Предисловие.

Дистанционный курс "Применение трубопроводной арматуры"

Дистанционный курс "Применение трубопроводной арматуры" является самостоятельным курсом системы дополнительного профессионального образования в арматурной отрасли. Его основное предназначение – повышение профессиональной квалификации в области инжиниринга и применения трубопроводной арматуры для широкого круга специалистов.

Особенности курса

Курс "Применение трубопроводной арматуры" предназначен для слушателей, имеющих незначительный опыт или не имеющих опыта в анализе, подборе, и применении арматуры.

Курс может быть полезен для специалистов по эксплуатации арматуры предприятий-потребителей, технических специалистов, коммерческих инженеров, разрабатывающих проектные спецификации арматуры, специалистов по развитию и менеджеров по продажам и маркетингу.

Описание

В результате овладения материалами курса слушатель начинает разбираться в современных подходах к выбору и применению арматуры, знакомится с основными особенностями применения трубопроводной арматуры в основных отраслях промышленности, овладевает навыками подбора арматуры и аксессуаров в зависимости от технических, экономических и проектных требований, практикуется в умении анализа альтернатив выбора арматуры; определяет возможности повышения уровня проектных спецификаций арматуры в ходе ее выбора на основе применения критериев повышения эффективности арматурного хозяйства и использования современных способов сервиса арматуры, более глубоко узнает связи арматуры не только с особенностями технологии, но и с различными сторонами работы предприятий.

По окончании обучения слушатель получает сертификат о прохождении программы дополнительного профессионального образования и удостоверение установленного образца о повышении квалификации.

Структура курса

Курс построен по модульной системе и включает в себя:

1. Базовый модуль "Современные подходы к выбору и применению трубопроводной арматуры",

2. Специализированные модули по применению арматуры в основных отраслях промышленности

– Модуль "Применение арматуры в химии и ЦБП"

– Модуль "Применение арматуры в энергетике

– Модуль "Применение арматуры в ЖКХ"

– Модуль "Применение арматуры в горной промышленности и металлургии"

– Модуль "Применение арматуры в нефтегазовой отрасли"

– Модуль "Арматура и оборудование морских платформ"

– Модуль "Антипомпажная арматура"

3. Модули по выбору

– Модуль "Основы управления качеством, сертификация и стандартизация трубопроводной арматуры"

– Модуль "Основы предоставления сервисных услуг и организации сервисных центров"

– Модуль "Программы повышения эффективности арматурного хозяйства предприятий-потребителей арматуры"

Для получения документа об образовании и полного обучения по курсу "Применение трубопроводной арматуры" слушатель должен пройти обязательный базовый курс, не менее одного из специализированных курсов и один курс по выбору.

Особенности дистанционного обучения на курсе

Курс построен в виде электронного учебника и рабочей тетради, что дает возможность слушателям курса использовать свои комментарии и наработки в качестве рабочего конспекта в своей дальнейшей практической работе и профессиональной деятельности.

Сроки обучения

Срок обучения 3 мес. по методике дистанционного обучения с момента открытия доступа по базовому курсу "Применение трубопроводной арматуры" и до 6 месяцев по курсу со специализацией.

Виды специализации

Применение трубопроводной арматуры в химии и ЦБП. Специализация включает изучение курса "Современные подходы к выбору и применению арматуры" и углубленное изучение вопросов применения арматуры в химической и целлюлозно-бумажной промышленности.

Применение трубопроводной арматуры в энергетике. Специализация включает углубленное изучение курса "Применение трубопроводной арматуры в энергетике.

Применение трубопроводной арматуры в ЖКХ. Специализация включает углубленное изучение курса "Применение трубопроводной арматуры в ЖКХ".

Применение трубопроводной арматуры в горной промышленности и металлургии. Специализация включает углубленное изучение курса "Применение трубопроводной арматуры в горной промышленности и металлургии".

Применение трубопроводной арматуры в нефтегазовой отрасли. Специализация включает углубленное изучение курса "Применение трубопроводной арматуры в нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности".

Программы повышения эффективности арматурного хозяйства предприятий-потребителей. Специализация включает углубленное изучение курса:

"Основы предоставления сервисных услуг и организации сервисных центров"

"Программы повышения эффективности арматурного хозяйства предприятий-потребителей арматуры".

РЕГИСТРАЦИОННАЯ ФОРМА

приведена на сайте www.novotechnos.com и www.promconsult.org

СОДЕРЖАНИЕ ПРОГРАММЫ

ОБУЧЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ДИСТАНЦИОННОЙ ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ

Что такое дистанционное обучение? Андрагогический подход к обучению. Основы методики дистанционного обучения в профессиональном образовании. Технология дистанционного обучения. Электронные учебники и методические пособия. Руководства в помощь слушателям. Поддержка слушателей. Тьюторы. Группы самопомощи. Организация самостоятельной работы. Маршрутная карта обучения. Самооценка прогресса в обучении. Пути повышения навыков самообразования при дистанционном обучении.

ОСНОВНОЙ МОДУЛЬ

МОДУЛЬ 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ВЫБОРУ И ПРИМЕНЕНИЮ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

Модуль "Современные подходы к выбору и применению трубопроводной арматуры" курса "Применение трубопроводной арматуры" дает представление об основах выбора трубопроводной арматуры в зависимости от различных противоречивых требований, которые, как правило, предъявляются к трубопроводной арматуре.

Обсуждаются технические, экономические и проектные критерии в выборе трубопроводной арматуре. Дается представление о подходах к выбору перспективных моделей арматуры на основе прогнозных критериев и применения функционально-стоимостного анализа, как одного из самых эффективных методов при выборе арматуры.

Проводится обзор применения арматуры в основных отраслях промышленности, таких как химическая, целлюлозно-бумажная промышленность, энергетика и ЖКХ, нефтегазовая промышленность, металлургия и такие важные отраслевые сегменты как криогенная техника и промышленные газы, пищевая и фармацевтическая промышленность.

Модуль снабжен большим количеством кейсов, демонстрирующих применение показанных моделей и концепций на практике.

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЕ МОДУЛИ

МОДУЛЬ 2. ПРИМЕНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ В ХИМИИ И ЦБП

Модуль "Применение трубопроводной арматуры в химии и ЦБП" рассматривает основные подходы к выбору и применению арматуры в основных технологических процессах и установках химической и целлюлозно-бумажной промышленности. Рассматриваются основные сложности и проблемы применения арматуры в древессно-массном, целлюлозном и бумажном производстве, а также деревообрабатывающей промышленности.

Особое внимание уделяется рассмотрению вопросов применения арматуры в энерготехнологических котлах химических и целлюлозных производств. Показано сравнение применения различных видов арматуры и тренды развития арматуры в зависимости от развития средств автоматизации.

В дополнительном модуле "РАЗВИТИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ В КОНТУРАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ЦБП" демонстрируются перспективы развития арматуры в зависимости от изменения требований целлюлозно-бумажного производства, усовершенствований в технологических схемах контурах регулирования.

МОДУЛЬ 3. ПРИМЕНЕНИЕ АРМАТУРЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Модуль "Применение арматуры в энергетике и ЖКХ" дает представление о применении энергетической арматуры в крупных энергетических тепловых электростанциях, котельных и энерготехнологических установках, а также в промышленной энергетике. Особое внимание уделено вопросам применения арматуры вращательного действия и наиболее эффективным местам ее установки по сравнению с линейной арматурой.

МОДУЛЬ 4. ПРИМЕНЕНИЕ АРМАТУРЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Модуль "Применение арматуры в ЖКХ" дает представление о применении арматуры в котельных, теплосетях, тепловых пунктах, сетях газораспределения, водоснабжения, водоочистки и других объектах ЖКХ.

Рассматривается применение различных видов трубопроводной арматуры на магистральных теплопроводах. Среди арматуры для ЖКХ рассматриваются ее различные виды и применимость в тех или иных условиях эксплуатации.

МОДУЛЬ 5. ПРИМЕНЕНИЕ АРМАТУРЫ В ГОРНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И МЕТАЛЛУРГИИ

Модуль "Применение арматуры в металлургии и горной промышленности" рассматривает особенности применения арматуры для горно-обогатительных, горно-металлургических, горно-химических, электрометаллургических и других производств черной, цветной металлургии, промышленности минеральных удобрений и других предприятий горнодобывающей промышленности.

Приводятся основные схемы и решения по применению различных видов арматуры на флотационных установках, сушильных барабанах и сепараторах, устройствах загрузки ферросплавов, печах, МНЛЗ, криогенных станциях и пр.

МОДУЛЬ 6. ПРИМЕНЕНИЕ АРМАТУРЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Модуль "Применение арматуры в нефтегазовой отрасли" дает представление о применении арматуры в основных процессах и установках и трубопроводах нефтяной и газовой промышленности, а также о применении арматуры на нефтехимических, нефтеперерабатывающих производствах и устройствах хранения нефти и газа.

МОДУЛЬ 7. АРМАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ МОРСКИХ ПЛАТФОРМ

В модуле "Арматура и оборудование морских платформ" представлено современное состояние трубопроводной арматуры, применяемой на морских платформах. Рассмотрены основные виды оборудования морских платформ, показаны примеры установки арматуры и основные проблемы, связанные с работой оборудования и арматуры.

Особое внимание уделено оборудованию и арматуре систем безопасности, как одной из ведущих систем морских платформ.

МОДУЛЬ 8. АРМАТУРА АНТИПОМПАЖНОЙ ЗАЩИТЫ И РЕГУЛИРОВАНИЯ

В модуле "Арматура для систем антипомпажной защиты и регулирования" рассматриваются основные явления и закономерности, характеризующие протекание помпажа в компрессорных установках, схемы антипомпажной защиты и регулирования на практических примерах.

Основное внимание уделено современной антипомпажной арматуре, применяемой для автоматизированных систем антипомпажной защиты и регулирования. Приведены конкретные примеры и кейсы по современной арматуре известных компаний.

Рассмотрены вопросы расчета антипомпажной арматуры и особенности применения антипомпажной арматуры для конкретных типов компрессорных установок.

