6.4. Подводные системы добычи и сбора нефти

В случае экономической неприемлемости применения стационар­ных платформ предложено использовать подводную добычную систему, содержащую комплекс средств эксплуатации: плавучие буровые системы, фонтанную арматуру, рабочие трубопроводы и приспособление для на­гнетания газа и воды. В противном случае подводная система может слу­жить лишь коллектором для скважин-спутников, которые соединены с мелководной стационарной платформой, либо посредством гибкого стоя­ка с плавучей платформой в пределах промысла. Такое применение под­водных эксплуатационных средств позволяет рентабельно разрабатывать периферийные месторождения и даже небольшие залежи крупного про­мысла, доступ к которым невозможен с центральной платформы при го­ризонтально или наклонно направленном бурении.

Подводные промысловые системы в своем многообразии могут включать как одну сателлитную освоенную скважину, так и кустовой экс­плуатационный комплекс с полным обеспечением подсобной энергети­кой, а также коллектор для транспортирования добытой продукции на плавучую установку. Тип выбираемой системы зависит от места, размера и глубины разрабатываемого месторождения и др. Значительную роль при этом также играет требуемый уровень контроля и сбора данных, который должен учитываться проектом. Общий вид типового подводного про­мысла показан на рис. 6.1.

317

Рис. 6.1. Типовой подводный промысел:

1 - стационарная платформа; 2 - защитные рамы (кожухи); 3 - подвод­ные скважины-спутники; 4 - плавучее эксплуатационное ремонтное суд­но; 5 - многоскважинный куст; 6 - скважины-спутники; 7 - эксплуа­тационный комплекс; 8 - сборник стояков

Подводные промысловые системы подразделяют на четыре сле­дующих варианта (рис. 6.2):

• с одной освоенной сателлитной скважиной;

• с несколькими сателлитными скважинами;

• с кустовыми скважинами;

• с наличием подводного промыслового центра.

Рис. 6.2. Схемы различных вариантов подводных промысло­вых систем: Iи II— соответст­венно с одной и несколькими сателлитными скважинами; III-с кустом скважин; IV- с наличи­ем подводного промыслового центра; 1 - подводная скважина; 2 - привязка забоя скважины; 3 - забой скважины; 4 - промы­словый центр; 5 - межпромы­словые трубопроводы; 6 - ство­лы наклонно направленных скважин; 7 - платформа

В начальный период разработки месторождения одиночные сква­жины-спутники могут служить для ранней добычи флюида. Разведочно-

318

эксплуатационные скважины могут быть завершены посредством подвод­ной «елки» (рис. 6.3). Эксплуатацию осуществляют с помощью выкидных линий, подающих продукцию на подводный коллектор или платформу. Такой тип разработки пригоден и для дальнейшего использования в зави­симости от глубины воды, в которой планируется размещение промысла.

Рис. 6.3. Подводная фонтан­ная арматура (елка):

1. - ориентирующий сердечник;

2. - фонтанная елка;

3. - гидравлические задвижки;

4. - устье скважины;

5. - направляющие конструкции

Важное значение имеет защита устьев подводных скважин от ме­ханических повреждений льдом, тралами судов, якорями, при прокладке трубопроводов.

Известны несколько способов защиты устья скважины с помощью размещения фонтанной арматуры в углублении бункера под дном, либо использования специальной вставки или кессона (рис. 6.4). В этом случае запорную арматуру помещают в специальных обсадных трубах скважины непосредственно под дном.

Первая подводная газовая скважина в условиях Арктики была со­оружена в 1978 г. в районе Сабинского полуострова и связана с берегом трубопроводной системой длиной 1200 м. Скважина находилась на глу­бине 45 м от уровня воды, т.е. превышающей осадку плавучих ледяных образований в этой зоне. Пучок напорных трубопроводов, соединяющий ее с берегом, состоял из двух 6-дюймовых выкидных линий для газа, ряда трубопроводов малого диаметра для метанола, а также средств управле­ния. Для защиты пучка от повреждения льдом его размещали в траншее глубиной 1,5 м с последующей ее засыпкой.

Такие системы защиты подводного устья скважин могут быть ус­пешно использованы, например, в условиях Арктики, где лед или стамухи представляют собой серьезную угрозу для установок на дне моря.

