6.4 Організація нафтогазовидобування у випадку розміщення гирла свердловин на дні

При відкритті нафтового чи газового (газоконденсатного) родовища в акваторії моря з активним пароплавством або з суворими кліматичними умовами, коли можливе проявлення льодових умов (Північне море, Баренцове море, тимчасово і Азовське море), може ставитися питання про організацію видобутку нафти (газу) при розміщенні гирла свердловини на дні. Такий спосіб розробки потребує принципово нового підходу до конструювання гирлового обладнання і організації всієї роботи з обслуговування нафтопромислу.

Досвід освоєння розробки родовищ з розміщенням гирла на дні добре показано в [8] на прикладі родовищ Північного моря.

Освоюючи акваторії Азовського і Чорного морів, доцільно вивчити цей досвід.

Головною перевагою цього досвіду є те, що нафтовими фірмами забезпечено прискорене введення родовищ у розробку в порівнянні з тим, якщо б довелось облаштовувати родовище стаціонарними платформами для видобування нафти. За кінцевими результатами морський нафтовидобуток при знаходженні гирла на дні виявляється більш економічно виправданим, а в деяких випадках при великій глибині моря єдино можливим.

Якщо проектом освоєння родовищ передбачається знаходження гирла видобувних свердловин на дні, то розбурювання родовища повинно здійснюватися зануреними або напівзануреними плавучими буровими устаткованнями, які після закінчення робіт з буріння можуть пересуватися на інші площі.

Розбурювання родовища здійснюється при обов’язко-вому встановленні на дні опорної плити, в якій є отвори для закріплення в ній водоізоляційної колони на період буріння свердловин і встановлення експлуатаційного обладнання після завершення буріння свердловин.

Так, наприклад, на родовищі Бічар (Північне море) опорна плита вагою 90 тонн мала 8 гнізд під свердловини з відстанню між їх центрами 5,2 метри. Плита закріплюється на дні чотирма палями діаметром 300 міліметрів. Палі забиваються в дно вібромолотом. З’єднання паль з плитою здійснюється кільцевими пакерами після горизонтального вирівнювання плити. Роботи із встановлення плити виконуються з використанням канатів і вантажопідіймальної техніки бурового устатковання. Контролюється встановлення плити телевізійною системою або водолазами-аквалангістами.

Після завершення буріння свердловини безпосередньо з бурового устатковання в неї опускають НКТ і встановлюють гирлове обладнання, яке істотно відрізняється від поверхневого. Фонтанна арматура для підводної експлуатації виготовляється з корозійностійкої сталі і складається з фонтанної ялинки з гідравлічними засувками, муфти для з’єднання ялинки з підводним гирлос свердловини, викидних ліній, скеровуючих і центруючих пристроїв. Фонтанну арматуру встановлюють з плавучого бурового устатковання, використовуючи для цього скеровуючі канати.

На рис. 6.12 і 6.13 зображено приклади організації нафтопромислу при розміщенні устя свердловини на дні, а також основне підводне обладнання свердловин.

На практиці організації промислу на дні відпрацьовувались методи розміщення гирла в спеціальній повітряній камері за атмосферного тиску, в якій робітники можуть виконувати всі роботи, необхідні для ремонту і обслуговування свердловин. Середовище заповнюють штучною газовою сумішшю з низьким вмістом кисню, що усуває можливість загоряння газової суміші і робить безпечними всі операції з видобування нафти. Присутність операторів у підводному середовищі необхідна тільки для профілактичного огляду і ремонту обладнання. А решту часу підводне устатковання керується автоматично. Доставлення персоналу в підводне середовище здійснюється з корабля обслуговування в спеціальній капсулі на канаті. Також використовуються малогабаритні підводні човни.

На рис. 6.14 показано принципову схему «сухого» закінчення підводних свердловин.

Рисунок 6.12 – Приклад організації нафтопромислу з розташуванням гирла на дні:

1 – опорна рама; 2 – гирлова арматура на опорній рамі; 3 – направляючі воронки; 4 – центральний опорний елемент конструкції; 5 – s подібні трубки й шланги; 6 – натяжні прилади райзера; 7 – піднімальна система; 8 – напівзанурене устатковання; 9 – верхня компоновка райзера; 10 – рівень моря; 11 – експлуатаційні, обслуговуючі райзери та райзер транспортування продукції свердловини; 12 – нижня компоновка райзера; 13 – з’єднувальні вузли райзера; 14 – маніфольд; 15 – блок керування; 16 – основа; 17 – морське днище; 18 – гирлова арматура за межами опорної плити

Рисунок 6.13 – Підводна експлуатаційна система:

1 – цистерни для зберігання нафти; 2 – завантажувальна вежа з шарнірним кріпленням; 3 – човниковий танкер; 4 – гелікоптерний майданчик; 5 – консоль факела; 6 – пульт керування; 7 – опорна рама і маніфольд

При «сухому» закінченні свердловин гирлове обладнання розміщується в зануреній герметичній сталевій камері 3, в якій підтримується атмосферний тиск. Під час експлуатації камера заповнена азотом, а під час робіт з обслуговування чи ремонту гирлового обладнання в неї через шланг подають повітря з капсули 1, що опускається, і з’єднується з камерою 3. У капсулі 1 може перебувати бригада з трьох-чотирьох чоловік для ремонту обладнання. З’єднання камери і капсули здійснюється через проміжну камеру з отворами люків, які відкриваються автоматикою. З’єднання камери з капсулою здійснюється без участі водолазів.

Викидні лінії свердловин виконані з гумово- тканево-металевих матеріалів і, виходячи з капсули, направляються на базову платформу для збору нафти і газу.

Рисунок 6.14 – Схема «сухого» закінчення морської свердловини