МОДУЛИ ПО ВЫБОРУ

МОДУЛЬ 9. ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ, СЕРТИФИКАЦИЯ И СТАНДАРТИЗАЦИЯ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

Модуль "Основы управления качеством, сертификация и стандартизация трубопроводной арматуры" дает возможности слушателям ознакомиться с проблемами управления качеством трубопроводной арматуры, с ведущими международными системами стандартизации, затрагивающими сферу технического регулирования в области трубопроводной арматуры.

Подробно приводится методика поиска и идентификации международных и национальных стандартов. Проводится сопоставление отечественных нормативных документов на трубопроводную арматуру с аналогичной арматурой зарубежных стран и систем стандартизации. Показывается типовая структура российских стандартов. Демонстрируется сравнение структуры и оформления государственных стандартов РФ и спецификаций Американского нефтяного института (API). Проводится сравнительный анализ нормативных баз на трубопроводную арматуру.

МОДУЛЬ 10. ОСНОВЫ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ СЕРВИСНЫХ УСЛУГ И ОРГАНИЗАЦИИ СЕРВИСНЫХ ЦЕНТРОВ

Модуль "Основы предоставления сервисных услуг и организации сервисных центров" показывает особенности формирования сервисных услуг в сфере трубопроводной арматуры. Пособие курса содержит материалы по созданию и продвижению сервисных услуг и организации сервисных центров, основанных на практическом опыте сервисных служб арматурных компаний и компаний по продаже промышленного оборудования.

Подробно рассматриваются проблемы ремонта и обслуживания на предприятиях-потребителях, демонстрируются типовые сервисные программы обслуживания потребителя, существенное внимание уделяется особенностям организации работы склада и поставки запчастей, организации сервисного центра, источникам экономической эффективности сервиса и перспективам его развития. Приводится объемный материал по требуемым документам для организации работы сервиса и практические примеры сервисных программ для конкретных видов арматуры.

МОДУЛЬ 11. ПРОГРАММЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ АРМАТУРНОГО ХОЗЯЙСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ-ПОТРЕБИТЕЛЕЙ АРМАТУРЫ

Модуль "Программы повышения эффективности арматурного хозяйства" дает представление об основных тенденциях развития арматурного парка на предприятиях и о том, как можно было бы повысить эффективность использования арматуры на предприятиях-потребителях арматуры.

Среди основных программ повышения эффективности арматурного хозяйства предприятий выделяются:

– Программа "Специальная арматура и арматура для специализированных производств"

– Программа "Перевод линейной арматуры на арматуру с вращательным движением шпинделя"

– Программа "Арматура для критических участков и контуров регулирования"

– Программа "Повышение общей и метрологической надежности"

– Программа "Модернизация арматуры под новые условия производства"

– Программа "Унификация и стандартизация арматурного хозяйства"

– Программа "Агрегатирование арматурных узлов"

– Программа "Замена аналоговых позиционеров на цифровые и программы смартизации" и др.

Широко рассматриваются коммерческие программы с производителями отдельного оборудования и установок и программы сервисного обслуживания.

Введение и задачи модуля

Мировая добыча природного газа по прогнозам Российских и зарубежных специалистов будет расти неснижающимися темпами. При этом большинство газоносных и примыкающих к ним районов суши истощены. В стадии значительной разработки находится и целый ряд месторождений Западной Сибири. Поэтому основная разведка газоносных провинций будет переноситься в акватории морей и океанов. Перспективная площадь для поисков газа и нефти на континентальном шельфе Мирового океана составляет 55 млн. кв. км, или 15% его общей площади.

Только в 70-х – 80-х годах на шельфе Мирового океана было пробурено более 20 тыс. глубоких поисково-разведочных скважин общей проходкой 56,4 млн. м. Удельный вес поисково-разведочного бурения в общем объеме морского бурения составляет около 34% по числу скважин и 37% по проходке. В общем удельный вес морского поисково-разведочного бурения равен 7% по числу скважин и 11,8% по проходке. Причем проходка увеличивается быстрыми темпами и опережает этот же показатель на суше.

Сегодняшнее положение дел с морской добычей нефти и газа при помощи морских (оффшорных платформ) демонстрирует рис. 1.

Рис.1. Распределение добычи и обработки нефти и газа на морских месторождениях по странам мира.

Быстрыми темпами, несмотря на высокую стоимость, растут и объемы глубоководного бурения. Значительные приросты бурения запасов газа наблюдаются в Норвегии, Малайзии, Индии, Индонезии, Вьетнаме. Открываются крупные месторождения в акватории Южно-Китайского моря. Запасы только нефти и газа только на месторождении Натуна в Южно-Китайском море по предварительным расчетам составляют не менее 859 млрд. м³.

Время освоения морского нефтегазового месторождения, начиная с геофизических исследований и до ввода его в эксплуатацию на максимальную добычу может составлять от 3 до 15 лет, а период бурения эксплуатационных и разведочных скважин по уточнению контура – 2-8 лет. Большое удлинение сроков поисковых, буровых работ и обустройства месторождения стараются не допускать, так как это приводит к большим дополнительным расходам.

Капитальные вложения на освоение морского месторождения при прочих равных условиях (глубина и число скважин, сетка их размещения) на порядок, до 20 раз выше, чем на суше. Удельные капитальные затраты на одну морскую скважину также в несколько раз выше, чем на суше, из-за высокой стоимости гидротехнических сооружений и газонефтепромыслового оборудования.

Некоторые оценки стоимости морских добычных систем приведены ниже:

а) – для платформ, установленных в Персидском заливе:

– Максимальная глубина: 72 м (макс. глубина воды в Персидском заливе составляет около 120 м).

– Вес: от 500 тонн до 10 000 тонн (3 000 тонн для конструкции и 7000 тонн собственно на платформу).

– Цена: до 80.000.000 Долл. за платформу.

– Цена за газодобывающую платформу: 400.000.000 долларов США (для 4-х платформ и трубопроводов до берега).

– Стоимость рабочего проектирования от цены контракта: 3% до 5% от общей стоимости.

– Закупочная цена: около 55% от общей цены.

б) – для полупогружных платформ, установленных в Каспийском море:

– Максимальная глубина: 1000 м (максимальная глубина воды в южной части Каспийского моря 1027 м) и максимальная глубина воды в северной части Каспийского моря примерно в 150 м).

– Вес: около 30 000 тонн.

– Цена: 350.000.000 долларов США для платформы плюс 60.000.000 долларов США за 3 буксира.

Основным направлением снижения стоимости разработки морских сооружений являются:

– снижение объема строительства гидротехнических сооружений,

– максимальное увеличение числа скважин платформы,

– удешевление стоимости МП и их капитального ремонта за счет применения более долговечных коррозионностойких материалов,

– повышение отдачи от оборудования, снижение простоев, повышение надежности и безопасности оборудования и др.

Учитывая огромные общие затраты на освоение морского нефтегазового месторождения, рентабельность может быть обеспечена при наличии крупного месторождения с большими извлекаемыми запасами углеводородов и высоким суточным дебитом скважин.

Экономическую эффективность разработки месторождения оценивают извлекаемой прибылью, ее отношением к капитальным затратам, сроком окупаемости вложенных средств. В структуре капитальных вложений, при исключении рентных платежей, составляющих до 40% общих капитальных вложений, основные затраты приходятся на обустройство и разработку месторождения. Затраты на поисково-разведочные работы, составляющие 4-20%, определяются ограниченным объемом их проведения и условиями геолого-поисковых работ. Обычно бурение поисково-разведочных скважин ограничивается одной – двумя скважинами в Мексиканском и Персидском заливах, 5-12 скважинами в Северном море, 1-10 скважинами в акваториях Юго-Восточной Азии и Австралии.

Наиболее важным критерием эффективности капиталовложений при освоении месторождений нефти и газа являются удельные затраты на единицу добываемой продукции. На более крупных месторождениях удельные затраты на их разработку меньше, чем на месторождениях, находящихся в аналогичных условиях с более низкими запасами.

Для освоения месторождений газа и нефти на различных глубинах моря как в России, так и за рубежом создаются плавучие технические средства – буровые, геофизические и инженерно-геологические суда, плавучие краны, морские стационарные платформы, необходимые для проведения поисково-разведочных работ, бурения и эксплуатации скважин.

Этот модуль разработан для того, чтобы глубже разобраться с особенностями арматуры, применяемой на морских платформах и дать расширенное представление о работе морских платформ. Это позволит Вам лучше понять и спрогнозировать использование различной арматуры в установках и оборудовании морских платформ.

1. Морские платформы и суда

Оффшорные платформы используются во всем мире для различных функций в различных по глубине водах и окружающей среде. Поскольку правильный подбор оборудования, видов платформ и способа бурения, а также правильное планирование, проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж и ввод в эксплуатацию нефтяных платформ, с учетом глубины воды и условий окружающей среды очень важен, то мы сначала хотели бы представить общий обзор этих аспектов.

Рис. 1.1. Общий вид морской платформы

В этом разделе рассматриваются основы всех типов оффшорных платформ (фиксированных или плавающих). В случае фиксированных платформ, будет показано и их применение. Общая цель заключается в том, чтобы дать общее представление о различных стадиях проектирования, строительства, снаряжения, транспортировки и монтажа морских платформ.

1.1. Исторический обзор развития морской добычи

Начальный период добычи

Самые первые добычные вышки в воде появились в 1891 году в США на озере Гранд-Лейк-Сейнт-Морис.

Рис. 1.2. Нефтяные скважины в Гранд-Лейк- Сейнт-Мэрис

Первая МП в России была сооружена на деревянных сваях в 1925-1934 гг. в районе о. Артема вблизи г. Баку. Ввиду того, что такие платформы обладали низкой прочностью и сложной технологией монтажа, впоследствии от их строительства отказались.

Стационарные платформы за рубежом были применены в нефтяной промышленности примерно в середине 30-х годов в акватории Мексиканского залива. В их помощью можно было работать в условиях мелкой воды. Отметим, что многие из первых металлических стационарных платформ, построенных в 30-х- 40-х годах у нас в стране и за рубежом, продолжают успешно эксплуатироваться и в настоящее время.

