Osvoenie_shelfovykh_mestorozhdeny


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
Лекция №1. Введение.

Современное состояние освоения морских месторождений.


Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового
энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения
нефтегазовых ресурсов
морского дна в недрах которого сосредоточено почти в 3 раза
больше нефти и газа, чем на суше.


Около 22% площади Мирового океана (примерно 80,6 млн7 км
2
) занимает водная
окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из
общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн. км
2

(примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км
2
, на материковом склоне 20,4 млн. км
2

и в

пределах материкового подножья
-
35 млн. км
2
. Наиболее доступной является шельфо
вая
зона.


Под
шельфом (

анг.
Shelf
) понимается выровненная часть подводной окраины
материков с незначительным уклоном, примыкающая к суше и характеризующаяся общим
с ней геологическим строением. Глубины у внешней границы шельфа обычно составляют
1
00
-
200 м, но в отдельных случаях достигают 1500
-
2000 м (Южно
-
Курильская котловина
Охотского моря). Ширина шельфа лежит в пределах от 1 до 1700 км (Северный Ледовитый
океан), составляя в среднем 65
-
70 км, а общая площадь
-

около 32 млн. км
2

или почти 11,3

% поверхности Мирового океана. Основная часть площади шельфа Мирового океана
(примерно 70%) располагается на глубинах, не превышающих 180 м, а глубина моря в
районе перехода шельфа в материковый склон колеблется от 200 до 600 м.



На рисунке 1 предст
авлен профиль континентального шельфа. За береговой линией
2

следует континентальный шельф
3
, за кромкой
4

которого начинается континентальный
склон
5
, спускающийся в глубь моря. За подножьем
6

склона находи
тся область отложения
осадочны
х пород, так наз
ываемый континентальный подъем
7
, уклон которого меньше, чем
у континентального склона. За континентальным подъемом начинается глубоководная
равнинная часть
8

моря.



Рис.2
-
Профиль континентального шельфа.



Изучение п
оказало, что глубина кромки шельфа по всему земному шару, составляет
примерно 120 м, средний уклон континентального шельфа
-
1,5
-
2 м на 1 км.


По прогнозам специалистов свыше 60% площади шельфа перспективны на нефть и
газ. При этом прогнозируемые ресур
сы и запасы, выявленные в месторождениях газа и
конденсата, преобладают над соответствующими ресурсами и запасами нефти.

Освоение морских месторождений началось в 1824г., когда на шельфе Апшеронского
полуострова в районе Баку в 25
-
30 м от берега ст
али сооружать изолированные отводы


нефтяные колодцы, и вычерпывать нефть из неглубоко залегающих горизонтов.
Нефтегазовые месторождения в прибрежной зоне Каспийского моря начали осваиваться
еще более 100 лет назад. С 1891 года в США стали продаватьс
я участки моря, на дне
которых были обнаружены запасы углеводородного сырья. В эти же годы на
Калифорнийском побережье началось бурение наклонных скважин, достигающих залежей
нети на расстоянии 200 м от берега. В 1936 г. на шельфе Каспийского моря, а
с 1947г. на
шельфе Мексиканского залива стали устанавливать буровые платформы на свайном
основании.


В настоящее время на шельфе эксплуатируется достаточно большое количество
буровых установок различного типа. Ежегодно бурится около 1000 поисково
-
разве
дочных
и примерно 2000 эксплуатационных скважин. Всего же в мире пробурено более 100

000
скважин.



Россия в настоящее время находится на пороге промышленного освоения запасов
нефти и газа на континентальном шельфе. Она располагает 22 % площади шельфа Ми
рового
океана, 80
-
90% из которого считаются перспективными для добычи углеводородов.. Около
85 % запасов топливно
-

энергетических ресурсов приходится на шельф арктических морей,
12 %, а по некоторым данным 14 % приходится на шельф дальневосточных морей
, а
остальное на шельфы Каспийского, Азовского и Балтийского морей.


Наиболее перспективной по запасам углеводородов является акватория Западной
Арктики, включающая регионы Баре
м
ского, Красного и Печорского морей. В последние
годы здесь выявлены крупные ст
руктуры и открыто 10 месторождений нефти и газа и 2
газоконденсатных, среди которых 4 гигантских по запасам: Штокмановское
-
газоконденсатное, Ленинградское, Русановское
-

газовые и Приразломное
-

нефтяное.


Мировые запасы нефти оцениваются примерно в 90 млрд.

тонн. Наибольщее запасы
нети находятся в Саудовской Аравии, Кувейте, Иране, Ираке, США, Объединенных
Арабских Эмиратах. В России впервые нефть начали добывать на Кавказе, позднее были
открыты месторождения нефти в Поволжье, Западной Сибири, Темано
-
Печор
ской
провинции, на Сахалине. Теперь на очереди Восточный Сибирь и континентальный шельф
морей.


В 40
-
х гг. ХХ в. на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с
искусственных насыпных островов, а затем


с металлических эстакад , что обеспечило

добычу нефти с глубин моря от 0,2 до 2,9 м. На Каспии был создан целый город буровиков
и добытчиков нефти и газа


Нефтяные Камни.


Существенно доля морской нефтегазодобычи в общемировом балансе стала
проявляться лишь в 60
-
е гг. ХХ в. Рост морской н
ефтедобычи в настоящее время более
чем в 5 раз превышает динамику роста добычи на суше ( таблица 1).


Таблица 1


Доля морской нефтедобычи в мировом балансе

Доля

добычи

1960 г.

1970 г.

1976 г.

1980 г.

1985 г.

1995 г.

2005 г


2020 г

(прогн
оз)


%

млн. т.

8

-

16

373

16,5

469

22,9

683

30

750

28

700

40

1000

65

*




Главные ресурсы нефти и газа также расположены в Атланти
ческом и Индийском
океанах. В
начале 70
-
х гг. нефтегазодобычу в морях и океанах вело 21 государство,
геофизические и бу
ровые работы осуществляли 46 стран и 5 готовились к ним. В начале
80
-
х гг. более 100 стран участвовало в освоении континентального шельфа, 37 из них вели
разработку морских месторождений нефти и газа. Поисками морских месторождений и их
разработк
ой в начале 90
-
х гг. занимались уже 136 компаний и фирм из 118 государств. В
эти годы добыча нефти и газа на континентальном шельфе Мирового океана достигла 900
млн. т. условного топлива ( в пересчете на нефть, где 1 т нефти равна 1200 м
3

газа) в
год и
составила около 35 % мировой добычи.


В настоящее время более 120 государств вовлечены в работы по освоению
углеводородных ресурсов на континентальном шельфе. На шельфах морей и океанов
выявлено около 2000 месторождений нефти и газа, значительн
ая часть которых может
быть отнесена к гигантским или крупным (рис. 2).






Рис.2
-
Морские месторождения нефти и газа в мире (без России).

1
-
добыча на шельфе малым числом скважин; 2
-

зоны промышленной добычи; 3
-

перспективные районы доб
ычи.


Наиболее богатыми нефтью и газом участками континентального шельфа Мирового
океана являются Персидский (более половины общемировых запасов нефти), Мексиканский
и Гвинейский заливы, моря Юго
-
Восточной Азии, Бофорта и Северное, морская лагуна
Маракайб
о (Венесуэла).


На них приходится большая часть запасов нефти и газа континентального шельфа.
Открыты крупнейшие в мире морские месторождения нефти


Саффания с запасамим,
оцениваемыми в 5 млрд.т, и с годовым дебитом 75,5 млн. т (Саудовская Аравия); лагу
на
Маракайбо с запасами, превышающими 7 млрд. т, и газа

Норз Доум с запасами 71 трлн. м
3

( Катар). В настоящее время все масштабнее развертывается морская нефтегазодобыча в
Карибском море, в Мексиканском заливе, у берегов Саудовской Аравии и Кувейта,

в
Северном и Норвежском морях, на шельфе Аляски и других морских акваториях.

Осн.:

1. [3
-
7],2. [6
-
17]

Доп.
:
7
. [15
-
17
]
, [18
-
23]

Контрольные вопросы:

1. Что такое шельф
?


2.
Когда началось освоение морских месторождений?

3.

Сколько государств в настоящ
ее время вовлечены в работы по освоению
углеводородных ресурсов на континентальном шельфе?


4. Из каких зон состоит водная окраина метериков?

5.Какие участки континентального шельфа Мирового океана являются наиболее
богатыми углеводородами?








Лекци
я №2.
Особенности разработки морских нефтяных и газовых
месторождений.


Континентальный шельф
,

или материковая отмель, в геологическом отношении
и

топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря
.

Это
зона вокруг континента о
т уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется
уклон дна. То место, где это происходит называется
кромкой
континентального шельфа.
Обычно кромку условно распологают на глубине 200м , но известны случаи, когда резкое
увеличение уклона происходит

на глубине более 400м или менее 130м . В тех случаях,
когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна и в ней встречаются глубины,
намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин
«бордерленд».


