Учитывая весьма высокую стоимость железобетонных платформ (1,0 –

1,5 млрд. долл.), применение их целесообразно лишь на месторождениях при больших дебитах нефти и газа из пробуренных скважин.

В настоящее время зарубежные фирмы приступили к разработке проектов новых типов железобетонных платформ для так называемых малорентабельных месторождений, расположенных в глубоководных районах, а также месторождений, расположенных в районах с более суровыми, чем в Северном море, климатическими условиями. Создание новых типов же­лезобетонных платформ, по-видимому, повысит их конкурентоспособность по сравнению с металлическими. Высокая стоимость капитальных вложений при разведочном бурении со стационарных оснований при значительных глубинах моря обусловила создание буровых установок многократного использования, т. е. создание различных модификаций самоподъемных плавучих буровых установок. Такие установки, как правило, включают в себя плавучий понтон, на котором размещено буровое оборудование, энергетическая установка, трубы, материалы и др. Понтон оснащен выдвижными опорами, которые на месте работ опускаются на дно и вдавливаются в него, а понтон поднимается по опорам над уровнем моря на заданную высоту. После выполнения буровых работ самоподъемная установка может быть отбуксирована на другое место. Эксплуатация таких платформ пока ограничена глубиной моря до 100 м и не­обходимостью больших капитальных вложений. Вместе с тем в настоящее время зарубежными фирмами разработаны самоподъемные установки для работы на глубине моря 150 м.

Плавучий понтон самоподъемной платформы может иметь в плане трех-, четырех и пятиугольную форму с числом опор от 3 до 14. Сечение опор может быть прямоугольным, треугольным и круглым. Для подъема и спуска опор используют гидравлические, пневматические и механические домкраты.

Широкое применение получили самоподъемные платформы, оснащенные опорными плитами, для установки на слабых грунтах при незначительных глубинах моря. Размер, форма и функции опорных плит различны в зависимости от условий эксплуатации платформы. Платформы с опорными плитами выполняются с центральным и консольным расположением буровой установки. Поскольку плиты полые, они часто используются как нефтехранилища. Самоподъемные платформы с консольно-расположенными буровыми установками имеют так называемые сложные по конфигурации опорные плиты, позволяющие буровую платформу использовать как эксплуатационную стационарную платформу. В настоящее время платформы этого типа находят широкое применение при разработке малорентабельных месторождений. Такие платформы могут буксироваться на сравнительно высоких скоростях благодаря тому, что сопротивление движению у них меньше, чем у платформ других типов.

В течение последних пяти лет мировой парк самоподъемных буровых платформ увеличивался в среднем ежегодно на 1 % и в настоящее время насчитывает 214 единиц, что составляет 48 % мирового парка подвижных буровых платформ.

Применение самоподъемных установок в нашей стране осуществляется с 1966 г. в бассейне Каспийского моря. К ним относятся установки «Апшерон», «Азербайджан», «Бакы» и «60 лет Октября». Две последние установки позволяют бурить разведочные скважины глубиной до 6500 м при глубине воды до 70—80 м. С 1979 г. на Черном море начала работать самоподъемная установка «Сиваш».

Широкое распространение получили буровые суда и полупогружные платформы для производства разведочного бурения на больших глубинах моря. Плавучие буровые установки оснащают как общесудовым, так и буровым оборудованием с необходимыми запасами технологического оборудования, ма­териалов, воды, топлива и др.

Буровое судно имеет преимущество перед полупогружной платформой в скорости передвижения, стоимости изготовления и эксплуатационных затратах. Кроме того, буровые суда по сравнению с полупогружными платформами такого же класса имеют большую полезную грузоподъемность.

Для придания буровому судну оптимальных рабочих характеристик при значительном волнении моря в конструкцию его вводятся так называемые успокоители качки, средства для ориентации судна по направлению волн с помощью специальных двигателей, система динамической стабилизации положения судна и др. системы. Вместе с тем большим его недостатком является повышенная чувствительность к волновым и ветровым нагрузкам, что влечет за собой значительно больший процент простоев в общем, балансе времени и повышение риска потери скважины.

