Перспективы добычи нефти и газа на морских акваториях
Добыча нефти и природного газа в акваториях Мирового океана. Основные характеристики плавучих средств различного типа. Исследование главных типов буровых платформ для эксплуатационного бурения. Определение морских ледостойких стационарных платформ.
Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
Вид | контрольная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 24.10.2022 |
Размер файла | 2,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Подводная часть конструкции внизу связана горизонтальными и диагональными трубчатыми элементами диаметром 1,8 м. Платформа крепится ко дну 28 сваями диаметром 840 мм и длиной 106,7 м., расположенными внутри ног и углубленными в морское дно на 55 м. Свай служат также направлением для бурения восьми скважин в каждой опоре. Масса опорной части 4400 т.
Трехпалубная система установлена на корпусе и состоит из верхней буровой, средней эксплуатационной и нижней палуб. Буровая палуба рассчитана на удельную нагрузку 0,040-0,075 МПа с более высокой несущей способностью в зоне подсвечников. На палубе смонтированы две буровые установки, рабочие и запасные емкости бурового раствора и стеллажи для труб, шесть емкостей вместимостью по 28,3 м3 для хранения цемента.
За пределами палубы на консоли установлено жилое помещение на 72 человека, а под стеллажами бурильных труб - дополнительное жилое помещение. Над крышей основного жилого блока расположена вертолетная площадка. Каждая буровая на платформе укомплектована вышкой с нагрузкой на крюке 4500 кН, буровой лебедкой с электроприводом, рассчитанной на глубину бурения до 6000 м. Циркуляционная система из двух емкостей общей вместимостью 100 м3 и запасной - 90 м3.
Эксплуатационная палуба рассчитана на удельную нагрузку 0,04-0,047 МПа. Палуба высотой 6,1 м разделена огнеупорными перегородками на семь отсеков.
На нижней палубе установлены центробежные насосы, два котла, парогенератор, агрегат для дистилляции морской воды, воздушные компрессоры и насосы для перекачки нефти на берег. Система обогрева включает два котла эквивалентной мощностью по 129 кВт, питаемые водогликолевой смесью, и используется для обогрева всех помещений на платформе, кроме жилья, которое обогревается электрическими источниками тепла.
Два центробежных насоса мощностью по 11 кВт обеспечивают циркуляцию водогликолевой смеси по замкнутой системе. В узловых пунктах платформы установлены автоматические нагреватели, снабженные вентиляторами.
Электросистема переменного тока напряжением 480 В питается от дизель-генераторов мощностью 750 и 500 кВт и газотурбогенератором мощностью 850 кВт. В одном из отсеков опорных поясов хранится 570 м3 топлива, расходная емкость топлива размещена в отсеке дизель-генераторов. Котлы, парогенератор и все газовые турбины работают на попутном газе.
Работающий персонал на платформе, включая буровые бригады, операторов по добыче и вспомогательных рабочих, составляет 85 человек.
Кроме конструкций, имеющих по четыре колонны в опорном основании, в заливе Кука установлена конструкция с одной колонной (монопод). Необходимая для буксировки плавучесть создается здесь благодаря резервуарам, прикрепляемым к нижней части опорного основания. Для закрепления сооружения на дне и поддержания верхнего строения в грунт через опорные колонны забиваются основные сваи, а по периметру основания «окаймляющие» сваи.
3.1 Особенности и специфика бурения нефтяных и газовых скважин на шельфе и на море
Отличительной особенностью морского бурения является увеличение стоимости метра проходки с увеличением глубины моря. Характер зависимости глубина моря - стоимость показана на рисунке 14.
Рисунок 14 - Зависимость стоимости скважины от глубины моря
Основной отличительной чертой строительства нефтяных и газовых скважин на морских месторождениях является работа буровых бригад в сложных климатических условиях, воздействие ветровых, волновых и других видов нагрузки на буровые суда.
Различают три основных типа волн на море:
ветровые (преобладают на поверхности океанов и морей);
анемобарические (стоячие или сейши), возникающие при сгонах или нагонах воды и при резких изменениях атмосферного давления;
сейсмические, происходящие в результате динамических процессов в земной коре (землетрясений и моретрясений), одним из видов таких волн являются цунами.
Степень волнения моря в баллах определяется по специальным таблицам.
