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

«Арко Аляска» использовала «Куллук» для бурения скважин «Кувлум» в 1992-1993 гг., на 16 милях территорий оффшора, в 60 милях к востоку от Прадхо-Бей.

В декабре 1993 г. «Сеатаккерс» купила флот «Канмар», включая «Куллук».

В2005 г. «Шелл» приобрела «Куллук» и поручила «Фронтье Дриллинг» усо­ вершенствование установки, включающее следующие изменения:

—новую систему контроля шлама и сухого остатка, включающую вибраторы «Ми Свако»;

—новый штуцерный манифольд;

—обновленный верхний двигатель и железная часть буровой вышки;

—новую систему коммуникации.

Установка не была подвергнута действию ржавчины или коррозии, однако

резиновые части (шланги и затворы) были сильно повреждены.

Буровая вышка платформы была оснащена подиумом, но не имела автома­ тизированного погрузо-разгрузочного оборудования. Все трубы должны были быть исполнены как тройные. В 2006 г. «Шелл» подписала контракт с «Акер Арктик Технолоджи» на изучение и добавление подруливающего устройства на силовую установку платформы «Куллук». Устройство должно было уста­ навливаться в среднем сечении судна (рис. 1.1306)

Подруливающее устройство увеличивало маневренность судна и обеспе­ чивало возможность прохождения между буровыми площадками, расширяя возможности эксплуатации платформы в ледовых условиях.

Подруливающие устройства были поставлены из Хьюстона через Панам­ ский канал и установлены в Канаде в 2007 г. Каюты платформы «Куллук» могли вместить 108 человек. Для поддержки платформы в борьбе со льдом фирма «Шелл» выписала 2 российских ледокола и два финских и норвежских якорных ледовых управляющих судна для сопровождения буровых устано­ вок.

Ледокол «Капитан Драницын», принадлежащий РФ и эксплуатируемый Мурманской судовой компанией, первоначально был выписан для бурово­ го судна «Дискавэр». Судно, которое стандартно толкается вперед, было построено в 1982 г. на верфи Вартсила в Хельсинки, Финляндия. Оно было модернизировано в 1994 г., усовершенствовано в 1999 г., также на него был получен сертификат пассажирского судна.

Якорное судно, плавающее под финским флагом, — второй ледокол для бу­ рового судна «Дискавэр», принадлежащий и эксплуатируемый «Финсташип». Он был построен в 1993 г. Длина судна оставляет 116 м, ширина — 26 м, тяга — 8,4 м. Судно имело развертки на корпусе, которые улучшали перевора­ чивание льда, разлом широких каналов, а также снижали вращение и трение в среднем сечении судна.

к востоку от острова Кросс на глубине 30-40 м. Первоначально Сивуллик называлось Хаммерхэд. Бурение на нем началось в 1985 г., первая успешная скважина появилась в 1986 г., и по последующим данным предполагается, что оно имеет доказанные запасы в 100-200 млн бар. нефти.

Вфеврале 1994 г. «Шелл» приобрела основную долю компании «Амоко Продакшн Ко» на месторождение, после чего доля «Шелл» достигла 100%.

Вфеврале 2007 г., MMS одобрила планы «Шелл» на бурение 4 скважин за сезон 2007 г., но последовавшие судебные заседания отложили бурение.

Входе дальнейшего слушания 15 августа 9-е заседание апелляционного суда отложило вынесение постановления, приостановив работы «Шелл» в море Бофорта, для рассмотрения петиций против бурения от нескольких сторон, включая Alaska Eskimo Whaling Commission и San-Fransisco Center for Biological Diversity. Предполагалось, что в декабре совместные петиции будут рассмотрены в пользу «Шелл».

Несмотря на неудачи в выполнении планов по бурению, «Шелл» планиро­ вала остаться в арктическом регионе надолго. Аляска стала новым «сердцем» компании.

Несмотря на значительное количество разработок по созданию ледостой­ ких платформ, работы по их совершенствованию и проектированию новых продолжаются непрерывно.

На Международной конференции оффшорной механики и арктического инжиниринга в 2007 г. была представлена моноконическая арктическая плат­ форма.

Ледовая нагрузка, зависящая от толщины льда, может существенно пов­ редить буровое и добывающее оборудование. Дизайнеры моноконической арктической платформы Шоун Гош, Кевин Хуанг и Франк Чоу считали, что они нашли решение. Их концепция, изначально спроектированная для «БиПи», могла выдержать 13 000 т ледовой нагрузки, максимальную высоту волны в 14 м и 6-узловое течение в оттепельный сезон. Установка крепится

спомощью 32-узловой постоянной системы якорного крепления. Моноконическая арктическая платформа — коническая плавучая буровая

и добывающая платформа, которая выдерживала ледовые и волновые нагруз­ ки на глубине до 125 м. Корпус платформы имел 2 основных компонента: коническую структуру с дном диаметром 41 м и основание корпуса диамет­ ром 73 м (рис. 1.132).

