книги / Морская нефть. Развитие технических средств и технологий
.pdfпогодныхусловиях. На платформе располагаются:
— подвески водоотделяющихколонн; —легкое оборудованиедлядобычи;
—вспомогательные агрегаты ижилыепомещения.
В якорной системе предусмотрено использование как гра витационных, так и свайных якорей. Верхние концы натяжных элементов располагаются на 46 м ниже поверхности моря и со единяются с платформой стальнымитросами (рис. 3.6). Натяже ние тросов обеспечивают якорные лебедки сторможением. Тя желое оборудование и нефтяные резервуары располагаются на вспомогательном судне, которое будет постоянно пришвартова но кППНО.
ППНО, предназначенное для добычи нефти в водах глуби ной 260 —1290 м при умеренных условиях работы: прилив 2 м, высотаволны 21 м, периодволны 16 с, скоростьтечения 1,5 м/с, скорость ветра 61,8 м/с. Размеры палубы 103 х 103 м; диаметр каждой из четырех стабилизирующих колонн 864 мм; рабочая осадка платформы 50,5 м; водоизмещение 11340 т. Статистичес коенатяжение опор 22,2МН.
Рис.3.6.Конструкциянатяжной системы фирмы «Глобал маринг»
Фирма «Шеврон ойл» спроектировала ППНО для работы в проливе Санта-Барбара, где глубина моря достигает 488 м. Заканчивание скважинбудетосуществляться спалубы с помощью индивидуальных эксплуатационных водоотделяющих колонн (рис. 3.7).
Платформа предназначена для эксплуатационного бурения и добычи нефти у западного побережья США. Размеры палу бы 61 х 61 м; диаметр стабилизирующих колонн 1320 мм; рабо чая осадка 33,5 м. Платформа имеет 16 натяжных элементов, диаметр которых неизвестен. Число эксплуатируемых скважин
Ряс.3.7.ППНО фирмы «Шеврон ойл»
также неизвестно. Устьевая арматура расположена на палубе. В конце 1982 г. фирма «Шевронойл» подписалаконтрактс фир мой «Ветко», по которомупредполагалосьсконструироватьи из готовить опытный образец механического захватного устройс твадля натяжных элементов и свай. В это времяфирма «Ветко» готовиласьк его испытаниям.
Фирма «Галф ойл» сконструировала платформу, которая по сравнению с ППНО фирмы «Коноко» имеет меньшие габа риты и массу. Это будет достигнуто благодаря установке устье вого оборудования и системы сбора на морском дне, а также объединению водоотделяющих колонн в пучок. Подготовленная ктранспортированию нефть будет перекачиватьсяв хранилище или втанкерычерез загрузочныйбуй.
Платформа предназначена для эксплуатационного бурения и добычи нефти у западного побережья США. Глубина моря 915 —2440м. Палубапрямоугольная (размеры неизвестны). Экс плуатационная система рассчитана на 34 скважины. Нефть из подводной системы сбора будетподаватьсянапалубу для подго товки через пучокводоотделяющихколонн.
Итальянские фирмы «Текномаре» и «Аджип» разработали проект ППНО, предназначенной для месторождения «Аквила», расположенного в проливе Отранто (Средиземное море), где глубинаводы достигает835м (рис. 3.8).
Платформа предназначена для бурения и эксплуатации 15 скважин через индивидуальные водоотделяющие колонны. Головки колонн будут располагатьсянапалубе. Расстояниемеж дуосямикрайних головоксоставит60 м.
Разработка проекта, частично финансируемого фирмой «И-И-Си», началась вмае 1982 г. и продолжаласьчетырегода.
ВладельцамиППНО должны былистатьфирмы «Текномаре» и «Аджип». Палуба (размеры неизвестны) опираласьначетыре стабилизирующие колонны. Масса оборудования, устанавли ваемого на платформе, 5 тыс. т. Общее число натяжных эле ментов 16.
Фирма «Ховальдсверке-дойче верф», отделение западногерманской компании «Зальцгитгер групп», разработала проект платформы, на которой разместится установка для сжижения газа. ППНО рассчитано для работы в водах глубиной от 250 до 1000 м.