Исторически первой металлической конструкцией МП в России была платформа на металлическом свайном основании, разработанная Н.С. Тимофеевым, металлические сваи которого погружались методом забуривания. После бурения шурфов под сваи и установки и цементирования свай в морском дне пролетное строение разбиралось и сваривалось на месте строительства. В 1940 году Б.А. Рагинский предложил крупноблочную конструкцию верхнего строения морского основания, которая устанавливалась и монтировалась на зацементированных сваях.

Применение крупноблочных элементов заводского изготовления резко сократило время строительства. В процессе разработки морских месторождений потребовалось надежное сообщение между отдельными объектами, расположенными на морских стационарных основаниях. Доставка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов и ветре свыше 5 баллов была затруднена. Кроме этого несудоходность акватории в местах разработки (например, мелководье в районе Нефтяных камней недалеко от Баку), обусловила создание эстакад как средства сообщения между объектами существующего промысла.

Следующим шагом в развитии конструкций МП было создание металлических стационарных оснований ЛАМ конструкции Л.А. Межлумова, металлических оснований МОС конструкции Л.А. Межлумова, С.А. Оруджева и Ю.А. Саттарова. В 1976 году на месторождении имени 28 апреля было построено металлическое основание на глубине моря 84 м.

В зарубежной практике освоение морских месторождений также было начато с применением стационарных оснований на деревянных сваях. Характерной особенностью американской практики строительства стационарных морских оснований было использование железобетонных и бетонных конструкций в виде кессонов, массивов, опускных колодцев и свай. Примером может быть основание Коллинса, представляющее собой цилиндрическую бетонную колонну-массив диаметром 5,8 м, погруженную в грунт на требуемую глубину. Применялись гигантские массивы на кессонах с размером в плане 12х20м, по периметру которой забивали ряд шпунтовых свай. Все пространство, окруженное шпунтовым рядом, засыпалось песком. Ввиду высокой стоимости эти конструкции не получили широкого распространения.

Новое время

Создание организации стран-производителей нефти ОПЕК и начавшийся в 1970-х годах нефтяной кризис вынудил многие развитые страны искать и добывать нефть самим. США и Великобритания еще в 1950-е годы по геофизическим данным выявили перспективные структуры в Мексиканском заливе и Северном море, но широкомасштабное поисковое и разведочное бурение там начали вести только в 1970-е годы.

Английское правительство объявило поиски собственных месторождений первоочередной задачей обеспечения национальной безопасности. Английские геологи выявили в Северном море на глубинах 40–70, и до 200 м новую нефтегазоносную провинцию со множеством месторождений нефти и газа. Прибрежные части Мексиканского залива давно уже были освоены США.

Американцы продолжали бурение в глубоководных частях Мексиканского залива, и оно было весьма результативным. Поиски залежей нефти и газа на акваториях всего земного шара во второй половине ХХ в. увенчались открытием крупных месторождений также в пределах Каспийского и Средиземного морей, Персидского и Оманского заливов, возле островов Азиатско-Тихоокеанского региона, у западных берегов Африки и в арктических областях. Глубины акваторий составляют при этом многие сотни метров и даже больше километра.

Около трети мировой добычи сейчас составляет нефть из морских месторождений. Извлечение нефти из под морского дна создает значительные политические, юридические и технические трудности. По-новому ставятся вопросы о границах и юрисдикции отдельных государств, о правовом статусе морей и океанов. Шельфы (до глубины 200 м) и акватории многих внутренних заливов и морей поделены международными договорами между странами, имеющими выход к морю.

Однако существуют еще и спорные территории, особенно в случаях появления новых государств. Например, территория Каспийского моря целиком была расположена в пределах Советского Союза, а Ирану принадлежала только небольшая полоса на южном побережье Каспия. После распада СССР выход к морю теперь имеют пять государств: Азербайджан, Россия, Казахстан, Туркмения и Иран. Возникла проблема передела территории дна Каспийского моря, прав государств на разработку месторождений, определение зон рыболовства. Вопрос находится в стадии дискуссии.

Обнаруженные морские месторождения являются собственностью какого-либо государства, если эта территория находится в его юрисдикции. Так, Норвегия после открытия в Северном море газовых месторождений и нефтяного месторождения Экофиск с запасами 300 млн. т превратилась из страны-импортера в страну-экспортера. Прибыль от добычи норвежской нефти и газа пошла не в карманы магнатов, а на благо всего населения страны. В результате Норвегия в 2001 г. вышла на первое место в мире по уровню жизни населения. По мере развития техники и технологии начали осваивать нефтегазовые месторождения на больших морских глубинах.

С начала 1970-х годов строительство морских сооружений для бурения и добычи нефти и газа начало развиваться небывалыми темпами. Громадный вклад в разработку глубоководных батискафов и водолазного дела внесли французские, английские и американские исследователи. Разработку проектов морских оснований осуществляли в основном инженеры Великобритании и США. Почти все проекты выполнены инженерами-нефтяниками этих двух стран. Было предложено множество конструкций морских платформ. Все они имеют вышку, подъемные краны, вертолетную площадку. Низ платформы поднят над уровнем моря на 30 м – максимальную высоту волн. Для экономии места сама платформа имеет несколько этажей.

В Советском Союзе и потом в России не было больших морских глубоководных нефтегазовых сооружений, поскольку имелось достаточное количество месторождений на суше, и строительство дорогостоящих платформ в акваториях рассматривалось как экзотика, а не жизненная необходимость. Россия имеет несколько мобильных самоподъемных морских платформ для бурения в Каспийском и Черном морях и на Дальнем Востоке. Эти работы ведутся, как правило, совместно с иностранными компаниями.

Компании США больше всех других стран строят морские добычные платформы. Они ведут работы по контрактам в Азиатско-Тихоокеанском регионе, на Ближнем и Среднем Востоке, у берегов Африки, на северном побережье Аляски, у берегов Северной и Южной Америки. К 2003 г. в мире насчитывалось примерно 6500 морских сооружений, и 4000 из них находятся в Мексиканском заливе. Сейчас наиболее интенсивно ведутся работы в Мексиканском и Персидском заливах, в Каспийском и Северном, Охотском и Балтийском морях.

К 2006 году было установлено подводных трубопроводов длиной свыше 175.000 км или в 4,4 раза больше земной окружности. Самая большая глубина воды, на которой были установлены подводные трубопроводы, составляет на сегодня 2414 м. Проект был осуществлен в Мексиканском заливе на платформе Анадарко для проекта Хаб в 2007 году. Этот рекорд был побит компанией "Петробрас" в проекте каскадных трубопроводов, которые были установлены на глубине 2689 м в Мексиканском заливе в 2009 году.

Самый длинный подводный нефтетрубопровод из гибких труб составляет сейчас 69.8 км (проект Пингвин А-Е, компания Шелл). Самый длинный подводный газопровод, протянутый в 2006 году, составляет 120 км ("Норск Гидро", Ормен Ланге).

Глубоководные трубопроводы в настоящее время работают при наиболее высоких давлениях и температурах. В настоящее время давление в подводных системах достигло 103,4МПа и 177°C. В 2005 году на платформе Статойл Кристин в Норвегии был достигнут рекорд в давлении (911 Бар) и температуре (167°С) на глубине свыше 320 м.

Наибольшее развитие в настоящее время получают суда добычи, обработки и хранения нефти и газа (FPSO), см. рис. 1.3.

Рис. 1.3. Судно FPSO и распределение систем морской добычи по типам конструкций и годам ввода в эксплуатацию

1.2. Особенности морской добычи

Скважины

За исключением нескольких инновационных установок, устьевое оборудование, манифольды и фонтанная арматура на морских платформах в основном такие же, как для сухопутных скважин (см. рис.1.4.).

Рис. 1.4. Установки манифольда на платформе

Регулирующие клапаны, предохранительные клапаны, трубопроводы и выходы настроены так же, и используются те же или аналогичные компоненты. Некоторые клапаны, вероятно, будут иметь пневматический или гидравлический привод для облегчения удаленного и быстрого закрытия в аварийной ситуации. Кроме того, некоторые елки могут иметь составной блок клапанов вместо отдельных клапанов, сфланцованных вместе.

Основное различие, однако, между наземным и морским скважинным оборудованием на платформе является потребность в большей экономичности, чтобы уменьшить вес оборудования, где это возможно, и свести к минимуму требования к занимаемому пространству. Проще говоря, более легкие, меньшие по весу и компактные установки делают платформы менее дорогими.

Хорошим примером является использование составного блока клапанов, чтобы уменьшить размер и вес елки. Другой пример – расположение устьев скважин как можно ближе друг к другу, как это могут позволить буровые работы, с достаточным местом для безопасной и эффективной эксплуатации арматуры елок, регулирующей арматуры, а также ремонта оборудования. Как правило, это означает расстояния от 6 до 10 футов (1,82-3 м) между скважинами.

Если установлена только одна буровая установка на платформе, все устья скважин, как правило, находятся в одной платформе. Большие платформы, которые предназначены для размещения двух буровых установок могут иметь два модуля (по одному для каждой буровой установки) с двумя или более рядами скважин в каждом кусте.

Технологическое оборудование

Основная функция технологического оборудования, будь то на платформе или на суше, является стабилизация производимых жидкостей и подготовка их для транспортировки или утилизации. Также продукция разделяется на компоненты нефти, газа, и воды (а иногда и конденсата). Отделенные жидкости измеряются и затем отправляются потребителям, закачиваются обратно в пласт или сжигаются на факелах.

Отличия технологического оборудования (сепараторы, скрубберы, насосы, компрессоры и т. д.), установленных на платформе и установленных на суше, являются незначительными (см. рис.1.4.). Где это возможно, применяются емкости и машины, которые являются компактными и легкими (например, электрические двигатели обычно используются вместо газовых двигателей для привода насосов и компрессоров).

Вертикальный зазор между палубами может ввести высотные ограничения, что диктует, например, использование горизонтальных, а не вертикальных сепараторов.

