Морские нефтегазовы сооружения
Лекция 7
Тема: Морские нефтегазовы сооружения.
План: 1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
2. Инженерно-геологические изыскания.
3. Искусственные острова.
1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
Морское бурение ведется почти в 70 странах и охватывает шельфы всех континентов. К 2000 г. открыто более 3000 морских нефтяных и газовых месторождений. В разработке находилось почти 2000 месторождений. Наиболее интенсивно развивалось бурения в Северном море. Ускоренными темпами развивается техника и технология глубоководного бурения и добычи нефти и газа. Имеются суда, с которых можно бурить скважины в водах глубиной до 2500 м.
Почти все морские месторождения, эксплуатируемые в настоящее время, разрабатываются со стационарных платформ. Рекордная глубина установки платформ - более 300 м. Известны проекты платформ на глубины более 300 м.
В 1970-1980 годах в Северном море установлены железобетонные платформы, удерживаемые на дне моря огромной собственной массой. Перспективными являются проекты и конструкции стационарных платформ упругого типа, платформ, закрепляемых оттяжками, и платформ с натяжными опорами.
Рекомендуемые материалы
Другая решаемая в настоящее время проблема - размещение устьевого оборудования непосредственно на дне моря. За последние 20 лет этот метод расположения оборудования устья скважин зарекомендовал себя положительно.
В последнее время возрос интерес к разработке месторождений в северных и арктических условиях шельфовых зон, которые слабо изучены, и требуются точные данные об окружающей среде. Самые большие проблемы в морских акваториях Северного Ледовитого океана связаны с ледовыми условиями и глубинами вод. Эти районы характеризуются многообразием условий работы, ледовой обстановкой, глубиной морских течений, рельефов местности и др. В будущем каждый район следует рассматривать отдельно, необходимо детально изучать условия месторождений в конкретном районе, для которого будут разрабатывать соответствующую технику и технологию их освоения.
Освоение морских нефтяных и газовых месторождений коренным образом отличается от разведки и разработки их на суше. Большая сложность и специфические особенности проведения этих работ в море обусловливаются окружающей средой, инженерно-геологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, медико-биологическими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под водой, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море, обслуживанием работ и т.п.
Особенностью континентального шельфа нашей страны является то, что 75 % акваторий расположено в северных и арктических районах, которые продолжительное время покрыты льдами, а это создает дополнительные трудности для промышленного освоения. Окружающая среда характеризуется гидрометеорологическими факторами, определяющими условия проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов и технических средств. Основные из этих факторов: температурные условия, ветер, волнения, течения, уровень воды, ледовый покров морей, химический состав воды и др. Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на экономические показатели поисково-разведочных работ и морской добычи нефти и газа. Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. При проектировании фундаментов нефтепромысловых сооружений особое внимание уделяют полноте и качеству инженерно-геологических изысканий грунтов на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значительной мере определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.
Самые большие проблемы в морских акваториях Арктики связаны со льдами и глубинами моря. В зависимости от направления и силы ветра, глубины моря и морских течений, рельефа местности и свойств льда ледовая обстановка непрерывно изменяется и ее трудно прогнозировать.
С увеличением глубин моря резко возрастает стоимость разработки месторождений. На глубине 30 м стоимость разработки в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м - в 6 раз и на глубине 300 м - в 12 раз.
Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств и в основном техники для подводных методов разработки требует обеспечения безопасного ведения подводно-техни-ческих работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений. Необходимо также решать задачи по медико-биологическому обеспечению жизнедеятельности человека, в том числе в экстремальных условиях.
Разведка и разработка морских нефтяных и газовых месторождений — сложные в техническом отношении операции, весьма дорогостоящие и связанные со значительным риском. Основные проблемы при освоении этих месторождений - проблемы техники и технологии производства этих работ.
2. Инженерно-геологические изыскания.
