2.2. Глубоководные плавучие эксплуатационные системы
Традиционный метод освоения морских нефтяных и газовых месторождений состоит в том, что после открытия месторождений выполняется ряд последовательных действий: производится оценка запасов месторождения, устанавливается стационарная платформа, бурятся скважины, осуществляется монтаж эксплуатационного оборудования и месторождение вводится в эксплуатацию. Обычный срок этих действий около 5 лет, он возрастает при проведении работ в глубоководных местах.
В 80-х годах ХХ столетия в связи с ростом цен на нефть задержки с вводом месторождений в эксплуатацию стимулировали развитие новых методов ускоренного ввода, среди которых главным направлением стало применение плавучих эксплуатационных установок.
Решение возникших технических проблем пошло по нескольким направлениям:
FPSO (Floating Production, oil Storage Offloading) – плавучая система нефтедобычи, хранения и отгрузки на базе танкера;
FPDSO (Floating Production, Drilling, Storage & Offloading) – плавучая система нефтедобычи, бурения, хранения и отгрузки на базе танкера;
FPSS (Floating Production, Semi Submersible) – плавучая система нефтедобычи на базе полупогружной платформы;
TLP (Tension Leg Platform) – плавучая система нефтедобычи на базе полупогружной платформы с избыточной плавучестью и натяжными опорами;
SPAR – плавучая система нефтедобычи на вертикальном буе.
Основные схемы этих систем приведены на рис. 2.4 [7].
Рис. 2.4. Основные схемы глубоководных эксплуатационных систем
Первая система FPSO для добычи и погрузки нефти была построена в Испании в 1977 году ("Shell Castellon"). Первое использование системы FPSO на основе приспособления газовоза ("Golar" LNG) относится к последнему времени. В 2007 году это переоборудование было выполнено судоверфью "Keppel" в Сингапуре.
К 2008 году в мире насчитывалось свыше 70 систем FPSO, установленных в Северном море, у берегов Нигерии, Индонезии, Бразилии, Индии, Либерии, Австралии, Анголы, Южной Африки, Малазии, Китая, Вьетнама, в Арктике у берегов Канады и др.
Принципиальная схема системы FPSO показана на рис. 2.5.
Рис. 2.5. Принципиальная схема системы FPSO
Во многих случаях в основу системы переоборудуется уже существующий супертанкер большой грузоподъемности, иногда строится новый.
Общий вид системы FPSO на базе танкера приведен на рис. 2.6. Она функционирует в настоящее время (2009 г.) в Тиморском море у берегов Австралии. Обращает на себя внимание мощная носовая консоль танкера, предназначенная для стыковки с точечным причалом, связанным с подводными скважинами и трубопроводами.
Рис. 2.6. Общий вид системы FPSO на базе танкера
Система FPSO на базе танкера с турельным якорно-погрузочным буем в шахте, установленная на канадском нефтяном месторождении Terra Nova в районе Ньюфаунлленда, показана на рис. 2.7.
Рис. 2.7. Система FPSO на нефтяном месторождении Terra Nova
Конструкция турельно-шахтного устройства системы FPSO "BW Pioneer" приведена на рис. 2.8. В основу судна-хранилища и погрузочного комплекса использован корпус танкера "Aframax". Переоборудование проведено на судоверфи "Keppel" в Сингапуре, установлена и эксплуатируется в Мексиканском заливе в 180 милях от побережья Луизианы на нефтяном месторождении "Чинук".
Рис. 2.8. Судно-хранилище и отгрузки нефти "BW Pioneer" система FPSO
Назначение системы – добыча, хранение и перегрузка сырой нефти. Длина плавучего сооружения системы – 240 м, ширина – 42,1 м, осадка – 20,13 м, глубина моря – 2600 м. Емкость хранилища – 600000 баррелей, суточная производительность добычи – 80000 баррелей. Система включает в себя помимо судна-хранилища 16 подводных добывающих установок. Во время урагана система может отключаться от своего буя-причала и уходить в защищенные районы (рассчитана на 1500 отключений и подключений).
Самой большой в мире системой FPSO является "Kizomba A", имеющая хранилище нефти объемом в 2,2 млн. баррелей (350 тыс. м3). Построена она в Южной Корее фирмой "Hyndai Heavy Industries" для "Esso Exploration Angola" ("ExxoMobil"). Располагается она в районе моря с глубиной 1200 м в 320 км от берега Атлантического океана у берегов Анголы. Длина "Kizomba A" 285 м, ширина 63 м, водоизмещение 81 тыс. т.
Вовлечение в эксплуатацию относительно небольших по объему месторождений со сложными геологическими условиями потребовало создания новых технических средств, среди которых достаточно широкое распространение получили конструкции, использующие принцип полупогружных установок (FPSS). Существенным преимуществом такой системы FPSS является практически малая зависимость от глубины установки.
Для FPSS новой постройки капитальные затраты существенно меньше, чем в аналогичных FPSО системах. Это объясняется рядом особенностей полупогружных установок. Они обычно устанавливаются в районах, где уже имеются подводные трубопроводы, что исключает потребность в транспортировочных танкерах системы FPSO и FSDSO, причально-погрузочных буях, нет надобности в больших хранилищах нефти. Специалисты считают такими районами, имеющими развитую подводную инфраструктуру, – Мексиканский залив, Северное море и морской шельф Бразилии. Возможна также комбинированная система, включающая как FPSО, так и FPSS.