Рис. 1.5. Платформа – макет палубы для технологических объектов

Существует большая разница, однако, в том, как оборудование устанавливается. Технологическое оборудование на оффшорной платформе готовится в виде модулей и устанавливается блоками. После сборки модуля, он устанавливается на платформу по варианту "поставил и подключил". Это значительно сокращает дорогостоящие установки на шельфе и время подключения. В любом случае, оборудование и трубопроводы, электропроводка и элементы управления устанавливаются максимально компактно. Дополнительные инженерные затраты и затраты на изготовление блок-модулей, необходимые, чтобы уменьшить площадь палубы до абсолютного минимума, более чем компенсируются экономией средств в создании инфраструктуры платформы.

Ремонт скважин и капитальный ремонт скважин

На относительно небольшие платформы, не более 5 до 10 скважин, обычной практикой в некоторых районах является бурение всех скважин перед тем, как любая из них будет поставлена на эксплуатацию. Буровая установка снимается после того, как пробурена последняя скважина, и в будущем капитальный ремонт скважин выполняется с помощью портативного снаряжения на основе гидравлических агрегатов. Обслуживание скважин, которое не требует вытягивания труб (например, замена предохранительных клапанов, подъем клапанов и др.), как правило, осуществляется с помощью кабельных линий управления.

На более крупных платформах с большим количеством скважин бурение и добыча, как правило, проводятся одновременно. В этом случае буровая установка выполняет ремонт скважин.

Утилизация сырой нефти

В подавляющем большинстве случаев обработанная сырая нефть транспортируется из платформ посредством подводных трубопроводов. Поскольку большинство добывающих оффшорных зон включает в себя несколько платформ и более чем одну операционную компанию, трубопроводы являются основным средством доставки продукции.

Оффшорный трубопровод может быть самым дорогим элементом прибрежной установки, и иногда он значительно превышает стоимость одной или нескольких платформ, в зависимости от следующего:

– Диаметр трубы

– Длина

– Требования к покрытиям и катодной защите

– Глубина воды

– Различные аспекты строительства

В подавляющем большинстве случаев, однако, трубопроводы по-прежнему являются самым безопасным и самым экономичным способом транспортировки нефти на берег.

Иногда, оффшорные месторождения нефти находятся слишком далеко, производственные показатели являются слишком низкими, или нефтяное\газовое поле является небольшим и добыча является слишком непродолжительной, чтобы экономически оправдать строительство трубопровода.

Альтернативой является перевозка нефти с помощью танкеров. Это обычно требует некоторого типа систем отгрузки, устанавливаемых в 1 до 2 км от платформы, таких как отгрузочные платформы. Трубопровод на морском дне связывает между собой элементы системы погрузки при передаче нефти.

Два самых важных недостатка в погрузке танкеров – это чувствительность к погодным условиям и требование раздельного хранения нефти. Причальная загрузка танкеров лучше всего подходит для зон с теплым климатом, где время простоя из-за штормов будет минимальным. Требования к хранению нефти будут зависеть от общей добычи на месторождении и характеристик резервуарного парка (т.е. могут ли скважины быть закрыты в течение коротких периодов времени без потери производительности), а также стоимости простоя танкера. Это привело к развитию постоянно швартующихся танкеров для хранения добываемой продукции.

Утилизация газов

Отгрузка газа с производственной платформы будет зависеть от сочетания объема резервуаров и экономических факторов. Если же производство скважин – это, прежде всего нефть, то газ может быть обработан в качестве побочного продукта и может быть размещен наиболее экономичным способом. Конечно же, подача газа по трубопроводу на берег для продажи и использования в качестве топлива, как правило, предпочтительна, если это можно сделать экономически выгодно. Закачка газа обратно в пласт является общей альтернативой. Это помогает поддерживать пластовое давление и экономит газ для возможной будущей продажи. В некоторых областях сжигание газа еще приемлемо, но сейчас многие страны запрещают это, за исключением коротких периодов запуска скважин, испытаний и для утилизации небольшого количества остаточных отработавших газов.

Водоотведение

Пластовая вода обычно очищается, так что она может быть слита в море на шельфе в соответствии с правительственными правилами или закачиваться в резервуар. В любом случае, используется сочетание механических и химических методов для кондиционирования пластовой воды перед утилизацией. Осаждение и фильтрация используется для удаления нефти и других загрязняющих веществ из воды. Химическая обработка является общим способом для контроля бактерий и коррозии в нагнетательных скважинах.

Инженерное обеспечение буровых работ на море

Ускоренное развитие конструкций морских стационарных платформ произошло при освоении месторождений Северного моря. Там широко применяются массивные железобетонные платформы гравитационного типа и стационарные металлические платформы, закрепляемые на морском дне сваями. Разработан ряд конструкций платформ для работы в ледовых условиях. Для глубоководных акваторий имеются платформы с натяжными опорами. Для бурения с искусственных островов используются наземные буровые установки.

Буровые установки на морских стационарных платформах используются для бурения эксплуатационных скважин и проведения специальных работ в добывающих скважинах. Общее число скважин, которое может быть пробурено с одной платформы, зависит от фильтрационно-емкостных свойств пласта и размеров залежи и обычно не превышает 50 скважин. В большинстве случаев буровая вышка находится постоянно на платформе.

Полупогружная ПБУ представляет собой плавучую конструкцию, используемую для бурения скважин при глубинах моря от 60 до 2500 м. Она буксируется или переправляется с одного места бурения на другое самостоятельно за счет имеющейся системы гребных винтов. Большинство полупогружных ПБУ закрепляется на месте бурения тросами для обеспечения стабильного положения. Некоторые современные установки для поддержания точного положения при бурении на больших глубинах снабжены системой динамического позиционирования, основанной на системе движителей и точной навигации.

Самоподъемная ПБУ представляет собой опирающуюся на дно конструкцию, используемую для бурения при глубинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установка буксируется к месту бурения, после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при бурении.

Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторождений составляют свыше 50% всех капиталовложений. Стоимость больших нефтегазопромысловых платформ (например, платформа Тролль в Северном море) может достигать 1 млрд. долл. Удельные затраты на прокладку глубоководного магистрального трубопровода достигают 3 млн. долл. за километр.

На современных буровых установках используется система верхнего привода (СВП), исключающая использование ротора и ведущей бурильной трубы. СВП – это силовой вертлюг, который подвешивается на талевом блоке и перемещается по направляющим рельсам, принимающим на себя реактивный вращающий момент. СВП имеет электрический или гидравлический двигатель, редуктор и ввинчивается непосредственно в бурильную свечу. При использовании СВП бурильная колонна наращивается трехтрубными свечами.

Система контроля давления в скважине, препятствующая выбросу углеводородов, имеет следующую особенность: при проведении буровых работ на стационарной платформе, самоподъемной ПБУ и при наземном бурении превенторы располагаются непосредственно под буровой площадкой; в случае применения полупогружных ПБУ и буровых судов превенторы располагаются на морском дне. Система циркуляции промывочной жидкости является закрытой напорной.

Для северных и арктических условий влияние окружающей среды является определяющим фактором стоимости работ по добыче нефти и газа.

Особенность разработки морских и газовых месторождений состоит в том, что в проектах с целью снижения затрат предусматривают разработку месторождения, включая бурение скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стационарных платформ. При этом часть эксплуатационного оборудования размещают на буровой стационарной платформе, а вторую часть размещают на отдельной стационарной платформе. Так, на морском месторождении Фортиз в Северном море при глубине воды 73 м, сетка разработки имеет четыре куста скважин, каждый из которых пробурен со стационарной металлической платформы. Каждый куст содержит 27 скважин при сетке разработки 48 га на каждую скважину. Максимальный зенитный угол стволов скважин 55⁰.

Скважины, пробуренные на шельфе и подготовленные к эксплуатации, можно разделить на скважины с подводным заканчиванием, которые оснащаются устьевым оборудованием, расположенным на морском дне, и скважины с расположением устьевого оборудования на платформе. Подводные скважины эффективны в тех случаях, когда небольшие залежи углеводородов расположены поблизости от существующей инфраструктуры или все отверстия платформы уже задействованы для других скважин.

Основное надводное технологическое оборудование для обеспечения добычи

Как уже упоминалось ранее, сырая нефть, как правило, подвергается обработке на надводной части морской платформы перед отгрузкой на сушу. Из-за ограничений в пространстве и весе на палубах платформы, требуется, чтобы технологический комплекс был компактным, поэтому его конструкция более сложная, чем у берегового технологического комплекса.

Требования к надводной части систем обработки зависят от условий скважины и будущих планов по расширению. В связи с этим часто предусматривается рост мощностей по добыче на 20-50%, что завышает рабочие диаметры трубопроводов и арматуры. Общие системы, устанавливаемые в надводной части морских добычных систем, и которые необходимы для обычного глубоководного месторождения приведены ниже:

– Система управления эксплуатации скважины

– Гидравлическая силовая установка

– Источники бесперебойного питания

– Регулирующие клапаны

– Мультифазные измерительные системы

– Блок перекрытия скважины

– Сепаратор сырой нефти

– Система подавления эмульсии

– Насосные и измерительные системы

– Теплообменник сырой нефти и газа

– Электрическая система нагрева

– Компрессоры газа

– Установки стабилизации конденсата

– Подводные устройства для ввода химических реагентов

– Система запуска очистителей и система их приема

– Насосы очистки и пр.

Индустриализация инженерного оборудования МП

В последнее время для скважин технологической линии добычи, сбора и предварительной подготовки к транспорту нефти, газа и конденсата применяются автоматизированное блочно-комплектное оборудование высокой заводской готовности.

