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

сваркой под атмосферным давлением займет примерно девять рабочих дней. С учетом необходимости перемещения рабочей камеры от одного места со­ единения к другому весь цикл работ потребует по меньшей мере двух недель.

Проблема защиты трубопровода от разрушения многолетним льдом, скап­ ливающимся у береговой линии, или обломками айсбергов является весьма важной. Компанией «Полар гэс» установлено, что необходима защита трубо­ провода на глубине 45 м ниже уровня моря. Наиболее надежный метод — устройство подземных тоннелей. Компания планировала сооружение тонне­ лей для обеспечения высоты укладки трубопровода не менее 45 м от уровня моря. С помощью подводного вертикального стояка уложенный в тоннеле трубопровод должен соединяться с трубопроводом, уложенным на дне моря. Трубопроводы можно предохранить ото льда методом глубокой выемки грун­ та и направленным бурением.

Так как строительный период 60-80 дней, укладка подводного трубопро­ вода через пролив Мак-Клур должна занять четыре года. В состав работ вхо­ дит устройство двух прибрежных тоннелей, подводная укладка двух ниток трубопровода и сварка трубных колонн.

Переход через пролив Долфин-энд-Юнион сооружен всего за один сезон. Работы проводились в июле и августе, когда пролив наиболее свободен ото льда.

Метод разработки и характер обустройства морских месторождений зави­ сят от типа, мощности и размера залежи. На рис. 2.8 показано обустройство месторождения, залегающего на небольшой глубине.

Рисунок 2.8 — Обустройство месторождения, расположенного на небольшой глубине (включает платформу, подводное устьевое оборудование и наливную станцию):

1 — скважины; 2 — граница месторождения; 3 — система трубопроводов; 4 — буровая

Рисунок 2.10 — Предварительное напряжение, уменьшающее температурные

перемещения в месте соединения:

1 — труба приваривается к перегородке; 2 — трубопроводы; 3 — ушко, приваренное

ккожуху; 4 — направление предварительного напряжения; 5 — соединение трубопроводов

снатяжным устройством; б — винтовая стойка; 7 — кожух

Такие трубопроводы обычно монтируются на суше в виде секций, которые последовательно наращиваются до расчетной длины, а затем буксируются к месту укладки. Современная техника позволяет буксировать участки тру­ бопроводов длиной свыше 30 км на расстояние до 570 км. Величина линейно­ го удлинения однониточного трубопровода за счет температурных деформа­ ций и внешних нагрузок может достигать 30 м. Применение предварительно напряженного пучка труб снижает эту величину до 20 см. Р1спользование трубных пучков упрощает их соединение, а применение новой конструкции соединений уменьшает стоимость монтажа. Метод разработан и успешно применен компанией «Панарктик Ойл» на месторождении «Дрейк-76» вблизи острова Мелвилл в канадской Аркгике.

На многих межпромысловых трубопроводах Северного моря на выполне­ ние подключения концов трубопроводов приходится от двух третьих до трех четвертых всех затрат на укладку трубопроводов. В 70-е гг. были внедрены новые способы строительства, базирующиеся на тщательном проектирова­ нии и моделировании строительных работ. Применение новой технологии уменьшило стоимость подключения межпромысловых трубопроводов вдвое с 1975 г., а к 1981 г. она снизилась еще в 2 раза.

Типичным для новых способов, которые могут дать большую экономию, было подключение без помощи водолазов трубопровода к подводному ус­ тью скважины на глубине 59 м. Работы, проводившиеся на месторождении «Дрейк» компании «Панарктик ойл» в канадской части Арктики, были смо­ делированы на специальной установке. Четко рассчитав все строительные операции, удалось досрочно завершить выполненное новым оригинальным способом строительство. Новый способ предусматривал отклонение в сторону переднего конца трубопровода на подходе к соответствующему подводному объекту. Применение концевых соединительных салазок позволяет подвести конец трубопровода к приемнику объекта и осуществить соединение. Хотя

сначала новый способ проектировали для осуществления подключения на глубинах до 500 м, его можно с успехом применять на глубинах до 900 м. Эта технология подключения трубопровода применима при различных конфигу­ рациях трубопровода и различных погодных условиях. Кроме подключения трубопроводов к устьям морских скважин, этим способом можно подклю­ чить их к нефтедобывающим и наливным платформам, островным причалам и другим трубопроводам.

На рис. 2.11 показано, как можно осуществить подключение трубопро­ вода к основанию конструкции или платформы. Ключевым моментом здесь является предварительная установка гипербарической камеры с приемником. Это позволяет автоматически сцентровывать конец трубопровода с концом стояка, когда трубопровод втаскивают в приемник. После закупорки входов и продувки азотом гипербарической камеры трубопровод и стояк готовы к соединению. Его можно осуществить разными способами, в том числе гипербарической или взрывной сваркой, на фланцах или на муфтах. После выполнения соединения гипербарическая камера служит соединительной коробкой, составляя часть стационарной конструкции.

Способ «соединение с отклонением» представляет особые преимущества тогда, когда добывающую платформу надо соединить наливным трубопрово­ дом с островным причалом. В этом случае необходимые линии связи, линии дистанционного управления и силовые кабели можно привязать или обмотать вокруг наливного трубопровода при его укладке с помощью укладочной бар­ жи или буксировкой по дну моря. Когда соединительные салазки подтягивают к приемнику, все трубопроводы центруются внутри соединительной короб­ ки, а соединение может быть выполнено позднее, в более удобное время.

Присоединение трубопровода можно выполнить либо без помощи водолаза, либо использовать заякоренную или незаякоренную подводную лодку, либо с помощью водолазов, работающих под повышенным давлением. Можно так­ же использовать атмосферный кессон, основание которого предварительно установлено на подводном конце стояка и где предусмотрено обеспечение точной стыковки салазок с приемником.

