6.8 Особливості організації нафтогазозбору на морських нафтопромислах
Система нафтогазозбору на морському родовищі залежить від застосованої системи розробки і його віддаленості від берега. Так при розробці родовищ Каспійського моря Північна складка острова Артема, Піщане-море та інших, де свердловини розташовані на окремих чи кущових основах, віддалених від берега на невелику відстань, нафтогазозбірні устаткування розміщують на березі. Основу з берегом з’єднують нафтопроводом, по якому вся продукція свердловин (нафта, газ, вода) надходить на береговий нафтозбірний пункт.
Разом з тим, у міру віддалення морських основ від берега потрібен все більший тиск на гирло свердловин для проштовхування продукції до берегових пунктів її збору, а це призводить до зниження дебіту свердловин і зумовлює необхідність переведення свердловин на механізований спосіб їх експлуатації. Тому для віддалених від берега родовищ нафтозбір організовується безпосередньо на майданчиках окремих морських основ чи розгалуження від основної магістралі естакади.
На пункті нафтогазозбору здійснюється сепарація нафти від газу, води, піску, після чого очищена нафта і газ транспортується нафтопроводом на берег.
На родовищах, вельми віддалених від берега, наприклад, Нафтове каміння, безпосередньо в морі на спеціальній основі споруджується парк товарних резервуарів для накопичення нафти, яка надходить із збірних пунктів.
Морська основа парку товарних резервуарів облаштовується причальними спорудами для танкерів, насосної станції і арматурою для наливання нафти в ємність танкера. У парку товарних резервуарів є резервуари для прийманн та відстоювання баластової води танкера, яка після відстоювання трубопроводом перепомповуєтьсяся до системи підтримання пластового тиску.
Обмежені розміри приестакадних майданчиків і тим більш майданчиків морських основ потребували дуже компактного розташування обладнання первинної сепарації нафти, приладів для замірювання дебіту свердловин по рідині і газу, відстійників для відділення нафти від води і піску, обладнання очищення і утилізації промислових стоків.
Причому, якщо в умовах естакадного облаштування морського нафтопромислу об’єкти нафтозбору можуть виділятися на окремому приестакадному майданчику, то при розробці родовища окремими стаціонарними платформами для кущового буріння свердловин об’єкти збору нафти і газу розташовують на тій же платформі.
Схему облаштування морської платформи для кущового розташування свердловин об’єктами для видобутку і збору нафти і газу зображена на рис.6.24.
Схема облаштування передбачає здійснення таких технологічних процесів нафтогазовидобутку:
1. По нафті – вимірювання дебіту кожної свердловини; перший ступінь сепарації нафти і газу; відділення нафти від води, піску з його подальшим очищенням і утилізацією; подавання реагентів, інгібіторів корозії, понижувачів в’язкості; розчинників парафіну і асфальто-смолистих рідин, відпомповування нафти насосами підводними трубопроводами на берегові пункти збору і подальшою підготовкою нафти для передачі нафтоспоживальним організаціям.
Рисунок 6.24 – Схема збору нафти і газу на стаціонарній платформі:
1 – маніфольд; 2 – блок сепарації і замірювань; 3 – гребінка; 4 – факел; 5 – блок подавання реагенту; 6 – блок промислових стоків; 1-газ; ІІ-рідина
2. По газу – вимірювання дебіту кожної свердловини; перший ступінь двоступінчатого осушування газу і дотискування його компресорами до 10 МПа; охолодження газу з доведенням точки роси до –50С; транспортування його підводним магістральним газопроводом на береговий пункт підготовки газу для подавання споживачам при значному виділенні із газу конденсату (він добавляється безпосередньо у нафтопровід); використання частини газу в газотурбінах для вироблення електроенергії чи компримування газу, що подається на газліфт, і для транспортування газу газопроводом. Система сепараторів має відвід для скидання газу на факел в аварійних ситуаціях.
3. По пластовій воді – відділення води від нафти, механічних домішок; оброблення її поверхнево-активними речовинами і інгібіторами з подальшим нагнітанням її насосами у водонагнітальні свердловини. Якщо на платформі є водонагнітальні свердловини, а попутної води для цілей ППТ недостатньо, то здійснюють піднімання на платформу морської води з відповідним її обробленням перед нагнітанням у свердловини. Оброблення морської води перед нагнітанням у пласти полягає в очищенні її від спор водоростей та бактерій, а також додаванні антикорозійних препаратів.
Для забезпечення нормальної роботи на платформі об’єктів видобування і збору нафти і газу на ній споруджується майстерня з ремонту обладнання, комплекс обладнання і інвентар для ремонту свердловин, обладнання і інвентар для безпечного виконання робіт і засоби пожежогасіння, рятувальні плавзасоби для евакуації, гелікоптерний майданчик.
Особливої уваги заслуговує досвід організації нафтогазозбору на морських родовищах Північного моря. Тут відроблено великий набір установок для збору нафти і газу, що розташовуються на стаціонарних гравітаційних платформах, напівзанурених платформах і морських багатотоннажних кораблях.