Пример: Блочно-модульная установка оснащения куста газоконденсатных скважин

Рис. 1.6. Структурная схема размещения куста газоконденсатных скважин на морской стационарной платформе. Блоки:

I – группового манифольда скважин, II – замера дебита скважин, III – сепарации газа от конденсата I ступени, IV – сепарации газа от конденсата II ступени, V – освоения и опробования скважин, VI – продувки и разрядки аппаратов и коммуникаций, VII – насосов откачки нестабильного конденсата, VIII – газоотвод с каплеотбойником, IX – оперативного учета добычи газа I ступени, X – оперативного учета добычи газа, XI – оперативного учета конденсата, XII – распределительной арматуры, XIII – дозирования метанола, XIV – сбора и откачки сточных и дождевых вод, XV – глушения и прокачки скважины

Продукция скважины, оснащенной забойным отсекателем и пакером через фонтанную арматуру Ф поступает в блок группового манифольда скважины 1. Из этого блока продукция скважин, в зависимости от технологического назначения, может быть направлена в блоки замера по трубопроводу 1, сепарации газа 2 и 3 от конденсата первой или второй ступеней, освоения и опробования по трубопроводу 4, продувки и разрядки по трубопроводу 8 и распределительной арматуры по трубопроводу 9. В аварийных ситуациях, при срабатывании предохранительных клапанов, продукция скважин по трубопроводу 5 сбрасывается в блок газоотвода с каплеотбойником. Газ первой ступени сепарации по трубопроводу 6 второй ступени сепарации по трубопроводу 7 направляется в блоки оперативного учета, затем – в блок распределительной арматуры и подключается в подводные газопроводы 11 и 12 соответствующего давления. Нестабильный конденсат по трубопроводу 9 направляется в блок оперативного учета, затем в блок распределительной арматуры и подключается в подводный конденсатопровод 13. По линии 10 осуществляются технологические процессы глушения и прокачки скважины с использованием цементировочных агрегатов, входящих в состав буровых блоков – модулей.

Широкое применение методов индустриализации обустройства морских месторождений нефти и газа позволяет сократить сроки строительства объектов и обустройства месторождения в целом, трудоемкость строительно-монтажных работ, капитальные затраты на строительство и монтаж, число межблочных и межмодульных трубопроводов и трубопроводной арматуры, эксплуатационные затраты на содержание и улучшение условий работы обслуживающего персонала, постоянно находящегося на морских объектах. В первую очередь могут быть агрегатированны блоки распределительной арматуры, рис. 1.7.

Рис. 1.7. Блоки распределительной арматуры на МП

Создание и внедрение блочно-модульного автоматизированного малогабаритного оборудования большой мощности и блок-модулей высокой заводской готовности отвечают возросшим требованиям индустриализации обустройства морских нефтяных и газоконденсатных месторождений, охраны окружающей среды от загрязнений, надежности функционирования технологического оборудования и безопасности ведения работ на морских стационарных платформах.

КЕЙС.

ИНДУСТРИАЛИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ МОРСКИХ ПЛАТФОРМ. БЛОЧНО-МОДУЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ КОМПАНИИ КОСМОС-НЕФТЬ-ГАЗ

Рост промышленного производства, а также растущие потребности населения неуклонно требуют увеличения добычи энергетических ресурсов. Материковые ресурсы углеводородного сырья истощаются, поэтому возникает все большая потребность освоения новых месторождений, при этом одним из основных перспективных направлений является освоение морских нефтегазовых месторождений, и в том числе месторождений континентального шельфа.

Необходимо отметить, что освоение морских месторождений, как наиболее сложных, сопряжено с большими трудностями и существенно отличается от освоения углеводородных месторождений, расположенных на суше.

Как показывает опыт последних лет, перспективным направлением при обустройстве морских месторождений углеводородного сырья является применение в обвязке скважин блочно-модульных конструкций полной заводской готовности. С одной стороны, блочно-модульные конструкции оборудования обеспечивают более высокие показатели качества, надежности, экологической и промышленной безопасности, с другой – при оснащении их системами управления и контроля существенно снижается роль человеческого фактора в процессе управления технологическими процессами.

В соответствии с этим направлением, компания ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ», г. Воронеж, разработала и изготовила для компании ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть», г. Астрахань, блочно-модульную станцию управления фонтанной арматурой СУФА77 для морской ледостойкой стационарной платформы ЛСП-1 нефтегазоконденсатного месторождения им. В. Филановского.

Рис.1. Морская ледостойкая стационарная платформа ЛСП -1 нефтегазоконденсатного месторождения им. В. Филановского

Конструктивно станция управления СУФА77 разделена на следующие основные составные части:

– насосно-аккумуляторная установка, включающая силовое гидравлическое оборудование, необходимую пусковую и регулирующую арматуру, гидравлический предохранительный контур, модуль контроля возгораний и аварийных выключений;

– восемь модулей управления эксплуатационными скважинами;

– один модуль управления газонагнетательной скважиной;

– два модуля управления водонагнетательными скважинами;

– электрооборудование и комплекс программно-технических средств.

Станция управления СУФА 77 управляет одиннадцатью скважинами:

– восемью эксплуатационными скважинами;

– двумя водонагнетательными скважинами;

– одной газонагнетательной скважиной.

Конструкция станции после ее дооснащения дополнительными модулями позволяет управлять восемнадцатью скважинами, а именно:

– тринадцатью эксплуатационными скважинами;

– тремя водонагнетательными скважинами;

– двумя газонагнетательными скважинами.

Одной из отличительных особенностей станции управления СУФА77 является то, что она не имеет единого шкафа для размещения оборудования, при этом ее составные

части компактно размещены в отдельном помещении.

Схема размещения блоков станции управления СУФА77

1 – насосно-аккумуляторная установка;

2 – модули управления эксплуатационными скважинами;

3 – модуль управления газонагнетательной скважиной;

4 – модули управления водонагнетательными скважинами;

5 – электрооборудование и комплекс программно-технических средств.

Рис. 2. Схема размещения блочно-модульной установки СУФА 77

Рис.3. Насосно-аккумуляторная установка станции управления СУФА 77

а) б) в)

Рис. 4. Модули управления

а) эксплуатационной скважиной

б) водонагнетательной скважиной

в) управления газонагнетательной скважиной

В конечном итоге применение блочно-модульных конструкций для обустройства месторождений углеводородов позволит более оптимально разместить оборудование в замкнутом пространстве (помещении), сократить сроки и снизить затраты на монтаж и пусконаладочные работы на морской платформе. Суммарное ожидаемое снижение расходов составляет до 20%.

1.3. Современные требования к морским платформам

Освоение более глубоких акваторий шельфа потребовало создания более совершенных конструкций МП. Основные требования, учитываемые в современной проектной документации, приведены ниже:

– эффективность – конструкция должна наилучшим образом соответствовать своему функциональному назначению;

– надежность – вся конструкция в целом и ее элементы должны без повреждений противостоять нагрузкам на них и воздействиям в условиях эксплуатации, особенно штормам, ледовой нагрузке и сейсмическим воздействиям;

– долговечность – с безотказной работой в течение установленного срока ее эксплуатации;

– технологичность – при проектировании необходимо устанавливать соответствующие производственно-технические возможности изготовления, транспортировки, монтажа в море, предусматривать удобство в эксплуатации и возможность усиления конструкций;

– экономичность – затраты на проектирование, изготовление, монтаж и эксплуатацию должны быть минимальными;

– компактность и эргономичность – для возможности размещения оборудования в стесненном пространстве и удобства обслуживания;

– монтажепригодность – с полным или частичным демонтажем после завершения буровых и эксплуатационных работ.

1.4. Морские платформы

ОБЗОР ТИПОВ МОРСКИХ ПЛАТФОРМ

В морской добыче особенно актуальны наклонные и многозабойные скважины, когда вся территория промысла сосредоточена на платформе с ограниченной площадью 4–6 тыс. м2. Освоение морских месторождений нефти и газа, связанное со строительством дорогостоящих платформ, осуществляют исключительно методами кустового и направленного бурения. В кусте бурят до 40–60 скважин.

Профили каждой скважины должны быть тщательно продуманы и запроектированы. В процессе бурения необходим постоянный контроль за положением ствола скважины в пространстве. Ведь первые пробуренные скважины уже дают продукцию, и нельзя допустить повреждения их обсадных колонн при бурении последующих выработок. Длина стволов направленных скважин может достигать 9 км, и часто они имеют горизонтальное окончание. Сложность проводки скважин на больших морских глубинах состоит еще и в правильном выборе промывочной жидкости. Поскольку давление вышележащей толщи воды меньше, чем обычное горное давление на таких же глубинах, возможен гидроразрыв пластов.

В зависимости от глубины вод и назначения скважин морские основания делят на стационарные (насыпи, насыпные и намороженные острова, свайные и крупноблочные основания, платформы гравитационного и каркасного типов) и мобильные, к которым относят баржи, самоподъемные и полупогружные установки.

На стационарных основаниях можно бурить и эксплуатировать скважины в привычных условиях, применяя обычный комплекс надежного стандартного бурового и эксплуатационного оборудования. Применение самоподъемных и особенно полупогружных установок требует принципиально нового подхода к оборудованию устьев и обслуживанию добычных скважин.

Конструкции всех типов оснований и применяемое оборудование для их обслуживания постоянно совершенствуются, поэтому доступные морские глубины непрерывно увеличиваются.

Организация морского промысла требует предварительных гидрометеорологических наблюдений за температурным режимом, направлением ветров и течений, их интенсивностью, состоянием грунта на морском дне.

Большое внимание при работе на акваториях уделяют защите металла от коррозии. Интенсивная коррозия, в десятки раз большая, чем в атмосфере и под водой, происходит в зоне попеременного смачивания и высыхания. Металл в этой зоне покрывают специальным защитным слоем.

Сооружения для морской добычи углеводородов

Хотя бурение скважин на море в основном осуществляется с использованием такого же основного оборудования, как и на суше, однако проекты освоения морских нефтяных и газовых месторождений существенно отличаются от проектов разработки наземных месторождений. Главное различие состоит в наличии верхнего строения платформы и подводного основания, на котором монтируется буровая установка.

Значительная сложность и специфика проведения буровых работ в море обусловливается окружающей средой, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, необходимостью проведения работ под водой, организацией строительства и эксплуатации объектов в море. Главная особенность шельфовых разработок – высокие затраты и стесненность пространства для размещения оборудования. Стоимость выполнения буровых работ на море примерно на порядок превышает стоимость бурения на суше, табл. 1.1.

Табл. 1.1. Технико-экономические показатели бурения на море и на суше

Общее количество глубоководных добычных платформ и систем, установленных по всему миру к 2009 году, показано на рис. 1.4. и в табл.1.2.