Рисунок 15 - Зависимость ветровой нагрузки (кН) от скорости ветра (м/с)
Таблица 2 - Сопоставление скорости ветра и нагрузки на буровое судно
Скорость ветра, м/c |
Нагрузка на буровое судно, кН |
|
1 |
0,5 |
|
2 |
2,1 |
|
3 |
4,7 |
|
4 |
8,4 |
|
5 |
13,1 |
|
6 |
19,0 |
|
7 |
25,8 |
|
8 |
33,7 |
|
9 |
42,6 |
|
10 |
52,6 |
|
11 |
63,7 |
|
12 |
75,8 |
|
13 |
89,0 |
|
14 |
103,2 |
|
15 |
118,4 |
Рисунок 16 - Зависимость нагрузки на судно (кН) от высоты волны (м)
Таблица 3 - Сопоставление высоты волны и волновой нагрузки
Высота волны, м |
Волновая нагрузка, кН |
|
0,5 |
506,8 |
|
1 |
1013,6 |
|
1,5 |
1520,3 |
|
2 |
2027,1 |
|
2,5 |
2533,9 |
|
3 |
3040,7 |
|
3,5 |
3547,5 |
|
4 |
4054,3 |
|
4,5 |
4561,1 |
|
5 |
5067,8 |
Рисунок 17 - Зависимость нагрузки (кН) от скорости течения (м/с)
Таблица 4 - Сопоставление нагрузки на судно и скорости течения
Скорость течения, м/c |
Нагрузка, кН |
|
0,25 |
118,3 |
|
0,5 |
236,6 |
|
0,75 |
354,9 |
|
1 |
473,2 |
|
1,5 |
709,8 |
|
2 |
946,4 |
|
2,5 |
1183,0 |
|
3 |
1419,6 |
|
3,5 |
1656,2 |
|
4 |
1892,8 |
Конструкция типовой морской скважины показана на рисунке 18.
1 - колонная головка; 2 - направление; 3 - кондуктор; 4 - техническая обсадная колонна; 5 - эксплуатационная обсадная колонна; 6 - цементный камень; 7 - перфорированный участок; 8 - башмак обсадной колонны
Рисунок 18 - Типовая конструкция морской скважины
Кроме этого одним из свойств морского бурения (отличительная черта от строительства скважин на суше) является применение специального комплекса подводного устьевого оборудования и специальной водоотделяющей колонны (райзера) в составе комплекса буровой установки на морском месторождении нефти и газа.
3.2 Устройство водоотделяющей колонны (райзера) и комплекса подводного устьевого оборудования (ПУО)
В практике бурения скважин с плавучих буровых средств (БС, ППБУ) широко применяют комплексы подводного устьевого оборудования (ПУО), устанавливаемые на морском дне. Такое расположение позволяет достигать наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, при этом установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.
Комплекс ПУО предназначен:
Для обеспечения при бурении скважины гибкой замкнутой технологической связи между перемещающимся от воздействия волн и течений БС или ППБУ и неподвижным подводным устьем, установленным на морском дне.
Для направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.
Для надежного закрытия бурящейся скважины в целях предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.
Существует несколько конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на разных глубинах моря - от 50 до 1800 м и более.
Большая глубина установки ПУО предъявляет высокие требования к его свойствам: оборудование должно быть прочным, вибростойким, способным выдерживать большие внешние давления, быть герметичным и надежно управляемым на расстоянии. Конструкция узлов комплекса должна обеспечивать точность стыковки узлов при монтаже и расстыковки при демонтаже. Качество стыковки должно быть высоким, обеспечивающим нормальную работу и управление ПУО.
Особое внимание уделяют расположению механизмов связи - натяжным устройствам, установленным на БС или ППБУ, которые подвергаются действию волн, течения и ветра.
Недостатки размещения ПУО на дне моря - сложность управления, эксплуатации и ремонта.
Многолетний опыт бурения с плавучих буровых средств определил в основном две типовые конструкции скважин с подводным устьем. В первой конструкции (для глубин скважин примерно 5000-6500 м) применяют фундаментную колонну (направление) диаметром 762 мм, кондуктор - 508 мм, первую промежуточную колонну - 340 мм, вторую промежуточную колонну - 178 мм. Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск и установку двухколонных НКТ для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Благодаря такому сочетанию диаметров с большими зазорами между колоннами обеспечивается надежное крепление скважин.
Вторую конструкцию преимущественно применяют в условиях бурения на меньшие глубины при более простой конструкции скважин. В этой конструкции используют фундаментную колонну диаметром 762 мм, кондуктор - 406 мм, промежуточную колонну - 273 мм, эксплуатационную колонну - 178 мм.
В практике буровых работ на море с БС и ППБУ применяют одно- или двухблочную конструкцию ПУО. Некоторые одноблочные конструкции преимущественно используют на больших глубинах вод, в несложных двух- и трехколонных конструкциях скважин и на небольших глубинах бурения. Двухблочные конструкции применяют преимущественно на небольших глубинах вод, в сложных четырех- и пятиколонных конструкциях скважин и на больших глубинах бурения.
