книги / Морская нефть. Развитие технических средств и технологий
.pdfРис. 3.12. Наливной танкер, переоборудованный в плавучую буровую установку SSDC (разрезпо осевой линии)
Варианттакогоиспользованияплавучейсистемыразработа ла фирма «Канмар», занимающаяся строительством плавучих буровыхустановокдляАрктикинабазе наливныхтанкеров [68].
Заумеренную платуфирма «Канмар» переоборудовалатан кергрузоподъемностью 250тыс. т вбуровую установкукессон ного типа, способную работать в арктических условиях (рис. 3.12). Так какустановка на точку осуществляется только балластированием, то кессон довольно просто перемещать на новоеместо. Этаоперациязанимаетнеболеечетырехсуток.
За зимнийпериод 1982/83г. спомощью буровой установки SSDC длякомпании «Доум петролеум»наместорождении «Ювелик» былипробурены двескважины. Далее онаработаланаточ ке «Коджак»позаказукомпании «Галф ойл».
В созданиибуровогокессонаSSDC принималаучастие япон ская фирма «Хитачизосен», которая за пятьмесяцев успела об резать исущественноукрепить корпустанкера, для чего потре бовалось 8 тыс. т сталии 16 тыс. т бетона. Дальнейшее оснаще ние, включая и установку бурового оборудования, производи лосьсотрудникамифирмы «Канмар». Общие затраты времени на переоборудование танкера составили около 10 месяцев. В октябре 1982 г.установкаSSDC былавведенавстрой.
На месторождении «Ювилик» SSDC установили на насып
Дополнительным средством снижения ледовой нагрузки на корпус танкераявляются искусственныеледяные горы по пери фериинасыпнойопоры.
SSDC имеет большие складские помещения, позволяющие осуществлять бесперебойную работу в течение всего зимне го периода. На борту находится достаточный запас материалов и оборудования для проходки двух скважин глубиной 4900м каждая и запас горючего на полтора года автономной работы. УстановкаSSDC оборудованаконсольнойвышкой, рассчитанной набурениескважинглубинойдо7600 м, иимеетдевять буровых люков разных размеров. На борту предусмотрено размещение 93-х человек постоянного проживающего персонала, госпиталя и 35 дополнительныхместдлянепредвиденныхслучаев.
Еще одним вариантом перестройки танкеров в буровые платформы является предложенный в 1983 г. метод перестрой килишнихтанкеров в плавучиеарктические основания, предло женныйфирмой «БоуАрктикрисорсиз». Фирмапредлагаларас членитькорпустанкеранасекции (рис. 3.14 а) [18].
Секции компоновали по-новому и скрепляли. В предлагае мом варианте компоновки секций (рис. 3.14 б) кормовой отсек 6 сдвигателями размещают в нише секций 2и 4, а для защиты от воздействия льдов слева и справа от него устанавливали спе-
Рис.3.14.Один извариантов перестройки танкеравплатформу
циально изготовленные угловые секции 8и 9. Изготавливается также носоваячастьплатформы 7. Выбор вариантакомпоновки зависит от желания заказчика и целей использования. Плавучее основаниеможноприменятьдлябуренияили длитель ных испытаний скважин; как временный или стационарный нефтегазодобывающий комплекс и вкачестве резервногохра нилища нефти. Техническаяхарактеристикаплавучегооснова нияприведенаниже.
Техническиехарактеристики плавучего арктического основания
Параметр |
|
Значение |
Размеры, м......................................... |
|
135х 110х26 |
Вместимостьемкостей (м3) для: |
|
2000 |
технической воды....................................... |
- |
|
питьевой воды................ |
1000 |
|
дизельноготоплива...................................... |
|
9000 |
хранениядобытой нефти............................. |
|
127200 |
балласгаой воды...................................... |
|
120000 |
балластного песка...................................... |
|
70000 |
Площадь палубы,м3........................................ |
|
12466 |
Плавучее основаниеможетбытьустановленов водах глуби нойдо 19 м, если оноизготовленоиз танкера водоизмещением 250тыс. т, илидо 23м при водоизмещениитанкера 300 тыс. т. Для этоготребуется толькосооружениенаморском днепесча нойподушки (рис. 3.15).
Насыпные бермы позволятустанавливатьего в водах боль шей глубины. Корпус основания, построенногоизтанкераводо измещением250 тыс. т, сможетвыдерживатьдавлениеледовых полейдо 35,7 кПа, если основаниебудетиспользованодлябуре ния разведочныхскважин, и до92 кПа—вкачественефтегазо добывающейплатформы [18].
Плавучее основание можноиспользоватьв водахглубиной 6 —23 м. Проведенные исследования [104] в 1982 г. по примене нию плавучихустановокпоказали, чтонаиболееперспективны миявляютсяуниверсальные эксплуатационныеустановки, при годныедля использования в различныхрайонахмирав умерен ных условиях окружающей среды и на глубинах 30-300 м. Эксплуатационнаямощностьрассчитананаработутаких установок
Рис.3.15.Плавучее основаниеMAI(в поперечном разрезе), установлен
ное напесчаную подушку:
1—песчанаяберма;2—песок;3—бетон;4—нефть;5—отражательволн; 6—противоледовая защита
вдиапазонеот640 до4800 м3/сутнефтииот28до280 тыс. м3/сут газа. Емкостьхранилищадлядобываемойнефти— 8—48тыс. м3. Система заякоривания влияет на легкость снятия с точки.