Якщо нафтогазозбір організовується на стаціонарній платформі, то від блок-платформ, на котрих розташовуються гирла видобувних свердловин, і від свердловин з підводним розташуванням гирла продукція свердловин, як правило фонтанних і газліфтних (рідше ЕВН), гнучкими маніфольдами подається на стаціонарну платформу. Блочне обладнання, встановлено на стаціонарній платформі, дозволяє здійснювати такі операції:
- сепарацію нафти, газу і води;
- оброблення нафти і її перепомповування підводним трубопроводом на берег чи на буй-пристань для подавання її у танкер;
- скидання та очищення попутно вилученої води;
- сепарацію і компримування нафтового газу, що призначається для використання як пальне і для цілей газліфта;
- скидання надлишків газу в атмосферу через факельний пристрій (є проекти для великих нафтових родовищ, коли надлишки газу направляються гнучким маніфольдом на буй-пристань, до котрого причалює танкер-газобензиновий завод, на якому роблять зрідження газу з подальшим вивезенням зрідженого газу танкерами-човниками на берег);
- оброблення попутної і морської води з подальшим нагнітанням у пласт для підтримання пластового тиску.
Названі операції виконуються у спеціальних блок-схемах, котрі на платформі можуть компонуватися на деяких поверхах.
Крім названих систем на технологічній платформі є велика кількість систем загального призначення:
1 – вода для пиття;
2 – протипожежна система;
3 – система керування;
4 – телекомунікаційна система;
5 – система рідкого пального;
6 – система електрозабезпечення;
7 – система виявлення вогню і присутності газу;
8 – система заправки гелікоптерів та ін.
Ємності–накопичувачі нафти стаціонарних залізобетонних платформ розташовуються у підводній їх частині і можуть мати об’єм у декілька десятків тисяч м3.
На ряді родовищ Північного моря (Аргилл, Бучар) фірмами Hamilton Brothers, British Petroleum для збору нафти і газу використовується так звана плавуча експлуатаційна система.
На рис. 6.25 і 6.26 показані принципові схеми облаштування родовища Аргилл напівзануреною експлуатаційною платформою, експлуатаційним райзером1, буєм-пристанню (інколи буй-причалом) для організації збору нафти при підводному закінченні свердловин.
Платформа утримується над опорною плитою2 (рамою), на котрій можуть бути розташовані гирла 6-8 свердловин, за допомогою якорів і ланцюгів. Плаваюча буй-пристань з’єднаний з райзерною системою гнучким маніфольдом і утримується на точці стояння якорями і ланцюгами. До буй-пристані причалюють танкери для забору нафти.
Рисунок 6.25 – Глибинна плавуча система для видобутку та зберігання нафти:
1 – сателітні свердловини; 2 – швартові із дротяного канату, закритої конструкції; 3 – вишка для опускання і піднімання райзера; 4 – човниковий танкер; 5 – двигуни, що забезпечують поздовжній і поперечний рух; 6 – танки відстоювання продукції свердловини (на носі та кормі); 7 – баластні танки (типовий варіант); 8 - ємності для зберігання нафти (типовий варіант); 9 – маніфольд, система натягу райзера, вертлюг; 10 – турель, що обертається, з лебідками і барабанами для зберігання каната; 11 – експлуатаційний райзер; 12 – опорні рами, розташовані на деякій відстані від основи райзера, для забезпечення можливості проведення ремонту та буріння з іншого судна
Рисунок 6.26 – Система збору нафти на родовищі Аргил (Північне море):
▲ – свердловина; 3,4,6,8,10,15,19,21,22,23,25 – викидні лінії; 11 – напівзанурене плавуче експлуатаційне устатковання; 12 – райзер; 18 – танкер
Усі процеси, що пов’язані з підготовкою нафти (зневоднення, знесолення та ін.), виконуються на березі.
Недоліком системи збору, що здійснюється на родовищі Аргилл, є те, що при відході танкера від буя-пристані відбір рідини зі свердловин припиняється. Така схема збору нафти зумовлена малими запасами нафти родовища (8 млн.м3). Будівництво нафтопроводу від родовища до суші було визнано економічно необґрунтованим.
Для більших родовищ, наприклад Монроз із запасами нафти в 15,9 млн.м3, Екофіск та ін., найдоцільнішим способом транспорту нафти і газу від родовищ визнано будівництво нафтогазопроводів.
Райзер експлуатаційний – пристрій, що використовується при морському видобуванні нафти і газу з розташуванням гирла свердловин на дні. Це металевий циліндр, закріплений одним кінцем на дні, всередині якого знаходяться маніфольди викидних ліній. Інший кінець виводиться на поверхню моря і закріплюється через гнучку трубу з трубопроводом платформи.
Опорна плита – встановлюється на дні моря після його попереднього вирівнювання. Плита закріплюється на дні за допомогою чотирьох паль, що забиваються у дно. У плиті є гнізда для куща свердловин, які в процесі буріння використовуються для встановлення в них направлення, а після завершення буріння свердловини в гнізді встановлюють колонну головку і фонтанну ялинку.