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.