Рис.1.8. Типы используемых оффшорных систем морской добычи

Табл. 1.2. Количество морских добывающих систем во всем мире

Подводные системы в данном случае означают, что трубопроводы подключаются к существующим подводным объектам или объектам на поверхности моря. Преимуществами подводных систем являются более низкая стоимость привлекаемого капитала и сокращение производственного цикла на 70% (до получения первой продукции) по сравнению с созданием систем на земле.

Геологическими особенностями морского бурения являются:

– Относительно меньшая величина горного давления в породах за счет того, что часть пород более высокой плотности заменяет морская вода плотностью 1,03 г\см³. Это обстоятельство учитывают при ликвидации нефтепроявлений во избежание гидравлического разрыва пород.

– Меньшая, чем на суше, глубина залегания газоносных пластов.

Особенностью континентального шельфа является то, что 75% акваторий расположено в районах, которые продолжительное время покрыты льдами. Основными факторами, определяющими возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов в море, являются:

– глубина моря,

– температурные условия,

– ветер,

– волнение и течения,

– ледовый покров,

– химический состав воды.

Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. Достоверность и полнота данных определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Для морской добычи требуется обычно 4 основных элемента, как показано на рис. 1.9.

– подводная система

– система гибких трубопроводов и стационарных трубопроводов, подъемные системы и стояки

– стационарные или плавучие платформы и устройства (системы, баржи, суда)

– эксплуатационное надповерхностное оборудование на платформе или системе

Рис. 1.9. Основные элементы морской добычи

Подводные системы

Подводный системы могут быть разбиты на три части следующим образом:

– скважинное оборудование (елка) и манифольд (коллектор),

– система управления – модуль подводного контроля и система остановки добычи

– система связи – перемычки и трубопроводы.

Рис. 1.10. Подводные системы морской добычи

Конструкции стационарных и плавучих платформ, рис. 1.8, а также суда для проведения поисковых работ и добычи нефти и газа при всех своих различиях имеют необходимый комплект оборудования и помещения для работы и жилья. В районах с мягким климатом и неглубокими водами для различных типов работ могут устанавливаться отдельные специализированные платформы. В районах с суровыми условиями и глубокими водами количество и размер платформ ограничивается до минимума. Так, в мелководных районах Юго-Восточной Азии отдельно установлены буровые, добывающие, жилые и факельные платформы, тогда как в Северном море каждая платформа охватывает все упомянутые функции.

Рис. 1.11. Варианты систем бурения и разработки глубоководных скважин

Объединенная добывающая, буровая и жилая платформа с возможным нефтехранилищем и подачей нефти на погрузочные шельфовые сооружения требует тщательного планирования размещения оборудования и точного анализа безопасности функционирования комплекса.

Работа на шельфе связана с необходимостью длительного пребывания персонала на колеблющейся платформе, осложнена суровыми природными условиями, что ведет к дополнительным эмоциональным нагрузкам. В некоторых районах мира в случае ураганов или тайфунов обслуживающий персонал эвакуируется с платформы. Любой разлив нефти на шельфе значительно труднее нейтрализовать, чем на суше.

Разработка морских месторождений, добыча, подготовка и транспорт углеводородов отличаются непрерывным производственным циклом и должны вестись круглый год, даже тогда, когда море покрыто льдом. В последние годы проводятся испытания комплексов оборудования подводной эксплуатации морских месторождений в ледовых условиях.

В процессе разработки морских месторождений требуется надежное сообщение между отдельными объектами. Как уже указывалось, доставка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов затруднена. Малая глубина акватории в местах разработки (например, район Нефтяные камни в Азербайджане) вынуждает создавать эстакады как средство сообщения между объектами промыслов.

В последнее время при разработке малодебитных месторождений, а также на первом этапе освоения месторождений с большими извлекаемыми запасами используются плавучие установки. Как показал опыт, на Каспийском море плавучие буровые установки способны проходить в год до 15 тыс. м скважин со скоростью 1200-1600 м в месяц.

Для выполнения разведочного и эксплуатационного бурения при глубине моря до 100 м используют самоподъемные плавучие буровые установки (ПБУ). При большей глубине – полупогружные буровые установки и буровые суда. В настоящее время в эксплуатации находятся более 100 самоподъемных ПБУ и примерно по 50 полупогружных ПБУ и буровых судов. Для обеспечения этими установками нефтедобывающих компаний создана целая отрасль кораблестроения.

СТАЦИОНАРНЫЕ ПЛАТФОРМЫ

В настоящее время во всем мире насчитываются тысячи морских стационарных платформ (МСП), построенных на глубинах от 10 до 300 м, на шельфах всех пяти континентов нашей планеты, в основном на незамерзающих акваториях. В последние годы развернулось проектирование и опытное строительство МСП для замерзающих акваторий шельфа.

Наиболее эффективно использование МСП при кустовом методе освоения глубоководных месторождений нефти и газа. Стоимость МСП с оборудованием при освоении нефтегазовых месторождений может составить до 45-50% от полной стоимости обустройства месторождения, а срок службы таких сооружений достигает 20-50 лет и более.

МСП должны удовлетворять жестким требованиям надежности конструкций и безопасности персонала в течение всего периода эксплуатации с учетом наиболее суровых внешних воздействий. Их прочность и устойчивость в условиях незамерзающих акваторий определяется в основном воздействием штормовых волн на опорные части МСП, а в условиях замерзающих акваторий – нагрузками от ледовых полей.

Приведем некоторые цифры. За время существования СССР за 40 лет на нефтяных и газовых месторождениях Каспийского моря построено более 400 км сооружений эстакадного типа, около 1500 морских стационарных платформ, десятки самоподъемных и полупогружных плавучих буровых установок, проложены подводные нефтегазопроводы, сооружено много объектов обустройства нефтегазопромыслов.

Площадь нефтегазоносных полей в России составляет около 6 млн. кв. км. Кроме Каспийского моря перспективными по добыче нефти и газа являются Черное, Азовское, Балтийское и Аральское моря, а также моря Дальнего Востока. Активно разрабатываются месторождения шельфа Северного Ледовитого Океана.

Несмотря на большие материальные затраты, связанные с разработкой нефтегазовых месторождений, себестоимость нефти, добываемой из морских месторождений, почти в 2 раза ниже по сравнению со средней себестоимостью нефти, добываемой на суше Азербайджана.

Строительство и эксплуатация морских нефтегазопромысловых гидротехнических сооружений отличаются от строительства и эксплуатации морских и речных портовых и других видов гидротехнических сооружений. Места строительства морских нефтегазопромыслов связаны с наличием нефтегазовых залежей под дном моря, находящихся часто в сотнях км от берега в необжитых районах с крайне суровыми гидрометеорологическими условиями.

Классификация морских стационарных платформ

Морская стационарная платформа (МСП) – это гидротехническое сооружение, предназначенное для установки на ней бурового, нефтепромыслового и вспомогательного оборудования, обеспечивающего бурение скважин, добычу нефти и газа, их подготовку, а также оборудования и систем для производства других работ, связанных с разработкой морских нефтяных и газовых месторождений (оборудование для закачки воды в пласт, капитального ремонта скважин, средства автоматизации морского промысла, оборудование и средства автоматизации по транспорту нефти, средства связи с береговыми объектами и т. п.).

При разработке морских месторождений в основном два главных фактора определяют направление работ в области проектирования и строительства гидротехнических объектов в море. Такими факторами являются ограничения, накладываемые условиями окружающей среды, и высокая стоимость морских операций. Эти факторы в основном обусловливают все решения в проектировании и конструировании МСП, выборе оборудования, способов строительства и организации работ в данной акватории моря. Таким образом, МСП являются индивидуальными конструкциями, предназначенными для конкретного района работ.

В последние годы, в связи с широким разворотом работ по освоению морских нефтяных месторождений в различных районах Мирового океана, предложен и осуществлен ряд новых типов и конструкций МСП. Эти типы и конструкции МСП различают по следующим признакам: способу опирания и крепления к морскому дну; типу конструкции; по материалу и другим признакам.

По способу опирания и крепления к морскому дну МСП бывают: свайные, гравитационные, свайно-гравитационные, маятниковые и натяжные, а также плавающего типа,

– по типу конструкции: сквозные, сплошные и комбинированные,

– по материалу конструкции – металлические, железобетонные и комбинированные.

Сквозные конструкции выполняются решетчатыми. Элементы решетки занимают относительно небольшую площадь по сравнению с площадью граней пространственной фермы. Сплошные конструкции (например, бетонные) непроницаемы по всей площади внешнего контура сооружения.

На рис. 1.12 приведена классификация глубоководных МСП.

Рис.1.12. Классификация глубоководных МСП

На первом уровне классификации проведено деление МП на жесткие и упругие. Такое деление отражает конструкцию платформы (размеры, конфигурацию) и указывает период собственных колебаний, который у жестких составляет 4—6 с и упругих превышает 20 с, а в отдельных случаях достигает 138 с.

На втором уровне классификации жесткие конструкции классифицированы по способу обеспечения их устойчивости под воздействием внешних нагрузок на гравитационные, свайные и гравитационно-свайные. В первом случае сооружение не сдвигается относительно морского дна благодаря собственной массе и во втором – оно не смещается из-за крепления его сваями. Гравитационно-свайные сооружения не сдвигаются благодаря собственной массе и системе свай.

Третий уровень классификации жестких МП характеризует материал конструкции: бетон, сталь или бетон-сталь.

Упругие конструкции на втором уровне по способу крепления разделены на башни с оттяжками, плавучие башни и гибкие башни (рис.1.13.).

Рис. 1.13. Схемы МСП, применяемые на Каспийском море:

а – четырехблочная МСП; 1 – опорный блок; 2 -верхнее строение; 3— подвышенные конструкции; 4 – буровая вышка; 5 – причально-посадочное устройство; 6 – водоотделяющая колонна (обсадная); 7 – свайный фундамент;

б" – двухблочная МСП; 1— опорный блок; 2 – верхнее строение; 3 – причально-посадочное устройство; 4 – буровая вышка; 5 – водоотделяющая колонна; 6 – свайный фундамент;

в – моноблочная МП; 1 – опорный блок; 2 – верхнее строение, модули; 3 – буровая вышка; 4 – водоотделяющая колонна; 5 – свайный фундамент; 6 – причально-посадочное устройство.