Авторы отмечают [104], что парк плавучих эксплуатаци онных установок и хранилищ будет расти также быстро, как и число стационарных платформ в течение последних 30 лет. Этипредположенияавторовнашлисвое подтверждение, к нача лу21 в. паркплавучихэксплуатационныхустановокнасчитывал 119 единиц. Значительное внимание висследованиях по приме нению плавучихэксплуатационныхсистем [104] уделяется рас смотрению тенденцийихразвития. Выделим некоторые положе нияиз этойчастиисследований.
Припроектированииповышенное вниманиеуделяетсяулуч шению конструкции плавучих эксплуатационных установок, оптимизации режима их работы, стандартизации и повышению их универсальности. Все чаще в качестве эксплуатационных установокпредполагаетсяиспользоватьпереоборудованныетан керы, при этом соответственно уменьшится число переоборудо ванныхплавучихбуровыхустановок.
С экономическойточкизрениянаглубинахболее300мвмес то обычных стационарных платформ, платформ с натяжными
опорамиилисоттяжками целесообразноиспользоватьплавучие эксплуатационные установки, в течение 1980-х гг., однако, вряд липодобныеустановкибудутширокоиспользоватьсядляэксп луатацииглубоководныхместорождений, хотяв конечном итоге они являются наиболее перспективными. Высокая стоимость хранилищ приихсовместном использованиисполупогружными платформамиприведетквсебольшемуиспользованию переобо рудованных супертанкеров приускоренном вводеместорожде ний в неблагоприятных условиях. Динамические характери стики этих супертанкеровдолжны бытьсовместимы схаракте ристиками устанавливаемогонанихоборудованиядляперера боткидобываемойпродукции.
Высокомобильные эксплуатационныеустановки могутис пользоваться как для ускоренного получения нефти в период, предшествующийустановке постояннойстандартнойплатфор мы, такидляразработкиместорождениясотносительно неболь шимизапасамиилиудаленныхотберега, где применениестаци онарныхплатформ нерентабельно. Ожидалосьповышениеспро са натанкерыдлятранспортированиянефтиотместорождений, расположенных вдали отдействующихтрубопроводов, гдедля добычи используются плавучие эксплуатационные установки. Возросшие масштабы использованияэтихустановокобусловят также расширение выпуска мобильных систем заякоривания, оборудования для разработки подводного заканчивания сква жин, дляобработкидобываемойпродукции и др.
Авторы сравниваютокупаемостьдвух вариантовразработки на примере морского месторождения с предполагаемой макси мальной добычей нефти (4000 м3/сут) и газа (85 тыс. м3сут) ис суммарной (равнойдлядвухвариантов) добычей завесьпе риод эксплуатации 13,44 млн м3 и 289 млрдм3 соответственно при условии равенства цен и других финансовыхпоказателей (рис. 3.16).
В первомвариантеместорождениеэксплуатируетсядвагода до установки постоянной платформы, при этом добыча нефти в течение первого года составляет 1,99 тыс. м3/сут, газа — 42,5 тыс. м3/сут, ав течение второгогодасоответственнодости гаетмаксимально возможной; во втором вариантеэксплуатация начинается только поле установки стационарной платформы.
Из графика видно, чтоприусловияхдлительнойэксплуатации
Рис. 3.16.Сравнение различных вариантов разработки морского место
рождения:
1 —обычная система разработки: 2 —система ускоренного ввода в эксплуатацию; 3 —окончание добычи; 4 —относительная прибыль 211,5 млндолл.;5 —относительная прибыль 124,7 млндолл.
и минимального роста цен более рентабельно использовать сис темураннеговводаместорождениявэксплуатацию [104].
Опыт проектирования и использования плавучих эксплуа тационных комплексов показал, что при увеличении морской нефтегазодобычи к середине 1980-х гг. применение этих систем значительно расширилось, поскольку в определенных условиях они обладают неоспоримыми преимуществами перед другими аналогичными системами. В 1986 г. во всем мире число таких комплексов превышало 15 единиц. Многие нефтяные компании направилисвоиусилиянасовершенствованиеплавучихэксплуа тационныхсистем набазетанкеров (FPSO — Floating production oil storage and offloading). Так, корпорация «Флюор энджинирз» запатентовала разработанную ею новую систему сбора нефти и газасплавучим столбообразным буем [18].
Несмотря на отсутствие обычно применяемых многоканаль ных проточных вертлюгов (что, кстати, исключает возникнове ние связанных с их эксплуатацией проблем), система дает воз можностьделатьсборнефти (газа) из большогочисла подводных
скважин. Этодостигается благодаря использованию допускаю щих скручивание рукавов, которыепроходятчерезприкреплен ный к заякоренному танкеру столбообразный буй (рис. 3.17).