Для минимизации ледовой нагрузки верхний корпус имеет конический дизайн с уклоном 1:3 (горизонтальный : вертикальный), который начинается от ватерлинии и идет под углом на 25 м вниз. Основание корпуса высотой 14 м имеет круглую форму для обеспечения плавучести внешних сторон. Квадратная буровая шахта вертикально обрезана через корпус и последова-

штормов. 100-летний шторм имеет значительную высоту волны— 13,6м пиковым волновым периодом в 15 с. 10-летний шторм имеет значительную высоту волны в 8,3 м с пиковым волновым периодом в 12,4 с. Так как в лет­ ний период волны более крупные, то расчет был сделан только для этого сезона.

Результаты расчетов показали схожие характеристики для стандартных полупогружных буровых платформ и судов рангоутного типа.

Максимальная амплитуда подъема моноконической арктической плат­ формы при 100-летних штормовых условиях составила 4,5 м с максимальной волной и углом наклона в 6,5 м и 0,76° соответственно.

Якорная система платформы спроектирована так, чтобы выдержать ле­ довую нагрузку 26000 кипсов (1000 фунтов). По мнению разработчиков, ледовые нагрузки выше, чем волновые и ветровые нагрузки, а также нагруз­ ки от течения. Если якорная система сможет выдержать ледовую нагрузку, то ее будет более чем достаточно для сопротивления ожидаемым нагрузкам

втеплый сезон. Нагрузки от ветра и течений в ледовый сезон меньше 2 % ледовых нагрузок.

Якорная система закрепляется 16 сваями диаметром 3-4 м, которые натя­ нуты на 46-55 м под грязевой линией. Линии якорного крепления выдержи­ вают вертикальные и горизонтальные нагрузки в 1,035 и 3,430 кипсов.

Концепция моноконической арктической платформы главным образом была разработана для бурения. Функция добычи может быть добавлена путем установки добывающих водоотделяющих колонн, стальных цепных колонн, а также гибких линий связи. Добывающие водоотделяющие колон­ ны приводятся в действие от буровой шахты и расположены в конфигурации 4x4. При необходимости буровая шахта может быть расширена для разме­ щения большего числа водоотделяющих колонн. Максимальное подъемное смещение моноконической платформы при 100-летнем шторме составляет 5 м, т. е. натяжное устройство натяжением 6 м будет удовлетворять движению колонны. Так как моноконическая платформа имеет большее перемещение по сравнению с обычными плавучими установками добычи, натяжные устройст­ ва нанесут минимальный удар по подъему судна. Поэтому платформа может размещать большое число добывающих колонн, исключая неблагоприятные последствия. Когда платформа подвержена номинальному уклону и враще­ нию, стальные цепные колонны могут быть подвешены либо на буровой шах­ те с помощью двутавровой трубы, либо на периметре основания корпуса.

Общая стоимость установки и изготовления составляет 500-600 млн дол.,

вто время как другие концепции с равной полезной загрузкой обходятся на 20-25 % дороже.

Глава II

СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА СЕВЕРНЫХ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Шельф группы морей Северного Ледовитого океана, находящийся в Арк­ тике, имеет исключительно суровые климатические и ледовые условия. Несколько мягче условия, характерные для дальневосточных морей. Опыт строительства морских трубопроводов в таких районах незначителен. Он ограничен прокладкой трубопровода с острова Сахалин на материк через пролив Невельского. Данный район нельзя отнести к особо сложным районам региона, но прокладка трубопровода в условиях отсутствия необходимых тех­ нических средств являлась весьма трудной задачей. Прокладка трубопровода осуществлялась в условиях военного времени для СССР. Сооруженный трес­ том Союзподводгазстрой трубопровод имел длину 9 км и был уложен в про­ ливе, где глубина воды доходила до 23 м. Нефтепровод имел диаметр 426 мм с толщиной стенки труб 11 мм. Укладка части трубопровода в относительно мелководной зоне моря проводилась в зимний период со льда, в основном припайного, с толщиной 0,6-1 м, что требовало применения различных гру­ зоподъемных машин (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 - Укладка трубопровода со льда в проливе Невельского:

1 — лед; 2 — трос для отстропки разгружающих понтонов; 3 — майна во льду; 4 — разгру­ жающий понтон; 5 — дно пролива: б — положение трубопровода после укладки очередной секции; 7 — трубопровод

Плети трубопровода длиной 350-700 м изготавливали на берегу, покрыва­ ли футеровкой и оснащали чугунными пригрузами. Затем их буксировали по

льду, раскладывали вдоль трассы и сваривали между собой в нитку длиной 2500 м. Каждый участок трубопровода длиной по 300 м оснащали грузоподъ­ емными понтонами (7 шт. по 1,5 т). Рядом с трубопроводом ледорезной ма­ шиной во льду прорезалась майна шириной 1,5 м и длиной 300 м, в которую с помощью лебедок затаскивался трубопровод, плавающий на поверхности майны. Затем путем залива воды в головной участок плети проводилось последовательное затопление трубопровода. После опускания трубопровода на грунт понтоны отсоединяли от трубопровода и поднимали со дна моря. Процесс укладки продолжался. Трубопровод опускался на дно в траншею, отрытую земснарядом до ледостава.