319

Рис. 6.4. Схема подводной системы заканчивания скважин с различной защитной конструкцией устья.

Освоение: I- простое; II- низкопрофильное с применением кессона; III- вровень с дном с использованием бункера; 1 - защитные рамы; 2 -устье скважины; 3 — обсадные трубы скважины; 4 - главная клиновая за­движка; 5 - кессон; 6 - обсадные трубы кессона

Одиночные освоенные скважины, обычно называемые сателлитными, широко использовали при освоении подводных месторождений. Их приме­няли в Северном море в течение нескольких лет для разработки пласта с дос­тупом к отдаленным его участкам, недосягаемым с помощью наклонно на­правленного или горизонтального бурения. Одиночные скважины данной системы соединяют с платформой, находящейся на расстоянии в несколько километров. Сателлитные скважины также можно использовать с целью на­гнетания воды для увеличения отборов нефти.

На небольшой глубине (меньше 50 м) особенно важным параметром является высота устья скважины и его защитной крыши (например, 8 м). Та­кая система подвергается высоким нагрузкам окружающей среды и пред­ставляет потенциальную опасность для мореходства. В случае мелковод­ной конструкции следует учитывать следующие факторы:

- воздействие сильных течений, трение и перемещение волн;

- расстояние между защитной крышкой и уровнем моря, со­ отнесенное с осадкой судов, ожидаемых в зоне.

Примером одиночной скважины-спутника на мелководье является проект фирмы «Арко Тамс» в южной части Северного моря на глубине 30 м.

В тех случаях, когда для разработки периферийных месторожде­ний, находящихся вблизи существующей плавучей установки, требуется более одной скважины, возможны следующие варианты (рис. 6.5, 6.6):

• несколько скважин-спутников;

• кустовые скважины;

• подводный комплекс.

320

Рис. 6.5. Схема подводного промысла с несколькими скважинами-спутниками и подводным комплексом: 1 - полупогружная плавучая плат­форма с вышкой; 2 - магистральный трубопровод; 3 - блок стояков; 4 -подводный коллектор; 5 - подводный комплекс (четыре скважины); 6 -якорные цепи (3,2 км); 7,10, 13, 14 - скважины-спугники; 8 -два пучка шлангов управления; 9 - выкидные линии; 11 - пучок шлангов управле­ния; 12 - две выкидные линии

Рис. 6.6. Схема подводного промысла с кустом скважин: 1 - полупогружная платформа для бурения (ремонта) скважин; 2 - гибкие стояки; 3 - полупогружная буровая установка; 4 - челночный танкер для перевозки нефти; 5 - терминал беспричального налива; 6 - экспортная линия; 7, 8 - сателлитные скважины; 9 - куст скважин; 10 - центр фон­танных штуцеров (коллекторов); 11 - линии выкидные и управления; 12 -буровой стояк

321

Компоновка системы разработки зависит от размера промысла, ме­сторасположения, глубины водного слоя, продуктивности, требуемого числа скважин, а также местоположения (удаленности) средств перера­ботки и транспортирования.

Система, состоящая из нескольких скважин-спутников, включает центральный коллектор, связанный с ними выкидными линиями. Послед­ний является центром сбора, распределения и управления сателлитными скважинами (рис. 6.5).

Данный вариант обладает следующими преимуществами:

• новые скважины могут осваиваться, подсоединяться к коллекто­ру и вводиться в эксплуатацию с минимальным нарушением работающих;

• требуется только вертикальное бурение одиночных скважин, так как они размещаются в оптимальных местах;

- можно подсоединять любое число скважин к коллектору, что обеспечивает гибкость разработки месторождения;

- есть возможность вводить в коллектор контуры очистных скреб­ковых устройств.

Недостатки:

• для каждой сателлитной скважины требуются собственные вы­кидные линии и устройство управления, из-за чего компоновка морского основания может оказаться перегруженной, что способствует поврежде­ниям при отсутствии защитных мер;

• разброс сателлитных скважин повышает возможность их повре­ждения рыболовными снастями или незакрепленными якорями;

• в зависимости от условий эксплуатации каждой скважине могут потребоваться индивидуальные защитные конструкции, изготовление и установка которых влечет за собой большие расходы, в особенности если необходимо применять опорные сваи;

• ремонтные работы предполагают значительные передвижения между скважинами, поэтому во избежание повреждения других установок следует тщательно укреплять ремонтные суда якорями;

• повреждение трубопровода управления либо нефтегазового экс­портного влечет за собой потерю добычи всей установки.

