieniowej. Mocowanie odbywa na zasadzie klina na średnicy wella normowanego wynoszącego 18 ½ ft. W operacji tej wykorzystywane są roboty podwodne rov. Jako medium do sterowania zaworem BOP służą olej hydrauliczny i sprężone powietrze. Współcześnie wydobycie ropy naftowej lub gazu kon-trolowane jest przez ilość dodawanej płuczki to odwiertu. Erupcja (zwana także z ang. kick) powstaje, gdy do odwiertu dostanie się nieprawidłowa dawka płuczki (cieczy pompowanej do odwiertu – służy do chłodzenia wiertła, wynoszenia zwiercin, utrzymywania stałego ciśnienia w odwiercie). Wówczas płyn (czyli gaz i ciecz) zawierający ropę naftową, wodę i gaz wydobywa się z niekontrolowanym ciśnieniem na powierzchnię. Jeżeli nie zostałby zatrzymany przez system BOP, mógłby w stosunkowo szybkim tempie wydostać się na powierzchnię, wywołując wyciek ropy, a w konsekwencji skutkować zagrożeniem pożarowym lub wybu-chem (rys. 2).
Rys. 3. Pożar na platformie wydobywczej [4]
Fig. 3. Fire on a mining platform [4]
Na system zabezpieczania przeciwerupcyjnego składają się następujące syste-my BOP [2]:
• annular BOP – części charakterystyczne to tłok i wykonana z elastomeru i metalu uszczelka;
• ram BOP – do zamknięcia odwiertu używane są zasuwy sterowane siłownikami hydraulicznymi.
W przypadku eksploatacji morskich źródeł ropy naftowej/gazu używane są obydwa systemy, przy czym system zasuwowy jest dublowany.
Po przygotowaniu planu odwiertu i wykonaniu odpowiednich testów przy-chodzi czas na realizacje założonego projektu. Na początek montuje się stalową podstawę znajdującą się na dnie morskim. Przymocowuje się ją za pomocą betonowych słupów osadzonych w dnie. Podstawa zawiera otwory i przygotowane gwinty, które w dalszych etapach posłużą do montażu rur i innych wymaganych połączeń. Następnie opuszcza się tzw. surface casing, czyli część obudowy znaj-dującej się na powierzchni dna. Surface casing przymocowuje się do podstawy za pomocą betonowych słupów. Po ustawieniu obudowy montuje się główne zabezpieczenie przed rozszczelnieniami lub wybuchem, czyli BOP. Gdy urzą-dzenie osiądzie na dnie, dokonuje się symulacji z poziomu platformy, aby sprawdzić, czy wszystkie zabezpieczenia i zawory działają poprawnie. Do systemu zaworów montuje się rurociąg między platformą a dnem, tzw. riser pipe. Jako że musi być on odporny na ciągłą pracę platformy (falowanie), zbudowany jest z ruchomych segmentów, połączonych szczelnie ze sobą. Budowa teleskopowa
umożliwia nieprzerwaną pracę, nawet przy dużym falowaniu i wietrze. Nieregularne warunki atmosferyczne sprawiły, że zastosowano specjalny system dociskania wiertła za pomocą sprężonego azotu. Ciśnienie azotu w cylindrze zmienia się wraz ze zmianami położenia platformy, a za pomocą sprężania i rozprężania gazu wiertło zyskuje optymalną siłę nacisku względem gruntu. Po złożeniu wszystkich elementów i przeprowadzeniu wstępnych testów platforma jest gotowa na wyko-nanie zasadniczego odwiertu. Pracownicy platformy mają za zadanie jedynie postępowanie według otrzymanych instrukcji, tzn. według otrzymanego planu opisanego powyżej [1].
PODSUMOWANIE
Zakończenie procesu odwiertu jest niezwykle ważną czynnością, której nie można zbagatelizować. Odpowiednie „zamknięcie” może mieć wpływ na zanie-czyszczenie środowiska, a właściwie na zminimalizowanie jego zanieczyszczenia. Miejsce odwiertu się zabezpiecza, aby po odpłynięciu platformy wiertniczej nie wydobywały się gazy lub inne związki, które miałyby negatywny wpływ na otoczenie. Cały proces opuszczania miejsca odwiertu nazywany jest plug & abandonment, w skrócie P&A (z ang. – zaplombowanie i porzucenie).
W pierwszej kolejności należy zaplanować, ile plomb znajdzie się na pozostawionej na dnie części obudowy. Zazwyczaj są to trzy plomby. Pierwsza znajduje się na samym dole odwiertu. Jest ona jednocześnie najdłuższa, ponieważ będzie na pierwszej linii działania ciśnienia, gazów i innych związków próbują-cych się wydostać z wnętrza ziemi. Drugą plombę wtłacza się mniej więcej w połowie długości odwiertu. Jest ona dużo krótsza niż pierwsza – denna, ponieważ działające na nią czynniki nie będą oddziaływać z tak dużą siłą. Trzecią plombę – dłuższą od drugiej plomby i krótszą od pierwszej – umieszcza się w miejscu ucięcia obudowy (casingu). Górną część casingu oraz BOP wyciąga się z miejsca odwiertu, natomiast reszta pozostaje w dnie i będzie zakończona trzecią plombą. Jej zadaniem jest blokowanie wydostających się z otworu związków, ale również zapobieganie dostawaniu się czynników z otoczenia, np. wody morskiej. Wtłaczana do obudowy plomba stanowi specjalny cement, który wtryskiwany jest w odpowiednie miejsca za pomocą rur. Posiada on odpowiednią gęstość, która pozwala na idealne dopasowanie się do powierzchni i dokładne uszczelnienie, co w przyszłości przełoży się na bezpieczeństwo przed nieszczelnością zamkniętego odwiertu. Miejsce odwiertu początkowego, jak również jego zamkniecie oraz jego dokładny tor są ściśle określone w dokumentacji odwiertu.
Podczas całego procesu wiercenia prowadzony jest dziennik (ang. logging), w którym rejestrowane są parametry pracy poszczególnych urządzeń, ilość wydo-bywanego materiału oraz rodzaj formacji skalnych, na które natrafiano w poszcze-gólnych etapach pracy. Ma to na celu dostarczenie geologom odpowiednich informacji lub w razie awarii jak najszybsze określenie jej przyczyny. Po
zakoń-czonych odwiertach podejmuje się decyzję, czy zawiesić pracę nad odwiertem, czy zamknąć go na stałe. Bierze się tutaj pod uwagę założenia drilling planu, ponieważ może on wyznaczać konkretną ilość surowca do wydobycia lub wydobywanie aż do zużycia złoża.
LITERATURA
1. Devereux S., Drilling technology in non-technical language, PennWell Corporation, Oklahoma 2012.
2. Maersk Drilling, materiały udostępnione grzecznościowo.
3. http://www.agh.edu.pl/blog-naukowy/info/article/agh-realizuje-ekspery-mentalne-badania-sejsmiczne-3d-w-celu-poszukiwania-i-rozpoznania-zloz-gazu/.
4. http://www.laudesynergy.net/assets/F19.large.jpg.
CHARACTERISTICS OF THE PROCESS OF DRILLING ON THE EXAMPLE OF DRILLSHIP VESSELS
Summary
The article characterizes the process of drilling on the example of drillship vessels. It describes the mechanism of planning a drill before the process of drilling (Drilling Operation Plan and DP tests). It indicates stages of the process depending on the depth of the drill and the geological structure of the seabed. Authors described devices securing the drill on the example of blowout preventer (BOP). They also presented the process of drilling and ways of protecting the source during and after the operation. The article is descriptive.