Достоинством полупогружных платформ является их большая устойчивость против волнового воздействия. Несмотря на более высокую стоимость надстройки, они находят все более широкое применение. Отличительной особенностью полупогружных платформ являются сравнительно большая рабочая осадка (15 – 24 м), большое водоизмещение, совершенная система динамической стабилизации. Все это позволяет осуществлять буровые операции на значительных глубинах воды в суровых климатических условиях. Современные полупрогружные платформы позволяют осуществлять длительное бурение в море при волнах высотой до 15 м, стоять на якоре при волнах высотой до 30 м, выдерживать палубную нагрузку около 3 тыс. т., самостоятельно передвигаться со скоростью 9 узлов, становиться на якорь при глубине воды свыше 300 м. Полупогружные плавучие буровые установки строят либо в сухих доках, применяя мощное крановое оборудование, либо поочередно спускают понтоны платформы на воду с последующим монтажом их на плаву.

Зарубежными фирмами планируется создание буровых судов нового поколения, способных продлить продолжительность бурового сезона в условиях Арктики за пределы обычных 110 суток. Предполагается, что, вновь строящиеся для Арктики буровые суда смогут работать при толщине льда до 1,2 м, что позволит продлить буровой сезон до конца января.

Одним из перспективных технических принципов, реализуемых в последние годы при проектировании буровых судов для арктических морей, является принцип перемещения на воздушной подушке.

Наиболее важным показателем при выборе технических средств и технологии освоения морских месторождений является удовлетворительное сочетание ожидаемых объемов добычи нефти и газа с экономической эффективностью, обеспечивающих быструю окупаемость капитальных вложений. Для большинства разрабатываемых месторождений с небольшой глубиной моря это достигается постройкой стационарных платформ для бурения и добычи углеводородов с транспортировкой их на берег по трубопроводам. При значительном удалении месторождений от берега и сравнительно небольших объемах добычи нефти транспортировку добываемой продукции целесообразно осуществлять танкерами. При этом накапливание нефти можно осуществлять в емкостях, устанавливаемых на технологических платформах, или же использовать другие специальные устройства.

Разработка глубоководных месторождений требует более тщательных исследований и экономических проработок. В настоящее время ведется интенсивная работа по созданию методов и устройств для подводной добычи нефти и газа. Одновременно разрабатываются методы и технические средства для монтажа подводных коммуникаций.

На первой стадии подводную эксплуатацию использовали для освоения относительно небольших морских месторождений, на которых установка стационарных платформ даже на сравнительно небольших глубинах является рентабельной.

Современные буровые установки позволяют бурить скважины на таких глубинах, на которых установка стационарных платформ пока еще технически невозможна или экономически нецелесообразна. В то же время исследования зарубежных фирм показали, что затраты на оборудование при подводной разработке незначительно зависят от глубины. Кроме того, подводная разработка дает возможность вводить крупные нефтяные месторождения очередями, что ускоряет получение первой нефти. Иначе говоря, пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей арматурой и ввести их в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем ус­тановить дорогостоящую стационарную платформу, пробурить с нее большое число наклонно-направленных скважин и лишь после этого ввести в эксплуатацию месторождение. Дополнительным преимуществом системы подводной разработки является защищенность всего подводного оборудования, установленного на дне, от погодных условий.

Системы подводной разработки можно условно разделить на две группы: с открытым расположением оборудования и так называемые «сухие». В системах открытого типа все устьевое оборудование подвержено воздействию гидростатического давления. В системах второго типа устьевое оборудование ус­танавливается в специальных погружных камерах, внутри которых сохраняется давление, близкое к атмосферному.