Ряс.3.8. ППНО фирм «Текномаре» и «Аджип» 1—головкиколонны;2—сварныетрубы;3—коническиесоединения;4— сваи
Согласно проекту, платформа опиралась на четыре стаби лизирующие колонны диаметром 7 м, которые в нижней части были снабжены буями. Буи соединялись с фундаментом две надцатью натяжными элементами наружнымдиаметром 914 мм итолщиной стенки 32 мм (рис. 3.9). Допустимая растягивающая нагрузканакаждыйэлемент 18,1 МН.
Рис.3.9.ГО1НО фирмы «Ховальдсверке-дойчеверф» /—установкадлясжижениягаза;2—вышка;3—самоподъемнаяплатфор ма;4—водоотделяющаяколоннадляприродногогаза;5—буй;6—водоот деляющаяколоннадлясжиженногогаза; 7—натяжныеопоры;8—фунда мент; 9 —натяжное устройство; 10 —максимальная высота волны, появляющейся один разв 100 лет
Владелецплатформы— фирма «Ховальдсверке-дойчеверф». Размеры палубы 66,4x66,4 м. Высота от киля до палубы 22 м. Число эксплуатируемых скважин неизвестно, эксплуатацию предполагалосьосуществлятьспомощью пучкаводоотделяющих колонн. Для сжижения на установку планировалось подавать 235,5 тыс. м3/ч природного газа.
3.2. ПРИМЕНЕНИЕ ПЛАВУЧИХ УСТАНОВОК ДЛЯ УСКОРЕНИЯ ВВОДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В ЭКСПЛУАТАЦИЮИ ДЛЯ РАБОТЫ В ГЛУБОКИХ ВОДАХ
Традиционный подход к разработке морских нефтяных и газовых месторождений заключается в том, что после откры тия месторождения оценивают его запасы, устанавливают ста ционарную платформу, бурят скважину, осуществляют монтаж эксплуатационного оборудования, после чего месторождение вводят в эксплуатацию. Обычная продолжительность этого про цесса (от полученияварендудовводаместорождения в эксплуа тацию) составляет около пятилет. Она возрастает при проведе нииработ в более глубокихводах, где требуется использование новой технологии, а также в случае возникновения юридичес кихиэкологическихпроблем.
В начале 80-х годов прошлого столетия в связи с ростом цен нанефть, сзадержкойвводаместорождений в эксплуатацию за ставляли нефтяные компании отдавать предпочтение методам ускоренного ввода в эксплуатацию, основой которых является применение плавучих эксплуатационных установок, в качес тве которых могут применяться переоборудованные танкеры. Так, на месторождении в неглубоких водах, где возможно при менение стационарных оснований при существующем в 1983 г. уровне цен на нефть, нефтяная компания могла ускорить ввод месторождения в эксплуатацию и за два года до установки на нем стационарной платформы получить прибыль примерно в600 млн долл., добываязаэтотпериодпорядка4000м3/сут неф ти [104].
Технология ускоренного ввода морских месторождений
вэксплуатацию является достаточно известной. Однако в ряде случаев для разработки отдельных месторождений, независимо оттого, чтоиспользуетсявкачестве плавучейэксплуатационной установки (самоподъемная, полупогружная или танкер), при менение существующей технологии ограничено, и она должна бытьмодифицирована. Однаита же системаускоренного ввода
вэксплуатацию не может быть в равной степени эффективной
вразличных районах, а модификация ее компонентов связана
ссущественными затратами.
Более приемлемый подход заключается в проектировании и строительстве универсальных эксплуатационных установок, пригодных для применения в различных условиях. Использо вание такой установки дает возможность начать эксплуатацию месторождения уже через несколько недель после окончания бурения на нем первой результативной поисково-разведочной скважины.
Эксплуатационнаяустановка (рис. 3.10), заякореннаянамес торождении, предназначена для разделения нефти, газа и воды, атакже хранения нефтиспоследующей ее отгрузкой втанкеры.