Как показывает опыт освоения

нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов,
несмотря на большие капитальные вложения добыча углеводородного сырья из морских
месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на
шельфе, прекрывают расходы в 4 раза. Зат
раты на поисково
-
разведочные работы в
акваториях составляют от 10до 20 % от общих щатрат на освоение морских
месторождений.


Общие капитальные вложения в разработку морских месторождений нефти и газа
зависят от климатических условий, глубины и отдаленнос
ти месторождение от береговых
баз обслуживания, от извлекаемых запасов месторождения, дебитов скважин, и наконец
от научно
-
технического прогресса в области автоматизации всего процесса бурения,
обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора,
подготовки и
транспортировки нефти и газа в морских условиях.


К
особенностям освоения

морских нефтегазовых месторождений можно отнести
следующие:

-

создание, с учетом суровых морских гидрометереологических условий6 специальных
гидротехнических сооружений

новых плавучих технических средств (плавувучих
крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других
специальных судов) для геофизических , геологопоисковых работ и строительства
нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в

процессе обустройства,
бурения , эксплуатации и ремонта скважин, а также при сборе и транспорте их
продукции;

-

бурение наклонного
-
направленного куста скважин с индивидуальных стационарных
платформ, с приэстакадных площадок, на исскуственно создаваемых

островках, с
самоподьемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над
водой, так и под водой.

-

выбор при проектировании наиболее рациональной для данного месторождения или
залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, что
бы не
требовалосьее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно
большгими трудностями из
-
за уже существующей системы обустройства
месторождения и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых
гидротехнических сооружения для бур
ения дополнительных скважин может
оказаться невозможным.

-

выбор рациональных конструкций и числа стационарных платформ, приэстакадных
площадок, плавучих эксплуатационных палуб и других сооружений для размещения
на них оптимального числа скважин ( в зави
симости от залегания пластов, сроков
проводки скважин, растояние между их устьями , их дебитов, ожидаемых при
имеющихся устьевых давлениях, и т.д.).

-

соответствие долговечности и надежности гидротехнических и других сооружений
срокам разработки нефтяных и

газовых месторождений т.е. периоду максимального
извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом.

-

Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной
технологии для бурения наклонно
-
направленных прицельных скважин с
не
обходимым отклонением от вертикали и обеспечением автономности работы
буровых бригад ( чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий
моря) в стесненных условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что
позволяет за короткий срок з
авершить разбуривание всех запроектированных
скважин и только после этого приступить к их освоению, исключая необходимость в
одновременном бурении и эксплуатации скважин.


Факторы, осложняющие разработку морских месторождений

Существует множество различны
х факторов, так или иначе осложня
ющих разработку
залежей природных углеводородов и снижающих ее эффективность. Последнее в гораздо
большей степени относится к нефтяным, нежели к газовым и газоконденсатным
месторождениям. Наиболее важными из таких факторов

являются:

o

неоднородность фильтрационно
-
емкостных свойств залежи по простиранию и вкрест
простиранию;

o

неблагоприятное соотношение подвижностей фильтрующихся в пласте фаз;

o

гравитационное разделение фаз, приводящее к преимуществен
ной фильтрации газа по
верх
ней части пласта, и воды по его нижней части;

o

образование водяных и газовых конусов.

Все эти факторы, проявляющиеся отдельно или вместе, приводят к низкому
макроскопическому (т.е. проявляющемуся в пределах всей залежи) охвату пластов
воздействием и, как сл
едствие, к низкой нефтеотдаче. Другим фактором, влияющим на
нефтеотдачу, являет
ся эффективность вытеснения нефти водой. Этот фактор часто на
зывают
микроскопическим коэффициентом охвата.

Образование целиков нефти

(т.е. зон, из которых нефть практи
чески
не вытесняется)
часто связано с процессом вытеснения не
фти водой или газом из неоднородных по
проницаемости пластов. Этот эффект существенно возрастает в случае вытеснения высоко
-
вязких нефтей, при котором неблагоприятное соотношение под
вижностей вытесня
ющей
(вода, газ) и вытесняемой (нефть) фаз становится более очевидным. Неоднородность пласта
по проницае
мости при этом приводит к образованию так называемых
языков обводнения
,
которые, обходя участки пласта с низкой проницае
мостью, оставляют за собой зон
ы с
нефтенасыщенностью, суще
ственно выше остаточной, и потому называемые целиками.

Образование водяных и газовых конусов.

В условиях статического равновесия, т.е. до начала процесса вытес
нения, газ, нефть и
вода в пластах распределены в соответствии с их

плотностями. В случае наличия свободного
газа он располагается в верхней части структуры, образуя так называемую газовую шап
ку, за
которой следует нефтенасыщенная часть пласта или нефтя
ная зона, подстилаемая
подошвенной водой.

В процессе добычи это равн
овесие нарушается из
-
за создания гра
диентов давления,
принимающих особенно высокие значения в призабойной зоне добывающих скважин.
Наличие высоких гради
ентов давления приводит к изменению формы условных границ
разделов фаз (т.е. водо
-
нефтяного и газо
-
неф
тяного контактов), заставляя их изгибаться в
сторону перфорационных отверстий сква
жины, через которые осуществляется добыча. При
превышении градиентами давления (или перепадом давления между скважиной и пластом)
определенного уровня может наступить прорыв

воды и/или газа в скважину, в результате
которого дебит нефти может резко сократиться, а добыча газа и/или воды стать
неоправданно большой. Рис. 3 может служить в качестве иллюстрации подоб
ного процесса
образования водяного конуса.

Из
-
за более высокой по
движности газа и воды по сравнению с нефтью
конусообразование может привести к дальнейшему сокра
щению охвата пласта процессом
вытеснения и ухудшению условий добычи нефти (высокий газовый фактор, высокая
обводненность добываемой продукции, низкий дебит по
нефти и т.п.).



Низкий коэффициент охвата пласта воздействием


Как уже было отмечено выше, сочетание неоднородности фильтрационно
-
емкостных
свойств пласта с неблагоприятным соотно
шением подвижностей и плотностей
фильтрующихся в нем фаз приводит к низкому

охвату пласта воздействием и не позволяет,
как правило, добиться высоких показателей разработки.





Рис.3.
-

Процесс образования водяного конуса: а


стационарное распреде
ление
фаз, предшествующее добыче; б


первая стадия образования к
онуса:
искривление поверхности ВНК; в


прорыв конуса к перфорационным
отверстиям, начало одновременной добычи нефти и воды.


Осн.:

1. [7
-
11], 4. [161
-
164]

Доп.
:
7
. [15
-
17
]

Контрольные вопросы:

1. Понятие о контине
н
тальном шельфе
?


2.
От чего зависят общ
ие капитальные вложения?

3.
Что вы понимаете под словом
«кромка»
?


4.В чем отличается разработка шельфовых месторождений от разработки
месторождений на суше?

5.Что такое целики нефти ?

6.
К
ак образуются водяные и газовые конусы
?

7. Каким должен быть коэ
ффициент охвата пласта воздействием ?










Лекция №3. Поисково
-
разведочные работы на шельфе (геофизика).


Элементы гидрогеологического режима.




Сложные в техническом отношении, весьма дорого
стоящие и с
вязанные со значительным
риском операции по раз
работке месторождений нефти и газа шельфовых зон морей и океа
-
нов включают целый комплекс взаимосвязанных этапов.

Разведочные работы
.

Проводимые с целью определения место
нахождения геологических
структур, в
которых возможно скопле
ние нефти и газа, разведочные работы осуществляют в
три фазы:

-
региональные исследования с целью выделения перспективных геологических информаций;

-
изучение общих черт геологического строения, оценка пер
спектив нефтегазоносности и

подготовка площадей геологогеофизическими методами к поисковому бурению;

-
подготовка месторождений (залежей) к разработке с подсчетом запасов по промышленным
категориям.


В первый фазе

используют методы гравиметрической и магнит
ной разведки, включая
фот
ографирование поверхности Земли со спутников и
измерения при помощи средств
инфракрасной техники.

Во второй фазе

производят поисковые и. детальные геолого
-
геофизические работы.
Для этих целей используют другие методы разведки


сейсмические исследования,
и
зучение проб, взятых со дна моря. Вторая фаза включает также структурное и парамет
-
рическое бурение.

Третья фаза

разведочных работ является завершающей и ведет к открытию
месторождения (глубокое разведочное бурение). При этом производят оконтуривание
место
рождения, испытание сква
жин и подсчет запасов нефти и газа.



Элементы гидрогеологического режима.

Освоение морских нефтяных и газовых месторождений ко
ренным образом отличается от
разведки и разработки их на суше. Большая сложность и специфические особен
ности про
-
ведения этих работ в море обусловливаются окружающей сре
дой, инженерно
-
геологическими изысканиями, высокой стоимо
стью и уникальностью технических средств,
медико
-
биологиче
скими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под
водой
, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море,
обслуживанием работ и т. п.

