книги / Морская нефть. Развитие технических средств и технологий

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.