Короткі відомості про розвиток підводного освоєння нафтових і газових свердловин і родовищ.

Розвиток підводного освоєння і розробки свердловин і родовищ обумовлений в основному наступними чинниками:

o різким зростанням вартості освоєння родовищ з надводних гідротехнічних споруд;

o освоєнням північних і арктичних родовищ, що висунув ряд проблем, пов'язаних з суворими кліматичними умовами і льодовою обстановкою;

o прискоренням розробки периферійних зон потужніх родовищ;

o забезпеченням рентабельної розробки дрібних малодебітних родовищ.

Перша свердловина з розташуванням гирла на морському дні на глибині моря 11,1 м була побудована в 1943 р. (о. Ері, США). З тих пір рядом зарубіжних компаній початі дослідно-промислові випробування і впровадження підводного видобутку нафти і газу. До 1987 р. в різних районах світу введено близько 450 свердловин з системами підводного видобутку. З них тільки 15 свердловин введено в роботу «сухого типу». Почате впровадження підводного видобутку нафти у ВПО «Каспморнафтогаз».

Останніми роками розроблений і запропонований закордонними фірмами ряд конструкцій обладнання і систем підводного видобутку, починаючи від придонних модульного типа гирлових конструкцій до повного комплексу системи підводного нафтового або газового промислу. Перевагами підводного видобутку є також захист обладнання від атмосферних опадів, зменшення навігаційної і пожежної небезпеки і пошкодження обладнання, можливість поетапного введення в розробку родовища.

Недоліками підводної системи розробки родовищ є скрутний доступ до підводних комплексів, потреба у висококваліфікованому обслуговуючому персоналі - акванавтах і водолазах, а також спеціальному інструменті і системах управління. Особливі вимоги пред'являються до надійності вузлів арматури - засувкам, клапанам, пристроям приводу, управління і ін. Виготовляють арматуру із спеціальних марок стали з високою протикорозійною стійкістю.

Гирлові конструкції обладнання підводного видобутку бувають з відкритим і закритим розташуванням гирлової арматури. У відкритих системах (рис. 15.23) гирлове обладнання піддається дії гідростатичного тиску. Монтаж, обслуговування і ремонт цього типу обладнання проводять фахівці-акванавти в спеціальних костюмах з використанням спеціального інструменту. У закритих системах (рис.15.24) – гирлове обладнання розміщується в закритих герметичних камерах, всередині яких підтримується атмосферний тиск або не набагато вище. У камерах з атмосферним тиском водолази працюють в звичних робочих костюмах.

Управління гирловою арматурою і маніфольдними камерами проводять дистанційно з обслуговуючого судна або гідротехнічної споруди за допомогою гідравлічної або електрогідравлічної системи. У електрогідравлічних системах управління електроенергія до виконавчих механізмів подається з берега або стаціонарної морської платформи, або підводиться по кабелю до розміщеної під водою акумуляторної батареї.

Рисунок 15.23 – Арматура фонтану звичного (відкритого) типу:

1-стійка для кріплення каната при повторному спуску і підйомі обладнання; 2-верхня кришка; 3-розподільний клапан; 4-клапан, що використовується при поршневому тартанії; 5-розподільна котушка; 6-вузол електрогідравлічного управління; 7-викидна лінія; 8-сполучний патрубок; 9-пристрій регулювання положення викидної лінії; 10-направляюча рама; 11-стійка буя; 12-буй; 13-клапани гідросистеми; 14-клапан на обвідній лінії; 15-обвідні лінії; 16-триходовий клапан; 17-головна засувка; 18-сполучний фланець; 19-постійна опора; 20-тимчасова опора.

Рисунок 15.24 – Арматура фонтану закритого типу:

1-одноатмосферна камера; 2-арматура фонтану; 3-котушка; 4-з'єднувач арматури фонтану; 5- обладнання гирла свердловини; 6-з'єднувач викидної лінії типу «ОА»; 7-система управління; 8-посадочний майданчик.

В більшості випадків гирлова арматура забезпечена пристроєм для спуску інструменту через викидні лінії. Для ремонту свердловин і введення НКТ фонтанна арматура має вверху пристрої, забезпечуючі доступ до гирла, через яке проводять спуск необхідного обладнання і інструменту в свердловину. Встановлення арматури, її ремонт і обслуговування проводять з плавзасобу. Іноді для її спуску використовують направляючі канати і інші вузли підводного гирлового обладнання буріння свердловини. Якщо гирлова головка закрита гирловим ковпаком, то її витягують дистанційно або за допомогою водолазів.

Рисунок 15.25 – Підводна арматура фонтану «Плайн Джайн»:

1-блок фонтанної арматури; 2-шківи для затягування; 3-постійна направляюча підставка; 4-сідло викидних ліній; 5-зчленовані санчата викидної лінії; 6-засувки викидної лінії; 7-приймальна плита фонтанної арматури; 8-цанговий з'єднувач і конструкція вузла нижнього стояка; 9-орієнтуюча котушка.