Преимущества одноблочной конструкции ПУО - сокращение времени на установку и монтаж комплекса, так как установленный одноблочный комплекс ПУО используется в течение всего времени бурения скважины. К недостаткам одноблочного ПУО следует отнести его большую массу (до 200 т) по сравнению с двухблочным, масса которого примерно 80 т.
Преимущества двухблочной конструкции - возможность ее применения при бурении глубоких скважин сложной конструкции, относительно малая масса каждого блока противовыбросового оборудования и возможность производства ремонта свободного блока. К недостаткам следует отнести затрату времени на демонтаж первого и установку и монтаж второго блока в процессе бурения скважины, а также потребность дополнительного места для хранения неработающего блока. В настоящее время за рубежом используют одноблочные конструкции ПУО с проходным отверстием диаметром 476,24 мм, которые практически обеспечивают бурение глубоких скважин сложной конструкции.
Американский нефтяной институт нефти (API), обобщив многолетний опыт работы буровых компаний, разработал практические рекомендации по применению противовыбросового оборудования API РР-53, для наземного и морского бурения с подводным расположением устья скважин.
Для обозначения узлов стволовой части принят специальный код:
А - универсальный превентор.
G - вращающийся превентор.
R, Rd , Rt - соответственно одно-, двух- и трехкорпусной плашечный превентор.
X - универсальный плашечный превентор.
S - крестовина.
Сн - муфта высокого давления для соединения блока превенторов с колонной головкой или отдельных узлов в общей сборке стволовой части ПУО.
Сь - муфта низкого давления для соединения морского стояка с блоком превенторов.
В зависимости от рабочего давления ПУО подразделяют на две группы: на рабочее давление 14 и 21 МПа и рабочее давление 35; 70 и 105 МПа.
Двухблочный комплекс ПУО применяют в основном на ППБУ. Он включает:
блок плашечных одинарных (однокорпусных) превенторов с проходным отверстием 540 мм, универсальный сферический или другой конструкции превентор с проходным отверстием 540 мм на давление 21 МПа, соединительные муфты, опорно-направляющие рамы и другие узлы;
второй блок двух сдвоенных плашечных превенторов с проходным отверстием диаметром 350 мм на давление 70 МПа, универсальный превентор с проходным отверстием 350 мм на давление 35 МПа, опорную направляющую раму, соединительные муфты и др.;
два водоотделяющих стояка диаметром 610 и 406 мм;
дистанционную систему управления блоками превенторов;
временную опорную базу;
отклонитель потока с системой управления (дивертор);
систему натяжения водоотделяющих стояков; систему натяжения направляющих тросов;
манифольды противовыбросового оборудования (регулирования и глушения);
компенсаторы бурильной колонны;
компенсаторы аварийных подвесных и устьевых головок со спусковым и испытательным инструментом и защитными втулками;
телевизионную камеру;
другое скважинное и палубное оборудование, входящее в комплект ПУО.
Весь комплекс подразделяется на палубный и подводный (рисунок 19).
На палубе 8 ППБУ постоянно смонтированы:
натяжные устройства 1 с направляющими роликами 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенсирующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием ОП;
лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ОП;
лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;
главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и мини-панель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;
манифольд регулирования дросселирования и глушения скважины 17;
блок противовыбросового оборудования 18;
компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;
натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно ПУО.
На платформе также размещены компрессорная установка высокого давления с блоком осушки воздуха, насосная установка для нагнетания рабочей жидкости в пневмогидроаккумуляторы, лебедки для намотки и хранения направляющих канатов, лебедка и барабаны для спуска телевизионной камеры, предназначенной для осмотра ОП, приемная телевизионная установка для приема и передачи от подводной телевизионной камеры, колонная головка с комплектом подвесных и устьевых устройств обвязки обсадных колонн, стенд для испытания блоков превенторов перед спуском на морское дно.
На палубе ППБУ, в безопасной зоне на большом расстоянии от рабочей площадки, установлена панель для управления ПУО в случае выброса, когда подход к главной панели невозможен.
Кроме того, на палубе размещены секции морских стояков диаметром 610 мм с телескопическим узлом для соединения с превенторным блоком и платформой. К 406-мм внутренней трубе телескопического узла в верхней части присоединено отклоняющее устройство (дивертор) для закрытия затрубного пространства между бурильной колонной и корпусом устройства, предотвращающее выход газа в рабочую зону в случае проявления газа, который отводится по трубопроводу в сепаратор газа на сжигание. На палубе также расположены панель управления общими натяжными устройствами; каптажное устройство для закрытия скважины до установки эксплуатационного оборудования; водолазное оборудование; комплект монтажных, спусковых, технологических инструментов и приспособлений грузоподъемных кранов и другое оборудование, необходимое для эксплуатации и ремонта ПУО.
