Бурение нефтяных и газовых скважин
 Скачать 165.5 Kb.
|
Плавучие добычные установки (ПДУ).ПДУ применяют только с подводным заканчиванием скважин на глубинах моря до 300м и более. Конструирование ПДУ проводилось по 3-м направлениям: Переоборудование полупогружных плавучих буровых установок (ППБУ). Переоборудование танкеров. Строительство специализированных ПДУ. Железобетонная ПДУ «Кондрилл», изготовленная на базе ППБУ, предназначена для добычи нефти и газа на глубине моря 300м. Она включает следующие элементы: Верхний корпус с различными надстройками. Шесть водоизмещающих стабилизирующих колонн. Шесть резервуаров - нефтехранилище объемом до 45 тыс.куб.м. Два водоизмещающих понтона. Якорные связи. Понтоны и нефтехранилище установки изготовлены из железобетона. ПБУ рассчитана на высоту волны 30м, имеет водоизмещение 86тыс.т, осадка в рабочем положении составляет 50м, а при буксировке – 30м. Подводное закачивание скважин.Традиционно устья скважин при эксплуатации нефтегазовых месторождений устанавливаются на стационарных платформах. При подводном заканчивании устья скважин размещаются на дне. В этом случае в зависимости от глубины залегания нефтяного месторождения, его запасов и простирания продуктивного пласта по горизонтали подводное заканчивание скважин осуществляется двумя методами: Бурение и заканчивание куста скважин через донную опорную плиту. При этом на каждом устье наклонно направленной скважины устанавливается фонтанная арматура и они объединяются в подводный манифольдный центр. Затем нефть выводится на стационарную платформу или на плавучий причал. Бурение и заканчивание сателлитных (одиночных) скважин. На каждую вертикальную или наклонно направленную скважину устанавливается фонтанная арматура и нефть на поверхность выводится двумя способами: 1. Каждая скважина соединяется с платформой отдельно. 2. Несколько сателлитных скважин объединяются в подводный манифольд, размещенный в центральном месте, и он выводится на платформу или причал. По конструкции подводное оборудование для эксплуатации скважин подразделяются на две системы: «Мокрые» системы, т.е. системы с открытым расположением арматуры, применяются на глубинах моря до 400-500м. Они находятся под гидростатическим давлением и получили наибольшее распространение. Монтаж, обслуживание и ремонт оборудования производят с помощью водолазов, дистанционно управляемых необитаемых аппаратов или с помощью подводных роботов – манипуляторов. «Мокрые» системы применяются как для одиночных скважин, так и для подводного манифольдного центра. «Сухие» системы представляют герметичную камеру, внутри которой поддерживается нормальное атмосферное давление. Они применяются на глубинах моря до 800-900м и не получили широкого распространения. Камеры в этих системах оснащены шлюзами для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим операторов в обычных рабочих костюмах. Область применения подводного заканчивания скважин.Освоение глубоководных месторождений. Освоение северных и арктических месторождений в связи с суровым климатом и сложной ледовой обстановкой. Разработка малорентабельных месторождений, осваиваемых одной или двумя скважинами. Освоение периферийных участков нефтяных месторождений, которые невозможно эксплуатировать наклонно направленными скважинами со стационарных платформ. Разработка месторождений для ускоренного ввода их за счет переоборудования разведочных скважин в эксплуатационные. Преимущества подводного заканчивания скважин.Исключается вредное влияние волновой, ветровой и ледовой нагрузок на подводное оборудование. Повышается надежность антикоррозионной защиты. Для оборудования не опасны пожары. Недостатки.Сложность выполнения ремонтных работ. Трудность борьбы с выбросами из скважины. Потребность в высококвалифицированном обслуживающем персонале. Повышенные требования к надежности оборудования и системам управления. Более высокая стоимость выполнения работ по сравнению со скважинами, устья которых расположены на платформе. Стационарные платформы и сооружения для освоения нефтегазовых месторождений на шельфе северных и арктических морей.Россия обладает самым обширным континентальным шельфом, который составляет 6,2млн.кв.км, что соответствует 22% площади шельфа Мирового океана. 70% шельфа являются перспективными на нефть и газ, но 75% шельфа расположены в северных и арктических морях. Извлекаемые ресурсы углеводородов на шельфе России достигают 100 млрд.т. условного топлива, из них 15,5млрд.т. нефти и 84,5 трлн.куб.м газа- это 20-25% общего объема Мировых ресурсов углеводородов. В соответствии с поправками Конвенции ООН по морскому праву Северный шельф может быть расширен на 1,2 млн.кв.