Более широкое практическое применение получили системы с открытым расположением оборудования. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт открытых систем проводится водолазами в специальных водолазных костюмах. В то же время следует отметить, что хотя открытые системы по стоимости значительно дешевле «сухих», многие зарубежные фирмы в последние годы отдают предпочтение последним, считая, что при эксплуатации они будут экономически более выгодными.

В ближайшие годы найдут также практическое применение дистанционно управляемые системы, рассчитанные на работу при глубине моря до 600 м.

Одним из слабых узлов систем подводной добычи являются морские стояки.

В нашей стране также проводятся работы в области создания подводных систем добычи нефти и газа. Первый этап − это создание подводного устьевого оборудования для фонтанных скважин с дистанционным управлением исполнительными механизмами.

Подводная разработка отличается трудностью доступа к устьевому оборудованию, особенно при его расположении на большой глубине. Кроме того, для монтажа, обслуживания и ремонта этого оборудования требуются специальная подводно-водолазная техника и водолазы высокой квалификации. Необходимо также отметить, что многие зарубежные фирмы относятся к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устий весьма осторожно, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии.

Одним из самых металлоемких, трудоемких и дорогостоящих сооружений на континентальном шельфе являются подводные трубопроводы. Сооружение сети промысловых трубопроводов на морских месторождениях нефти и газа осуществляется в основном двумя методами:

– трубоукладочными судами последовательным наращиванием непрерывной нитки трубопровода и опусканием его на дно;

– непрерывной укладкой длинномерных плетей трубопровода со специальных трубоукладочных судов, оборудованных барабанами-кассетами, на которые намотан трубопровод. Этому методу отдается предпочтение как более скоростному.

В отечественной практике применяется также укладка подводных трубопроводов протягиванием плетей трубопроводов «на плаву» с последующим их затоплением. Плети собирают на берегу, и морскими буксирами плети с присоединенными к ним поплавками поочередно отбуксировываются на место укладки, соединяются между собой и по мере отсоединения поплавков погружаются на дно по намеченной трассе.

Высокая стоимость и трудоемкость прокладки подводных трубопроводов обусловили необходимость разработки более экономичных вариантов транспортировки нефти на берег.

Для хранения нефти на морских месторождениях, находящихся на значительном удалении от берега, практическое применение нашли: танкеры или наливные баржи большой грузоподъемости, поставленные на стационарный якорь – буй; стальные или железобетонные емкости, установленные на дно моря и соединенные с поверхностью воды жесткой колонной или гибким трубопроводом с плавучим буем; пустотелые элементы конструкций стационарных буровых платформ и оснований; специальные хранилища большой емкости, устанавливаемые на дно и возвышающиеся над поверхностью воды.

В настоящее время многими зарубежными фирмами разрабатываются ряд новых, более простых вариантов хранения нефти в море, представляющих большой практический интерес. Один из перспективных вариантов основан на применении эластичных резервуаров различных конструкций. Монтаж этих резервуаров, как правило, проводится в подводной части буровой платформы между ее опорами с помощью тросов и пружинящих устройств, необходимых для регулирования натяжения тросов при заполнении резервуара нефтью.

Методы обустройства подводных месторождений нефти и газа требуют применения сложного и дорогостоящего оборудования, поэтому требования к надежности его работы несравненно выше, нежели к оборудованию, применяемому на суше.

Процесс эксплуатации большинства нефтяных и газовых месторождений сопровождается различного рода осложнениями, наиболее распространенными из которых являются: отложение парафина и солей в подъемных трубах и технологических установках для сбора и транспортировки нефти; коррозия металла при наличии химически активных компонентов в добываемой продукции; абразивный износ трубопроводов и технологического оборудования при наличии песка и других механических примесей в продукции скважин и др.

Вибрация на морском промысле сопровождается определенным стуком (шумом), который отрицательно влияет на эхометрирование глубиннонасосных скважин, поскольку на эхограммах получаются дополнительные случайные пики, осложняющие обработку данных и подсчет отбиваемых уровней жидкости в скважинах.

