книги / Освоение малых морских месторождений

Рис. 2.9. Подводный манифольд (а) и основание райэерной системы (б) на место рождении Бучан;

/ — добыче ксфтк; 2 — к икжисяу блоку устьеяой «рчатуры, 3 — к яерхясиу блоку устьевой ярчлтуры;

4 — экспдуаглцномняя колонка; 5 — стыкаючиые углы; 6 — блоки упрявлеяня елки; 7 — устройство Для приведения в действие клапанов; 8 — блоки управления ыанифольдг; 9 — ум ы соединении райгерв;

шесть клапанов, из них два стволовых; два на отводящих линиях и два на линии нагнетания газа. Все клапаны нижнего блока имеют гидропривод и снабжены внешними индикаторами. От нижнего блока устьевой арматуры отходит обводная петля с еще тремя перепускными клапанами. Она играет роль связующего звена между двойными выкидными линиями (диаметром 102 мм) манифольда и верхним блоком арматуры.

Перед внедрением газлифта можно оставить открытым пере­ пускной клапан, при этом поток нефти пойдет по выкидным ли­ ниям, а с помощью скребков можно удалить со стенок труб пара­ финовые отложения.

В случае серьезных отказов оборудования верхний блок устьевой арматуры можно извлечь, оставив на месте нижнюю часть. При этом обводную петлю должны отсоединять водолазы.

Блок превенторов для проведения канатных работ

После спуска устьевой арматуры все канатные работы велись через блок превенторов, установленный над устьевой арматурой. Он включает набор ^лухих плашек, обеспечивающих уплотнение как при наличии троса, так и при его отсутствии, а также набор срезных плашек. Изменением положения фланцевого соединения

52

под плашками обеспечивается доступ канатной техники в любую из колонн труб. Блок превенторов используется вместе с двойным райзером для проведения канатных работ. Этот райзер имеет размеры 102X51 мм и управляется с автономной системы управ­ ления, которая переносится с одной буровой установки на другую.

При нормальной работе управление устьевым оборудованием и скважинными клапанами-отсекателями осуществляется с эксплуатационной платформы по пакету из 10 гидравлических линий. По соображениям безопасности в период ремонта управление работой блока превенторов и устьевого оборудования прово­ дится с одного пульта, расположенного на установке для ремонта скважин. Обеспечивается это следующим образом. Пакет из 10 гидравлических линий пропускается через стыковочный блок управления на колпаке высокого давления, который уплотняет верх устьевой арматуры. Когда колпак снимается при спуске превентора, цепь разрывается и стыковочный элемент блока превенторов занимает место стыковочного элемента на колпаке. В этом случае управление работой блока превенторов и устьевыми клапанами осуществляется с одного пульта по двум пакетам

из 28 линий, идущих от системы управления, расположенной на установке для ремонта скважин.

Система управления

Все подводное оборудование имеет гидравлическое управле­ ние. С эксплуатационных платформ проложены четыре пакета гидравлических линий. Два пакета, выполняющих 65 функций, идут к сдвоенным блокам управления, установленным на основа­ нии для управления устьевым оборудованием и скважинными клапанами-отсекателями. Работой манифольда управляют через посредство двух пакетов линий с 62 функциями, которые идут к блокам управления, установленным на верхней раме манифольда {см. рис. 2.9). На участке между платформой и блоками управ­ ления предусмотрено полное дублирование всех ключевых под­ водных функций.

От подводных блоков управления устьевым оборудованием к каждой устьевой арматуре идет пакет из 10 линий управления, каждая из которых имеет диаметр 6,4 мм.

Основные пакеты линий управления прокладываются разматы­ ванием с 4 катушек, установленных у края буровой шахты. Для спуска и подъема блоков управления применяется система нап­ равляющих линий.

Помимо основного пульта управления на буровой палубе установлен пульт меньшего размера для местного управления соединительными узлами райзера в верхней части манифольда. Этот пульт используется при спуске и подъеме эксплуатацион­ ного райзера.