Враховуючи обмежену глибину, на якій можуть працювати водолази, і високу вартість водолазних робіт, науково-дослідні і дослідно-конструкторські роботи направлені на створення конструкцій систем підводної розробки, обмежуючих або повністю виключають водолазні роботи при обслуговуванні і ремонті підводних об'єктів нафтогазового промислу. Наприклад, на родовищі «Піраня» (басейн Кампус, Бразилія) встановлено гирлове обладнання фірми «Нейшнл» (США) без допомоги водолазів на глибині 292 м. У Північному морі (Британський сектор) на глибині 76 м встановлений блок-модуль для куща свердловин, виготовлений цією фірмою. На блоці змонтована фонтанна арматура для куща свердловин і трубопроводи. Кожен окремий донний колектор на модулі-блоці може бути обладнаний власною стояковою (вертикальною) маніфольдною системою, обслуговуваною з напівпогруженої установки. Кущі свердловин з донними колекторами можуть також обслуговуватися однією центральною маніфольдною експлуатаційною стояковою системою, що спирається на морське дно.

Різні конструкції обладнання для підводного закінчення і експлуатації свердловин розроблені фірмою «Камерон» (США). Вони включають:

o гирлове обладнання з дистанційним управлінням, конструкція якого дозволяє проводити всі операції по установці, монтажу, ремонту з поверхні без використовування водолазів. Арма-турою управляють дистанційно за допомогою електрогідравлічної системи;

o фонтанну арматуру «Плайн Джайн» (рис. 15.25), призначену для прискорення робіт по введенню в експлуатацію периферійних сверд-ловин. Обладнання встановлюється буровою бригадою з ППБУ з використанням спуськопідйомного інструменту і обладнання бурової;

o кесонну систему закінчення свердловин без направляючих канатів (рис. 15.26). Особливість цієї конструкції-забезпечення високої надійності. Експлуата-ційний комплект, що є складовою частиною системи, розміщується в кесоні всередині направляючої колони обсадних труб. У колоні розташовані три вузли: верхній корпус, кесон і нижній посадо-чний вузол;

o модульну систему фонтанної арматури для багатосвердловиннного закінчення свердловин.

На рис.15.27 показана схема освоєння газового родовища «Норт-Іст Фрігг», де підводне гирлове обладнання установлено на глибині 100 м. Управляють гирловим обладнанням з родовища «Фрігг» по радіо. На приймальній станції, розміщеній на родовищі «Норт-Іст Фрігг» на платформі 2, команди, що подаються, трансформуються в сигнали гідроуправлення засувками. Гирла свердловин пов'язують із станцією управління шість ліній. Направляюча колона, направляючі підставки, фонтанні арматури і газові маніфольди розміщені в блоці масою 300 т, який прикріплений до морського дна чотирма палями. Блок встановлений на відстані 150 м від станції управління.

Рисунок15.27 – Схема освоєння газового родовища Норт-Іст-Фрігг:

1-центральна платформа родовищ Фрігг; 2-стаціонарна платформа на родовищі Норт-Іст-Фрігг; 3-електричний кабель; 4-лінія подачі гліколя; 5-блок підводного експлуатаційного обладнання.

Стаціонарна платформа розрахована на експлуатацію родовища в автоматичному режимі. Автоматична аварійна система базується на використовуванні замкнутих ланцюгів регулювання, зв'язуючих знайденям відхилення параметра з коректуючими діями через логічну схему. Система станції управління оснащена вторинними приладами, контролюючими стан конструкції платформи, витік газу і т. п

Рисунок15.28 – Схема підводної глибоководної системи « Сіхок »:

1-напівзанурена платформа; 2-трубопроводи у водовідділяючій колоні (для газліфту, закачування води, відбору нафти); 3-підводний блок з експлуатаційним обладнанням; 4-похилі свердловини; 5-трубопровід для відкачування видобутої нафти; 6-підводний буй; 7-система якірування; 8-танкер-сховище; 9-вантажний танкер.

На рис. 15.28 приведена схема підводної глибоководної системи «Сіхок» фірми «Санта Фе» (США). Система призначена для розробки малодебітних родовищ з максимальним притоком нафти 6,4 м³/добу, максимальним об'ємом закачування морської води 9,6 м³/добу, газовим фактором 214 м³/м³. Платформа розрахована на глибину від 91 до 490 м.

В більшості випадків комплекс підводного закінчення і видобутку нафти або газу включає: експлуатаційний трубопровід, гирло свердловини, арматуру фонтану викидні лінії, експлуатаційну водовідділяючу колону (стояк), систему управління і контролю свердловини (свердловин) і ін. Особливістю конструювання вузлів комплексу є:

o розробка вузла арматури фонтану переважно моноблоковій конструкції, що виключає наявність прокладок і знижуючої загальну висоту конструкції;

o розробка спеціальних вузлів підвіски колон НКТ;

o прості по конструкції вузли обладнання з мінімальним використовуванням ущільнень, які необхідно виконати на морському дні;

o забезпечення можливості витягання всіх діючих підводних деталей і вузлів для ремонту і інших цілей.