книги / Морская нефть. Развитие технических средств для освоения морских арктических месторождений нефти и газа. Переработка продукции скважин

В качестве основной меры по обеспечению безотказной работы обору­ дования считалось важным использовать в кессоне проверенные, надежные в эксплуатации клинкетные задвижки. Функции рассчитанных на рабочее давление 70 МПа клапанов с проходным отверстием 0 50 мм могут выпол­ нять малогабаритные встроенные в линию пружинные устройства.

На линиях больших диаметров применяются задвижки с исполнитель­ ными механизмами, установленными сбоку. В качестве последних в блоке центральных задвижек используются два гидроцилиндра и четыре пружин­ ных устройства, воздействующие на штоки задвижек через передаточный механизм.

Для освоения промышленных запасов нефти, выявляемых в труднодо­ ступных районах Арктики, требовались новые технологии. Поэтому начиная с 1985 г. работа над системами бурения и эксплуатации скважин с кессоном продолжалась еще более интенсивно, поскольку они считались пригодными для разработки арктических нефтяных месторождений и обеспечивали безо­ пасность работ на всех стадиях.

Еще одним вариантом защиты морских буровых установок считалось создание ледяных барьеров вокруг них.

Мнение инженеров компании «Экссон продакшн рисерч» о возможности и целесообразности строительства ледяных барьеров вокруг морских буро­ вых установок, работающих в условиях Арктики, основывалось на опыте экс­ плуатации зимой 1984-1985 гг. ледяного барьера, длина которого составляла Ул периметра бетонного бурового основания «Гломар Бофорт си 1». В 1985 г. основание эксплуатировалось компанией «Экссон» в море Бофорта у побе­ режья Аляски.

Для обеспечения дополнительной защиты массивного передвижного осно­ вания гравитационного типа CIDS компанией «Глобал марин» были исполь­ зованы три пожарных монитора, специально спроектированных и созданных шведской фирмой «Скум». Мониторы продемонстрировали безотказную работу в арктических условиях.

К конструкции мониторов предъявлялись жесткие требования: они долж­ ны были быть оборудованы непрерывно вращающимися автоматическими осцилляторными системами; подача каждого из них должна составлять 48,19 тыс. л/с; минимальный радиус действия 150 м; срок беспрерывной работы в районах, где температура нередко достигает -60 °С, — четыре дня.

Мониторы сооружались из материалов, обладавших высоким сопро­ тивлением разрыву. Повсеместно использовались специальные кольцевые уплотнения и смазки. Для всех наиболее ответственных узлов монитора обеспечивался подогрев.

Гидромониторные системы были установлены в трех углах палубы буро­ вой платформы и осуществляли веерообразное распыление воды, в результате с трех сторон был наморожен ледяной барьер (сторона, обращенная к берегу, осталась открытой).

Если обычные пожарные мониторы имели срок службы 10 лет при нор­ мальном режиме работы 40 ч в неделю, или теоретическую продолжитель­ ность рабочего цикла 400 ч, то каждый из новых мониторов работал непре­ рывно в течение 1500 ч, или 62,5 дней. При этом один монитор после 316 ч работы получил небольшие повреждения и бездействовал в течение непро­ должительного времени.

С помощью мониторов был создан барьер высотой в среднем 18,3м

имассой, превышающей 2 млн т. В нескольких случаях дрейфующие льды при столкновении с барьером наслаивались по его окружности. Компания «Экссон» рассчитывала на широкое распространение предложенного мето­ да защиты, создающего безопасную гавань для арктических буровых судов

ибарж в ледовых условиях при глубине моря до 18 м.

Для предотвращения захвата плавучих буровых установок ледяными по­ лями сезон эксплуатации должен продолжаться с середины зимы до начала летнего ледохода.

Интерес компаний к разработке нефтяных и газовых месторождений, находящихся в водах с плавающими айсбергами, побудил инженеров фирмы «Сканска» разработать плавучий эксплуатационный комплекс FPS (Флоатин Продакшн Систем), который оставался на точке даже после столкновения с айсбергом массой более миллиона тонн. Основной компонент предлагае­ мого комплекса — система отклонения айсбергов, поглощающая его кинети­ ческую энергию, которая была применена компанией на разработанной ранее гравитационной платформе «Чейн стар».