Подводный комплекс состоит из водоотделяющей колонны (морского стояка) 10, многоканальных шлангов 9 и 15, коллекторов 11, плашечных превенторов 12, опорно-направляющего основания 13, опорной плиты 14, направляющих канатов 16, верхней и нижней гидравлических муфт, шарового соединения (углового компенсатора), телевизионной камеры, телескопического компенсатора и других узлов.
На рисунке 20 приведена одноблочная конструкция ПУО, обеспечивающая бурение многоколонных глубоких скважин (фирма «Камерон», США).
По данным фирмы, он выдержал испытания на изгибающую циклическую нагрузку, равную нагрузке предела выносливости материала (1 млн циклов). При глубоководном бурении морской стояк может произвольно отсоединиться от подводного блока превенторов в результате непредвиденных обстоятельств (прекращение подачи циркулирующей жидкости, потери циркуляции или случайного отсоединения линии). Во избежание смятия морского стояка в этой ситуации в подводном комплексе предусмотрена клапанная катушка для заполнения морского стояка водой. Датчик катушки приводится в действие, если давление внутри стояка понизится на 1,4 МПа по сравнению с давлением столба морской воды. При падении давления в морском стояке давление морской воды поднимет закрывающую втулку, и морская вода поступит в морской стояк, стабилизируя давление и предотвращая его смятие.
Рисунок 19 - Принципиальная схема двухблочного подводного устьевого оборудования на ППБУ1 - пульт бурильщика;
2 - пульт управления штуцерным манифольдом; 3 - аккумуляторная установка; 4 - гидравлическая силовая установка; 5 - дистанционный пульт управления; 6 - шланговые барабаны; 7 - гидравлический спайдер; 8 - верхнее соединение морского стояка; 9 - телескопический компенсатор; 10 - соединение; 11 - угловой компенсатор; 12 - нижний узел морского стояка; 13 - направляющие; 14 - подводные задвижки; 15 - цанговая муфта; 16 - опорная плита (фундаментная); 17 - акустический датчик; 18 - плашечные превенторы; 19 - штуцерный манифольд; 20 - морской стояк
Рисунок 20 - Одноблочный устьевой комплекс
Давление 70 МПа позволяют бурить скважины с высокими пластовыми давлениями без замены блока превенторов. особенностью основных узлов блока превенторов является применение:
плашечного превентора типа V-П, конструкция которого отличается от конструкции превенторов типа V тем, что он имеет более короткий ход крышки. В конструкцию введены гидрозатяжные болты крышек. Применено уплотнение крышек новой конструкции. В превенторе используются универсальные плашки, исключающие использование в блоке превенторов дополнительного превентора, так как конструкция плашек обеспечивает перекрытие труб колонны от 60,3 до 193,7 мм. В конструкцию включены суперрежущие плашки для резки УБТ диаметром до 177,8 мм, замков бурильных труб и обсадных труб диаметром до 339,7 мм;
универсального превентора типа D18 3/4-10000 с проходным отверстием диаметром 476,24 мм, выдерживающего рабочее давление 70 МПа. Уплотнитель превентора по данным фирмы обеспечивает 365 закрываний на трубе диаметром 127 мм при давлении 70 МПа;
цангового соединителя типа НС с диаметром проходного отверстия 476,24 мм на давление 105 МПа. Соединитель, по данным фирмы, при давлении 105 МПа выдерживает изгибающую нагрузку 4147,6 кН-м;
универсального углового компенсатора, обеспечивающего работу подводного комплекса на глубине до 3050 м и выдерживающего нагрузку до 9070 кН. Особенность конструкции - наличие эластомерного элемента, состоящего из сферических стальных пластин и эластической набивки. Элемент может выдерживать большие сжимающие нагрузки и срезающие усилия. Компенсатор может отклоняться в любом направлении вокруг центра вращения при изгибе морского стояка;
соединителя морского стояка с проходным отверстием 473 мм, выдерживающим нагрузку 9070 кН. Соединитель может работать на глубине моря до 3000 м.
Морской стояк (райзер) является одним из важнейших и ответственных узлов общего комплекса ПУО.
В процессе буровых работ морской стояк эксплуатируется в сложных условиях. Практикой работ установлено, что такие условия эксплуатации часто приводят к повреждению его отдельных узлов. Причинами повреждений морского стояка могут быть длительный период воздействия на узлы суровых морских условий, использование буровых растворов большой плотности, нарушение рекомендаций по эксплуатации, недостаточное натяжение нижней секции морского стояка и слабый контроль за изменением угла поворота шарового соединения при отклонении стояка от вертикали, использование недостаточно надежных узлов соединений, не соответствующих условиям работы в данном районе, а также недостаточный опыт работы при эксплуатации стояков и отсутствие соответствующей теоретической базы для их расчета.