км за счет хребтов Ломоносова и Менделеева, которые пересекают Северный Ледовитый океан и тянутся в направлении Гренландии. Для России Арктический шельф является стратегическим районом для развития нефтегазовой отрасли, потому что в крупных и старых нефтегазодобывающих центрах страны объемы добычи падают и большинство месторождений находится в поздней стадии разработки. Освоение Северного шельфа происходит медленно из-за сложных климатических условий ( штормовые ветры, разрушительные волны, низкие температуры, ледовые поля и др.), а также из-за различных технических проблем. В пределах перспективных акваторий Российского шельфа подвижные ледовые поля продолжаются до 8-10 месяцев в году. На шельфы Баренцева, Карского и Печорского морей приходится около 90% общего объема начальных суммарных ресурсов углеводородов. Главной проблемой в таких условиях является создание надежных и экономически рентабельных технических решений, рассчитанных на эксплуатацию месторождений круглогодично в течение 20-30 лет и более. На шельфе северных и арктических морей России и других стран для разработки нефтегазовых месторождений применяются и проектируются различные ледостойкие платформы и гидротехнические сооружения: Искусственные грунтовые острова – для глубин моря 10-30м. Разведочные острова, рассчитанные на 1-2 года, имеют площадь 8-10 тыс.кв.м, а эксплуатационные – 200-250 тыс.кв.м и более. Искусственные острова рассматриваются как перспективные для участков арктического шельфа до глубин моря 60-90м. Свайно-гравитационные платформы- глубина моря до 100-300м. Башенные свайные платформы – глубина моря 20-30м и более. Они имеют опорные колонны диаметром около 5м и по 8 свай в каждой диаметром 0,75м, которые одновременно служат водоотделяющими колоннами для эксплуатационных скважин. Плавучие добычные платформы и полупогружные платформы с натяжными опорами предназначены на акваториях с незначительной ледовой нагрузкой. Погружные ледостойкие платформы кессонного типа ( МЛСП, «Приразломная» и другие) – до глубины моря 20-40м. Подводные буровые и эксплуатационные комплексы ( промыслы)- для глубин моря 100м и более ( проект). Шахтно- тоннельный способ разработки месторождений на глубине моря до 200-300м и более ( проект). Морская ледостойкая стационарная платформа « Приразломная».Нефтяное месторождение Приразломное было открыто в 1989г на шельфе Печорского моря в 60км от берега у поселка Варандай. В 2011г на месторождении была установлена погружная МЛСП « Приразломная» на глубине моря 20м, предназначенная для бурения скважин, добычи нефти, хранения, подготовки и ее транспортировки. Это единственная платформа на Российском арктическом шельфе. В 2013г начато бурение эксплуатационных скважин, а в 2014г - отгрузка нефти. Извлекаемые запасы месторождения превышают 70 млн.т. В 2018г на платформе добыто 3,2 млн.т нефти, а максимальный уровень составит 5,0-6,0млн.т. в год. Платформа имеет общую высоту 141м, высота стального корпуса (кессона) – 24,3м. Масса платформы с балластом составляет 506тыс.т, а емкость нефтехранилища – 130тыс.куб.м. Планируется бурение 40 скважин глубиной до 7000м. Обслуживающий персонал -200 человек. Срок эксплуатации месторождения – до 25 лет. Технические средства обустройства морских нефтегазопромыслов.Наряду со стационарными платформами важными элементами обустройства месторождений нефти и газа являются причалы, хранилища нефти и газа и трубопроводы. Типовых средств обустройства не существует, поскольку не встречаются месторождения по сходным запасам, площади, удаленности от береговых баз, глубине моря, штормовым и ледовым условиям и др. Отгрузка нефти может осуществляться двумя методами: Применение подводных трубопроводов, по которым добытая нефть передается от платформы до береговых терминалов. Использование танкеров, загрузка которых осуществляется непосредственно с платформы или из специальных морских нефтехранилищ. В обоих методах для швартовки и бункеровки челночных танкеров возводят точечные причалы. Точечные причалы.По конструктивному признаку они подразделяются на многоточечные и одноточечные. Многоточечные причалы.Это простейшие и быстро возводимые причальные устройства. Они состоят из нескольких швартовых бочек ( от двух до восьми), удерживаемых якорными системами. Обычно танкер швартуется кормой к бочкам, а носом становится на собственный якорь. Перегрузка нефти осуществляется по гибким и металлическим трубопроводам. Недостатком этих причалов является невозможность уменьшения воздействия ветра и волн на танкер. Одноточечные причалы.Существует много их разновидностей, но для них характерно наличие поворотного устройства, к которому швартуется танкер. В этом случае при изменении направления ветра и волн танкер занимает такую позицию, при которой усилия, действующие на него, а значит, и на причал будут наименьшими. Такие причалы могут быть установлены на неосвоенных акваториях, вдали от береговых баз и основных судоходных путей. Одноточечные причалы в зависимости от способа закрепления ко дну подразделяются на три группы: Плавучие причалы с якорной системой удержания. Плавучие причалы с шарнирным прикреплением к массиву, установленному на дне. Одноточечные причалы стационарные. Они жестко закреплены в донный грунт или массив, не обладают плавучестью и не могут быть передислоцированы при завершении работ на месторождении. Плавучие одноточечные причалы с якорной системой удержания.