Система куста состоит из центрального коллектора и инди­видуальных скважин, расположенных в непосредственной близости одна от другой, причем скважины обычно размещают одно- или двухрядно (рис. 6.6).

Рассматриваемая система имеет следующие преимущества по сравнению с предыдущими вариантами:

• число переходных соединительных муфт минимально, причем они могут быть стандартизированы;

• промысел имеет компактные размеры и не подвергается опасно­сти повреждения рыболовными снастями или якорями;

322

• ремонтные работы довольно просты и требуют незначительных перемещений судов между скважинами;

• коллектор на 50-60 % меньше по объему и массе, поэтому его го­раздо легче изготовить, чем рабочий темплет. Конструкция позволяет так­же предусматривать дальнейшие изменения и дополнения - в коллектор можно включать очистные скребковые устройства.

Рис. 6.7. Схема подводного промысло­вого центра:

1. - условная точка креплении крюка;

2. - подъемная рама;

3. - дроссельные заслонки;

4. и 5 - коллекторы высокого и низкого

давления;

6. - гидравлический привод;

7. - шаровой клапан;

5 - блоки управления

Недостатки данного варианта состоят в следующем:

• полная эксплуатация промысла может потребовать бурения на­клонно направленных скважин;

• больший риск повреждения предметами других подводных уста­новок в период бурения и ремонтных работ;

• отсутствие темплетов для бурения скважин;

• могут понадобиться индивидуальные защитные крышки;

• необходимость установки между устьями скважин и коллектором переходных муфт, на что уходит много времени;

• возможность потери добычи с помощью всей установки при по­вреждении главного трубопровода управления жизнеобеспечением про­мысла либо экспортного (магистрального) трубопровода.

Подводный промысловый центр аналогичен кустовой системе, но в этом случае все устья скважин, трубопроводы-коллекторы, блоки управ-

323

ления и дозировки химических реагентов объединены в одну конструк­цию (рис. 6.7).

Другим примером системы с промысловым центром является уст­ройство, где используют для защиты коллектора конструкцию из четырех отсеков и четырех фонтанных арматур. Наличие коллектора обеспечивает возможность добычи с помощью газлифта и нагнетания воды по каждой скважине. Системы напорных трубопроводов в данном случае подсоеди­нены к платформе, находящейся на расстоянии около 7 км, а рабочий кол­лектор - к ее сепаратору для отделения газа. Последний затем либо ис­пользуют вновь для нагнетания, либо сжигают на факеле.

Продукцию (нефть) без газа потом направляют в главный экспорт­ный трубопровод.

Преимущества такой системы состоят в следующем:

• схема имеет компактные размеры;

• нет необходимости в наличии связующих выкидных линий и пе­реходных муфт, а нужна только магистраль к главной установке;

• одна рама защищает все подводные системы;

- имеет место более эффективная компоновка трубопроводов и коллектора;

• в конструкцию можно включать очистные скребковые устройства;

• минимальное число перемещений судов между отдельными сква­жинами, что снижает стоимость ремонтных работ;

• конструкция выполняет роль подводного комплекса для бурения:

• имеется возможность привязки скважин-спутников;

• требуется всего одна установка за исключением крепления фон­танной арматуры;

• несомненная универсальность обслуживания устья скважины. Недостатки данной схемы состоят в следующем:

• большие капитальные затраты;

• необходимость наклонно направленного бурения;

- требование при необходимости значительной подъемной мощно­сти для установки;

- возможная перегрузка запорной арматуры, что обусловлено сложными требованиями управления в связи с сообщением между собой разнопараметрических скважин при различных значениях расхода и дав­ления потоков.

Имеются различные варианты создания подводной промысловой системы транспортирования продукции скважин, включающей экспорт­ные, технологические трубопроводы и запорно-регулирующие средства:

1. привязка к существующей платформе;

2. применение плавучего рабочего судна для обработки, контроля и транспорта продукции скважин в зону загрузки танкеров либо в магист­ральный трубопровод. Этот вариант также пригоден для глубоководных

324

условий (> 200 м), где стационарные платформы менее экономичны и пе­риферийные промыслы находятся на значительном расстоянии от сущест­вующих плавучих установок;

3) подача продукции непосредственно на берег с использованием подводных насосов для перекачки на береговую установку либо на уда­ленную платформу. Этот метод в Северном море еще не нашел примене­ния, но уже серьезно рассматривается. Особого внимания заслуживает конструкция погружных насосов, способных выполнять перекачку мно­гофазной продукции на заданное расстояние.