Из-за отсутствия достоверных исходных данных и опыта эксплуатации иногда приходилось проектировать и конструировать узлы стояка путем экспериментирования и испытания их в условиях имитации предполагаемых нагрузок и воздействий реальной среды, которые не вполне соответствовали фактическим нагрузкам, возникающим в натурных условиях.
На рисунке 21 приведена схема действия нагрузок на морской стояк. При вертикальных перемещениях ПБС во время качки морской стояк растягивается или сжимается, при смещении ПБС от центра скважины стояк изгибается. Морской стояк испытывает также горизонтальные нагрузки от морских волн, течений и ветра. Кроме этих нагрузок на морской стояк действует давление на стенки столба бурового раствора, заполняющего затрубное пространство между морским стояком и бурильной колонной.
Для обеспечения технологического процесса бурения скважины и необходимой при этом постоянной связи подводного устьевого оборудования с вертикально перемещающимся ПБС в конструкции морского стояка предусмотрено телескопическое соединение. В месте соединения нижней части морского стояка с блоком ПУО установлено шаровое соединение, компенсирующее изгиб морского стояка во время отклонения ПБС. На палубе ПБС размещено натяжное устройство для создания растягивающих усилий, прикладываемых с помощью натяжных канатов к верхнему концу нижней секции морского стояка.
1 - воздействие морских течений; 2 - воздействие ветра; 3 - усилия натяжения нижней секции; 4 - верхняя секция морского стояка; 5 - натяжные устройства; 6 - телескопическое соединение; 7 - усилие от веса бурового раствора; 8 - усилие от веса морского стояка; 9 - шаровое соединение; 10 - нижняя секция морского стоякаРисунок 21 - Схема воздействия нагрузок на морской стояк
При проектировании и конструировании элементов морского стояка большое значение имеют удачный выбор их конструкции и увязка в общей схеме конструкций узлов колонны стояка с узлами системы подвески. Это требует использования как в расчетах, так и в процессе эксплуатации достоверных данных об окружающей среде (волнение, течение, ветер и др.). Важную роль играет также систематическое и точное измерение усилий натяжения в канатах натяжных устройств нижней секции морского стояка. Для обеспечения этих требований натяжение морского стояка постоянно регулируется натяжными устройствами в зависимости от высоты волны и вертикальных перемещений ПБС. Требуется также систематический и точный контроль угла отклонения морского стояка от вертикали.
Большое внимание также уделяется выбору и нанесению смазочного материала, а также защите соединений морского стояка. Очень важно иметь систематическую и достоверную информацию о прогнозе погодных условий, чтобы в случае необходимости своевременно принять меры по отсоединению морского стояка от подводного устьевого оборудования, снятию ПБС с точки бурения и обеспечению ухода на отстой в штормовую погоду. Очень большое значение придается надежности в работе системы дистанционного управления подводным устьевым комплексом. Например, несвоевременная и ненадежная посадка коллектора в гнездо на блоке ПУО может привести к дополнительным работам по ремонту и наладке.
Для обеспечения надежности работы узлов морского стояка в течение ряда лет ведутся лабораторные и натурные исследования нагрузок, действующих на морской стояк. Разработаны программы аналитических исследований напряжений в морском стояке с помощью ЭВМ. Результаты расчетов сопоставляются с фактическими напряжениями, измеряемыми тензодатчиками, размещенными на морском стояке. Устанавливаются зависимости между максимальными напряжениями в стояке, углом отклонения от вертикали и усилиями натяжения. По мере увеличения усилия натяжения угол наклона и напряжения быстро уменьшаются и при достижении определенного минимума напряжения в узлах стояка опять начинают возрастать при дальнейшем уменьшении угла наклона.
Принципиальная конструкция морского стояка показана на рисунке 22, а внешний вид на рисунке 23.
Рисунок 22 - Устройство морского стояка
Рисунок 23 - Монтаж морского стояка (райзера)
Причинами повреждений морского стояка могут быть длительный период воздействия на узлы суровых морских условий, использование буровых растворов большой плотности, нарушение рекомендаций по эксплуатации, недостаточное натяжение нижней секции морского стояка и слабый контроль за изменением угла поворота шарового соединения при отклонении стояка от вертикали, использование недостаточно надежных узлов соединений, не соответствующих условиям работы в данном районе, а также недостаточный опыт работы при эксплуатации стояков и отсутствие соответствующей теоретической базы для их расчета.
При проектировании и конструировании элементов морского стояка большое значение имеют удачный выбор их конструкции и увязка в общей схеме конструкций узлов колонны стояка с узлами системы подвески. Это требует использования как в расчетах, так и в процессе эксплуатации достоверных данных об окружающей среде (волнение, течение, ветер и др.). Важную роль играет также систематическое и точное измерение усилий натяжения в канатах натяжных устройств нижней секции морского стояка. Для обеспечения этих требований натяжение морского стояка постоянно регулируется натяжными устройствами в зависимости от высоты волны и вертикальных перемещений ПБС. Требуется также систематический и точный контроль угла отклонения морского стояка от вертикали.