Комплекс технических средств для освоения нефтяных и газовых месторождений состоит из большого числа типов и видов уникальных и дорогостоящих гидротехнических сооружений геологоразведочного, бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи, навигации, охраны окружающей среды и другой техники. Этот комплекс включает:
технику, предназначенную для изучения условий окружающей среды в районе производства работ. Для этих целей существует ряд научно-исследовательских служб, центров, организаций, занимающихся комплексным изучением окружающей среды, разработкой программ и методик и оснащенных техническими средствами, включающими научно-исследовательские гидрометеорологические станции, автоматические станции на свайных сооружениях, технику по изучению батиметрических условий, химического состава воды, волнения, течений и др.;
технические средства связи и навигации, состоящие из комплекса аппаратуры, позволяющей использовать через геостационарные спутники связи большое количество телефонных и телеграфных каналов связи с большой степенью надежности (99,9 %), широко применять спутниковые навигационные системы, работающие в автоматическом режиме и т.п.;
технические средства для производства геофизических работ, состоящие из геофизических судов, аппаратуры и оборудования для автоматической обработки информации, многоканальных цифровых сейсмических станций, обеспечивающих обработку данных на борту судна и подготовку материала для ввода данных в ЭВМ. Координаты производства работ определяю через спутники связи;
технические средства для глубокого разведочного бурения нефтяных и газовых скважин (СПБУ, ППБУ, БС], подводный устьевой комплекс;
технические средства для геолого-инженерных изысканий, включающие средства колонкового бурения, специальные суда детальных исследований с обработкой данных на ЭВМ;
технику эксплуатационного бурения и добычи нефти и газа, состоящую из морских стационарных платформ различных типов и конструкций, оборудования для добычи нефти и газа, технических средств для подводной добычи нефти и газа, системы управления и контроля, технических средств для освоения и добычи нефти и газа в северных и арктических акваториях;
технические средства для подготовки и транспортирование нефти и газа, включающие морские гидротехнические сооружения, береговые базы хранения нефти и газа, нефтегазопроводы, системы укрепления и контроля за транспортированием нефти и газа и пр.;
технические средства для строительных и монтажных работ на гидротехнических сооружениях, МСП различных типов и других строительных объектов, средства строительства трубопроводов (подводных и наземных), крано во -монтажные суда, спускные и транспортные баржи, подъемно-монтажные средства береговых баз, сваебойное оборудование, трубоукла-дочные баржи и др.;
подводную и водолазную технику, состоящую из обитаемых (нормоба-рических и гипербарических) и необитаемых аппаратов (плавучих и донных! судовносителей, систем жизнеобеспечения, снаряжения водолазов и акванавтов и т.н.
технические средства для обслуживания работ в море, состоящие из многоцелевых судов, буксиров, буксиров-раскладчиков, якорей, пожарных судов, оборудования береговых баз обслуживания, специальных судов, судов по ликвидации открытых фонтанов, пассажирских судов; вертолетов и другой техники;
технические средства по предотвращению загрязнения окружающей среды, в частности судов - сборщиков разлитой нефти, боновых заграждений химических реагентов по нейтрализации загрязняющих и токсичных продуктов и пр.
Бурение нефтяных и газовых скважин в условиях моря и континентального шельфа осуществляют при различных глубинах моря, состоянии грунта, волнении моря, ледовой обстановке и других факторах с буровых судов, барж, плавучих установок само подъемно го, полупогружного и погружного типов. Один из основных факторов выбора типа ПБС -глубина моря на месте бурения. Плавучие установки полупогружного тина применяюг для геологоразведочных работ при глубинах моря до 300 м с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины и более 300 м с динамической системой стабилизации.
Буровые суда (БС) используют в основном для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря до 1500 м и более. Высокая скорость передвижения (до 25 км/ч) обеспечивает быстрое перебазирование с законченной скважины на новую точку, однако они ограничены в работе в случае волнения моря. Бурение скважин с плавучих установок полупогружного типа (ППБУ) осуществляют при значительно большем волнении моря, однако ППБУ имеют малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку.