Все подводные клапаны (задвижки) изготовлены в исполнении «нормально закрытые». Кроме foro, подводная система управле­

53

ния подключена к основному пульту управления на платформе с целью обеспечения закрытия клапанов при аварийной оста­ новке скважины.

Подводный манифольд

В системе расположенного на морском дне оборудования наиболее крупный блок— подводный манифольд массой ПО т.

Компоновка манифольда установлена на опорной плите. Кла­ паны и трубы расположены между двумя горизонтальными ра­ мами, верхняя из которых удерживается на высоте 5 м над нижней с помощью четырех угловых штанг и центральной колонны диа­ метром 762 мм.

Через манифольд вертикально проходит линия транспорта нефти диаметром 305 мм, а также восемь эксплуатационных линий диаметром 102 мм и восемь газлифтных линий диаметром

51мм.

Уверхней рамы расположены 11 направляющих элементов охватывающей конструкции, в которые вставляются эксплуата­ ционные райзеры. За нижнюю границу нижней рамы выходят 17 стыковочных элементов и 2 узла соединения.

Основной, расположенной по центру, устьевой узел соединения диаметром 476 мм присоединяется к устьевой головке и является главным средством прикрепления манифольда к морскому дну. Узел соединения приварен к колонне диаметром 762 мм, располо­ женной в центре манифольда, и передает нагрузки от райзера

на верхнюю раму вниз на основакке. Второй узел соединения установлен на линии транспорта нефти диаметром 305 мм.

Третья горизонтальная рама сходного размера, известная как . основание манифольда, установлена ниже самого манифольда на узле соединения диаметром 762 мм. На основании нет других кла­ панов, кроме клапана с ручным приводом диаметром 305 мм. уста­ новленного на линии транспорта. Основание служит опорой для катушки с намотанными на нее трубами, соединяющими трубы опорной плиты с приемными гнездами охватывающей конструкции, в которые вставляют стыковочные элементы мани­ фольда.

Такая схема позволяет основание манифольда установить раньше самого манифольда, а также укрепить между ними и комплектами устьевой арматуры катушки с трубами.

Основание относится к неизвлекаемому типу и не может под­ ниматься на поверхность. Однако компоненты манифольда можно извлекать для обслуживания. При возникновении серьезных проб­ лем всю конструкцию манифольда можно поднять через буровую шахту эксплуатационной платформы. Для подъема комплектов устьевой арматуры требуется помощь водолазов.

Манифольд предназначен для сведения в один пакет 19 отдель­ ных райзеров и управления ими. Посредством открытия или

54

закрытия клапанов манифольда осуществляются следующие функции управления;

]. Остановка потока продукции скважин при отсоединении райзеров.

2.Изменение направления потока добываемой нефти или газа для газлифта при нефункционированин некоторых райзеров.

3.Подсоединение обслуживающих райзеров к райзерам с пото­

ком углеводородов для промывки водой перед их отсоединением. 4. Обеспечение связи между райзерами высокого давления выкидными линиями с целью создания канала для осуществления задавливания скважин. Такой способ задавливания является альтернативным по отношению к основному, при котором исполь­

зуется райзер для канатных работ.

Следует отметить, что в манифольде нет подводных штуце­ ров.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БУЧАН

После решения многочисленных проблем, связанных с перео­ борудованием полупогружной буровой установки «Дрилл мастер», в мае 1981 г. началась эксплуатация месторождения. Концепция в целом показала свою жизнеспособность, хотя сначала отмечались значительные простои, связанные с морской системой швартовки и отгрузки (рис. 2.10).