Большое внимание также уделяется выбору и нанесению смазочного материала, а также защите соединений морского стояка. Очень важно иметь систематическую и достоверную информацию о прогнозе погодных условий, чтобы в случае необходимости своевременно принять меры по отсоединению морского стояка от подводного устьевого оборудования, снятию ПБС с точки бурения и обеспечению ухода на отстой в штормовую погоду. Очень большое значение придается надежности в работе системы дистанционного управления подводным устьевым комплексом. Например, несвоевременная и ненадежная посадка коллектора в гнездо на блоке ПУО может привести к дополнительным работам по ремонту и наладке.
Для обеспечения надежности работы узлов морского стояка в течение ряда лет ведутся лабораторные и натурные исследования нагрузок, действующих на морской стояк. Разработаны программы аналитических исследований напряжений в морском стояке с помощью ЭВМ. Результаты расчетов сопоставляются с фактическими напряжениями, измеряемыми тензодатчиками, размещенными на морском стояке. Устанавливаются зависимости между максимальными напряжениями в стояке, углом отклонения от вертикали и усилиями натяжения. По мере увеличения усилия натяжения угол наклона и напряжения быстро уменьшаются и при достижении определенного минимума напряжения в узлах стояка опять начинают возрастать при дальнейшем уменьшении угла наклона.
Наиболее распространенные конструкции гибких морских стояков представлены на рисунке 24.
Рисунок 24 - Наиболее распространенные конструкции гибких морских стояков
Наиболее распространенные конструкции гибких морских стояков имеют следующие особенности:
свободно провисающая: форма, принимаемая гибкой трубой, когда она провисает между двумя точками и на нее действует только собственный вес;
Lazy S: форма гибкого морского стояка с двойным провисанием, в этом случае под водой райзер поддерживается подводным буем. Этот буй удерживается на позиции с помощью каната или цепи от неподвижного якоря на дне;
Lazy Wave: в целом похожа на форму Lazy S, но в данном случае буй заменен распределенной вдоль одной из секций райзера плавучестью. В данной конфигурации якорь не требуется;
Steep S: форма райзера схожая с конфигурацией Lazy S, но нижняя секция трубы между основанием райзера и буем находиться в вертикальном положении и является элементом натяжения;
Steep Wave: немного повторяет форму Steep S, но буй заменяется плавучестями, которые равномерно распределяются по секции морского стояка.
3.3 Схема кустования скважин на морских месторождениях
Специфической особенностью морского бурения является ограниченность пространства для монтажа бурового оборудования, сжатые сроки проведения буровых работ, чрезвычайно высокие капитальные затраты и производственно-технологические риски строительства скважин.
К основным требованиям сооружения скважин на морских месторождениях можно отнести:
Максимальный охват месторождения минимальным количеством скважин.
Максимальный дренаж продуктивных пластов горизонтальными стволами.
Минимальные сроки бурения нефтяных и газовых скважин.
Предупреждение рисков пересечения стволов соседних скважин в процессе бурения.
Минимизация сроков монтажа-демонтажа и перемещения буровых установок для строительства новых скважин.
Одним из способ строительства скважин на шельфе и морских месторождениях является кустовой метод бурения наклонно-направленных скважин с палубы бурового судна или платформы.
Типовые схемы кустования скважин на морских месторождениях представлены на рисунках 25 и 26.
Рисунок 25 - Схема кустования скважин на месторождении «28 апреля»
Рисунок 26 - Схема кустования морских скважин месторождения Фортиз (Северное море)
3.4 Основные типы профилей морских скважин
При строительстве морских скважин широко применяется наклонно-направленное бурение. В частности такой метод целесообразен при бурении на шельфе, например строительство скважины с берега моря, при этом продуктивный пласт располагается в нескольких сотнях метров от прибрежной полосы.
Профили наклонно-направленных скважин на морских месторождениях в целом схожи с аналогичными профилями скважин на суше.
Схема четырехинтервального профиля скважины морского месторождения представлена на рисунке 27.
Рисунок 27 - Схема четырехинтервального профиля скважины на месторождении «28 апреля». Проектная глубина 4200 м, отход от вертикали 250 м, азимут 180°
Кроме этого на морских месторождениях применяется многозабойное бурение. Преимущества данного метода строительства скважин на шельфе и на море очевидны:
Минимальные сроки строительства скважин.
Отсутствует необходимость перемещения бурового оборудования (станка).
Минимальные капитальные затраты при бурении и дальнейшей эксплуатации.