Эти системы наиболее широкое распространение получили в районе Бразильского шельфа. Из 15 установок такого типа к 2003 году 10 были установлены именно там, две в Северном море и три в Мексиканском заливе. Глубины, на которых располагаются платформы FPSS, охватывают от 340 м (Северное море) до 2133 м (Мексиканский залив).
Одна из наиболее глубоководных платформа и самая большая в мире платформа "Thunder Horse" компании "Британия Петролиум" установленная в Мексиканском заливе на глубине 1844 м, была построена двумя производителями: оборудование верхнего строения "J Ray Ma Dermott" в Морган Сити, США, штат Луизиана; а корпус – фирмой "Daewoo Shipbuilding" в Южной Корее.
Масса сооружения 60 тыс. т, а в полупогружном состоянии – 120 тыс. т. Основой конструкции являются четыре водоизмещающие колонны размерами две 22х26х36 м и другие две 22х23х36 м. Эти колонны в нижней части соединены между собой понтонами высотой 11,5 м.
В сутки такая платформа обеспечивает добычу 250 тыс. баррелей5 нети и 5,6 млн. м3 природного газа.
Нефть и газ транспортируется к берегу с помощью подводных нефтяных трубопроводов на расстояние свыше 125 миль.
Характерна особенность транспортировки "Thunder Horse" к месту установки такого уникального сооружения из Южной Кореи в Мексиканский залив, вокруг Южной Африки на расстояние в 16 тыс. миль. Для этого использовалось специальное судно "Blue Marlin" докового типа, рис. 2.9.
Рис. 2.9. Транспортировка платформы "Thunder Horse" на судне "Blue Marlin"
Общая схема установки системы FPSS в месте эксплуатации представлена на рис. 2.10. Особое внимание уделяется устройству закрепления платформы ко дну. Для этого используется 12–16 канатов, радиально расходящихся от четырех колонн корпуса к якорям, в качестве которых могут быть как забитые в грунт сваи, но чаще специальные якоря с эффектом большого заглубления в грунт. Канаты могут быть стальными, цепными, тросами из синтетического волокна.
а) б)
Рис. 2.10. Общая схема установки системы FPS: а) патент США № 6701861:1 – полупогружная плавучая платформа; 2 – опорные колоны большого диаметра; 3 – якорные устройства; 4 – якорные канаты; 5 – подводные трубопроводы от подводных скважин к понтону 10; 6 – подводные трубопроводы к береговым сооружениям или танкеру; 7 – якоря; 8 – подводные скважины; 9 – подводные трубопроводы на морском дне; 10 – трехугольный понтон с вырезом; б) общий вид системы FPSS
.
Часто используются составные якорные линии из цепей и тросов. При этом предварительное натяжение этих линий, обеспечиваемое механизмами, установленными на платформе, составляют до 20 % от разрывного усилия каната. Такая схема обеспечивает горизонтальное смещение до 5…7 % от глубины моря в месте установки платформы при расчетном шторме, который может быть в данном районе за длительный период времени (100 лет).
В случае крепления гибких связей к неподвижным сваям на морском дне и вертикального направления этих связей к корпусу платформы приходят к схеме, именуемой полупогружной платформой с избыточной плавучестью и опорами в виде натяжных связей – TLP.
Представление о таких системах дает рис. 2.11 [54].
Рис. 2.11. Различные схемы концепции TLP
В конце 70-х годов появились полупогружные системы, в которых корпус выполняется в виде вертикального цилиндра – буя. Эта система получила наименование SPAR. Имеется три разновидности корпуса этой системы: "обычный" – сплошной цилиндр; два цилиндра связанные между собой ферменной конструкции (верхний – плавучий и нижний – балластный); несколько вертикальных цилиндров, составляющих единый корпус.
Схема заякорения SPAR (рис. 2.12) может быть аналогична рассмотренной для FPSS (рис. 2.10), либо обычной TLP (рис. 2.11).
Эксплуатационные скважины в районе установки системы SPAR оборудованы подводными насосными агрегатами, которые с помощью труб через коллекторы связаны с надводным плавучим сооружением хранения и отгрузки добытого сырья.
Первая эксплуатационная платформа типа SPAR была установлена в Мексиканском заливе на глубине 588 м.
Рис. 2.12. Полупогружная платформа – буй (SPAR) с избыточной плавучестью и натяжными опорами в виде гибких связей типа FPSS
Рис. 2.13. Схема SPAR c трубными натяжными связями
В 1976 году была введена в строй платформа такого типа "Brent Spar" компании "Shell" в Северном море в районе Британии.
Самой глубоководной установкой SPAR считается американская "Shell's Perdido Spar" (2009 г.) с глубиной 2438 м.
Платформа была изготовлена в Финляндии, откуда была транспортирована в Мексиканский залив на расстояние 13200 км и установлена с помощью большегрузного кранового судна "Thialf" в 2009 году.