Главное препятствие при строительстве трубопроводов в таких райо­ нах — суровые климатические и ледовые условия, отдаленность от про­ мышленных районов и связанная с ней трудность доставки грузов. Особенно сложно организовать прокладку трубопровода в ледовых условиях. Часто это связано с кратковременностью межледового периода, во время которого можно было бы уложить трубопровод традиционными методами, с наличием подвижных льдов в течение всего сезона ледостава, препятствующих укладке трубопровода со льда, с торосистостью льда, создающей препятствия при укладке трубопровода с припайного льда и т.п.

На основе отечественного опыта строительства подводных трубопро­ водов через реки в зимних условиях во ВНИИСТе к началу 70-х гг. XX в. были разработаны методы прокладки морских трубопроводов в условиях прочного припайного льда. Один из таких методов — укладка трубопрово­ дов с применением ледового стингера. Заранее изготовленный трубопровод вмораживают в лед (рис. 2.2), например, путем полива водой. Затем со сторо­ ны по1ружаемого конца трубопровода одновременно с двух сторон баровой машиной лед прорезается насквозь. Под собственной тяжестью трубопровод вместе с ледовым покровом под ним (ледовый стингер) опускается на грунт. Ледовый стингер под трубой обладает определенной, заранее рассчитанной плавучестью и создает разгружающий эффект благодаря тому, что лед легче воды. Регулируя ширину ледового стингера, можно изменять вес трубопро­ вода в воде, доводя его до минимального, что позволяет увеличить глубину укладки трубопровода.

Другой метод укладки (рис. 2.3), рекомендованный в конце 70-х гг., пре­ дусматривал поэлементную сборку трубопровода из отдельных труб на плат- форме-трубоукладчике, предназначенной для работы в ледовых условиях.

Трубоукладчик работает следующим образом. На платформе проводится сборка отдельных труб в нитку. Трубы, передвигаясь по роликам, последо­ вательно (по одной) стыкуются к трубопроводу, центрируются, свариваются и контролируются. При использовании обетонированных труб проводится

Для придания трубопроводу заданной кривизны за платформой тросами буксируется устройство, с помощью которого трубопровод поддерживается на заданной от поверхности льда высоте. Трубопровод при движении скаты­ вается по роликовым опорам подвески, регулирование положения которой по высоте производится полиспастом.

Трассу перед трубоукладчиком очищают от торосов, а поверхность льда выравнивают. Производительность трубоукладчика рассчитана на изготовле­ ние 650 м трубопровода диаметром 1020 мм в 1 сут. с применением автомати­ ческой сварки неповоротных стыков труб.

Освоение нефтяных и газовых месторождений Северного моря и других районов шельфа с суровыми гидрометеорологическими условиями в начале 70-х гг. привело к необходимости коренного улучшения мореходных качеств трубоукладочных судов для обеспечения их устойчивой работы. Появились суда второго поколения — мощные плоскодонные баржи длиной 195 м (в том числе катамаранного типа), суда-трубоукладчики водоизмещением 25 000 т и, наконец, суда-трубоукладчики полупогружного типа, что позволило увели­ чить время работы при суровых погодных условиях и проводить укладку тру­ бопроводов на глубине моря до 180 м. Третье поколение судов, появившихся в 70-х гг. (например, мощная полупогружная установка «Викинг Пайпер» водоизмещением 50000 т, трубоукладочное самоходное судно «ЕТРМ—1600» водоизмещением 60000 т), позволяло прокладывать трубопроводы практичес­ ки в любом районе мира при глубинах до 360 м. На этих судах был применен ряд технических усовершенствований (сборка на двух параллельных стапе­ лях труб длиной по 24 м, использование дополнительно к якорной системе динамической стабилизации с помощью движителей, автоматическая сварка, дистанционное управление процессом укладки).

Обычно для удержания трубоукладочных судов в заданном месте и пе­ ремещения их вдоль трассы прокладываемого трубопровода (при жестких ограничениях перемещений под действием ветра, волнений и течений) служит мощная якорная система. Суда оборудуют 8-12 якорями по 10-20 т, которые крепятся на канатах диаметром 50-60 мм, используемых в качестве якорь-цепи. Натяжение якорных тросов производится лебедками с усилием 1000-1500 кН и тормозным усилием до 3000 кН. Эти лебедки имеют дизель­ ный или электрический привод, зубчатую передачу, скорость намотки каната 0,5 м/с. Управление лебедками осуществляется дистанционно из центрально­ го контрольного помещения.

Трубоукладочное судно движется за счет одновременной работы но­ совых и кормовых якорных лебедок. Обычно это движение прерывистое (12 м) и соответствует длине одной приваренной трубы. Операция занимает 30-60 с и повторяется через каждые 10-15 мин. Перемещение якорей вдоль