При проектировании многозабойных скважин основной задачей является правильный выбор, и расчет трасс их основного и вспомогательных стволов. Основной ствол, обычно проектируется с учетом всех закономерностей естественного искривления на данном участке месторождения. Форма трассы вспомогательного ствола должна быть рациональной, т.е. обеспечивать достижение заданного пункта с наименьшими затратами времени и средств
а - МЗС с горизонтальными и пологими стволами; б - МЗС с волнообразным дополнительными стволами; в - МЗС многоярусные; г - МЗС радиально-горизонтальныеРисунок 28 - Основные типы многозабойных стволов (МЗС) При строительстве наклонно-направленных и многозабойных скважин на морских месторождениях возникает ряд технико-технологических рисков: отклонение траектории скважины от проектной (круг допуска, выход за коридор, пересечение со стволом соседней скважины); осложнения и аварии ввиду горно-геологических факторов;
отклонение величин дебитов от проектных при дальнейшей эксплуатации морского месторождения.
3.5 Буровые промывочные жидкости для строительства нефтяных и газовых скважин на шельфе и на море
К основным функциям бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин на морских месторождениях, так же, как и на суше относятся:
Удаление шлама из скважины и вынос его на поверхность.
Регулирование давления в скважине.
Поддержание шлама во взвешенном состоянии.
Образование глинистой корки.
Сохранение стабильности ствола скважины.
Минимальное загрязнение продуктивных коллекторов.
Смазка и охлаждение долота, снижение веса колонны.
Передача гидравлической мощности долоту.
Обеспечение необходимой информации о геологическом разрезе.
Предупреждение коррозии.
Повышение качества цементирования.
Минимально негативное воздействие на окружающую среду.
Вопрос правового регулирования загрязнения морской среды в настоящее время актуален в связи с принятием Федерального закона «О техническом регулировании», в рамках которого предусмотрена разработка специальных технических регламентов, в том числе, по вопросам экологической безопасности. Технические аспекты сброса технологических отходов бурения в морскую среду. Для выполнения требований экологического законодательства циркуляция промывочной жидкости в процессе бурения должна быть организована по замкнутому циклу. В этом случае обращение промывочной жидкости и технологических отходов бурения ограничено циркуляционной системой буровой установки и системой размещения технологических отходов бурения. Для организации замкнутого цикла циркуляции на этапе бурения под направление на устье скважины устанавливают водоотделяющую колонну, например, забивную и бурение ведут с циркуляцией промывочной жидкости внутри водоотделяющей колонны.
Однако при бурении скважин на сахалинском шельфе и в Каспийском море применяется способ бурения под направление без создания замкнутой системы циркуляции. В этом случае отработанная промывочная жидкость и буровой шлам при бурении под направление (примерно 50-100 м) сбрасываются в морскую среду. В действительности же промывка скважины только морской водой не ограничивается. Нефтяные и газовые скважины имеют сложную конструкцию с номинальным диаметром первого интервала ствола, как правило, 914,4 мм. Верхний интервал сложен неустойчивыми породами, которые при промывке скважины морской водой разрушаются с образованием каверн. Поэтому фактический диаметр ствола больше номинального примерно на 15-25 %. В стволе такого большого диаметра трудно создать условия для эффективного гидротранспорта бурового шлама на поверхность. Для этого нужно повышать скорость восходящего потока промывочной жидкости, либо увеличивать удерживающую способность промывочной жидкости, иначе говоря, загустить ее.
Циркуляционная функция реализуется созданием непрерывной циркуляции агента по стволу скважины. К этой же функции можно отнести и все работы по регулированию и поддержанию необходимых свойств циркуляционного бурового раствора.
Рисунок 29 - Циркуляционная система
Применение первого способа ограничено максимальной производительностью буровых насосов. Как правило, скорость восходящего потока промывочной жидкости в открытом стволе не превышает 0,1 м/с. Применение второго способа означает отказ от промывки морской водой. Поскольку при отсутствии водоотделяющей колонны это невозможно, так как противоречит п. 4.2 ГОСТ 17.1.3.02 77, то в рабочем проекте на строительство скважины указывается, что промывка осуществляется морской водой, а периодически (как правило, через 10 м проходки) с целью очистки ствола скважины от шлама прокачивается порция (пачка) вязкой жидкости. Итак, для промывки скважины используется комбинированная промывочная жидкость, состоящая из последовательно закачиваемых в скважину порций морской воды и вязкой жидкости.