Наиболее многочисленны и составляют около 80% общего числа причалов на морских нефтегазопромыслах. Основными элементами причала являются поворотное устройство, установленное на швартовой бочке (плавучести) диаметром 10-17м и высотой 4-5,5м, якорная система удержания, включающая четыре-восемь цепей с якорями, швартовое оборудование, плавучие трубопроводы для загрузки и подводные трубопроводы. Плавучие причалы с шарнирным прикреплением к донному массиву. Они состоят из поворотного устройства (стола), плавучего корпуса, ферменной опоры, балластных цистерн, шарнира, с помощью которого конструкция соединяется с донной опорой, иногда закрепленной свайным фундаментом, трубопроводов, швартового каната и вертолетной площадки. Шарнирная связь ферменной опоры с донным основанием позволяет ей отклоняться от вертикали, но за счет избыточной плавучести корпуса создается восстанавливающий момент. Одноточечные причалы стационарные.Главными составными частями их служат опорный блок, закрепленный сваями в донный грунт, верхнее строение с поворотным столом, трубопроводы и другие устройства. Основным недостатком причалов с жестким закреплением в грунт является значительная зависимость их материалоемкости от глубины моря. Хранилища нефти и газа.Необходимость в строительстве хранилищ в районе морского нефтегазопромысла возникает, когда добытые углеводороды транспортируются на континент не по подводным трубопроводам, а танкерами и газовозами. Непрерывная в течение всего года загрузка танкеров с морских терминалов (точечных причалов) невозможна. До 20-30 суток в году составляют простои из-за штормовых и ледовых условий, запаздывания танкеров по различным причинам или из-за ремонтных работ на причале и др. Благодаря хранилищам добычу нефти и газа можно не прерывать. Вместимость хранилища принимают соответствующей объему добычи за время непрерывного простоя. Так, в Северном море хранилище рассчитывают на прием 3-суточных объемов добычи, а в Арктике-до 6. На нефтехранилищах возможна первичная переработка сырья. Газ может храниться только в сжиженном виде. Хранилища в зависимости от способа удержания на месте могут быть двух типов: Гравитационные, установленные на дне. Плавучие с якорной системой удержания. Гравитационные хранилища.Они бывают железобетонные и металлические и удерживаются на месте за счет своей массы и большой площади сцепления с донным грунтом. Железобетонные нефтехранилища совмещают со стационарными платформами, а также возможна комбинация их с одноточечными причалами. Вместимость хранилищ бывает от 105 до 320 тыс.куб.м. Для арктических районов проектируются нефтехранилища, расположенные полностью под водой, и обслуживать они должны подводные танкеры, которые, как предполагается, будут иметь ядерные энергетические установки. Плавучие хранилища с якорной системой удержания.В простейшем виде хранилища могут быть устроены из барж- металлических или железобетонных, емкостью до 160 тыс.т.Они довольно часто применяются на месторождениях, расположенных сравнительно спокойных и неглубоководных районах. К баржам танкеры для загрузки швартуются непосредственно. С конца 1970-х годов в качестве нефтехранилищ стали использовать танкеры, пришвартованные к точечным причалам. Для районов с более сложными гидрометеорологическими условиями и большими глубинами предназначены плавучие хранилища полупогружного типа. Они выполняют одновременно функции точечных причалов и имеют в подводной части поворотное, швартовое и раздаточное устройства. Для удержания хранилища на месте применяется якорная система. Плавучие хранилища, предназначенные в арктических морях, отличаются от других конусообразностью корпуса или наличием стабилизирующей колонны в районе ватерлинии. Активная защита от воздействия льда может быть достигнута за счет изменения балластировки корпуса, при этом создаются его вертикальные перемещения, и тем самым обеспечивается более эффективное разрушение льда. Трубопроводы.Транспортировка нефти и газа от морских промыслов на континент по подводным трубопроводам менее опасна для окружающей среды, чем перевозка танкерами. С экономической точки зрения строительство таких трубопроводов не всегда выгодна. В зависимости от назначения подводные трубопроводы подразделяются на два вида: Внутрипромысловые и межпромысловые трубопроводы. Их изготавливают из труб диаметром до 400мм ( чаще всего диаметром 152 и 320 мм). Такие трубопроводы обычно укладывают в две параллельные нити. Магистральные трубопроводы связывают нефтедобывающее месторождение с континентом. При этом применяются трубы диаметром от 400 до 1220мм (обычно диаметром 860и 910мм). В настоящее время действуют газопроводы «Северный поток-1» по Балтийскому морю в Европу и « Голубой поток» по Черному морю в Турцию. Находятся в строительстве «Северный поток-2» и «Турецкий поток» по Черному морю в Европу. Способы прокладки подводных трубопроводов.Изготовление трубопровода полностью или сбор секций на берегу и буксировка их на плаву или по дну моря. Применение судна-трубоукладчика. Этот способ используют в 75% случаев и состоит в наращивании трубопровода сваркой труб длиной 12 или 24м и спуска его в воду. Прокладывание с судна- трубоукладчика гибкого трубопровода диаметром до 400мм путем сматывания его с барабана диаметром от 17 до 30м. Для прокладки траншей применяют следующие средства: Механические траншеекопатели типа плуга или роторные(черпаковые земснаряды). Гидромониторные траншеекопатели. Применение подводных взрывных работ при прокладке трубопроводов в скальных породах. Защита трубопроводов от повреждений обеспечивается засыпкой слоем песка, щебня, камня, бетонных блоков или путем укладки «асфальтового матраца». |