Особенностью континентального шельфа нашей страны явля
ется то, что 75% акваторий
расположено в северных и аркти
ческих районах, которые продолжительное
время покрыты
льда
ми, а это создает дополнительные трудности в промышленном освоении.

Окружающая
среда характеризуется
гидрометеороло
гическими факторами
, определяющими условия
проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепро
мыс
ловых
объектов и технических средств.

Основные из них
:



температурные условия



ветер



волнения



течения



уровень воды



ледовый покров морей



химический состав воды и др
.


Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на эконо
мические
показатели
поисково
-
разведочных работ и морской до
бычи нефти и газа. Строительство
морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно
-
геологических изы
-
сканий морского дна. При проектировании фундаментов неф
тепромысловых сооружений
особое внимание уде
ляют полноте и качеству инженерно
-
геологических изысканий грунтов
на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значитель
ной мере
определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

С увеличением глубин моря резко возрас
тает стоимость раз
работки месторождений.
На глубине 30 м стоимость разработки в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м


в 6 раз
и на глубине 300 м


в 12 раз.

В последние годы проводятся большие научно
-
исследователь
ские работы и опытно
-
промышленная э
ксплуатация, как отдель
ных узлов, так и целых комплексов
оборудования подводной эксплуатации скважин. Особого внимания заслуживает подвод
ная
эксплуатация морских месторождений в ледовых условиях. Это обусловлено устранением
возможных действий льдо
в на тех
нические средства, уменьшаются навигационная
опасность, пожароопасность и обеспечивается экономичность разработки мес
торождения.

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследова
ние, и ремонт подводных
трубопроводов в межледовый период
. Эк
сплуатация морских технических средств, и в
основном тех
ники для подводных методов разработки, требует обеспечения безопасного
ведения подводно
-
технических работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих
средств и гидротехнических сооружений. Наряду
с решением технических вопросов необхо
-
димо решать ряд задач по медико
-
биологическому обеспечению жизнедеятельности
человека, в том числе в экстремальных усло
виях, а также задач медико
-
технических
аспектов тепловой за
щиты жизнедеятельности человека при п
роведении работ под водой.

Разведка и разработка морских нефтяных и газовых место
рождений



сложные в
техническом отношении операции, весьма дорогостоящие и связанные со значительным
риском. Основ
ные проблемы при освоении этих месторождений


проблемы те
хники и
технологии производства этих работ.

Работы по разведке и разработке морских месторождений обычно ведутся в два этапа
:



На первом этапе

производятся гео
логоразведочные работы в межледовый период, и в
этом случае, возможно, применять технику,
которая работает в умеренных зонах.



На втором этапе
,

при разработке месторождений, т. е. добыче, подготовке и
транспорте нефти и газа, вследствие не
прерывного производственного цикла, при
котором процесс дол
жен вестись круглый год, в том числе зимой
, когда море по
-
крыто льдом, требуется уникальная и надежная техника, техни
ческие и
технологические параметры и конструктивные решения которой обусловливаются
требованиями высокой надежности, долговечности, обеспечивающими
безопасность работ в каж
дом конкретном районе.

Одно из основных условий успешного решения проблемы обустройства
-

наличие
достаточной по объему и качеству информации об окружающей среды. Темпы роста
данных наблюдений в мировом океане весьма высоки, что обеспечивает удвоение об
ъема
накапливаемой информации каждые 5
-
6 лет. Благодаря быстрому развитию космических
средств наблюдений ожидается, что в ближайщем будущем продолжительность увеличения
информации, возможно, несколько уменьшится.

Тщательное изучение гидрометеорологических

условий наиболее необходимо при
осовении нефтяных и газовых месторождений. Это обусловлено тем, что гидротехнические
сооружения строятся и эксплуатируются в незащищенных акваториях в тяжелых погодных
условиях. В экстремальных условиях окружающей среды

сооружения должны выстоять и не
разрушиться от воздействий стихии и обеспечить надежность в работе на весь период
эксплуатации месторождения (25
-
30 лет).

На разных этапах проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
требуются различные объ
емы гидрометеорологической информации.

На этапе проектирования морских нефтепромысловых сооружений требуются более
детальные и в больших объемах данные для определения мест и схемы размещения на
площади месторождения гидротехнических сооружений и степени
воздействия среды на
них. Сюда входят следующие исходные данные:

-

максимальная высота волн и соответствующий им период;

-

максимальные значения скорости ветра и течений;

-

экстремальные изменения уровня воды с учетом приливов и штормовых нагонов;

-

ледров
ые условия;

-

режимные распределения высот, периодов и параметров волн, волн по румбам, скорости
и направления ветров и течений;

-

профили течений, спектра ветра и волн, групповые свойства волн;

-

ход скорости ветра и параметры волн в типовых и наиболее ж
естких штормах.

Ветровой режим



основной метеорологический фактор, влияющий на такие
гидрологические элементы , как волнение , течение, дрейф льда и т.д. Силу ветра и влияние
ее на гидрометеорологическое состояние водного бассейна принято определять по шк
але
Бофорта.

Морские течения

-

поступательное движение масс новой суши и т.д. Морские течения,
оказывающие большое влияние на циркуляцию атмосферы и климат в различных частях
земного шара, вызваны трением ветра о поверхность моря, неравномерным распред
елением
солености (а, следовательно, и плотности) воды, изменением атмосферного давления,
происходящем за счет притока и оттока морских вод. Различаются морские течения по
степени устойчивости: изменчивые, временные, периодические (сезонные), устойчивые;
по
расположению: глубинные поверхностные, придонные; по физико
-

химическим и
температурным свойствам.


Волной

именуется распространение колебаний (возмущений) в любой
деформированной среде. Из много численных типов волн существенно роль играют
ветровые и
гравитационные. Наиболее важными для расчетов параметрами являются их
длина, высота и частота.

Исследования окружающей среды ведутся по специальным методикам и рекомендациям,
разработанным специальными организациями, обществами и ведомствами с учетом
треб
ований отраслей. Фундаментальными исследованиями занимаются государственные
организации, ассоциации и т.п.


Осн.:

1. [14
-
18], 5. [280
-
282]

Доп. :
7
. [18
-
23],

Контрольные вопросы:

1.В чем заключается сложность освоения морских месторождений
?


2.
Чем хар
актеризуется окружающая среда?

3. Что входит в
гидрометеороло
гические факторы
?


4.

К
акие исходные данные нужны для проектирования нефтегазовых сооружений не
море?

5.

Дайте определения ветровому режиму, морским течениям и волнам.







Лекция № 4. Морски
е буровые установки. Самоподъемные буровые установки
(СПБУ). Типы опорных колонн.

Плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в
процессе бурения, разделяя на два основных класса:

1.

Опирающиеся при бурении на морское дн
о (относят плавучие БУ самоподъемного
(СПБУ) и погружного (ПУ) типов);

2.

Находящиеся при бурении и освоении в плавучем состоянии (полупогружные
буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС)).



Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущ
ественно в
разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с
глубинами вод 30

120 м. (рис. 4).

Существует ряд конструкций и типов СПБУ
.

Их различают по конструкции корпуса,
числу и конструкции опорных колонн и подъемных устрой
ств.
Ha

определение числа
опорных колонн влияет
ряд факторов
:

глубина моря, гидрометеорологические условия,
способ задавливания опорных колонн в грунт и извле
чение их из грунта, морское дно, общая
масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость

изготовления и др.

На
больших глубинах возрастают волновые нагрузки на каждую колонну.

В целях обеспечения прочности на изгиб большой длины колонн требуется
увеличение ее поперечного сечения.




Рис. 4
-
Общая схема СПБУ




По
этому на глубинах более 60 м в установках применяют не более четы
рех опор со
значительным преобладанием установок с тремя опорами и начиная с глубины 90 м
используют установки толь
ко с тремя опорами.

Установки с
цилиндрическими опорами

применяют на глуби
нах до 45 м (примерно
65

70%) и в диапазоне глубин 45

75м


установки с
цилиндрическими и ферменными
опорами
,

а на глубинах свыше 75м используют установки только с фер
менными опорами.
Конструкции ферменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и тре
угольной
формы. Наиболее удачная конструкция


опора треугольного сечения. Последняя удачно
вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов,
подверженных воздей
ствию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или
общей
опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой.

Механизмы подъемных устройств применяют механические или гидравлические.

В
мировой практике предпочтение отдается механическим механизмам подъема.
Обусловливается это прос
тотой конструкции (он
и менее сложны в эксплуатации) и дру
гими
факторами. Механические устройства подъема, состоящие из зубчатой рейки, встроенной в
конструкцию опор, установлены на корпусе шестеренчатого механизма, шестерня которого
нахо
дится постоянно в зацеплении с рейкой.