При бурении скважин в Каспийском море используют глинистую суспензию, на шельфе Охотского моря - глинистую суспензию, загущенную полимером (примерно 75 кг/м3 глинопорошка и 3 кг/м3 полимера). В этом случае из скважины в морскую среду сбрасываются тонкодисперсные глинистые частицы и полимер. При строительстве скважин в Каспийском море объем пачки вязкой жидкости составляет 20 м3. Следовательно, при бурении под направление длиной 50 м за четыре прокачки в море будет сброшено 80 м3 промывочной жидкости со шламом. Используемая промывочная жидкость состоит из бентонитового глинопорошка 70 кг/м3 (по ОСТ 39-202-86 может содержать свободной соды от 1,0 до 5,0 г/100 г и МgО от 2,5 до 8,0 %), соды каустической и кальцинированной по 1 кг/м3 и барита 113 кг/м3. Таким образом, в сброшенных в море 80 м3 промывочной жидкости, помимо шлама, содержатся 5600 кг тонкодисперсной глины, 160 кг каустической и кальцинированной соды и 9040 барита. Промывка осуществляется при суммарной производительности буровых насосов до 80 л/с.
Сброс технологических отходов бурения продолжается и на этапе крепления скважины направлением. Чтобы обеспечить спуск и последующее цементирование направления, ствол скважины заполняют промывочной жидкостью. Так, при строительстве скважин в Каспийском море ствол заполняют глинистой промывочной жидкостью, утяжеленной баритом до плотности 1160 кг/м3 (до утяжеления - 1080 кг/м3). В процессе спуска направления промывочная жидкость вытесняется из скважины в незначительном объеме. При цементировании направления происходит замещение промывочной жидкости тампонажным раствором. Поступление промывочной жидкости в морскую среду равно объему закачиваемого тампонажного раствора - 40 м3.
Таким образом, сброс (захоронение) технологических отходов бурения имеет место на всех этапах бурения и крепления первого интервала скважины и его следует учитывать при оценке воздействия на окружающую среду строительства морских скважин.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Анализ неорганической и органической теорий происхождения нефти и газа. Залегание нефти и газа в месторождении, состав коллекторов, их формирование и свойства. Проблемы коммерческой нефте- и газодобычи на шельфе Арктики, устройство ледостойких платформ.
презентация [3,5 M], добавлен 30.05.2017Причины и тяжесть последствий аварий при добыче газа и нефти на морском шельфе. Конструкции полупогружных платформ. Схема подводного закачивания скважин. Особенности морской добычи нефти. Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV.
реферат [1,5 M], добавлен 11.10.2015История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах.
курсовая работа [57,5 K], добавлен 30.10.2011Понятие природного газа и его состав. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов. Физические свойства природных газов. Сущность ретроградной конденсации. Технологические преимущества природного газа как промышленного топлива.
контрольная работа [2,0 M], добавлен 05.06.2013Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015Понятие и основные характеристики сланцевого (природного) газа, некоторые параметры для определения его месторождений. Методы добычи газа из сланцевых пород, описание технологий и схемы бурения. Ресурсы газа и их распределение по географическим регионам.
реферат [7,1 M], добавлен 14.12.2011Способы добычи нефти и газа. Страны-лидеры по добыче газа. Состав сланцев. Полимерные органические материалы, которые расположены в породах. Газ из сланцев. Схема добычи газа. Примерные запасы сланцевого газа в мире. Проблемы добычи сланцевого газа.
презентация [2,4 M], добавлен 19.01.2015Происхождение нефти, образование месторождений. Оборудование, необходимое для бурения скважин. Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции. Особенности переработки нефти. Добыча растворенного газа в Томской области.
реферат [52,3 K], добавлен 27.11.2013Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012Типы морских платформ - сложного инженерного комплекса, предназначенного для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства. Ее элементы: корпус, якорная система, буровая палуба и вышка.
презентация [7,9 M], добавлен 02.02.2017Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013Разработка морских месторождений. Область применения и классификация морских стационарных платформ. Морские буровые установки. Конструкция стационарной платформы. Основное преимущество свайных оснований. Создание металлических стационарных оснований.
курсовая работа [215,6 K], добавлен 26.10.2012Концепции неорганического происхождения нефти: гипотеза Менделеева, Кудрявцева, Соколова. Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти. Образование природного газа. Условия нефтеобразования: время, умеренные температуры, давление.
реферат [178,7 K], добавлен 16.06.2015Подготовительные работы к строительству буровой. Особенности режима бурения роторным и турбинным способом. Способы добычи нефти и газа. Методы воздействия на призабойную зону. Поддержание пластового давления. Сбор, хранение нефти и газа на промысле.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 05.06.2013Геологическая деятельность океанов и морей. Особенности добычи нефти и газа из подводных недр. Крупнейшие центры подводных нефтеразработок. Шельфовые месторождения твердых ископаемых. Минеральные ресурсы Мирового океана и возможности их освоения.
курсовая работа [406,7 K], добавлен 22.03.2016Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.
курсовая работа [970,7 K], добавлен 11.11.2015Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.
курсовая работа [715,1 K], добавлен 21.08.2015