Рнс.3.10.Системаускоренноговводаскважинывэксплуатациюихране ния добываемой нефти, характеризующаяся универсальностью и лег
костью подготовки кработе 1 —направлениеветра,волнитечения;2—посадочнаяплощадкадлявер
толетов;3 —жилыепомещения; 4 —вертлюгдля нескольких жидкостей; 5—установкидляобработкидобываемойпродукции;6—свечадлясжига нияв факеледобываемого нефтяного газа; 7—электростанция и ремонт ныемастерские;8—причальныйканатктанкеру;9—танкер; 10—плаву чий шлангдля налива нефти в танкер; И —двигатели-толкатели системы динамического позиционирования; 12 —нефтехранилище; 13—эксплуа тационныестояки «Кофлексип»; 14 —якорнаялиния;15—трубопроводы для транспортирования нефти или газа к берегу; 16 —основание манифольда и стояка; 17—емкостьдля обеспечения плавучести стояков; 18 —
линии прямого и обратного транспортирования жидкостей; 19 —сква жины с подводным заканчиванием
Системадолжнасодержатьследующиеэлементы [104]:
— подводноеоборудование— устьевые головки, фонтанную арматуру, манифольдные переключатели, сборные трубо
проводы ит.д.; —плавучую платформу— баржуилитанкер с жилыми по
мещениямииэксплуатационным оборудованием; —системузаякоривания, способную противостоять экстре
мальным погодным условиям; —причальное сооружение для танкеров, транспортирую
щихдобываемую наместорождениинефть; —эксплуатационные стояки — несколько гибких труб,
предназначенныхдляподъемак поверхностидобываемыхжид костей, дляуправления работой скважины и ее обслуживания; —эксплуатационное оборудование, необходимоедля разде ления и обработкигаза, нефти и воды на борту плавучей плат
формы;
—устройстводляутилизации газа (в качестве топлива для генераторныхустановоксцелью сжиганияв факелах и закачки
впласт);
—средстватранспортированиядобываемойнефти — танке ры, трубопроводы или баржи.
Одной из первых является система разработки нефтяных месторождений Северного моря с относительно небольшими запасами (6,4 —8,0 млн м3), которые нерентабельно разрабаты вать обычными методами, предложенная фирмой «Бритиш пет ролеум». [83]
В односкважинной нефтедобывающей системе (СВПОС) сначаласпередвижнойплатформы илис буровогосудна на про дуктивный пласт бурят одну скважину и закрывают ее. Затем надустьем скважины (рис. 3.11) устанавливается модернизиро ванный танкер, используемый для добычи продукции из сква жины через стояк, обработки ее и временного хранения нефти в танкерах. Танкер удерживается в заданной точке с помощью системы динамического позиционирования. После полной за грузки танкер направляется к берегу для слива нефти, затем процесс повторяется. Система СВОПС может также использо ватьсядля проведения продолжительных (в течение нескольких месяцев) испытанийразведочныхскважин.
Фирма «Бритиш петролеум» предполагала подготовить обо-
Рис. 3.11. Система СВОПС для разработки морских месторождений с относительно небольшими запасами нефти:
1 —свечадлясжиганиягазавфакеле;2—котлы;3—турбинныегенерато ры;4 —двигатели-толкатели системыдинамического позиционирования; 5 —дно моря; 6 —эксплуатационный стояк; 7 —многожильный кабель для передачи командных сигналов; 8 —проходная шахта;9 —оборудова ниедляобработкидобываемойпродукции;10—вышкадляподъемастояка
или барабанав случае гибкого стояка; 11 —нефтехранилище; 12 —узел для повторного ввода инструмента в скважину на подводной устьевой
арматуре
рудованиедлятакойсистемы к 1981 г.,спомощью которого мож нобылодостигнутьдебитскважины науровне3200 м3/сут.
Корпорация «Ки оушнсервисиз» всотрудничествес «Алан К. Мак-Клюрассошиэйтс» в 1984 г. разработалапроектускорен ного вводаморских месторождений применительно кумерен ным условиям наглубинахдо300 м спроектной мощностью сис темы 4800 м3/сут нефтии 1,7 млн. м3/сутгаза. В основупроекта положена система, описанная вышеи приведеннаянарис. 3.12, которая может быть успешно использована в Мексиканском заливе.