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.

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

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).

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.