Плавучие буровые средства классифицируют прежде всего по способу их установки над скважиной в процессе бурения, разделяя на два основных класса: опирающиеся при бурении на морское дно и находящееся при бурении в плавучем состоянии. К I классу относят плавучие БУ самоподъемного (СПБУ) и погружного (ПУ) типов, ко II классу - полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).
СПБУ имеют большие корпуса, значительный запас плавучести (экипированы всем оборудованием, инструментом, материалами). При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и задавливаются в грунт; корпус поднимается по этим опорам на расчетную высоту над уровнем моря.
ГТУ применяют на мелководье. При заполнении водой нижних корпусов либо стабилизирующих колонн они устанавливаются на морское дно.
ППБУ и БС в рабочем состоянии находятся на плаву и удерживаются якорными системами или системами динамической стабилизации.
3. Искусственные острова.
Опыт производства буровых работ в морских акваториях определил требования, предъявляемые к плавучим буровым установкам: высокая производительность при строительстве скважины;
быстрое перемещение с оконченной бурением скважины на новую точку;
обеспечение ее мореходности при переходе на различные расстояния;
обеспечение безопасности производства работ;
автономность, т.е. обеспечение достаточными запасами материалов для нормального бурения, а также продуктами, нормальными жилищными условиями обслуживающего персонала и др.
комплекс технологического оборудования включает
буровое оборудование для бурения скважины;
оборудование по приготовлению, подаче, утяжелению регенерации и хранению бурового раствора, очистке раствора от выбуренной породы;
оборудование для приема и хранения порошкообразных материалов для приготовления бурового и цементного растворов;
оборудование для приготовлении цементного раствора и нагнетания его в скважину при креплении скважины;
оборудование для производства электрометрических и каротажных работ в скважине;
подводное устьевое (противовыбросовое) оборудование;
оборудование для освоения скважины;
вспомогательное оборудование (грузоподъемные краны, тельферы, оборудование малой механизации и др.);
оборудование по предотвращению загрязнения моря;
системы управления и контроля технологического процесса строительства скважины.
В соответствии со степенью ответственности и опасности участки производства буровых работ классифицируют по зонам, составляющим в целом район буровой скважины: устье скважины, резервуары с буровым раствором, циркуляционная система буровых растворов, иключая буровые насосы, вибросита, песко- и илоотделители, дегазаторы и другие механизмы.
В зависимости от класса и зоны предъявляют требования к размещению и исполнению того или иного механизма или типа оборудования. Ниже в качестве примера приведено описание размещения технологического оборудования на СПБУ «Бакы».
На подвышечном портале (рис. 25.1, а) установлены: буровая вышка (рис. 25.1, б') механизм крепления неподвижного конца талевого каната 1- вспомогательная лебедка 2, стойка для крепления машинных ключей 3, кассеты для установки УБТ 4, подсвечник 5 для ручной расстановки свечей бурильной колонны, ограничитель подъема талевого блока 6, ротор 7, главный пульт бурильщика 8, электропривод буровой лебедки 9, воздухосборник 10, регулятор подачи долота 11, буровая лебедка ЛБУ-1700 12, ключ АКБ-ЗМ2 13, пневмораскренитель 14, кабина с КИП 15, магазин автоматической расстановки свечей 16, пульт управления СПО 11 и пульт управления вспомогательной лебедкой 18.
На буровой вышке (см. рис. 25.1, 6) установлены: кронблок 1, балкон механизма переноса свечей 3, механик захвата и механизм подъема свечей, талевый блок, подвешенный на талевом канате 4, автоматический элеватор и вертлюг 5. При ручной расстановке свечей взамен талевого блока и автоматического элеватора применяют крюкоблок. Креме этого, на вышке расположены монтажный блок, подвижный центратор 2, нижний блок, укрытие, подвески машинных ключей и др.