На морских промыслах, особенно при разработке и эксплуатации много-пластовых месторождений, очень важно применять эксплуатацию нескольких горизонтов одной скважиной, или закачку воды в разные горизонты, или добычу нефти или газа и, кроме того, условия морской добычи значительно сокращают сроки службы основного капитала, вследствие чего годовые амортизационные отчисления достигают 20 − 25 % его стоимости.

Все это обусловливает необходимость разработки, совершенствования и внедрения систем ранней добычи, дающих возможность значительно сократить время между полным и частичным завершением буровых работ и началом ввода месторождения в эксплуатацию. Это достигается бурением скважин и параллельным монтажом эксплуатационных стационарных оснований; посто-янным или временным использованием плавучих оснований (полупогружных, самоподъемных платформ, судов, барж) в качестве платформ для добычи нефти. Кроме того, для ускорения ввода в эксплуатацию морских месторождений широкие исследования проводятся многими зарубежными фирмами в области разработки и совершенствования систем (подводного заканчивания скважин, что особенно важно с экономической точки зрения для месторождений расположенных в глубоководных акваториях. Для арктических районов эти системы могут стать единственными технически приемлемыми.

При разработке многопластовых месторождений на море желательно объединить в один эксплуатационный объект по возможности больше горизонтов вследствие ограниченности срока службы гидротехнических сооружений. Например, на месторождении Северная складка − море (Каспмор-нефтегазпром), в свите КС разрабатывается семь горизонтов. Не так давно начали объединять эти горизонты в два самостоятельных объекта, что намного увеличило добычу нефти. Кроме того, расширение фильтров несколько улуч-шает условия работы пробкообразующих скважин. При объединении объектов пробкообразование несколько уменьшается.

На морских нефтепромыслах при штормовой погоде часто происходит вибрация отдельных оснований и эстакад, а также оборудования, установленного на них (станки-качалки, фонтан-закачку воды через одну скважину (фонтан −фонтан, фонтан – компрессор, фонтан – глубинный насос, глубинный насос − глубинный насос, компрессор – глубинный насос, фонтан – закачка и т. д.).

При применении систем ранней добычи, когда в эксплуатации находятся лишь отдельные скважины, разработка морского месторождения начинается при крайне ограниченном объеме информации о продуктивном пласте, что требует использования не только прямых, но и косвенных методов исследования. В частности, в этих случаях желательно применение экспресс-методов определения коэффициента проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, продуктивности, поглощаемости, а также применение ускоренных методов определения пластовых давлений.

При разработке многопластовых морских нефтяных и газовых месторождений, какими, например, являются месторождения на Каспийском море, очень важно применять эксплуатацию нескольких горизонтов одной скважиной, что позволяет значительно сократить сроки разработки месторождений.

Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений осуществляется в условиях, резко отличающихся от условий на суше; все технологические процессы на море должны проводиться с учетом отмеченных особенностей и только прогрессивными методами. Придерживаясь всех правил разработки и эксплуатации месторождений на море, можно завершить их в положенные сроки.

Ниже приведены некоторые вопросы, имеющие практическое значение при разработке и эксплуатации морских нефтяных месторождений и скважин.

Определение пластового давления по замерам на устье фонтанной скважины

Метод оценки пластового давления по устьевым замерам обладает следующими преимуществами перед глубинными замерами.

1. Упрощается процесс замера. Работы на устье скважины не требуют такой высокой квалификации операторов по исследованию скважин, как при спуске приборов на забой скважины.

2. Отпадает необходимость в использовании дорогостоящего скважинного оборудования и оборудования для спуска приборов, что очень важно для условий морских нефтепромыслов.

3. Уменьшается число аварий, связанных с обрывом проволоки для спуска манометров.

4. Отпадает необходимость в повторных замерах при неверно снятых картограммах.