Привод механизма осу
ществляется от
электродвигателя с редуктором или гидродви
гателя. Имеются подъемные устройства,
состоящие из пары ве
дущих колес, находящихся в зацеплении с двойной зубчатой рейкой.
Число пар ведущих колес может быть от двух до шести
и более в зависимости от
грузоподъемности подъемной системы СПБУ.

Отличительная особенность этих устройств


непрерывный подъем корпуса, при
этом исключаются паузы в процессе подъ
ема платформы СПБУ. Подъем и спуск опор могут
осущест
вляться одновременно и

раздельно.




Перегон СПБУ на новую точку


Перегон СПБУ на новую точку бурения



весьма ответст
венная операция.
Большинство СПБУ являются несамоходными, и для их буксировки применяют специальные
буксирные суда. Различают два вида буксировки СПБУ: коротк
ий перегон (пере
ход) с точки
на точку в пределах разведываемой структуры и длительный перегон


буксировка СПБУ
на дальние расстояния из одного разведанного района в другой, намечаемый к разведке, или
на базу профилактического ремонта и осмотра. (Рис. 5).

Коротким обычно считают такой
переход, для которого требуется время не более времени гарантированного прогноза погоды
(продолжи
тельность примерно до 12 ч). Перегон СПБУ более 12 ч произ
водят при
благоприятном прогнозе погодных условий (ветер, волнение и

пр.). Допустимые величины
ветра и волнения опре
деляются проектом СПБУ.

На СПБУ при движении действуют следующие внешние силы (сопротивления):

1.Буксировочное со
противление, т. е. сопротивление находящейся в покое
жидкости;

2. Сопротивление встречного
ветра:

3. Сопротивление, вызванное взаимодействием волн с СПБУ
.


Экспериментальными исследованиями установлено, что букси
ровочное сопротивление
составляет 80% общего сопротивления воды и 20% приходится на волновое сопротивление.
Незначи
тельную величину

составляет сопротивление трения. Буксировоч
ное сопротивление
также зависит от скорости буксировки. Воз
действие на конструкцию буксировочных и
волновых сопро
тивлений исследуют на моделях в специальных бассейнах, а сопротивления
ветра


обдувкой моделей
в аэродинамической трубе. Буксировочное сопротивление СПБУ
вследствие малой об
текаемости ее корпуса и большой парусности велико. Опасны случаи,
когда СПБУ идет против ветра. Поэтому для буксировки применяют мощные буксирные
суда.

Перед буксировкой выполня
ют ряд мероприятий по обеспе
чению надежности и
безопасности перегона установки, в част
ности подвижный портал и все грузы закрепляются,
все палуб
ные отверстия и отверстия, ведущие в подпалубные помещения, должны быть
задраены. На СПБУ оставляют минимальн
ый со
став команды, который выполняет работы по
буксировке и уста
новке на точку СПБУ.

До начала буксировки разрабатывают проект перегона, в котором в зависимости от
расстояния, района плавания, досто
верности и долгосрочности метеопрогноза указываются
ско
рость буксировки, число и мощность буксиров, схема их расположения и другие
мероприятия по осуществлению безопасного перехода.

Производятся расчеты на прочность
и остойчивость установки с целью определения надежности буксировки. Особое внимание
обращают на

длину опорных ног. При необходимости, в целях снижения парусности,
верхние секции ног снимают. В соответствии с Правилами Регистра СНГ разрывное усилие
буксирного троса определяют (в кН) по формуле



,

(1)



где



площадь лобового сопротивления погруженной части СПБУ, м
;




скорость буксировки, указанная в свидетельстве, узлы.

В мировой практике для транспортирования СПБУ приме
няют специальные
транспортные суда. Например,
СПБУ «Го
рилла 11» массой 18 тыс. т и высотой опорных
колонн 154 м транспортировали из Сингапура до Роттердама на судне «Майнти сервант 3»
грузоподъемностью 25. тыс. т. с размером палубы 180
140 м.



Установка СПБУ на точке бурения

До установки СПБУ на точ
ке бурения проводят инженерные изыскания грунта
морского дна. Порядок и объем инженерных изысканий определяются в соответствии с
программами изыска
тельских организаций и регламентируются действующими инст
-
рукциями, методиками и другой нормативно
-
техническ
ой доку
ментацией проектных
организаций и органов надзора. Опреде
ляются глубины воды, течения, лунные и штормовые
приливы, величины 10

50 и 100
-
летних штормовых волн в данном месте установки.
Одновременно определяют глубины воды с помощью батиметрической
съемки мелкой
координатной сетки на площади 1 км
2

с центром в точке установки СПБУ. Промерные линии
располагают на расстоянии друг от друга не более чем 100 м.

Керн отбирают на глубинах, превышающих глубину предпо
лагаемого проникновения опор в
грунт, а ме
лководную сейсми
ческую съемку проводят на 50% глубже предполагаемого
заглуб
ления опор. Если предполагается, что в месте установки опор могут быть
заглубленные трубопроводы или другие предметы, то рекомендуется проведение
магнитометрического обзора или др
у
гого метода с целью обнаружения металла. Если
обнаружатся упомянутые преграды, то фактическое место установки коррек
тируется с целью
обеспечения достаточной защиты и соответст
вующего расстояния от опасного предмета или
преграды. После положительных рез
ультатов обследования на точке, признанной пригодной
для установки СПБУ, устанавливают заякорен
ный буй.

До подхода СПБУ к точке установки
подготавливают якоря, якорные цепи и
рейдовые бочки в соответствии с комплектом «А» (два комплекта).

Крановое судно с

подготовленными комп
лектами подходит к месту, обозначенному буями, после чего яко
ря
устанавливают так, чтобы СПБУ расположилась в определен
ном направлении по отношению
к преобладающему в данном районе направлению ветра. Во избежание сноса вертолета на
препятствия (при вертолетном обслуживании) диаметральная плоскость СПБУ
устанавливается под углом 45 к преобладаю
щему направлению ветра.

После установки рейдовых бочек СПБУ подводят на возмож
но близкое к ним
расстояние и удерживают двумя буксирами. Зате
м разматывают с лебедок СПБУ с помощью
вспомогатель
ного судна швартовые тросы и закрепляют их на рейдовых бочках. После этого
буксирным судном, соединенным с носовой частью СПБУ, дают натяжение тросам и
наматывают на лебедки СПБУ швартовые тросы, фиксируя

СПБУ в заданном месте. Затем
приступают к спуску опорных колонн. Чтобы сократить время при подходе СПБУ к месту
установки, опорные колонны предварительно опускают на глубину, исключающую касание
колонн о морское дно при волнении. Во время спуска опорных к
олонн при достижении
морского дна и вдавливании их в грунт осадка СПБУ начинает уменьшаться за счет действия
веса СПБУ на опорные колонны. При этом крен (или дифферент) платформы, возникающий
за счет неровностей и прочности грунта морского дня, допускается

не более 1

1,5. При
заглублении опорных колонн в грунт и нахождении СПБУ в воде на колонны передается
горизонтальная нагрузка от волн, действующих на корпус.

В положении, когда вес опорных колонн полностью восприни
мается грунтом, а корпус
СПБУ находитс
я на плаву, к этим нагрузкам добавляется нагрузка от ударов захватов о
нижние и верхние кромки окон опорных колонн, возникающая от верти
кальной качки СПБУ,
которая возрастает при увеличении волне
ния. Поэтому это положение СПБУ необходимо
пройти по воз
мо
жности быстро.



Корпус установки поднимают одновременно всеми подъем
никами, устраняя при этом
возникающие крен или дифферент. При подъеме корпуса задавливание колонн в грунт ведут
в несколько этапов.
Первый этап



когда давление в цилиндрах достигнет 25%

от давления,
соответствующего номинальной на
грузке на колонну,
. Затем два диагонально
расположен
ных подъемника колонн останавливают, а двумя подъемни
ками корпуса
поднимают корпус до тех пор, пока давление в остановленных подъемниках не упадет до
нуля
, а в работающих поднимется до 45% от
. После этого аналогично задавливают
вторую пару опор. Давление в опорных колоннах выравнивают, и подъем корпуса
продолжают до тех пор, пока давление в рабо
чих полостях гидроцилиндров не достигнет
40% от
. После это
го производят
второй раз

задавливание колонн, пока в гидро
-
цилиндрах задавливаемых колонн давление не достигнет 75% от
. Затем давление опять
выравнивают, и подъем корпуса продолжают. Следующее задавливание осуществляют при
дости
жении давления 70% от

и

т. д.

Подъем производят до тех пор, пока корпус не выйдет из воды и не прекратятся удары
волн о днище корпуса. После достижения максимального давления в цилиндрах подъемники
останавливают и выдерживают 20

30 мин. Если же при этом давление в подъемниках не

изменится, то задавливание опор считают законченным. Затем выравнивают давление в
цилиндрах подъемников, поднимают корпус на заданную высоту над уров
нем моря,
окончательно выравнивают его и закрепляют сто
порящими устройствами, разгружая этим
гидросистем
у подъема. Подъем закончен, и СПБУ установлена в рабочее положение.