Рис. 25.1. Подвышенный портал на СПБУ «Бакы» (а) и буровая вышка (б)
На главной палубе (рис. 25.2) размещена циркуляционная система, включающая блок рабочих емкостей 1 общей вместимостью 120 м. На блоках смонтированы: сдвоенное вибросито 6 для очистки бурового раствора производительностью 50—60 л/с, вакуумный дегазатор 7 для дегазации бурового раствора, пескоотделитель 2, шламовые насосы 3 дли подачи воды или раствора в гидросмесители, механические 8 и гидравлические 4 перемешиватели. В зоне обслуживания крана, около вибросит, установлены специальные контейнеры для сброса шлама 5 выбуренной породы и отправки его на берег.
Под порталом на площадке установлены: противовыбросовое оборудование, включающее два плошечных превентора, универсальный превентор, гидроуправление превенторами и задвижками, манифольд; аварийный (ручной) привод закрытия и открытии плашек превенторов; трубопроводы гидравлического управлении. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется дистанционно с двух пультов: основного, размещенного вне буровой площадки, и вспомогательного, установленного у поста бурильщика. В трюмах размещены: в отсеке запасных емкостей запасные емкости бурового раствора, в насосном отделении - три буровых насоса У87-М2 с электроприводами, два шламовых насоса и насос 9МГР.
Рис. 25.2. Оборудование для приготовления и циркуляции бурового раствора
В помещении для хранения порошкообразных материалов установлено оборудование для хранения и транспортирования бентонита, барита и цемента (рис. 25.3), состоящее из бункеров для хранения 7, бункеров-весов 6, гидросмесителей 5, разгрузочного бункера 4, циклонов 3, трубопроводов сжатого воздуха 8 и трубопроводов вентиляции 2. Весь комплекс этого оборудования обвязан трубопроводами 1 с запорной арматурой в единую технологическую схему, обеспечивающую транспортирование сыпучих материалов для приготовлении буровых и цементных растворов.
Рис. 23.3. Система приема, хранения и транспортирования порошкообразных материалов
Порошкообразные материалы подают в бункеры с помощью сжатого воздуха. Бункеры снабжены резиновыми грибками для аэрации порошка, который поступает по трубопроводу в разгрузочный бункер, где воздух отделяется от порошка. Наиболее легкие частицы порошка вместе с воздухом поступают в циклоны, где воздух очищается от ныли и выпускается в атмосферу, а порошок, накопившийся в циклонах, периодически выгружается в мешок и подается на склад сыпучих материалов. Поступление и расход порошка контролируются с помощью бункеров-весов. Трубопроводная система пневмотранспорта выполнена так, что обеспечивает подачу сыпучих материалов из любого бункера к оборудованию по приготовлению буровых растворов, а также перемещение их между бункерами.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СПБУ
В течение всею срока эксплуатации СПБУ должна обеспечивать безопасность производства работ при строительстве нефтяных и газовых скважин, что определяется живучестью установки, т.е. ее способностью противостоять аварийным повреждениям, возникновению и распространению пожаров, взрывов, сохраняя при этом в достаточной мере мореходные качества установки на плаву и ее эксплуатационные качества в
рабочем положении при строительстве скважин. Живучесть СПБУ в положении на плаву обеспечивается выполнением «Наставления по борьбе за живучесть судов морского флота РФ», а в рабочем положении - по судовой части - выполнением Правил Регистра РФ, соответствующих инструкций и нормативно-технических документов.
При бурении могут быть опасны образования грифона вблизи работы СПБУ, нефтегазопроявления из бурящейся скважины, просадка опорных колонн в грунт, ледоход.