ЛЕКЦИЯ 7. ОСОБЕННОСТИ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА НА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

При разработке проекта по размещению эксплуатационного оборудования на платформах для обеспечения безопасной и эффективной работы, а также для ремонтных работ необходимо учитывать ограниченные площади размещения эксплуатационного оборудования, по мере уплотнения которого усложняются проблемы их обслуживания и ремонта, и возрастает в большей степени вероятность создания аварийных ситуаций.

Тем не менее, несмотря на ограничения площади платформ необходимо предусматривать достаточные участки и разрывы: для обслуживающего и ремонтного персонала; удаления оборудования от возможных источников воспламенения; для размещения противопожарного оборудования и доступа к нему.

Размещение оборудования и объекто.в

Все эти ограничения создают определенные трудности по размещению эксплуатационного оборудования, однако хорошо продуманная технологическая схема сбора нефти и газа, а также выбор соответствующего оборудования и средств КИП может обеспечить безопасную эксплуатацию морских платформ.

Для этой цели всю площадь эксплуатационной платформы разбивают условно на шесть площадок, в пределах каждой из них

Площадка для размещения емкостей для хранения нефти. Резервуары для хранения нефти являются потенциально опасными объектами из-за выделения нефтяного (попутного) газа. Резервуары должны быть размещены на наиболее отдаленной площадке от места расположения устья скважин и таких потенциальных источников воспламенения, как площадки нагревателей прямого подогрева, насосно-компрессорного и другого машинного оборудования, а также жилых помещений. В случае невозможности удовлетворения этих условий площадка должна быть соответствующим образом защищена. Площадку резервуаров можно расположить вблизи площадки нефтеаппаратуры (сепараторов). Должны быть приняты соответствующие меры по предотвращению утечки нефти и попадания ее на соседние площадки.

Площадка для размещения нагревателей прямого подогрева. Аппаратуру, располагаемую на этой площадке, необходимо рассматривать как имеющую потенциальные источники воспламенения и одновременно содержащую определенные объемы горючего вещества. Площадка с этой аппаратурой должна быть удалена от площадок для устья скважин, нефтеаппаратуры (сепараторов), в которых не применяют прямой подогрев, а также от нефтяных резервуаров. В случае невозможности выполнения этих условий площадка должна быть соответствующим образом ограждена от других объектов или должны быть приняты меры к сведению до минимума потенциальных источников воспламенения.

Площадка для размещения насосно-компрессорного оборудования. Этот вид оборудования нужно рассматривать как имеющий и потенциальные источники воспламенения и горючие вещества. Насосно-компрессорное оборудование необходимо располагать на удалении от площадок для устья скважин, нефтеаппаратуры (сепараторов), в которых не применяют прямой подогрев, нефтяных резервуаров и жилых помещений. Насосно-компрессорное оборудование и нагреватели прямого подогрева по степени опасности одинаковы, поэтому они могут располагаться вблизи друг от друга.

Жилое помещение для обслуживающего персонала. Жилое помещение должно быть защищено от воздействия огня, взрыва и шума. В жилом помещении должны быть предусмотрены два запасных выхода на случай аварии. Запасные выходы должны быть расположены так, чтобы свести к минимуму воздействие пламени или теплового излучения. Так как в жилом помещении имеются источники воспламенения, оно по возможности должно быть изолировано от источников горючих веществ. На эксплуатационной или буровой платформе жилое помещение от других площадок должно быть отделено брандмауэром или предусмотрен соответствующей разрыв. Со стороны брандмауэра окна не предусматривают, а другие открывающиеся детали должны быть сведены к минимуму. Лестницы и проходы для обслуживающего персонала должны быть смонтированы снаружи помещения с противоположной стороны от рабочих площадок. В жилом помещении возможен монтаж электростанции, установки по очистке бытовых стоков и кондиционеров. В целом при проектировании жилого помещения конструктор должен стремиться создать более благоприятные условия для обслуживаю­щего персонала, чтобы у него было чувство безопасности и отдаленности от своего рабочего места.