Особенности эксплуатации СПБУ

В процессе всего срока эксплуатации СПБУ должна обеспе
чивать безопасность
производства работ при строительстве неф
тяных и газовых скважин. Эта безопаснос
ть
обеспечивается жи
вучестью установки, т. е. ее способностью противостоять аварий
ным
повреждениям, возникновению распространению пожаров, взрывов, сохраняя при этом в
достаточной мере мореходные ка
чества установки на плаву и эксплуатационные качества е
е
в рабочем положении при строительстве скважин.

Опасными явлениями при бурении могут быть
:

образо
вание грифона вблизи работы
СПБУ, нефтегазопроявления из бурящейся скважины, просадка опорных колонн в грунт, ле
-
доход.

Образование грифона представляет бол
ьшую опасность для СПБУ. При появлении
грифона за ним организовывается кругло
суточное наблюдение, и в случае продвижения
грифона к опор
ным колоннам работу на СПБУ прекращают и вызывают спа
сательные суда и
подготавливают установку к снятию с точки бурени
я. Корпус приспускают и оставляют над
водой на высоте 0,5

2 м (в зависимости от погодных условий). При необходи
мости корпус
переводят в положение «на плаву». Колонны под
нимают, и установка дрейфует до подхода
судов. Решение о снятии СПБУ принимает началь
ник установки. При угрожающем
положении начальник принимает решение о срочной эвакуации людей с установки
спасательными судами или вертолетами. При неуправляемом нефтегазоводопроявлении,
если все принятые меры не дали положительных результатов, начальник п
ринимает решение
об эвакуации людей с СПБУ.

При появлении крена или дифферента СПБУ бурение пре
кращают и подъемниками
производят выравнивание корпуса с последующим задавливанием колонн в грунт. Весьма
опасен момент, когда при просадке одной из опорных кол
онн СПБУ продолжает стоять на
трех колоннах. В этом случае при шторме вся нагрузка будет восприниматься тремя
колоннами, что может привести к аварии. Поэтому надо систематически контролировать
положение СПБУ (не реже одного раза в неделю к после шторма нес
ущую способность
грунта под колоннами). Для этого корпус СПБУ приподнимается на 10

20 мм так, чтобы
нагрузка пере
давалась на цилиндры гидроподъемника, а не через разгрузоч
ные стопорные
винты. При равномерной нагрузке давление во всех четырех рабочих поло
стях цилиндров
одинаковое. Если это условие не соблюдается, то колонны задавливают повторно.


При наличии льда нагрузки на СПБУ от его
воздействия устраняют систематическим обкалыванием
льда ледоколами вокруг СПБУ. Опа
сно также обледенение
опорных колонн вследствие резкого возрастания на них
волновых нагрузок.

Для эвакуации людей на СПБУ имеется расписание
тревог. Устанавливается оповещение по системе авральной
сигнализации и радиотрансляции, назначаются
ответственные л
ица по прове
дению каждой операции по
эвакуации.

Как указывалось ранее, весьма опасными
операциями являются снятие СПБУ с оконченной бурением
сква
жины, перегон и монтаж на новую точку установки. По
статис
тическим данным, значительная часть аварий
происхо
дит в упо
мянутых случаях. В остальном технология
и техника строитель
ства скважин существенно не
отличаются от строительства скважин на суше.



Технологическое оборудование СПБУ

Опыт производства буровых работ в морских акваториях
определил требования, пр
едъявляемые к плавучим буровым
уста
новкам, и в частности к СПБУ, которые в основном, в
связи со спецификой работ в море, заключаются в:



высокой производительности буровой установки при строи
тельстве
скважины;



быстром перемещении СПБУ с оконченной бурение
м скважи
ны на новую
точку;



обеспечении ее мореходности при переходе на незначительные и большие
расстояния;



повышенной опасности работ и, следовательно, обеспечении безопасности
производства этих работ;

автономности, т. е. обеспечении достаточными запасам
и мате
риалов для нормального
бурения, а также продуктами, нормаль
ными жилищными условиями обслуживающего
персонала и др.

В мировой практике на основании многолетнего опыта класси
фикационными
обществами и организациями разработан ряд правил и других, рук
оводящих и нормативных
документов, регла
ментирующих применение общесудового и технологического обо
-
рудования и систем, обеспечивающих их безопасность и надеж
ность в работе.

Комплекс технологического оборудования включает
:



буровое оборудование для бурения

скважины;



оборудование по приготовлению, подаче, утяжелению, реге
нерации и
хранению бурового раствора и очистке раствора от выбуренной породы;



оборудование для приема и хранения порошкообразных мате
риалов для
приготовления бурового и цементного растворо
в;



оборудование приготовления и нагнетания в скважину цементного
раствора при креплении скважины;



оборудование для производства электрометрических и каро
тажных работ
в скважине;



подводное устьевое (противовыбросовое) оборудование;



оборудование для освоени
я скважины;



вспомогательное оборудование (грузоподъемные краны, тель
феры,
оборудование малой механизации и др.);


Рис. 6
-
СПБУ с ферменными
опорами



оборудование по предотвращению загрязнения моря;



системы управления и контроля технологическим процессом
строительства скважины
.

В соответстви
и со степенью ответственности и опасности участ
ки производства буровых
работ классифицируются по зонам, составляющим в целом район буровой скважины: устье
скважины, резервуары с буровым раствором, циркуляционную систему буро
вых растворов,
включая буровые

насосы, вибросита, песко
-

и илоотделители, дегазаторы и другие
механизмы.




Рис.7 .
-

Подвышечный портал на СПБУ «Бакы»


Ниже в качестве примера приведено описание размещения технологического
обо
рудования на СПБУ «Бакы».



На подвышечном портале (рис.7) установлены: буровая выш
ка (рис.8), механизм
крепления неподвижного конца талевого каната
1
, вспомогательная лебедка
2
, стойка для
крепления машинных ключей
3
, кассеты для установки УБТ
4
, подсве
чник
5

для ручной
расстановки свечей бурильной колонны, ограничитель подъема талевого блока
6
, ротор
7
,
главный пульт бурильщика
8
, электропривод буровой лебедки
9
, воздухосборник
10
,
регулятор подачи долота
11
, буровая лебедка ЛБУ
-
1700
12
, ключ АКБ
-
3М2
13
,
пневмораскрепитель
14
, кабина с КИП
15
, магазин автомати
ческой расстановки свечей
16
,
пульт управления
17

СПО и пульт управления вспомогательной лебедкой
18
. На буровой
вышке (см. рис. 7) установлены: кронблок
1
, балкон механизма переноса свечей
3
, меха
низм
захвата и механизм подъема свечей, талевый блок, подвешенный на талевом канате
4
,
автоматический элеватор и вертлюг
5
.




При ручной расстановке свечей вместо талевого блока
и автоматического элеватора применяю
т крюкоблок. Кроме этого, на
вышке расположены монтажный блок, подвижный центратор
2
,
нижний блок, укрытие, подвески машинных ключей и др.

На главной палубе размещена циркуляционная систе
ма,
включающая блок рабочих емкостей общей вместимостью 1
20
м
3
.

На блоках смонтированы: сдвоенное вибросито для очист
ки
бурового раствора производительностью 50

60 л/с, вакуумный
дегазатор для дегазации бурового раствора, пескоотделитель,
шламовые насосы для подачи воды или раствора в гидросме
сители,
механич
еские перемешиватели , гидравлические перемешиватели .
В зоне обслуживания крана, у вибросит, установлены специальные
контейнеры для сбора шлама выбуренной породы и отправки ее на
берег.


Под порталом на площадке установлены: противовыбросовое
оборудова
ние, включающее два плашечных превентора; универ
-
сальный превентор, гидроуправление превенторами и задвижками,
манифольд; аварийный (ручной) привод закрытия и открытия
плашек превенторов и трубопроводы гидравлического управле
ния.
Управление превенторами и

задвижками манифольда осу
-
ществляется дистанционно с двух пультов:
основного, размещен
ного
вне буровой площадки, и вспомогательного, установленного у поста бурильщика.

В трюмах
размещены: в отсеке запасных емкостей запасные емкости бурового раствора, в н
асосном
отде
лении


три буровых насоса У87
-
М2 с электроприводами, два шламовых насоса и насос
9МГР.


Осн.:

3. [ 30
-
36], 2. [55
-
63]

Доп.:
7
. [922
-
934],

Контрольные вопросы:

1. Для чего нужны морские буровые установки ?

2. На какие виды делят МБУ?

3. В ч
ем назначение СПБУ и на каких глубинах их применяют?

4.

Как производят перегон на новую точку СПБУ?


5.

Что включает комплекс технологического оборудования СПБУ
?

6.

Расскажите преимущества СПБУ.

Что установлен
о

на подвышечном портале?

