При появлении грифона за ним организуют круглосуточное наблюдение. В случае его продвижения к опорным колоннам работу на СПБУ прекращаю, вызывают спасательные суда и подготавливают установку к снятию с точки бурения. Корпус приспускают и оставляют над водой на высоте 0,3-2 м (в зависимости от погодных условий). При необходимости корпус переводят в положение «на плаву». Колонны поднимают, и установка дрейфует до подхода судов. Решение о снятии СПБУ принимает начальник установки. При угрожающем положении начальник принимает решение о срочной эвакуации людей с установки спасательными судами или вертолетами. При неуправляемом нефтегазоводопроявлении, если все принятые меры не доли положительных результатов, начальник принимает решение об эвакуации людей с СПБУ.
При появлении крена или дифферента СПБУ бурение прекращают и подъемниками проводит выравнивание корпуса с последующим задавлива-нием колонн в грунт. Весьма опасен момент, когда при просадке одной из опорных колонн СПБУ продолжает стоять на трех колоннах. В этом случае при шторме вся нагрузка воспринимается тремя колоннами, что может привести к аварии, поэтому надо систематически контролировать положение СПБУ (не реже одного раза в неделю], а после шторма - несущую способность грунта под колоннами. Для этого корпус СПБУ приподнимают на 10-20 мм так, чтобы нагрузка передавалась на цилиндры гидроподъемника, а не через разгрузочные стопорные винты. При равномерной нагрузке давление во всех четырех рабочих полостях цилиндров одинаковое. Если это условие не соблюдается, то колонны залавливают повторно.
При наличии льда нагрузки на СПБУ от ею воздействия устраняют систематическим обкалыванием льда ледоколами вокруг СПБУ. Опасно также обледенение опорных колонн вследствие резкого возрастания на них волновых нагрузок.
Для эвакуации людей на СПБУ составляют расписание тревог, устанавливают порядок оповещения по системе авральной сигнализации и радиотрансляции, назначают ответственных лиц по проведению каждой операции по эвакуации. Как указывалось ранее, весьма опасными операциями являются снятие СПБУ с оконченной бурением скважины, перегон и монтаж на новую точку установки. По статическим данным, значительная часть аварий происходит именно в этих случаях.
В остальном технология и техника строительства морских скважин и скважин на суше существенно не различаются.
Рис. 25.6. Схема расположения оборудования на ППБУ «Садко-730»:
1 — вышка; 2. 6 — поворотные краны; 3 — бункеры для цемента, барита и бентонита; 4 — стеллажи для труб; 5 — склад бурильного инструмента; 7 — установка каротажа; 8 — буровые насосы; 9 — нижний корпус установки; 10 — крановый путь для подъемного крана противо-выбросового оборудования; II, 12, 13 — емкости для технической воды, топлива и балластной воды; 14 — лифт; 15 — распределительное устройство, приборы управления и защиты; /6 — генераторы; /7 — спасательные шлюпки; 18 — кабина капитана; 19 — вертолетная площадка; 20 — помещение управления; 21 — столовая; 22 — служебные помещения (офисы); 23 — буровая лебедка; 24 — ротор
Контрольные вопросы:
1.Особенности бурения на море
2.Преимущества плавучих буровых установок
3.Основные части плавучей буровой вышки
4.Схема расположения оборудования на буровой вышки
Литература
1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1988. - 501 ñ.
2.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 679 ñ.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.
5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.: Íåäðà, 1999. - 375 ñ.
Вам также может быть полезна лекция "8. Методические указания к самостоятельному тестированию".
6. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения. — М.: Недра, 1988.
7. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. — М.: Недра, 1997. — 226 с.
8. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Недра, 1999. — 424 с.
9. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник/Под ред. А. Г. Калиниíà. - Ì.: Íåäðà, 1997. - 648 ñ.
10. Буровое оборудование: Справочник: В 2 т. — М.: Недра, 2000. — Т. 1. — 269 с.
11. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых местсгаожлений. — М.: Изд. Академии гсганых наук. 1999.