Разработка надежного насоса, способного работать под водой, пе­рекачивая одно- или многофазную продукцию, обеспечит экономическую жизнеспособность большего числа месторождений. Наиболее выгодным было бы его применение на месторождениях Арктики, продукция кото­рых могла бы поступать на подводный комплекс с последующей перекач­кой ее непосредственно на берег. Такой метод даст значительную эконо­мию, исключая использование плавучих судов, стояков или установок для загрузки танкеров. Более того, это обеспечит возможность установки под­водных комплексов и их эксплуатации в замерзающих водах после де­тальной оценки потенциальной опасности повреждения донным льдом.

В состав подводного оборудования входят все устройства регули­ровки расхода жидкостей и газов, подаваемых в скважины и отводимых от них, коллекторы и подводные выкидные линии. Надежность и пригод­ность для эксплуатации такого оборудования играет важную роль не только для управления работой, но и для остановки системы. Его стои­мость составляет значительную часть капитальных затрат на разработку месторождения.

Успешная эксплуатация и управление оборудованием зависят от выбранной системы подводного управления, которую считают одним из наиболее важных элементов любой подводной установки. Стоимость ее может составить значительную часть общих затрат при подводном освое­нии скважин.

Ниже приведен основной состав оборудования для подводной до­бычи:

• фонтанная арматура;

• дроссельные заслонки;

• шиберы и шаровые клапаны;

• игольчатые клапаны;

• актюаторы (исполнительные механизмы); -датчики давления и температуры.

Имеется много различных вариантов перечисленных компонентов, отличающихся особыми характеристиками и преимуществами, но в целом

325

они выполняют одно и то же функциональное назначение. Основными их поставщиками являются фирмы «Камерон», «Ветко», «Кепмак» и др.

Фонтанная арматура (см. рис. 6.7) представляет собой сложную компоновку клапанов, регулирующих поток между трубной подвеской и выкидной линией. Она может быть рассчитана на нагнетание воды, фон­танную или газлифтную добычу, закачку химических реагентов. Клапаны на елке, как правило, являются полностью открывающимися с управлени­ем от гидравлического привода и закрываются при снижении заштуцерного давления. Дроссельные заслонки используют для регулирования расхо­да и давления. Их можно применять для управления дебитом скважины, расходом газлифтного газа и нагнетаемой воды. Привязка дроссельных заслонок и требуемое их число зависят от числа скважин на промысле.

Шаровые клапаны и шиберные заслонки используют для отсечки потока, т.е. они либо полностью открыты, либо полностью закрыты. Оба типа обеспечивают уплотнение в закрытом положении, вследствие чего их можно применять в качестве клапана аварийной остановки скважины.

Несмотря на то что клапаны и шиберы имеют аналогичные рабо­чие характеристики, первые обладают рядом преимуществ:

• большей компактностью: -более простым приводом;

• простейшим ручным управлением;

• лучшими гидравлическими характеристиками потока. Игольчатые клапаны требуются для регулирования расхода и, как

правило, используются в системах нагнетания химических реагентов. Их рассчитывают таким образом, чтобы пропускаемый через них поток мог устанавливаться и изменяться либо вручную, либо с помощью гидравли­ческого исполнительного механизма. Чаще всего игольчатые клапаны применяют в системах управления.

Исполнительный механизм служит для приведения в действие кла­пана. Если последним управляют дистанционно, то обычно для этого при­меняют гидравлический привод, где в качестве движущей силы действует жидкость под высоким давлением. Используют исполнительные механиз­мы двух основных типов:

- двухходовой привод с подсоединением к нему двух гид­ равлических линий - одной для подачи давления и перемещения жидко­ сти и другой - для ее выхода. При потере давления в линиях привод и кла­ пан остаются в том же положении;

- подпружинный отключателъ - гидравлическое давление толкает пружину привода. При потере давления она возвращает привод с клапа­ном в безопасное при отказе положение.