Рис. 8

Вышка
СПБУ «Бакы»

Лекция №5. Морс
кие буровые установки. Полупогружные плавучие буровые
установки. (ППБУ).




Необходимость бурения на глубинах моря, превышающих возможности оснований
гравитационного типа, привела к созданию в начале 60
-
х годов так называемых
полупогружных плавучих б
уровых установок (ППБУ)
(рис. 9).

Отличительная особенность ППБУ


относительная лег
кость перемещения, постановки на
точку бурения и снятия с нее, повышенная устойчивость к воздействию ветра, волне
ния и
течений, возможность бурения на глубинах акваторий
до 6000 м, а также незначительное
увеличение стоимости по мере роста глубин моря.




Рис.9
-

Общая схема ППБУ




ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и
месторождениях
в акваториях с глубин 90

100 м,

когда использо
вание СПБУ становится
экономически не оправданным,
до глубин 200

300 м и более.


ППБУ состоят

из верхнего корпуса, стабилизирующих колонн и нижних понтонов
.


Колонны в верхней части присоединены к корпусу, а в нижней


к понтонам. Понтоны и
корпус

соединены между собой и с колоннами прочными трубчатыми связями. Особенность
конструкции установки при ее погружении в воду


резкое сокращение площади
действия ватерлинии, что приводит к уменьшению волновых нагрузок на установку. В
соо
т
ветствии с Правилами Регистра СНГ ППБУ должна иметь клиренс не менее:




м (1)


в состоянии штормового отстоя и в рабочем
состоянии.




м (2)


Здесь
h
50



высота волны 50
-
летнего шторма для данного района моря, м.


Рабочая (верхняя) палуба обычно представляет собой конст
рукцию трех
-
, четырех
-
,
пяти
-

и более угольной формы, на кото
рой размещены двух
-

и трехъярусные
водонепроницаемые над
стройки для размещения экипажа, а также энергетические и
технологические блоки, складские помещения и другое оборудо
вание.

Стабилизирующие колонны ППБУ разде
лены на водонепрони
цаемые отсеки, в
которых размещены склады материалов, на
сосные отделения, цепные ящики и другое
оборудование. Отсеки стабилизирующих колонн размещаются в районе ватерлинии,
иногда заполняются полиуретановой пеной

или пенопластом. В нижних понтонах и
стабилизирующих колоннах размещены
v

цистерны балластной и технической воды,
топлива, масла и др.


Существует три способа
транспортировки ППБУ:

с помощью буксиров, самоходный,
комбинированный (буксировка
в сочетании с самоходным).

К настоящему времени разработан ряд буксируемых и са
моходных ППБУ. По способу
удержания над скважиной в процессе бурения их можно разделить на три типа: с якор
ной
системой удержания; с динамическим позиционировани
ем; на нат
яжных опорах.

ППБУ с якорной системой удержания

состоит из основа
ния и смонтированной на
нем платформы с буровым обору
дованием. Основание включает понтоны с переменной
плаву
честью и опоры под платформу, обладающие положительной плавучестью. В
транспортн
ом положении, несмотря на большую массу ППБУ, верхняя часть понтонов
выступает над уровнем моря. На точке бурения понтоны заполняются водой, основание
погружается на 18

30 м под уровень моря и заякоривается. Платформа с оборудованием
при ее жест
ком соедин
ении с основанием остается на высоте, недосягае
мой для волн во
время шторма, или ее поднимают на такую же высоту по опорам домкратами.


В полупогруженном положении ППБУ удерживается за счет плавучести опор. При этом
понтоны, обладающие боль
шой площадью м
иделевого сечения, оказываются вне волно
вого
воздействия, затухающего с глубиной моря, а миделевое сечение опор, воспринимающих
давление волн, незначитель
но, причем заполненные водой понтоны снижают центр тя
жести
ППБУ. Уменьшение площади сечения элемент
ов, вос
принимающих сильные волновые
нагрузки, и снижение цен
тра тяжести ППБУ повышают ее устойчивость.

Максимальные глубины моря для ППБУ с якорной систе
мой удержания над скважиной
ограничены 300 м, так как с глубиной существенно возрастают длина якорны
х тросов,
габариты и масса якорных лебедок, затрудняются процессы заякоривания и увеличивается
дрейф основания.

ППБУ с динамическим позиционированием

конструктивно отличается от ППБУ
предыдущего типа только системой удержания установки над скважиной в проц
ессе
бурения. В рассматриваемой ППБУ якорная система удержания заменена динамической,
которая включает 8 винтов продоль
ного и поперечного перемещения, акустическую
аппаратуру и вычислительную машину. Излучаемые сигналы отражаются от дна,
воспринимаются ги
дрофонами, и вычислительная маши на определяет положение ППБУ.
При смещении ее по отно
шению к скважине автоматически подается команда на соот
-
ветствующие двигатели, и установка возвращается на исход
ную точку с заданными
координатами.

В отличие от якорных

систем эффективность динамичес
кой системы увеличивается с
ростом глубины моря. При воз
растании глубины повышается удельная точность (отношение
горизонтального смещения к глубине воды), но стоимость системы стабилизации не
увеличивается.

Поэтому ППБУ с
динамическим позиционированием применяют для работы на
глубинах моря до 6000 м.

ППБУ с якорной и динамической системами стабилизации

удерживаются в
полупогруженном состоянии за счет плавуче
сти опор, соединяющих подводные понтоны с
надводной платформой. Ко
личество и диаметры опор в конструкциях ППБУ ограничены
относительно их увеличения в целях сни
жения сил волнового воздействия на устойчивость
основа
ния.

Однако это приводит к росту вертикальных колебаний ус
тановки, так как из
-
за малой
площади опор по ва
терлинии ППБУ очень чувствительна к перемещениям оборудования на
платформе и изменению ее нагружения.


В особенно напряженных условиях заякориваемые ПБУ и ППБУ работают на
приливно
-
отливных акваториях. Здесь по мере изменения уровня моря изменяется
расст
ояние установ
ки от его дна: уменьшается при отливе на величину пониже
ния уровня
воды и увеличивается при приливе на величину поднятия уровня воды.


Вследствие этого при отливе якорные тросы провисают, и установка может сместиться
по горизонтали от оси ск
важи
ны; при приливе тросы сильно натягиваются и могут срывать
якоря.

ППБУ на
натяжных опорах

свободны от отмеченных не
достатков и занимают ведущее
место среди всех известных типов ППБУ. Основными элементами основания на натяжных
опорах являются понтоны с

переменной плавучестью, опоры под платформу, фундамент,
устанавливаемый на дне в точке бурения, и растяжки, соединяющие понтоны с
фундаментом, который выполняет роль придонного якоря и удерживает понтоны в
подводном положении.

В качестве растяжек, ис
ходя

из удобства транспортирования, монтажа и демонта
жа
установки, используют герметично закрытые по кон
цам трубы, обладающие положительной
плавучестью. Кон
струкции фундамента, выполняющего роль придонного якоря, могут быть
различными: погруженные в грунт с
ваи больших диаметров, массивные плиты или
пустотелые емкости.

Технологические схемы монтажа ППБУ

с натяжными опо
рами существенно зависят от
конструкции фундамента, но даже при одинаковой его конструкции могут быть различ
ными.
Если фундамент выполнен в в
иде массивной пустоте
лой емкости, разделенной на отдельные
секции, то его пер
вым буксируют к точке заложения скважины. Затем сюда же доставляют
предварительно изготовленные трубчатые рас
тяжки, длины которых определены исходя из
глубины моря в точке буре
ния и проектной величины погружения понтонов основания под
уровень моря. Нижние концы растяжек со
единяют скобами с фундаментом, часть
пустотелых отсеков фундамента заполняют водой, и он опускается под уровень моря,
увлекая за собой трубчатые растяжки, кот
орые вслед
ствие положительной плавучести
занимают вертикальное по
ложение.

В соответствии с расчетом по избыточной плавучести рас
тяжек и свободных от воды
секций фундамента погружение последнего прекращается на расстоянии от дна, примерно
равном проектно
й величине погружения понтонов основания под уровень моря. При этом
верхние концы растяжек воз
вышаются над поверхностью моря на уровне мест их креп
ления
к понтонам. Теперь к месту монтажа буксируют осно
вание с платформой, закрепляют
верхние концы растяж
ек на понтонах и заполняют водой оставшиеся пустотелые секции
фундамента. При этом фундамент опускается на дно, увлекая понтоны основания на
необходимую глубину под уровень моря.

Устойчивость ППБУ

описываемого типа зависит от силы натяжения трубчатых растя
жек,
называемых натяжными опорами, и практически не зависит от количества и диаметра опор
основания, поддерживающих платформу.

