4.5 Морской добычный комплекс
Этап 1
В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. (Рис. 4.13)
Рисунок 4.13– Морские полупогружные платформы с подводным модулем
На каждой платформе будет расположено 36 устьев скважин, 24 из которых бурятся прямо с платформы. Кроме того, каждая платформа будет принимать газ от 12-16 скважин с подводным закачиванием.
На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического оборудования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п. Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом.
В состав подводного добычного комплекса входят:
темплеты с установленными фонтанными арматурами (Рис 4.14) и манифольдами; Фонтанная арматура (ФА) устанавливается на темплеты и предназначена:
-для управления режимом работы скважины;
-измерения параметров газового потока из скважины;
-ввода ингибитора гидратообразования (МЭГ) в скважину;
-обеспечения доступа к оборудованию устья скважины;
-прекращения подачи газа из скважины при возникновении нештатных ситуаций.
Рисунок 4.14 - Общая компоновка фонтанной арматуры горизонтального типа
Темплет является основанием (фундаментом), на котором устанавливается фонтанная арматура, манифольд и, при необходимости, ряд других элементов технологической системы подводного сбора природного газа.
Манифольд предназначен для распределения потоков газа и управления потоками газа, поступающими из отдельных скважин. (Рис. 4.15)
Рисунок 4.15 - Общий вид манифольда
распределительные блоки моноэтиленгликоля (МЭГ);
трубопроводы МЭГ от берега до распределительного блока МЭГ;
блоки распределения системы управления;
устройства для запуска скребков с целью регулярной очистки трубопровода от жидкости;
шлангокабели для обеспечения управления подводным оборудованием и его
электроснабжения;
В период с 1988 по 1994 год на Штокмановском ГКМ пробурено 6 поисковых и разведочных скважин (Рис.4.16).
Рисунок 4.16 - Схема расположения скважин
Первая поисковая скважина, пробуренной в юго-западной части структуры на глубину 3153 м, позволила открыть ШГКМ
Вторая поисковая скважина, заложенная в своде структуры на расстоянии 11,3 км от скважины 1, закончена бурением на глубине 3030 м.
Третья пробуренная скважина расположена в северо-восточной части структуры на расстоянии 27,2 км от скважины 2 на глубине 2500 м.
Четвертая разведочная скважина, расположенная в северо-восточной части структуры в 14,7 км на северо-восток от скважины 2 и в 14,5 км к югу от скважины 3, закончена бурением на глубине 2484 м.
Пятая разведочная скважина пробурена в северо-западной части структуры в северо-западной части структуры в 16,2 км к северо-западу от скважины 2 и в 23,6 км к юго-западу от скважины 3 на глубине 2500 м .
Шестая разведочная скважина пробурена в сводовой части структуры в 8,3 км к северо-востоку от скважины 2 и в 18,9 км к юго-западу от скважины 3 и закончена бурением на глубине 2450 м [15].
С целью доразведки структуры и уточнения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в западной части Штокмановского с полупогружной плавучей буровой установки пробурило разведочную скважину №7.
Этап 2
Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины.
В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.
Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга [25].
Рисунок 4.17 - Динамика аварийности скважин
Таблица 4.29 - Среднестатистические частоты аварий на скважинах
|
Причина |
Относительная доля аварий, вызванных данной причиной, % |
Частота аварий
|
|
Фонтанирование |
22 |
3,68 * 10-5 |
|
Газовыделение |
10 |
2,94 * 10-5 |
|
Поглощение бурового раствора |
54 |
5,37 * 10-5 |
|
Растепление пород |
14 |
1,82 * 10-5 |
Таким образом, аварии скважин могут происходить по следующим типовым сценариям:
Группа сценариев С1:
Фонтанирование – обрушение стенок скважины – газовыделение - прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину – образование паровоздушного облака – рассеяние;
Группа сценариев С2:
Фонтанирование – ползучесть стенок скважины – газовыделение - прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину – образование паровоздушного облака – пожар;
Группа сценариев С3:
Поглощение бурового раствора – набухание - прихваты, поломка в скважине долот
и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину;
Группа сценариев С4:
Растепление пород – обрушение стенок скважины - прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину ;
Группа сценариев С5:
Растепление пород – проседание дна моря – прорыв газогидратов - обвал стенок скважин - прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину ;
Этап 3
Из анализа реальных происшествий на морских добычных комплексах, следует, что в 54% случаев аварии на скважинах вызваны поглощением бурового раствора, 22% фонтанированием, 14% растеплением околоскважинных пород, 10% газовыделение
С вероятностью 0,28 авария сопровождается ползучестью, 0,1 грифонообразование, 0,02 проседание морского дна, в большинстве же случаев авария происходит с обрушением стенок скважины (0,6)
Таблица 4.30 - Вероятность наступления аварийной ситуации
|
Вероятность основного события, F |
Вероятность последующего события, Р |
Вероятность наступления аварийной ситуации, Q |
|
Фонтанирование: 0,29 |
Ползучесть 0,28 |
0,081 |
|
Грифонообразование 0,1 |
0,029 | |
|
Обрушение стенок скважин 0,6 |
0,174 | |
|
Проседание дна моря 0,2 |
0,058 | |
|
Поглощение бурового раствора: 0,57 |
Ползучесть 0,28 |
0,16 |
|
Грифонообразование 0,1 |
0,057 | |
|
Обрушение стенок скважин 0,6 |
0,34 | |
|
Проседание дна моря 0,2 |
0,11 | |
|
Растепление пород:0,14 |
Ползучесть 0,28 |
0,039 |
|
Грифонообразование 0,1 |
0,014 | |
|
Обрушение стенок скважин 0,6 |
0,084 | |
|
Проседание дна моря 0,2 |
0,028 |
При авариях в скважинах происходит то же самое, что и на морских трубопроводах, так как морской трубопровод и скважина единое целое.