Выбор надводнойбазы (танкера или полупогружной плат формы) определяет конструктивное решение плавучегокомп лексаиобычнозависитотследующихфакторов:
—необходимостивпроведенииремонтаскважин:
—числастояков, требующихсядлядобычи иосуществления методовувеличения нефтеотдачи,
—наличия подводныхтрубопроводов.
Очевидно, чтодляотдаленныхрайонов, гденеттрубопрово дов, ремонтные работы не вызываютпроблем, ачисло скважин и требования к способам поддержания в нихнужныхусловий
Рис.3.17.Плавучий эксплуатационный комплексна базетанкера,вклю чающий систему сбора нефти и газа со столбообразным буем: 1—стационарныйтанкер;2—каротажный танкер;3—оборудованиедля подготовки нефти и газа;4 —столбообразный буй;5 —печьдля сжигания отходов;6—скважинасподводнойфонтаннойарматурой;7—гибкийстояк
удовлетворяют возможностям существующих систем сбора уг леводородного сырья с проточными (одно- и многоканальны ми) вертлюгами, предпочтителен плавучий комплекс на базе танкера, благодаря вместимости хранилищ и грузоподъемности палубы.
Однако ремонт скважин проводить с борта танкера трудно. Работы вскважинах стаких судов выполняются с помощью ин струментов, которые спускают на тросе; можно также приме нять задавливание инструментов через выкидные линии. При этом существуютнекоторые ограничениятехнических приемов, тогдакак проведение ремонта с полупогружных платформ, рас полагаемых непосредственно надскважинами, отличается боль шими удобствами и высоким качеством выполняемых работ. Кроме того, поскольку полупогружные платформы не меняют своего положения поддействием ветра и течений, отпадает не обходимостьвпроточныхвертлюгах, чтопозволяетобслуживать большее число скважин без создания подводных манифольдов. Это, в свою очередь, позволяет испытывать каждую скважину индивидуально.
Самоеслабоезвеноплавучихэксплуатационныхкомплексов FPSO —проточные вертлюги, входящие в системы сбора нефти и газа. Существующие конструкции вертлюгов характеризуют ся ограниченным числом каналовдляраздельного пропуска пос тупающей из нескольких скважин нефти (газа). Поскольку про точныевертлюгисложны вэксплуатации, авыходиз строядаже одного из нихможет привести к срывунефтегазодобычи, число таких устройств в системе сбора сокращают до четырех-шести. Крометого, ремонтироватьвертлюглучше всего в заводскихус ловиях, которые невозможно создать на бортутанкера плавуче го эксплуатационногокомплекса.
Один из способов решения проблем, связанных с использо ванием вертлюгов, заключается в установке перед ними манифольда для смешения идущих от различных скважин потоков нефти (газа) и, следовательно, уменьшения их числа. Этот спо соб частично повышает возможности систем FPSO, однако тре буетустановкинаморском дне иливдругом месте сложногодо полнительногооборудования.
В предлагаемой системе многоканальный вертлюг заменен несколькими (от 10 до 20) гибкими рукавамидля раздельной по
дачинефти (газа) отподводныхскважинкманифольду, установ ленномунапалубетанкера.
Исключение из системы вертлюга оправдывается тем, что рукава могут закручиваться и раскручиваться внутри полого столбообразного буя, а также под ним. Создание подобной кон струкции основывается на предположении, что свободно пово рачивающийся под воздействием волн и течений танкер редко делает полный оборот. Обычно он поворачивается в пределах сектора с центральным углом 180°. Полный оборот танкера во кругбуявозможенлишьврезультатештормаили поддействием определенных, редко образующихся комбинаций ветра и волн.
Основные элементы новой системы сборанефти и газа:
—столбообразныйбуй;
—узелкрепления буяктанкеру;
—системазаякоривания;
—комплект оборудования для транспортирования нефти
игаза.
Несмотря на то что плавучие комплексы на базе танкеров по-прежнемуостаютсямалопригодными дляпроведенияремонт ныхработвскважинах, новаясистемасборасо столбообразным буем значительнорасширяетобластьихприменения.
Преимущества новой системы сбора нефти и газа заключа ютсявследующем:
—предназначенадляустановкинатанкерах, которыеотли чаются доступностью, большой грузоподъемностью и площадью палубы;
—исключаетиспользованиемногоканальныхвертлюгов;
—обеспечивает раздельный сбор нефти (газа) из несколь
кихподводныхскважин;
—позволяет разместить манифольды, запорную арматуру
иаварийные задвижкинапалубетанкера;
—легко отсоединяется оттанкера без лишних воздействий наякорные цепиистояки;
—допускаетустановкудополнительныхгибких стояков для
подключенияновыхскважин.
Впоследствии новая система сбора нефти и газа с плавучим столбообразным буем была использована многими нефтяными компаниями в ихразработках.
Важным направлением использования плавучих эксплуата