Поэтому диа
метр опор такого основания определяют из условия их проч
ности, а не
устойчивости и непотопляемости установки, т.е.
используют небольшое количество опор
сравнительно малых размеров любого профиля (рис. 10). Платформа состоит из следующих
основных узлов: собственно платформы, вклющающей колонны
1

и понтоны
9
, на которой
установлено буровое
2, 3

и промысловое оборудование
, оборудование для подготовки и
откачки нефти и вспомогательное оборудование
4, 5, 6,

жилые помещения
8
, вертолетная
площадка
7
.

Платформа удерживается в рабочем положении натяжными элементами 13 (трубами)
которые крепятся к морскому дну якорными устройств
ами свайного типа
10, 11.

Подводная устьевая система состоит из опорной плиты
12
, на которой размещено
устьевое оборудование для извлечения нефти, соединенное системой стояков с платформой.
При необходимости, которая может возникнуть в про
цессе монтажно
-
д
емонтажных работ,
силу натяжения растя
жек регулируют балластировкой понтонов основания, запол
няя часть
их полых секций водой.

Сила натяжения растяжек почти не зависит от изменения уровня воды вследствие
приливов и отливов, и положение ППБУ ни относительн
о дна акватории, ни относительно
при
донного устья скважины не меняется и не осложняет процес
сов бурения.

По зарубежным оценкам, ППБУ с натяжными опорами в настоящее время устанавливают
на глубинах моря до 800 м, а в будущем смогут устанавливать на глубин
ах до 2000 м. При
этом стоимость ППБУ незначительно зависит от глубины мо
ря (возрастает на 10

15 % с
увеличением глубины моря от 150 до 600 м).

К достоинствам ППБУ на натяжных опорах

можно отнес
ти легкость транспортировки и монтажа. Раздельная транс
порт
ировка
основания, растяжек и фундамента позволяет использовать для монтажа даже относительно
короткие пе
риоды хорошей погоды.


Основание с буровой платформой может отсоединяться

от
натяжных опор без подъема фунда
мента, т.е. без потери
скважины, и затем снова соединяться с опорами, что дает
возможность безопасно использовать эту ППБУ на акваториях,
где существует риск появления ледовых полей или айсбергов.

Используются также ППБУ

других конструкции, такие как
Медуза" (Россия) и
-

"Скат
-
600" (Великобритания).

Основными требованиями при разработке конструкции
ППБУ

являются:



обеспечение наибольшей безопасности и
устойчивости ППБУ;



минимальное перемещение ППБУ при бурении;



обеспечение

мобильности и маневренности при
передвижении;



быстрая установка на точку бурения;



достаточное количество технологических и других
запасов;



удобное расположение оборудования, наличие
достаточного количества помещений для хранения
указанных запасов и

меха
низация погрузочно
-
разгрузочных работ;



простота и технологичность при строительстве, и
удобство при эксплуатации;



минимальный расход материалов и снижение трудоемкости;



учет конкретных районов применения ППБУ.

Естественно, в перечисленных требования
х есть противоре
чивость, и осуществить их в
одной конструкции невозможно. Поэтому при проектировании учитывают конкретные
условия предполагаемого района применения ППБУ (глубина бурения, глубина воды,
волнение, ветер, ледовой покров и т.п.).

Осн.:

2. [ 6
3
-
69 ], 3. [ ]

Доп.:
7
. [935
-
945]

Контрольные вопросы:

1. Для чего и на какие глубины предназначены ППБУ?

2. Конструкция ППБУ.

3. Отличительная особенность в конструкции ППБУ от СПБУ.


4. С помощью чего удерживаются ППБУ ?



5. Что мож
но отнести
к

достоинствам ППБУ на натяжных опорах?





Лекция №

6
. Морские бур
овые установки. Буровые суда.



Рис.10
-

Платформа,
установленная на
месторождении Хаттон в
Северном море.


Удаление районов буровых работ от береговых баз, слож
ность и малая скорость
буксировки, а также небольшая авто
номность снижают эффективн
ость использования
полупогружных буровых установок
.
Поэтому для поискового и разведочного бу
рения в
отдаленных районах применяют
буровые суда.

(рис.11).

Основным режимом эксплуатации буровых судов является бурение скважины (85

90%
от всего времени эксплуа
тации судна). Поэтому форма корпуса и соотношение главных
размерений определяются требованиями остойчивости и обеспечения стоянки с возможно
малыми перемещениями. Вместе с тем фор
ма корпуса должна соответствовать скорости
передвижения суд
на 10

14 узлов и

более.
Характерная особен
ность для буровых судов


малое отношение ширины к осадке, равное 3

4.




При
чем наблюдается тенденция
уменьшения этого отношения (у судов
«Пеликан», «Сайпем
II
» и др.), что можно
объя
снить расширением районов работы и
требованиями повышения море
ходности.
Выбор главных размерений судна зависит от
требуе
мой грузоподъемности, которая
определяется расчетной глубиной бурения
скважин и автономностью судна.


В практике бурения разведочных
скважин на море широ
ко применяют
однокорпусные и многокорпусные самоход
ные
и несамоходные суда. С середины 50
-
х до конца 70
-
х годов для бурения использовались
только суда с якорной и закольной системами стабилизации, их удельный вес в парке
плавучих буро
вых установок составлял 20

24 %. Область применения для бурения судов с
якорной системой стабили
зации ограничена глубинами моря до 300 м.

Новые перспективы в освоении морских месторождений открылись в 1970 г. благодаря
созданию системы динамичес
кого поз
иционирования, использование которой позволило
установить ряд рекордов по глубине разведываемых аквато
рий. С этого времени произошел
относительно быстрый рост мирового парка судов для бурения на больших глубинах моря.

Примерами зарубежных судов с динамиче
ской системой стабилизации являются "Пеликан"
(до глубины моря 350 м), "Седко
-
445" (до 1070 м), "Дисковерер Севен Сиз" (до 2440 м),
"Пелерин" (до 1000 м первое и до 3000 м второе поколения), "Гломар Челенджер" (до 6000 м,
фактически покорена глуби
на моря
7044 м), "Седко
-
471" (до 8235 м).

Самоходные буровые суда

бывают однокорпусными и двухкорпусными
(катамараны). В отечественных производст
венных организациях используются
преимущественно однокорпусные. Обусловлено это меньшими капитальными затра
тами на
их

изготовление, так как они создавались на базе готовых проектов корпусов рыболовецких
судов.

Однокорпусные буровые суда типа "Диорит", "Диабаз", "Чароит", "Кимберлит",
эксплуатировавшиеся в производст
венных экспедициях ВМНПО "Союзморинжгеология",
осна
щен
ы якорной системой стабилизации, буровыми станками шпиндельного типа и
технологическим оборудованием для проведения инженерно
-
геологических изысканий при
глубине воды от 15 до 100 м.

Опыт бурения с этих судов выявил ряд их конструктив
ных недостатков, осно
вными из
которых являются ненадеж
ная система стабилизации на скважине, малые размеры бу
ровой
площадки и ограниченное число посадочных мест из
-
за использования серийных корпусов
рыболовецких судов, невозможность передачи на забой необходимой осевой на
гру
зки при
бурении станками шпиндельного типа без ком
пенсаторов вертикальных перемещений
бурового снаряда, невозможность проведения комплекса скважинных геотехни
ческих
исследований и отбора монолитов вдавливанием из
-
за использования бурильной колонны

Рис. 11
-

Заякоренное буровое судно.

геолог
о
-
разведочного сор
тамента диаметром 0,050


0,064 м. Единственный вид сква
-
жинных исследований, которые можно производить с этих судов,


это прессиометрия.

Технологический комплекс каждого судна состоит из бу
ровой установки, системы для
проведения скваж
инных гео
технологических исследований (статическое зондирование и
пробоотбор) и донной пенетрационной установки. Использо
вание бурового кондуктора
(водоотделяющей колонны) на этих судах не предусмотрено. Привод основных буровых
механизмов гидравлический,

спускоподъемные операции меха
низированы.

Специализированных судов для бурения разведочных скважин на глубинах морей свыше
300 м в России в настоя
щее время нет.

Более перспективным типом судов для бурения разведоч
ных скважин являются
катамараны. По срав
нению с однокорпусными судами такого же водоизмещения они имеют
ряд преимуществ: более высокую остойчивость (амплитуда бортовой качки катамарана в 2

3 раза меньше, чем у одно
-
корпусных судов), что позволяет работать в лучших условиях при
сильном волнении м
оря (коэффициент рабочего времени двухкорпусных судов больше, чем
однокорпусных, минимум на 25 %); более удобную для работы по форме и значительно
большую (на 50 %) полезную площадь палубы (поскольку ис
-

пользуется межкорпусное
пространство), что дает возм
ож
ность разместить на палубе необходимое количество тяжело
-
го бурового оборудования; малую осадку и высокую манев
ренность (каждый корпус
снабжен ходовым винтом), что способствует использованию их в условиях мелководного
шельфа. Стоимость постройки одноко
рпусного судна со сравнимой площадью рабочей
палубы на 20


30 % выше сто
имости судна
-
катамарана.