Датчики расхода, давления и температуры размещают в критиче­ских точках трубопроводной системы, по их показаниям оператор опреде­ляет значения параметров согласно функции каждого датчика на данный момент. Кроме того, они играют роль индикаторов при назревающих ава-

326

рийных ситуациях, что позволяет принять своевременные предупреди­тельные меры.

Подводная система управления служит для контроля за технологи­ческим оборудованием на расстоянии. В случае аварии с ее помощью можно остановить подводный промысловый комплекс за минимальный промежуток времени. Ее использование обеспечивает также управление (регулировку) последним при нормальных условиях эксплуатации и пу­тем обратной связи позволяет получать показания таких рабочих пара­метров, как давление, температура и расход жидкости и газа.

Имеется пять стандартных систем управления технологическим оборудованием (хотя возможны и другие варианты):

• гидравлическая прямого управления I;

• дискретная гидравлическая II;

• гидравлическая с последовательным управлением III:

• электрогидравлическая;

• мультиплексная электрогидравлическая IV.

В дискретной системе управление каждым объектом осуществля­ется с помощью индивидуальной гидравлической линии, соединяющей его с пунктом управления.

Как правило, оборудование на технологической платформе вклю­чает гидравлический силовой блок, обеспечивающий подачу и поддержа­ние давления, и панель управления. На последней имеются регулирующие клапаны для каждой операции, проводимой на скважине. Гидравлический силовой блок содержит емкость с рабочей жидкостью, насосы, сборники, клапаны, фильтры тонкой и грубой очистки. При необходимости приве­дения в действие подводного клапана включают соответствующий ему клапан на линии управления, а для изменения рабочего положения клапан на панели управления отключают.

Недостатком такой системы являются значительное число и размер требуемых линий управления. Габариты средств подачи дополнительной энергии и панели управления также ограничивают ее использование в связи с недостаточной площадью надводной части платформы. Кроме то­го, недостаточна и скорость передачи волны давления при прохождении сигналом большого расстояния (5 км и более).

Гидравлическая система сервоуправления также построена на соб­ственном управлении каждой операцией, проводимой под водой с приме­нением гидравлики. Однако в данном случае индивидуальные гидравли­ческие линии заменяют пилотными серволиниями меньшего диаметра. Помимо гидравлического привода под водой устанавливают также пере­ключающие клапаны с сервоприводом и сборник. Для каждой операции используют по одному регулирующему пилотному клапану сервоприво­дом. Последний срабатывает от гидравлического сигнала, поступающего по пилотной линии от пункта управления. В результате чего рабочая жид-

327

кость под высоким давлением из сборника или другого источника посту­пает на привод клапана для приведения его в действие.

Данная система обладает более быстрой реакцией срабатывания по сравнению с дискретной, так как сигнал с пункта управления поступает на игольчатый клапан значительно скорее из-за меньшего диаметра пилот­ной линии. Жидкость также вытесняется быстрее, так как с помощью ре­гулирующего клапана ее можно сбрасывать в море непосредственно на месте работ.

В гидравлической системе последовательного управления исполь­зуют описанные выше пилотные клапаны, но при меньшем числе пилот­ных линий, что достигается разными уровнями давления в регулирующих клапанах. Вследствие этого одна серволиния может обслуживать несколь­ко разных пилотных клапанов. Основной недостаток такого метода состо­ит в его негибкости, так как приведение клапанов в действие требует чет­кого выполнения операций в установленной последовательности.

В электрогидравлической системе электрические команды пода­ются из пункта управления на платформе по многожильному кабелю на подводный блок. Они преобразуются в электрические сигналы посредст­вом модуля, приводящего в действие соленоидные пилотные регулирую­щие клапаны, которые направляют гидравлическое усилие на актюатор требуемого подводного клапана точно так же, как и в гидравлических системах.

В рассматриваемой системе управление каждой подводной опера­цией осуществляется отдельным проводом, что обусловливает примене­ние большого числа электрокабелей. Обеспечение питания подводных сборников для приведения в действие клапанов требует наличия гидрав­лической линии высокого давления. Эту систему в Северном море не применяли.