Башни с оттяжками сохраняют свою устойчивость системой оттяжек, понтонов плавучести и противовесов. Плавучие башни подобны качающемуся маятнику, они возвращаются в состояние равновесия с помощью понтонов плавучести, расположенных в верхней части конструкции. Гибкие башни отклоняются от вертикали под действием волн, но при этом они, подобно сжатой пружине, стремятся возвратиться в состояние равновесия.

На последнем уровне классификации имеется 10 групп конструкций, каждая из которых обозначается начальными буквами слов английского языка, например RGS – риджит гревити стил (жесткая гравитационная стальная), RGC (жесткая гравитационная бетонная) и т. д.

Из проанализированных конструкций, установленных в настоящее время в мире, глубоководных МСП (более 40 установок, глубина моря более 300 м) 76% составляют жесткие, в том числе 45% стальные ферменные со свайным креплением, 26% гравитационные и 5% гравитационно-свайные. Среди упругих МП 13% составляют плавучие башни, 8% башни с оттяжками и 3% гибкие башни.

Увеличивается доля проектов стальных опор в зависимости от глубины моря. При глубинах моря 305— 365 м стальные опоры составляют 13%, а при глубинах от 365 до 520 м – 50%. Из выполненных проектов 79% имеют стальные опоры, 15% – бетонные и 6% – сталь-бетон.

Наибольшее число проектов (57%) разработано для вод глубиной 305—365 м, 30% —для глубин 365—460 м и 13% – на глубины больше 460 м.

В практике бурения скважин с плавучих буровых средств (БС, ППБУ) широко применяют комплексы подводного устьевого оборудования (ПУО), устанавливаемые на морском дне. Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, при этом установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.

Комплекс ПУО предназначен:

– для обеспечения при бурении скважины гибкой замкнутой технологической связи между перемещающимся от воздействия волн и течений БС или ППБУ и неподвижным подводным устьем, установленным на морском дне;

– для направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.;

– для надежного закрытия бурящейся скважины в целях предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.

Существует несколько конструкции ПУО, обеспечивающих бурение скважин на разных глубинах моря – от 50 до 1800 м и более.

Большая глубина установки ПУО предъявляет высокие требования к его свойствам:

– оборудование должно быть прочным, вибростойким, способным выдерживать большие внешние давления,

– быть герметичным и надежно управляемым на расстоянии.

Конструкция узлов комплекса должна обеспечивать точность стыковки и обеспечивать нормальную работу и управление ПУО.

Особое внимание уделяют расположению механизмов связи – надежным устройствам, установленным на БС или ППБУ, которые подвергаются действию волн, течения и ветра.

Недостатки размещения ПУО на дне моря – сложность управления, эксплуатации и ремонта.

Многолетний опыт бурения с плавучих буровых средств определил в основном две типовые конструкции скважин с подводным устьем.

В первой конструкции (для глубин скважин примерно 5000-6500 м) применяют фундаментальную колонну (направление) диаметром 762 мм, кондуктор диаметром 508 мм, первую промежуточную колонну диаметром 340 мм, вторую промежуточную колонну диаметром 178 мм. Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск и установку двухколонных насосно-компрессорных труб (НКТ) для одновременно–раздельной эксплуатации пластов. Благодаря такому сочетанию диаметров с большими зазорами между колоннами обеспечивается надежное крепление скважин.

Вторую конструкцию преимущественно применяют в условиях бурения на меньшие глубины при более простой конструкции скважин. В этой конструкции используют фундаментальную колонну диаметром 762 мм, кондуктор диаметром 406 мм, промежуточную колонну диаметром 273 мм, эксплуатационную колонну диаметром 178 мм.

В практике буровых работ на море с БС и ППБУ применяют одно – или двухблочную конструкцию ПУО.

Некоторые одноблочные конструкции преимущественно используют на больших глубинах вод, в несложных двух – и трехколонных конструкциях скважин и на небольших глубинах бурения.

Двухблочные конструкции применяют преимущественно на небольших глубинах вод, в сложных четырех – и пятиколонных конструкциях скважин и на больших глубинах бурения.

Пример одноблочной конструкции показан на рис. 1.14.

Рис. 1.14. Одноблочный подводный устьевой комплекс.

1 – пульт бурильщика; 2 – пульт управления штуцерным манифольдом; 3 -аккумуляторная установка; 4 – гидравлическая силовая установка; 5 – дистанционный пульт управления; 6 – шланговые барабаны; 7 – гидравлический спайдер; 8 – верхнее соединение морского стояка; 9 – телескопический компенсатор; 10 – соединение; 11 – угловой компенсатор; 12 – нижний узел морского стояка; 13 – направляющие; 14 – подводные задвижки; 15 – цанговая муфта; 16 – опорная плита; 17- акустический датчик; 18 – плашечные превенторы; 19 – штуцерный манифольд; 20 – морской стояк.

Преимущества одноблочной конструкции ПУО – сокращение времени на установку и монтаж комплекса. Так, установленный одноблочный комплекс ПУО используется в течение всего времени бурения скважины.

МСП свайного и крупноблочного типов

Основания из металлоконструкций свайного и крупноблочного типов в отечественной практике использовались очень широко. Эти конструкции установлены в районе Баку.

Основания свайного типа применяют при глубине воды до 10 м и при резких изменениях рельефа дна. Под сваи в дне моря со специального судна бурят скважины. В каждую такую скважину спускают сваю-трубу и цементируют ее. Затем трубы обрезают так, чтобы их концы были над водой на одинаковом уровне. Концы труб связывают плоскими металлическими фермами, а на них настилают пол, устанавливают вышку и буровое оборудование. Высота свай над уровнем воды должна превышать высоту самых больших волн.

На Каспии в 40 км от берега было открыто месторождение Нефтяные Камни, при глубине воды до 18–22 м. В 1949 г. на нем пробурили первую в СССР морскую скважину. Потом построили на крупноблочных основаниях целый город, отдельные сооружения которого соединены дорогами-эстакадами на сваях. Общая длина эстакад на Нефтяных Камнях составляет теперь сотни километров. На рис.1.15. показан принцип возведения морских сооружений на крупноблочных основаниях.

а)

б)

Рис.1.15. Схема буровой установки на море при крупноблочных основаниях:

а) схема установки

1 – опорные блоки; 2 – фермы-секции; 3 – пешеходный мост; 4 – бытовые помещения

б) общий вид установки

Опорные блоки представляют собой пространственные конструкции из телескопических опорных стоек с башмаками, связанные фермами, тягами и распорками. Их устанавливают на дно моря крановым судном. После установки блоков с помощью специального бурового агрегата в каждую стойку спускают бурильную колонну с долотом и в дне моря забуривают скважину. Затем на канате во все стойки спускают в скважины патрубки. Пространство между патрубками и стойками заливают цементным раствором для надежной связи блоков с донным грунтом. Образуемые таким путем буровые основания связывают эстакадами, основания под которые сооружаются аналогично описанному методу.

Буровое оборудование размещают на приэстакадных буровых площадках так же, как и на суше, но более компактно. Для укрытия оборудования и защиты буровиков от дождя, снега и ветра строят помещение, примыкающее к вышке. Для отдыха персонала на некотором удалении от буровой вышки строят специальное помещение.

Строительство свайных, крупноблочных оснований и протяженных эстакад возможно только на мелководье, при глубине моря до 20–40 м. Подобные сооружения, кроме Каспия, имеются также на оз. Маракаибо в Венесуэле, в Персидском заливе, вблизи побережья США.

Полупогружные МП

Самое современное поколение морских платформ – полупогружные. Это гигантские понтоны с вертикальными стабилизационными колоннами, остойчивость которых регулируют заполнением балластных емкостей в горизонтальных погружных поплавках. Осадка платформы в рабочем состоянии составляет 15–25 м. На рис.1.16.а показан внешний вид первого поколения полупогружных платформ, на рис. 1.16.б – вид современной платформы с улучшенными навигационными характеристиками. Полупогружные платформы используют для бурения скважин при глубине вод, не доступной для стационарных и самоподъемных буровых оснований. В 2000 г. эта глубина составляла уже 1100 м, а двумя десятилетиями раньше – всего 500 м.

а)

б)

в)

Рис.1.16. Конструкции полупогружных платформ:

а – первые конструкции;

б – современные с улучшенными навигационными характеристиками

в – общий вид

Полупогружную платформу при бурении иногда крепят ко дну натяжными опорами. В этом случае обеспечивается хорошая фиксация платформы над точкой бурения. Одиночные скважины и кусты скважин, закрепленные на донных платах, обвязывают единой системой трубопроводов. Действующая система сбора продукции на морском промысле в Мексиканском заливе показана на рис.1.17.

Рис. 1.17. Схема подводного заканчивания скважин (Мексиканский залив):

1 – панель дистанционного управления; 2 –манифольд; 3 – замерное эксплуатационное оборудование; 4 – стояк 275мм; 5 – эксплуатационная платформа; 6 – поверхность моря; 7 – скважины; 8 – возможный вертикальный вход в скважину; 9 – насосно-компрессорные трубы; 10 – затрубное пространство; 11 – задвижки; 12 – подводное оборудование устья скважины для компрессорной эксплуатации; 13 –манифольд гидравлической линии для управляющих задвижек; 14 –пробка; 15 – продуктивный интервал; 16 – установочный патрубок; 17 – пакер; 18 – обсадная колонна; 19 – выкидные линии; 20 – дно океана; 21 – заглубленный трубопровод до берега или до центральной платформы; 22 – гидравлические линии для управляющих задвижек

Устьевое подводное оборудование может быть открытого или закрытого типа. Оборудование открытого типа устанавливают на устьях одиночных эксплуатационных скважин (рис. 1.18) или на донных платах для куста скважин (рис.1.19). На одиночных скважинах фонтанную елку монтируют на колонне обсадных труб. Донная плата для куста скважин требует дополнительного крепления ко дну с помощью свай.

