Самая "долгоиграющая" катастрофа в СССР. Часть 1

В истории советской нефтедобычи было немало катастроф глобального характера. Обычно самой тяжелой считают катастрофу, которая произошла на скважине 11 Урта-Булакского месторождения в 1966 году и на ее ликвидацию потребовалось три года.

Но катастрофу, о которой я напишу сегодня, ликвидировали гораздо дольше, целых семь лет. И ее последствия проявляются до сих пор. Да, по объему вынесенных на поверхность углеводородов она уступает событиям в Узбекистане, но по продолжительности и степени воздействия на окружающую среду значительно превосходит, так как на поверхность выбрасывался не только газ, который легко сжечь, но и жидкие углеводороды в виде газового конденсата.

Кумжинское газоконденсатное месторождение было открыто в 1974 году поисковой скважиной Кумженская-1 (К-1), расположено в дельте реки Печора. С глубины 2356 метров стал бить газовый фонтан, из которого выпадал газовый конденсат. Запасы оцениваются в 104.5 миллиардов кубометров, а газового конденсата порядка 3,6 миллионов тонн. Довольно крупное месторождение.

В 1980 году на скважине К-134 был получен небольшой приток нефти, то есть месторождение можно классифицировать как нефтегазоконденсатное.

В 1978 году приступили к разбуриванию северной части месторождения. Поэтому разведочную скважину К-9 было принято бурить наклонно-направленной, чтобы ее забой (дно скважины) входил в пласт под самым заболоченным участком. Сама скважина была расположена на высоком берегу протоки Малый Гусинец. Рядом с ней на берегу расположены пробуренные в 1975 – 1979 гг. скважины К-5 и К-10 с одной стороны (удалены от К-9, соответственно, на 50 и 150 м) и К-134 с другой стороны (180 м).

Бурение скважины К-9 началось 26 сентября 1978 г. и завершилось 1 июля 1980 г. с забоем на глубине 2859 м. 6 ноября 1980 г. в скважине К-9 провели перфорацию в призабойной зоне, после чего спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину 2678 м.

Под перфорацией понимают пробитие стенок скважины. После бурения, спуска обсадных труб и тампонажа (цементирования) скважина представляет своеобразный глухой стакан. И только после того, как пробивают стенки скважины (обычно прожигают с помощью кумулятивных струй), начинается приток пластовой жидкости в скважину.

Схема перфорации

Скважину штуцировали с помощью устьевого штуцера. Под этим понимается устройство для регулирования работы нефтяного пласта. Он представляет собой корпус, в котором имеется сменный вкладыш с отверстием. Чем меньше диаметр отверстия - тем меньше подача скважины.

Во время первого испытания использовали штуцер диаметром 19,5 мм, в результате чего был получен фонтан газоконденсатной смеси (ГКС) дебитом 807 тыс. м3/сут.

И в этом заключалась главная ошибка. Согласно «Инст­рукции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» испытания всегда надо начинать со штуцера самого малого диаметра (4 миллиметра, если мне не изменяет память), постепенно увеличивая до максимального. Казалось бы мелочь, но именно она привела к катастрофе. Под сильной нагрузкой была разрушена насосно-компрессорная труба и повреждена обсадная колонна.

О негерметичности стенок скважины свидетельствовало появление давления в межколонном пространстве, чего не бывает при нарушении стенок скважины

Вот это манометр показывает о нарушениях в межколонном пространстве.

Скважину пытались заглушить - заполнить раствором хлористого кальция, чтобы перестал выходить газ. Не помогло, глушение показало негерметичность эксплуатационной колонны в интервале 39 – 310 м и обрыв НКТ на глубине 310 м, жидкость не шла в скважину, а через негерметичные стенки текла наружу.

Тогда было решено стравить газ, чтоб уменьшить давление и пытаться заглушить еще раз. 28 ноября приоткрыли межколонную задвижку и стали стравливать газ дебитом (производительность) до 400 тыс. м3/сут. Сначала сжигали его черед одну трубу (отвод), но объем и давления газа нарастали, после чего начали использовать все три отвода.

Это не помогло. Скоро газ прорвался через стенки скважины и стал выходить наружу вокруг скважины. Это явление называется грифоном и это самое тяжелое осложнение, которые бывает на скважинных работах.

Фонтаны грязи, газа, газового конденсата и цемента становились все сильнее, в сутки по разным данным, общий дебит газа был оценен в 1,5 – 2,6 млн м3, а конденсата – свыше 100 тонн. Все это выходило наружу, текло по тундре, в протоку, летело в атмосферу. А 12 января 1091 года случилось то, что и должно было случиться - образовался один единый огромный грифон, глубокая воронка, промытая жидкостью и газом.

Противофонтанный отряд из Ухты до апреля пытался поменять колонную головку, накрутить два превентора и крестовины с обвязками, но у них ничего не получалось.

Надо было что-то решать в срочном порядке, так как скважина не прекращала фонтанировать ни на секунду. Решение принимали в самых высоких кабинетах - на уровне ЦК КПСС и Совета Министров СССР. И приняли провести операцию "Пирит". Она заключалась в том, что с помощью ядерного взрыва получится сместить пласты и закрыть ствол скважины.

До этого атомные взрывы применялись для гашения фонтанов четырежды, три раза успешно (на скважинах Урта-Булак-11 в Узбекистане в 1966 г., Памук-2 в 1968 г. и Майское-14 в Туркмении в 1972 г.) и один раз неудачно (Западно-Крестищенское ГКМ в Украине в 1972 г.).

Решение было рискованным, особенно с учетом последнего применения на Украине. Зона катастрофы расширялась, фонтаны газа начали появляться у соседних скважин: К-5, К-10 и К-134. Размах загрязнения был очень велик, нефть и конденсат уже попали в Баренцево море и была вероятность, что к СССР возникнут вопросы со стороны мирового сообщества, в первую очередь с соседней Норвегией.

Продолжение следует