Во время непредсказанного шторма, разразившегося сен­ тябрьской ночью 1981 г., когда времени для подъема райзеров обычным способом было недостаточно, была предпринята попытка аварийного отсоединения эксплуатационных и обслуживающих райзеров диаметром 102 мм, В результате возникли серьезные проблемы, и не все райзеры были подняты на поверхность до наступления пика шторма. Однако при этом максимальное от­ клонение установки составило 2 м, а следовательно, граничные эксплуатационные параметры не были превышены. В конечном сче­ те один райзер был все-такн отсоединен от насосов для закачки цемента. Прн повторном спуске райзеров снова возникли сущест­ венные проблемы, связанные с проведением опрессовочных испы­ таний на уплотнениях в стыковочных узлах обслуживающего райзера высокого давления. Этот первый опыт проведения аварий­ ных операций после 4 мес стабильной добычи оказался очень ценным.

После шторма было проведено инспектирование райзерной сис­ темы в целях поиска повреждений. В планке с проушинами натяж­ ного хомута райзера транспорта продукции были обнаружены тре­ щины. Подобные же трещины были обнаружены в запасном (не бывшем в эксплуатации) натяжном хомуте. Поэтому возникла не­ обходимость утвердить процедуру ремонтных сварочных работ для исправления этого дефекта, который предположительно был выз-

55

ван некачественной первоначальной сваркой, придавшей материа­ лу водородную хрупкость.

В плане эксплуатационных характеристик Система отличается прочностью, гибкостью и использованием традиционного бурового оборудования, хотя следует признать, что применение этого обо­ рудования ограничивает возможность внедрения новых техно­ логий.

Серьезных проблем, связанных с работой райзерной системы, не возникло, за исключением появления трещин в натяжном хо­ муте райзера транспорта продукции, о чем говорилось выше, а также повреждения направляющего элемента одного 15-метрово­ го звена райзера транспорта продукции диаметром 305 мм. Экс­ плуатационные проблемы свелись к следующему.

1. Система натяжения, включающая многочисленные тросы и

блоки, подвержена повреждениям и требует интенсивного об­ служивания.

2. Большое число направляющих элементов на транспортном райзере требует трудоемких операций по установке и демонтажу. При спуске и подъеме эксплуатационных райзеров существует серьезная угроза их повреждения.

3.На спуск или подъем райзерной системы может потре­ боваться до 24 ч рабочего времени в зависимости от погодных условий. Это затрудняет принятие решений при попытке свести к минимуму время простоев.

4.Прикрепление пакетов линий управления к удерживающим тросам посредством обычных хомутов привело к удлинению пе­ риода спускоподъемных работ. Кроме того, эти хомуты обнаружи­ вают тенденцию к ослаблению после продолжительной эксплуа­ тации и под действием плохих погодных условий.

При неблагоприятных погодных условиях эксплуатационные райзеры диаметром 102 мм извлекали чаще, чем райзер транспорта продукции. В процессе эксплуатации утвердилась практика извле­ чения только эксплуатационных райзеров и отсоединения S -об­ разного патрубка райзера транспорта продукции при угрозе небла­ гоприятных погодных условий (скорость ветра 90 км/ч и макси­ мальная высота волны 12 м). Райзер транспорта продукции от­ соединяют только в экстремальных условиях (при вертикальных колебаниях платформы более 5 м). Пакеты линий управления при плохих погодных условиях не извлекают. Их поднимают только для замены поврежденных коррозий узлов соединения и для поис­ ка возможных утечек и повреждений.

Несмотря на то, что существует общее положение, которым следует руководствоваться при подъеме райзера, решение о начале подъема зависит от совокупности факторов: скорости ветра, вы­ соты н периода волны, приливно-отливных условий, а также верти­ кальных колебаний и отклонения установки.

Подводная система работала удовлетворительно. Не было никаких проблем с устройствами для приведения в действие кла­ панов, с клапанами подводной устьевой арматуры и с извле-

57

каемымн клапанами-отсекателями, установленными в скважинах на донной опорной плите, за исключением одного клапана, для повторного открытия которого потребовалось давление до 52,7 МПа.