Проектировщики компании «Сканска» разработали конструкцию FPS из предварительно напряженного железобетона, состоящую из верхнего строения, поддерживаемого четырьмя колоннами. Нижняя часть сооружения (основание кессонного типа), выполненная из предварительно напряженного железобетона, сходна по строению с нижней частью гравитационного осно­ вания платформы «Чейн стар». Резервуары для нефти и балластные танки, встроенные в основание, разделены водонепроницаемыми переборками, фор­ мируя прочную внутреннюю структуру. Проектировщики считали эту осо­ бенность конструкции очень важной для безопасности FPS. Так, если айсберг пересечет линию отбойных цепей и разрушит внешнюю стенку основания, его устойчивость сохранится. В случае если два водонепроницаемых отсека будут разрушены, крен плагформы не превысит 5°, что можно компенсиро­ вать балластировкой.

Предлагаемую систему отклонения айсбергов можно применять как со стационарной, так и с плавучей конструкцией (рис. 1.120). Она включала как минимум 16 причальных цепей, которые соединялись с поглотителями кине­ тической энергии и якорями. Длинные цепи, состоящие из звеньев шириной 150 мм или более, воспринимали нагрузку надвигающегося льда. При этом они уменьшали скорость айсберга и преобразовывали его поступательное движение во вращательное (если траектория не была направлена точно по центру платформы).

Рисунок 1.120 — Система отклонения айсбергов:

1 — платформа с гравитационным основанием или плавучая платформа; 2 — второй ряд цепей; 3 — горизонтальная плита; 4 — груз; 5 — якорь; б — айсберг; 7 — поглотитель кинетической энергии айсберга

От верхнего цилиндра основания к нижнему проходили короткие цепи. В случае если айсберг достигал платформы, эти цепи с помощью гидравли­ ческих поглотителей кинетической энергии гасили его ударное воздействие.

В разработанном комплексе FPS результатом поглощения энергии явля­ лось горизонтальное ускорение плавучей установки по направлению движе­ ния айсберга. Таким образом, благодаря совместному движению айсберга и конструкции ударная нагрузка значительно уменьшалась.

Верхний и нижний цилиндры основания разделялись прочной горизон­ тальной плитой, способной воспринимать чрезвычайно большие нагрузки, возникающие при столкновении. Отмечалось, что при разрушении заполнен­ ного водой танка в нижнем цилиндре основания общая устойчивость и плаву­ честь конструкции не менялись. Во время сильного волнения моря причиной разрушения платформы могли быть небольшие айсберги или крупные куски льда. Поскольку в таких условиях ударные нагрузки повторяются часто, опас­ ность разрушения установки возрастает. Проблема могла быть решена за счет увеличения числа цепных элементов системы отклонения айсбергов.

Основная особенность системы заключалась в возможности предвари­ тельного расчета ударных нагрузок. Массу и скорость айсберга можно было определить достаточно точно. Это уменьшало необходимость подсчета проч­ ности льда — показателя, который трудно оценить.

Для определения характеристик FPS были рассмотрены условия окружаю­ щей среды.

Сочетание характеристик самого сооружения и характеристик, влияющих на его устойчивость, в совокупности с возможностями системы отклонения айсбергов позволяли FPS оставаться на точке и противостоять воздействию глыбам льда массой 40 тыс. т и айсбергам массой 1,2 млн т, движущимся со скоростью 5 м/с и 0,8 м/с соответственно.

При воздействии айсберга массой 1,2 млн т на платформу разведочного бурения (эксплуатационную) допускалось скольжение якорей без значитель­ ного повреждения конструкции.

В комплексе FPS, связанном с подводным устьевым оборудованием, ко­ торое оснащено другой системой защиты ото льда, платформа должна иметь возможность сдвигаться, чтобы избежать разрушения оборудования, распо­ ложенного на поверхности.

Для отбора газа на шельфе Аляски в 1987 г. была установлена самая круп­ ная платформа, на которой имелось оборудование и для нефтедобычи.

Компания «Маратон ойл» летом 1987 г. завершила монтаж платформы «Стилхед» на месторождении Мак-Артур-Ривер в заливе Кука. Платформу установили в 103 км юго-западнее г. Анкориджа (Аляска) и приступили к бу­ рению первой из 36 запланированных нефтяных и газовых скважин. Когда 2 газовые скважины для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов были закончены и испытаны, продукция начала поступать в трубопровод. Об этом сообщал заведующий отделом эксплуатации компании «Маратон» в Ан­ коридже Д. Джонс. Ввод в эксплуатацию первой нефтяной скважины состо­ ялся в ноябре 1987 г.