а)

б)

Рис. 1.18. Устьевое подводное оборудование

а – одиночные эксплуатационные скважины

б – донные платы

Рис. 1.19. Конструкции устьевого подводного эксплуатационного оборудования

фирмы Ветко (США) для одиночных скважин:

1 – фонтанная елка с гидравлическими задвижками; 2 – подводное устье скважины; 3 – направляющая конструкция; 4 – ориентирующий сердечник

Рис. 1.20. Донная плата для куста скважин:

1 – гнезда для свай; 2 – направляющие для устьев скважин; 3 – спутник вспомогательный; 4 – основание подводного манифольда;

Буровые суда

Бурение опорных, параметрических и разведочных скважин на больших глубинах ведут с бурового судна. Устройство отечественного бурового судна «Пеликан» показано на рис. 1.21. Длина судна 150 м, высота вышки 73 м. Судно может работать без пополнения запасов горючего и материалов в течение нескольких месяцев. Буровое судно удерживается над скважиной несколькими якорями (если это возможно) и динамической системой стабилизации – двигателями. Двигатели являются частью контролируемой компьютером навигационной системы судна. Они расположены так, что могут вернуть судно в первоначальное положение, если его сдувает ветром или сносит волнами и течением.

а)

б)

Рис. 1.21. Буровые суда

а) Схема отечественного бурового судна «Пеликан»

1 – помещение для вычислительных машин; 2 – жилые помещения; 3 – трюмы для труб; 4 – пост бурового мастера; 5 – буровая вышка; 6 –погружная телевизионная система; 7 – помещение для буровых насосов; 8 – трюмы для хранения материалов и приготовления бурового раствора; 9 – машинное отделение; 10 – приводные механизмы

б) Общий вид бурового судна

Под буровой вышкой в днище судна имеется проем, в который вставляют райзер – обсадную трубу, соединяющую судно с морским дном. Внутрь райзера опускают бурильную колонну. Промывочная жидкость циркулирует по обсадной колонне и выносит разбуренную породу на судно. Здесь из бурового раствора отбирают образцы выбуренной породы и очищают раствор от шлама.

На современном уровне развития техники и технологии бурения возможно бурение скважин при глубинах моря до 2500 м.

Средняя стоимость бурения 1 км нефтегазовой скважины зависит от глубины и климатического пояса. Она составляет на суше 1–1,8, а на море 5–12 млн. долл. Стоимость работ в арктических морях может в десять раз превышать стоимость бурения на суше.

Самоподъемные плавучие буровые установки

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) также относят к гидротехническим сооружениям типа МП в период выполнения ими буровых операций, когда понтон СПБУ с оборудованием поднят над водой и опирается на три- четыре металлических решетчатых опоры, установленные на дно моря при глубине воды до 100м.

Судно для добычи, хранения и отгрузки нефти FPSO (Floating Production Storage and Offloading Vessel)

FPSO суда добывают сырую нефть из глубоководных буровых скважин и хранят ее в своих танках до тех пор, пока она не будет перекачана на танкеры-челноки, либо океанские нефтеналивные баржи для дальнейшей транспортировки на берег. Также перекачка нефти на континент может осуществляется через специальную систему трубопроводов, однако этот вариант приемлем, когда освоение месторождений происходит в непосредственной близости от берега.

Рис. 1.22. Судно FPSO

В дополнение к судам FPSO используются также специализированные суда (без производственного оборудования) FSO (Floating Storage and Offloading). Работают они в тех же районах для обеспечения нефтяных и газовых разработок.

Огромным преимуществом эксплуатации судов FPSO является исключение затрат на прокладку километров трубопроводов от месторождения до берегового терминала. Производственное оборудование судов FPSO позволяет производить освоение небольших месторождений нефти, либо глубоководных месторождений вдали от уже существующей подводной инфраструктуры. Причем при производстве на небольших месторождениях, запасы которых могут быть исчерпаны уже через 1,5-2 года, отпадает необходимость установки дорогостоящих нефтяных платформ. Когда месторождение отработано, судно переходит к разработке следующего.

На плавучей базе FPSO может происходить сепарация нефти. Однако, предпочтительнее осуществлять первичную сепарацию на нефтепромысловой платформе для экономии места в танках судна.

Суда типа FPSO используются для разработки нефтяных полей по всему миру с конца 70-х годов. В большинстве своем они работают в районах Северного моря, Бразилии, Южно-Китайского моря, Средиземного моря, Австралии и западного побережья Африки.

На сегодняшний день самым большим судном этого типа является Kizomba A – 2004 года постройки, вместимостью 2.2 миллиона баррелей. Цена судна превышает 800 млн. USD, построено оно на верфях Hyundai Heavy Industries в Ульсане, Корея. Дедвейт судна: 340.000 т, длина 285 м, ширина 63 м.

1.5. Технико-экономическая целесообразность применения морских платформ

Обычные платформы на стационарном стальном или железобетонном основании экономически целесообразны для месторождений, расположенных в акваториях с глубиной моря до 300 м. Приблизительная стоимость этих платформ может составлять до 80 млн. долл., срок ввода в эксплуатацию доходит до трех лет. В акваториях с глубиной более 300 м стоимость и масса обычных платформ сильно возрастают, и наиболее экономичной становится платформа на растяжках. Проектная стоимость таких платформ при глубинах 300-500 м составляет 75-150 млн. долл.

Зоны технико-экономической эффективности применения платформ приведены ниже, рис. 1.23.

Рис. 1.23. Области целесообразного применения разных типов платформ в зависимости от глубины моря

а) – жесткие морские стационарные платформы

б) – стальные платформы с натяжными опорами

в) – полупогружные платформы с избыточной плавучестью

г) – плавучие средства для эксплуатации скважин с подводным оборудованием

1.6. Будущие потребности в технологии

В следующем десятилетии ожидается, что отрасль будет все больше ориентироваться на глубоководные и сверхглубоководные разработки, при глубине свыше 3000 м. С увеличением глубины воды возникают новые технические задачи, решения по которым будут определять возможности разработки таких месторождений.

Цели будущих разработок просматриваются уже сегодня. Некоторые из них перечислены далее.

– Разработка готовых подводных систем и плавучих производственных платформ с возможностью хранения готовой продукции и добычей с глубин свыше 3000 м.

– Разработка новых способов якорения платформ из полимерных и композитных материалов.

– Минипроизводственные платформы для глубоководных малодебитных месторождений.

– Использование райзеров больших диаметров.

– Долгосрочные гарантии целостности интактных и поврежденных гибких райзеров.

– Новые системы райзеров, в том числе с использованием гибридных и композитных райзеров.

– Развитие технологий обработки углеводородов на дне.

– Повышение надежности и оптимизации технологии обработки в надводных системах.

– Разработка новых концепций верхних строений плавучих платформ для глубоководной добычи с целью избежать проблемы подъема скважинной продукции и тяжелых морских монтажных и пусконаладочных работ.

– Получение гидрометеорологических данные и их оценка для глубоководных участков.

– Развитие концепции самоустанавливающихся глубоководных конструкций.

– Обеспечение добычи и подъема скважинной продукции с сверхвысоких глубин.

Многое изменилось в отрасли после первой установки платформы на шельфе в 1947 году. Сегодня отрасль является по-настоящему международной и высокопрофессиональной. Многие проблемы морских технологий были решены за последние десятилетия, во многом таким же образом, существующие и будущие проблемы будут решены в будущем с развитием новых разработок.

КЕЙС

АВАРИЯ НА МОРСКОЙ ПЛАТФОРМЕ ОСЕБЕРГ ИЗ-ЗА ПЛОХОЙ РАБОТЫ АРМАТУРЫ. ДОКЛАД НОРВЕЖСКОЙ ИНСПЕКЦИОННОЙ СЛУЖБЫ О РЕЗУЛЬТАТАХ РАССЛЕДОВАНИЯ

Этот отчет о расследовании инцидента относится к утечке углеводородов, который произошел в сентябре 2008 года на платформе Осеберг компании Статойл Гидро. Утечка произошла в производственных манифольдах. Первоначальные утечки были оценены в 26 килограммов в секунду. Непосредственной причиной этого стало внезапное и не санкционированное открытие клапана тестового манифольда, приведшего к сбросу давления в нем.

Последующий гидроудар вырвал два дюйма трубопровода уравнивания давления между тестовым и производственным манифольдами. Непосредственной причиной гидравлических ударов было быстрое открытие скважины на тестовый манифольд, в котором произошел сброс давления.

Клапан открылся благодаря сигналу регулятора на перевод в безопасное положение, в то время как из-за деактивации привода произошло закрытие клапана. Это означало быстрое и непреднамеренное открытие клапана, когда гидравлическая жидкость была введена в блок управления. Общий объем углеводородов оценивался в 1500 кг. Персонал не получил ранений, материальный ущерб был незначительным.

Платформа Осеберг была введена в эксплуатацию в декабре 1991 года. Нефть добывается из 18 скважин. Многофазный трубопровод подает нефть из трех скважин на платформу Осеберг для обработки. Вода впрыскивается в трех скважинах и газ в пяти, чтобы улучшить восстановление расхода. Добыча нефти составляет около 30.000 баррелей в сутки. Нефть проходит через блок сепараторов, и уже в виде стабилизированной сырой нефти поступает по трубам в береговой терминал Стуре. Платформа Осеберг оборудована для одновременного бурения и добычи.

Скважинная продукция от каждой скважины может быть отправлена в любой тестовый или производственный манифольды, расположенных в 30 м в приустьевой зоне (см. рисунок ниже).

Рис. 1. Общий вид платформы Осеберг

Арматура манифольда перекрывает или открывает трубопровод для скважинной продукции из каждой скважины в тестовый или рабочий манифольд (см. рисунок ниже).

Конец ознакомительного фрагмента.

Текст предоставлен ООО «ЛитРес».

Прочитайте эту книгу целиком, купив полную легальную версию на ЛитРес.

Безопасно оплатить книгу можно банковской картой Visa, MasterCard, Maestro, со счета мобильного телефона, с платежного терминала, в салоне МТС или Связной, через PayPal, WebMoney, Яндекс.Деньги, QIWI Кошелек, бонусными картами или другим удобным Вам способом.