На эксплуатационной платформе для добычи нефти (рис. ) в нижнем ярусе площадка для размещения устья скважин отделена от остальных площадок защитной стеной. На ней находятся распределительные гребенки и пульт управления забойными отсекателями. За защитной стеной – замерные и групповые сепараторы, закрытая нефтеловушка, установка без резервуарной сдачи нефти в магистральный трубопровод и магистральные насосы, находящиеся на самой удаленной площадке. На втором ярусе за защитной стеной размещена площадка нагревателей-деэмульсаторов аппаратов прямого подогрева. Рядом с нагревателями-деэмульсаторами размещена секционная емкость с отсеками для сырой и готовой нефти, воды и дизтоплива. Компрессорная станция помещена на нижнем этаже закрытого помещения 8, в то время как теплообменники, рибойлеры и холодильники размещены на втором этаже. Жилое помещение отделено от остальных площадок бранд­мауэром.

Аналогичные соображения приняты во внимание и при размещении эксплуатационного оборудования на двухъярусной платформе для добычи газа.

Оборудование, размещаемое на эксплуатационных платформах, может располагаться как в закрытых помещениях, так и на открытой площадке. Для месторождений, расположенных в районах с суровыми климатическими условиями, предпочтительно все эксплуатационное оборудование размещать в закрытых помещениях в виде так называемых модулей массой до 600 т и более. Каждый модуль представляет закрытое помещение, в котором полностью проведен монтаж той или иной группы технологического оборудования в заводских условиях и доставляется на место установки на судах или баржах. После подъема модулей на платформу их стыкуют с другим технологическим оборудованием.

Размещение оборудования в закрытых помещениях предъявляет определенные требования к организации вентиляции. В закрытых помещениях, в которых находится оборудование, являющееся потенциальным источником воспламенения, должно поддерживаться избыточное давление для предотвращения поступления в них углеводородных газов. Забор воздуха для подачи в эти помещения должен находиться в таком месте, чтобы

Определение пластовых давлений по замерам устьевых межтрубных давлений. Для оценки пластового давления по статическому межтрубному следует предварительно установить, каков должен быть столб нефти в межтрубном пространстве при остановке скважины.

Рассмотрим случай, когда забойное давление скважины ниже давления насыщения, т. е. на забое имеется свободный газ.

Известно, что газ при поступлении в скважину стремится занять межтрубное пространство, тогда как струя жидкости, напротив, устремляется преимущественно в трубы; излишек газа, скапливаясь в межтрубном пространстве, постепенно вытесняет оттуда жидкость в трубы и при герметичности колонны заполняет со временем все межтрубное пространство. При остановке скважины давление на забое начинает повышаться, вос­станавливаясь до пластового.

При этом происходит сжатие газовой подушки в межтрубном пространстве и заполнение нижней части этого пространства жидкостью.

Определить положение уровня жидкости в межтрубном пространстве чрезвычайно трудно. Предположим, что межтрубное пространство скважины негерметично: могут пропускать задвижки на крестовине, соединения лифтовых труб или заколонное пространство. При этом возможны три случая соотношения между количествами газа, поступающего на забой и утекающего через не плотности.

Когда утечки меньше притока, жидкость из межтрубного пространства в процессе работы скважины постепенно вытесняется газом, хотя это вытеснение происходит значительно медленнее, чем при полном отсутствии утечек. После достижения уровнем жидкости башмака труб процесс стабилизируется и становится полностью аналогичным случаю отсутствия утечек.

Когда утечки превосходят приток, процесс идет в обратном направлении, т. е. со временем межтрубное пространство заполняется жидкостью до устья и происходят утечки не только газа, но и жидкости. В этом случае все межтрубное пространство оказывается заполненным жидкостью с движущимися пузырьками газа.

Когда приток и утечки настолько близки друг к другу, что процесс перемещения уровня в межтрубном пространстве протекает чрезвычайно медленно, установившееся состояние практически не наступает.

Все рассмотренные случаи проанализированы в предположении, что в процессе эксплуатации межтрубное пространство всегда герметично закрыто.