В более совершенной мультиплексной электрогидравлической сис­теме электрические линии управления сводятся к одному источнику пи­тания и скрученной паре проводов, используемых для передачи и приема всех сигналов. Как под водой, так и на пункте управления используется программное управление. Электронный блок передает включающие и вы­ключающие сигналы после их проверки на соленоидные клапаны. Нали­чие гидравлического давления, необходимого для выполнения различных функций, также обеспечивается сборными или аналогичными устройст­вами. Подводный электронный модуль размещают внутри сухого подвод­ного блока управления. Эти системы включены в несколько проектов для освоения месторождений Северного моря.

Одним из требований надежной работы подводного промысла яв­ляется контроль за параметрами функционирования скважин и трубопро­водного транспорта, что можно достичь различными способами. Рассмот­рим четыре системы сбора данных:

328

• комплексную;

• отдельную,

• акустическую;

• радиобуи.

Комплексная система сбора и обработки данных является состав­ной частью системы упражнения и имеет те же средства -подсобный гене­ратор электроэнергии, надводный пункт управления и платформу, в слу­чае мультиплексной электрогидравлической системы управления - тот же мультиплексор.

Контроль за таким параметром, как давление, можно осуществлять лишь с помощью гидравлического шланга. В этом случае его включают в главную линию подсобной энергетики, подводимой к эксплуатационной установке. Если гидравлическая система управления находится в работе, то контроль обеспечивают через силовые и сигнальные линии для переда­чи данных.

В случае мультиплексной электрогидравлической системы управ­ления сигнальные линии от датчиков подсоединяют к подводному муль­типлексору, который затем может передавать всю информацию по функ­циям на надводный мультиплексор и панель управления. Такая универ­сальность-дополнительное преимущество мультиплексной системы.

Отдельная система сбора и обработки данных обычно не зависит от системы управления, и для нее используют абсолютно другие подсоб­но-энергетические, силовые и сигнальные линии, а также, если необходи­мо, и мультиплексор.

Акустическую систему сбора данных применяют при гидрав­лической системе управления или же в тех случаях, когда нет подвода до­полнительной энергии. В ней устанавливают местный источник питания, например, батареи. Данные поступают от датчиков функций и затем аку­стически передаются на эксплуатационную установку.

Такую систему использует фирма «Гамильтон Бразерс». Данные передаются на платформу, находящуюся на расстоянии 8 км.

Наиболее сложной из систем сбора данных являются радиобуи, ко­торые поддерживают связь с эксплуатационной установкой с помощью телеметрии. Возможно также встраивание в буи модуля управления с блоком питания, что позволит на подводной установке использовать элек­трогидравлическую систему управления. Связь между буем и установкой обеспечивают с помощью подсобной энергоустановки. Преимущество ра­диобуя по сравнению с акустическими системами состоит в том, что он служит надежным средством передачи и приема сигналов в аварийных ситуациях. Акустические системы подвержены влиянию помех и посто­ронних шумов, что может задержать или воспрепятствовать передаче ава­рийного сигнала.

329

Опыт применения рассмотренного выше оборудования подводного комплекса показывает его большую надежность и пригодность к эксплуа­тации, но как уже указывалось, в ряде случаев нужны еще доработки.

Из отмеченных различных систем управления, пригодных для под­водной эксплуатации, гидравлические скорее всего останутся наиболее подходящими для работы на малых расстояниях. При использовании крупных дистанционных и расположенных на больших расстояниях темплетов и коллекторов, что планируется в будущем, управление возможно с помощью мультиплексных электрогидравлических систем.

Явное преимущество последних указывает на то, что такие систе­мы хорошо подходят для промыслов с большим разбросом скважин, когда контроль приобретает первостепенное значение. Единственной их альтер­нативой для управления и контроля данных являются радиобуи.

Зарубежные фирмы располагают обширным опытом в области ис­пользования подводных эксплуатационных комплексов, а также систем управления и сбора данных, который приобретен благодаря их участию в наиболее крупных проектах по эксплуатации месторождений в северных морях. Так, проект ТОГИ, созданный фирмами «Норске Гидро» (Норве­гия), «Дж. П. Кении» (Англия), «Тексако» (США) и другими, является са­мым известным, так как он разработан для глубины 309 м и расстояния 50 км от основной платформы и предусматривал её сооружение без водолазной техники. Этот опыт весьма ценен для освоения шельфа Арктики и о. Са­халин.