Компания «Маратон» планировала бурить новые газовые скважины по мере увеличения потребности в поставках газа. В 1988 г. началась закачка

до верха вышки составляла 144,6 м. Глубина залива (при малой воде) в точке установки платформы равна 56 м. Размеры рабочей палубы 70,1x45,7 м. Масса четырехопорного стального ферменного основания 6100 т, стальных свай 6600 т, палубных надстроек 9800 т. Общая масса платформы с учетом цемента, израсходованного на заливку свай (150 тыс. мешков), 22 500 т. Жи­ лые помещения на платформе рассчитаны на 76 чел.

Проектирование платформы велось с учетом 20-летнего опыта, накоплен­ ного компанией «Маратон» при разработке месторождений в заливе Кука.

Вобщем, проект был типичен для платформ, которые должны строиться

сучетом экстремальных природных факторов, характерных для залива Кука.

Платформа проектировалась с учетом таких факторов, как землетрясения, ежедневные чередующиеся приливы и отливы, которые могли превысить 30 футов, а также движение льда, достигающего толщины в 3 фута.

Платформа имела четыре опоры с двойными стенками длиной 69,3 м и диаметром 5,5 м каждая. Опоры выполнялись из стали, предназначенной для эксплуатации при низких температурах. Толщина стенки опоры менялась от обычной, т.е. 19 мм, до 51 мм в зоне контакта со льдом. Расстояние меж­ ду осевыми линиями опор 30,5 м. Каждая опора крепилась к морскому дну 12 сваями наружным диаметром 864 мм и с толщиной стенки от 51 до 70 мм. Сваи заглублялись в морское дно на 41 м. Кольцевое пространство между опорами и сваями заливалось цементом от дна моря до верха основания. Сваи использовались в качестве направлений при бурении скважин с платформы.

Опоры верхней части были соединены полыми перекладинами, выполнен­ ными из низкотемпературной стали и используемыми для хранения жидкос­ тей. Их диаметр 5,5 м, толщина стенки от 25 до 51 мм. В таких резервуарах

можно хранить до 405 м3 дизельного топлива, 270 м3 питьевой воды, 160 м3 жидких отходов, 1760 м3 воды для приготовления буровых растворов.

В надводной части платформы размещались: оборудование для добычи нефти и газа, технологическое и подъемно-транспортное, системы водо-, тепло- и энергоснабжения, жилые помещения, одна буровая установка. Предусматривалось место для второй буровой установки. Все оборудование собиралось в модули на берегу, чтобы свести до минимума объем монтажных работ в море. Буровой блок состоял из шести модулей, построенных японской компанией NKK по договору с фирмой «Паркер дриллинг». Он включал два стеллажа для труб, модуль оборудования для приготовления и обеспечения циркуляции бурового раствора, поперечные балки для перемещения оборудо­ вания, салазки и подвышенное основание. Буровая установка могла переме­ щаться и устанавливаться над каждой из четырех опор платформы.

Продукция транспортировалась к установкам компании «Трайдинг бей» в западной части залива Кука по трем новым подводным трубопроводам. Два из них диаметром 273 мм предназначались для подачи газа, один диаметром 244 мм — для перекачки нефти. Длина трубопровода около 11 км.

Монтаж платформы «Стилхед» начался в июне 1986 г., когда из Японии на специальной барже прибыло ферменное основание. Его спустили с баржи и отбуксировали на точку, где провели тщательное позиционирование, а затем с помощью балластировки точно установили на морское дно.

Первоначальный график монтажных работ был нарушен, поскольку плавучий кран BAR 437 получил повреждения при окончательном спуске основания. После ремонта стрелы монтажные работы были продолжены.

Установив основание на точке, спустили через каждую из четырех опор сваи и забили их на 41 м в морское дно. Затем кольцевое пространство между опорами и сваями залили цементным раствором. Это обеспечило сооружению необходимую прочность для противостояния напряжениям, обусловленным наличием в заливе Кука льдов и течений.

В ноябре 1986 г. с помощью плавучего крана BAR 437 приступили к мон­ тажу надводной части платформы «Стилхед». Модули доставили к платформе на барже и краном подняли на основание. Масса поднимаемого за один раз груза достигала 1300 т. После установки модулей провели сварочные работа, обвязку буровых, технологических и водо-, тепло-, энергетических комму­ нально-бытовых систем и подготовку их к эксплуатации.