Лебедки и приборы управления для изгиба и подтягивания трубопровода собраны вместе в стандартном транспортабельном блоке, размещенном на платформе или островном причале. Блок, который имеет массу от 10до 15 т, — это один из главных элементов системы «соединения с отклонением», обес­ печивающий большой экономический эффект. Перевозить его к месту работ должно судно, аренда которого обходится в 4 тыс. дол./сут (для арктических районов, цена 1980 г.).

Стоимость собственно операции присоединения зависит от применяемого способа сварки труб. Для наблюдения за дистанционным сближением салазок

сприемником нужны около восьми техников.

ВКанаде разработан трубоукладчик (рис. 2.12) для укладки со льда пред­ варительно изготовленной нитки трубопровода.

Рисунок 2.12 — Ледовый трубоукладчик для арктических районов Канады:

1 — салазки; 2 — рама; 3 — ферма-направление; 4 — шарнир; 5 — трубопровод: б — носовое направляющее устройство; 7 — лед; 8 — рама; 9 — гусеница с тележкой; 10 — колесо-фреза; 11 — продольная балка; 12 — стингер; 13 — проушина; 14 — трос

Устройство работает следующим образом. Смонтированный и испытан­ ный на льду трубопровод последовательно пропускается через направляю­ щий желоб, ферму-направление и стингер. При продвижении трубоукладчика вперед, например, за счет натяжения троса, связанного с анкером во льду, трубопровод проходит по всем направляющим с заданным радиусом изгиба.

Для изменения кривизны трубопровода, например при изменении глубины укладки, необходима замена стингера и фермы-направления. Лед прорезает­ ся колесом-фрезой. Трубоукладчиком такой конструкции можно укладывать только готовый трубопровод.

Для островов арктических районов Канады (рис. 2.13) разработан способ протаскивания по дну трубопроводов с использованием припайного льда в качестве опоры для тяговых механизмов, которые устанавливают' прямо на льду.

Рисунок 2.13 — Схема протаскивания подводного трубопровода между островами

арктических районов Канады:

1 — трубопровод; 2 — подводный струг; 3 — погруженный трос; 4 — траншея; 5 — тяговые салазки; б — тяговые тросы; 7 — тракторы с тяговыми лебедками; 8 — анкерные столбы; 9 — траншеекопатель; 10 — бульдозер, выравнивающий отвалы раздробленного льда

Протаскивание трубопровода осуществляют в проливе между островами следующим образом. Оголовок трубопровода, смонтированного на берегу, соединяют стальным тросом с тяговыми салазками, установленными на лед пролива. Салазки буксируют тросами по льду с помощью двух тракторных лебедок, закрепленных к анкерным столбам, вмороженным в лед. С помощью многочерпакового канавокопателя во льду впереди салазок прорезается май­ на, через которую проходит тяговый трос в воду к оголовку трубопровода.

Впереди движущегося по дну трубопровода установлен специальный подвод­ ный струг, разрабатывающий траншею, в которую опускается протягиваемый трубопровод.

После протаскивания на определенную длину захваты тяговых лебедок переставляют на новые анкерные столбы. В этот момент натяжение салазок обеспечивается тракторной лебедкой за счет массы самого трактора. По мере увеличения глубины моря погруженный трос наращивается.

Исследования, проведенные в Канаде, показали, что лед можно искус­ ственно утолщать со скоростью 25 мм/ч путем полива его морской водой вдоль строительно-монтажной полосы с одновременным заполнением ле­ довой спайкой всех трещин. При этом лед может выдержать значительные вертикальные нагрузки от находящейся на нем техники. Особенно большие нагрузки он выдерживает в горизонтальном направлении, что обеспечивает протаскивание трубопроводов по дну моря.

Компании «ВР» и «Мурфи Ойл Ко» в 2000 г. успешно прорезали траншею длиной 9,7 км в арктическом льду, чтобы уложить и засыпать связку из двух 254-миллиметровых труб (нефтепровод и газопровод) на дне моря Бофорта у берега Аляски при глубине воды до 12 м.

Работа была выполнена в рамках проекта «Норстар». Она включалауклад­ ку нефтепровода протяженностью 27,4 км и 25,7-километрового газопровода на берегу и в море. Морская часть трубопроводов имеет длину 9,7 км; уло­ жены они в одну подводную траншею от искусственного острова в море Бофорта до береговой линии вблизи г. Пойнт-Сторкерсон.

По достижении берега нефтепровод был продолжен еще на 17,7 км до первой насосной станции Трансаляскинского трубопровода вблизи ПрадхоБей. Газопровод был продолжен на 16,1 км до принадлежащей компании «ВР» центральной компрессорной установки на нефтяном месторождении Прадхо-Бей (рис. 2.14).

Проблемы, с которыми пришлось иметь дело при строительстве тру­ бопроводов, вызывали низкие температуры воздуха (-32 °С), которые при наличии ветра приравнивались почти к-80°С . Кроме этого, строительные, бригады часто вынуждены были работать в темноте из-за очень короткого дня в зимний период на Аляске.

Для выполнения работ был сформирован проектно-строительный альянс. Строительство трубопроводов осуществляли компании:

—«Хьюстон Контрактинг Ко» (НСС), «Аляска Лтд.», которая занималась до­ ставкой труб и необходимых материалов, нанесением на трубы изоляцион­ ного покрытия, сваркой и подготовкой трубопроводных плетей, укладкой трубопроводов в море и на суше. НСС также выполнила гидростатическое испытание и внутритрубное обследование и была ответственной за при­