Доступ в скважины для проведения канатных работ осущест­ вляется посредством спуска в отверстие буровой шахты специаль­ ной райзерной системы с превенторами. Хотя первоначально планировалось, что пакеты эксплуатационных райзеров и райзеров для канатных работ будут находиться в эксплуатации одновре­ менно, ограниченность пространства и рабочей силы сделала этот план нереальным. Поэтому прежде чем спускать райзерную систему для канатных работ, необходимо поднять основной пакет эксплуатационных райзеров. Компоновка из превенторов для ка­ натных работ имеет массу около 30 т, В течение 1981 г. в конструк­ цию были внесены изменения, позволившие разделить ее на три узла, которые можно монтировать с помощью установленных на платформе кранов.

Управление подводными клапанами и райзерными узлами соединения осуществляется с помощью гидравлической системы, в которой используется рабрчий агент на водной основе, состоящий на 5 % из эмульсионного масла, на 25 % из этиленгликоля и на 70 % из воды. Рабочий агент поступает в подводную систему по четырем извлекаемым пакетам из 65 полых стержней диаметром 6,4 мм — этим достигается большой запас прочности. Полые стержни через переключающийся клапан соединяются с устрой­ ствами, приводящими в действие клапаны или узлы соедине­ ния. Эти устройства, за исключением скважинных клапановотсекателей, работают при давлении 10,6 МПа, и, чтобы свести к минимуму время закрытия под водой, установлены быстрозапор­ ные клапаны. Скважинные клапаны-отсекателн работают при но­ минальном давлении 42,2 МПа, и жидкость из гидравлической сис­ темы управления возвращается на платформу в период их закры­ тия. Из клапанов она поступает в основной резервуар гидрав­ лической системы, поэтому любое нарушение герметичности кла­ пана в закрытом состоянии ведет к загрязнению резервуара сырой нефтью. До сих пор потребность в очистке резервуара была незначительной, однако по мере износа уплотнений клапанов вероятность утечек нефти будет возрастать. Можно модифици­ ровать систему, направив жидкость из скважинных клапановотсекателей в отдельный резервуар. Клапаны подводного манифольда не снабжены никакими визуальными средствами, кото­ рые позволили бы водолазам определять, в открытом или закры­ том положении они находятся. Положение клапана определяется существованием гидравлического давления на платформе. Во время открытия клапана проводятся измерения объема жидкости, с тем чтобы можно было определить, полностью ли открылся клапан. В процессе эксплуатации объем жидкости менялся от одного открытия к другому, и нельзя было с уверенностью сказать, что клапан открыт более чем на 75 %. Поэтому, чтобы

58

ВТОРИЧНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗЛИФТ

(БУЧАН)

Характеристика пласта

Основной нефтеносный горизонт месторождения Бучан харак­ теризуется сложной историей домелового периода. Он сложен речными песчаниками, относящимися, вероятно, к девонскому периоду. Трещиноватость коллектора оказывает заметное влияние на проницаемость, которая колеблется от 0,1 до 2 мкм2. По­ ристость составляет от 6 до 15%, а водонасыщенность — от 65 до 70 %, максимальная толщина продуктивной зоны — 396 м.

Периферийная зона характеризуется меньшей толщиной и го­ раздо худшими параметрами (толщина продуктивной зоны 120 м, проницаемость 0,003 мкм2, водонасыщенность 85 %). Здесь была пробурена одна скважина. Согласно предварительным оценкам, запасы в центральной части составляют 58,8 млн. м3, а в пери­ ферийной зоне — 6 млн. м3. Весь пласт характеризуется избы­ точным давлением. Начальное давление на глубине 2900 м состав­ ляет 52,7 МПа. Многие факторы, оказывающие влияние на нефте­ отдачу пласта, не были в должной мере определены. В частности, не была установлена степень возможного влияния коллектора на суммарную добычу. Остался открытым вопрос о возможном присутствии водоносного горизонта, несмотря на то, что всегда существует вероятность движения воды по системе трещин и раннего и внезапного прорыва воды. Давление в пласте зна­ чительно ниже давления насыщения, газовая шапка отсутствует. Извлекаемые запасы оцениваются в 7,9 млн. м \ что составляет примерно 14 % содержащейся в центральной части нефти. Слож­ ный характер коллектора сделал невозможным применение тра­ диционных вторичных способов добычи нефти. Однако для обес­ печения максимального отбора планируется установить газлифт­ ную систему. С помощью газлифта «British Petroleum» рас­ считывают получить дополнительно 1г3 млн. м3 нефти.

ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЙ ПЛАН ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Первоначальный план освоения месторождения предусматри­ вал применение газлифта в качестве единственного механизи­ рованного способа добычи нефти. Закачка воды или газа была признана нецелесообразной в силу определенных причин, свя­ занных с геологическими особенностями коллектора. Существо­ вало опасение, что вода или газ после нагнетания распростра­ нится по трещинам, изолирует коллектор и скорее будет спо­ собствовать уменьшению отбора, чем его увеличению. В связи с этим наиболее приемлемым способом добычи представлялся газлифтный.

Идея использования глубинных насосов при освоении место­ рождения Бучан также была отвергнута, поскольку в тот период

60

(1977 г.) центробежные электронасосы считались ненадежными. Более того, не было и альтернативных вариантов технологии, с помощью которых можно было бы установить эту систему в скважине в процессе подводного заканчивания. При этом требо­ валось обеспечить надежное электрообеспечение и средства для проведения ремонта. Поэтому была рассмотрена возможность применения традиционной системы газлифта, состоящей из ряда клапанов, установленных по всей длине насосно-компрессорных труб, с закачкой газа через затрубное пространство, В этой системе по мере повышения давления в линии подачи газа закачка его возрастает и постепенно поток увеличивается до расчетного* Существовало опасение, что система клапанов будет источником многих проблем по причине сложности подводного заканчивания и необходимости обслуживания и замены ее компо­ нентов* Поэтому было принято решение использовать систему с одной колонной насосно-компрессорных труб и одной точкой ввода газа, расположенной на глубине 1500 м ниже уровня моря.

Система с одной колонной насосно-компрессорных труб

Система с одной колонной насосно-компрессорных труб состоит из колонны обсадных труб диаметром 244 мм и колонны насосно­ компрессорных труб диаметром 178 мм с мандрелями диаметром 114 мм, в которых с помощью канатной техники можно устанав­ ливать газлифтные клапаны. Два клапана на отрезке в 15 м дуб­ лировали друг друга с тем, чтобы при заканчивании скважин с опорной плиты были зарезервированы две точки для установки клапанов* При заканчивании сателлитных скважин два клапа­ на устанавливали на месте, чтобы не привлекать для спуска клапанов полупогружную установку. В качестве наиболее вероят­ ной Причины отказов рассматривалась закупорка клапанов. При­ менение двух клапанов позволяло повысить надежность системы в случае возникновения потребности в газлифте* На ранних этапах освоения месторождения в пяти скважинах, пробуренных с опорной плиты, в мандрелях были установлены глухие клапаны. На каждой из трех сателлитных скважин был смонтирован цент­ ральный манифольд для газа. Для доступа в сателлитную сква­ жину необходимо на 10—12 дней привлекать полупогружную установку. Эта операция обходится гораздо дороже, чем канатные работы на клапане, которые по первоначальному плану предусмат­ ривалось проводить в процессе добычи, тем самым снижая рас­ ходы до минимума.

Газлифтная система была установлена в конце 1984 г. В сква­ жинах, пробуренных с опорной плиты, предусматривалась уста­ новка клапанов с помощью канатной техники, а в сателлитных скважинах устанавливались 4—5 лет назад, некоторые из них не функционировали, следовательно, монтаж двух клапанов в каждой скважине способствовал продлению срока службы систе­ мы. Применение газлифта предусматривалось на всех скважинах

61