С помощью трубоукладочной баржи и пяти вспомогательных судов близ платформы уложили три трубопровода на расстоянии 1,5 м друг от друга.

В декабре 1987 г. на платформе «Стилхед» произошел выброс природного газа, вызвавший пожар (рис. 1.122). Пожар уничтожил почти половину плат­ формы.

раль, соединяющую ее с хранилищами на суше, и конечную станцию на трубопроводе для транспортировки нефти и газа танкерами.

Конструкция гравитационного основания состояла из трех цилиндри­ ческих опор, упирающихся в морское дно. Рамная конструкция соединяла опоры ниже максимальной ожидаемой глубины ледяной корки. На уровне, где возможен контакт сооружения с льдом, каждая опора имела коническую форму для подъема и разбивания дрейфующих льдин при изгибе.

Две опоры использовались в качестве направлений для скважинных кондукторов, экспортного райзера для транспортировки нефти к берегу или соединения с другими платформами и для силовых кабелей и колонн об­ садных труб водяных насосов. В третьей опоре находились водная система балластировки, райзеры, обшивки силовых кабелей и компактное хранилище морской воды.

Скважины на морском дне располагались в двух местах под опорами платформы. Бурение велось через опоры с помощью 762- и 813-миллимет­ ровых кондукторов. Экспортная система объединяла две морские магист­ рали — для нефти и газа, соединяющие морскую платформу с хранилищем

итранспортным сооружением, расположенными на суше.

Врайонах, расположенных в зонах краевого льда, на границе пакового льда, например на шельфе острова Ньюфаундленд, зимой поверхность моря могла быть покрыта льдом и льдинами после его вскрытия. А передвижение больших по размеру айсбергов к югу под действием течений могло вызвать катастрофические столкновения с установленными сооружениями.

Разведка нефти в таких водах предусматривала возможность временной приостановки добычи и временного отсоединения и удаления сооружений в случае опасности надвижения айсберга.

Для подобных условий в научно-исследовательском отделении компа­ нии «Текномаре» была разработана мобильная эксплуатационная установ­ ка с встроенной системой контроля за льдом, которая выполняла операцию разъединения на основе постоянного расчета риска. Разведка нефтяных место­ рождений в этих суровых и глубоководных районах велась с помощью пла­ вучих эксплуатационных сооружений с хранилищами, являющимися частью подводной эксплуатационной системы, обслуживающей транспортные танке­ ры снабжения для перевозки сырой нефти на берег (рис. 1.123).

Судно водоизмещением 140 тыс. т с вспомогательным оборудованием и хранилищем такой же емкости рассчитано на 15 сугок добычи. Оно спе­ циально изготовлялось для добычи на плаву, поскольку переоборудование существующих танкеров невозможно в подобных суровых условиях окру­ жающей среды. Корпус усиливался для того, чтобы воспринимать местные нагрузки со стороны крупных обломков айсбергов и льдин. Могла быть смон­

тирована автоматическая система регулирования ориентации судна, предна­ значенная для уменьшения колебаний и ослабления толчков, вызываемых льдинами.

Рисунок 1.123 — Плавучая эксплуатационная система:

1 — плавучее эксплуатационное судно; 2 — якорные тросы; 3 — донная опорная плита; 4 — продуктопроводы; 5 — погруженные цистерны плавучести

Скважины располагались на двух подводных опорных плитах, оснащен­ ных защитными крышками. Предусматривалось не менее 12 скважин для гарантирования экономичной добычи. Два набора гибких райзеров соединя­ ли скважины с судном. Систему райзера можно было быстро демонтировать в случае угрозы надвижения айсберга.

Кроме системы контроля за льдом в проект включалась съемная швар­ товая система, соединенная с вращающейся башенной якорной системой внутри корпуса. Вращающаяся башенная якорная система имела фундамент, служащий опорой гибким райзерам и швартовым тросам. Он соединялся с башенной системой, но быстро отсоединялся. Подводная швартовая систе­ ма состояла из 12 разнесенных на равные расстояния 940-метровых тросов, собранных из сегментов цепь — кабель — цепь, промежуточных буев и двух якорных свай на каждый трос (рис. 1.124).

Система разъединения представляла собой стальной разъемный модуль, нейлоновый кабель для подъема на борт и шлангокабель для привода вспо­ могательной системы освобождения/подьема на борт. Эта вспомогательная система объединяла шланг для нагнетания сжатого воздуха, силовой транс­ миссионный кабель, приводные кабели и линии связи.