Американская фирма "Ридинг энд
Бэтес" построила буро
вое судно "Катамаран",
состоящее из двух барж, скреплен
ных де
вятью
балочными фермами (рис.12). Длина судна 79,25
м, ширина 38,1 м. С него можно бурить
скважины глу
биной до 6000 м при любой
глубине моря. На судне установ
лены: буровая
вышка высотой 43,25 м с грузоподъемной си
лой
4500 кН; ротор; двухбарабанная лебед
ка с
приводом от двух дизелей; два буровых насоса с
приводом от двух других дизелей;
цементировочный агрегат; резервуары для
глинисто
го раствора; восемь якорных лебедок с
электроприводом от двух дизель
-
генераторов
переменного тока мощностью по 350 кВт;
жи
лые помещения для 110 человек.

Из буровых судов
-
катамаранов значительно меньших гео
метрических и энергетических
параметров следует отметить отечественные катамараны "Геолог
-
1" и "Геолог
Приморья", техническая характеристика которых приведена ниже.



"Геолог
-
1" "Геолог Приморья"

Водоизмещение, т....................... 330 791

Длина, м....................................... 24

35,1

Ширина, м.................................... 14 18,2

Осадка без груза, м...................... 1,5 3,26

Высота надводного борта, м 1,7

4,47

Мощность дизель
-
генерато
ров,

кВт:


главных.................................. 2x106,7 2x225


вспомогательных.................. 2x50 2x50

Скорость хода,

узлы................... 8 9


Рис. 12
-

Буровое судно "Катамаран".

Мореходность, баллы................. 6 8

Условия работы:


удаление от берега, км.......... До 3 До 360



минимальная глубина мо
-


ря, м......................................... 2 5


волнение моря, баллы............ 3 4



Минимальная глубина моря, на

которой возможно буре
ние с катамарана, определяется
величиной его осадки, мак
симальная


длиной якорных тросов. Возможные глубины
бурения скважин зависят от типа установленных на катама
ранах буровых установок.

Катамаран "Геолог
-
1" (рис.13) построен
специально для инженерно
-
геологических
изысканий в прибрежных аквато
риях Черного моря.


Рис. 13
-

Схема размещения основного технологического оборудования для ин
-
женерно
-
геологических исследований на судне "Геолог
-
1":

1
,
2
,
3
,
4



лебедка, копер, штанги
пенетрационные, пульт управления и блок регистрации
ПСПК
-
69 соответственно;
5



установка буровая УГБ
-
50М;
6
,
7
,
8



приемник, излучатель,
блоки возбуждения и регистрации станции сейсмопрофилирования "Грунт" соответственно;
9



гидробак с гидросистемой и б
алластом ПСПК
-
69;
10
,
11

и
12



корпус, насадка направ
-
ляющая движителя и свайное устройство судна соответственно


. На катамаране смонтированы: установка УГБ
-
50М с электроприводом для бурения
скважин глуби
ной до 30 м по породам ударным, колонковым и шне
ковым способами;
подводная пенетрационно
-
каротажная станция ПСПК
-
69 для исследования физико
-
механических свойств мягких грунтов и установления литологического строения морского
дна; сейсмоакустическая станция "Грунт" для не
прерывного профилирования с цель
ю
получения сведений о литологическом строении морского дна по всей зоне между опорными
скважинами. В точке исследования "Геолог
-
1" за
крепляется четырьмя якорями, а на
глубинах моря до 7 м


дополнительно двумя закольными сваями длиной по 8 м.

Несамоходны
е плавучие буровые установки

создают, ис
пользуя в качестве
основания, не предназначенные для буре
ния несамоходные суда (баржи, плашкоуты,
шаланды), дере
вянные плоты или специально изготовленные для бурения металлические
понтоны, катамараны и тримараны.

Из несамоходных судов чаще
всего используют

баржи. Из всего многообразия типов
барж не все пригодны для произ
водства буровых работ на море. Наиболее удобна сухогруз
-
ная баржа с открывающимися в днище люками, благодаря чему буровой станок можно
установить
в центре баржи. Пе
ред производством работ баржу загружают балластом для
придания ей большей остойчивости.

Иногда для бурения применяют две однотипные баржи, спаренные поперечными
брусьями. Образуется катамаран с зазором между баржами, в котором размещаетс
я устье
сква
жины. Спаривание барж позволяет применять тяжелые буро
вые установки и вести
бурение в неблагоприятных гидроди
намических условиях моря.

Буровые плоты наиболее доступны в изготовлении. Тяже
лые плоты глубоко
погружены в воду. Это повышает их о
с
тойчивость, но увеличивает осадку и не исключает
захлестывание оборудования даже небольшой волной. Со временем плоты теряют свою
плавучесть, и срок службы их сравни
тельно небольшой.

Буровые металлические понтоны по водоизмещению делят на легкие площадью

30

40 м
2

и тяжелые площадью 60

70 м
2
. Остойчивость понтонов невысокая, и используют
их преимущественно на закрытых акваториях при волнении моря до 2 баллов.

В России при бурении на шельфе дальневосточных морей широкое применение получили
катамараны типа "
Амур" и тримараны типа "Приморец", представляющие собой суда
маломерного флота с ограничением плавания по волновому состоянию моря до 5 баллов.
Первые несамоходные. Вторые могут передвигаться самостоятельно со скоростью до 4 узлов
в тихую погоду на небольш
ие расстояния в пределах разве
дываемой бухты. Однако их тоже
относят к несамоходным, так как условия работы в подавляющем большинстве случаев
вынуждают использовать для их буксировки вспомогательные суда. Указанные катамараны
и тримараны разработаны СКВ А
О "Дальморгеология" для бурения ударно
-
забивным и вра
-
щательным способами разведочных скважин конкретных параметров и имеют следующие
технические характеристи
ки:


Катамаран Тримаран



"Амур" "Приморец"

Длина, м...................................... 13,6 18,60

Ширина, м.................................. 9,0

11,80

Высота борта, м......................... 1,5 1,85

Осадка, м.................................... 0,8 0,95

Водоизмещен
ие, т...................... 40 65

Число и масса (кг) якорей......... 4
x
150 4
x
250

Грузоподъемная сила буро
-

вой вышки, кН............................ 20
0 300

Параметры скважины, м:


глубина по воде.................... 25 50


глубина по породам.............. 25 50

М
аксимальный диаметр по

колонне обсадных труб............. 0,146/0,166 0,219/0,243





Рис. 1
4
-

Плавучие буровые установки АО "Дальморгеология":

а

-

ПБУ "Амур":
1

-

якорная лебедка,
2

-

рубка,
3

-

буровая
лебедка,
4



буровая
вышка;
б



ПБУ "Приморец":
1



надстройка,
2



буровая вышка,
3



буровая
лебедка,
4



талевая лебедка,
5



вибратор,
6



враща
тель


Тримаран "Приморец"


ПБУ с тремя корпусами серий
ных судов, соединенными
плоским мостом из стальн
ого про
ката (рис.1
4
,
б
). Ходовой двигатель и винторулевое
устройство размещены в среднем корпусе, смещенном в корму от
носительно боковых.
Дизель
-
генератор и промывочный на
сос расположены в двух параллельных боковых
корпусах тримарана. На палубе в кормов
ой части установки находится надстройка бытовых
и служебных помещений, в носовой


размещено буровое оборудование, содержащее Л
-
образную буровую вышку, лебедку для ударно
-
забивного бурения, тале
вую оснастку и
лебедку для подъема труб, вращатель и ви
брато
р.

В палубе ПБУ "Амур" и "Приморец" имеются П
-
образные вырезы для отхода
установки от скважины без извлечения обсадных труб на время шторма, плохой видимости
или ре
монта и последующего подхода к скважине для продолжения бурения.
Непотопляемость и устойчив
ость этих установок сохраняются при затоплении любого
одного отсека.


Катамаран "Амур"


ПБУ с двумя параллельными корпу
сами серийных
краболовных ботов, соединенными в верхней части плоским мостом из стального проката,
образующим общую палубу (рис.1
4
,
а
)
.

Энергосиловое и вспомогательное оборудование
установки расположено в корпусах катамара
на, что увеличило рабочую площадку. На палубе
установлены А
-
образная буровая вышка, лебедка для ударно
-
забивного бурения, вибратор,
обсадные трубы, рабочий инструмент,

рубка, четыре якорные лебедки.

Осн.:

2. [ 74
-
77 ], 3. [ ]

Доп.:
7
. [947
-
951]

Контрольные вопросы:

1. Для чего и на какие глубины предназначены БС?

2. Конструкция бурового судна.

3. Отличительная особенность в конструкции ППБУ от БС.


4. С по
мощью чего удерживаются БС ?



5. Что можно отнести
к

преимуществам БС?



Лекция № 7. Системы удержания плавучих буровых средств (ПБС).



Системы предназначены для удержания в заданных пределах отклонения бурового
плавучего средства (БС и ППБУ)
от оси бурящейся и эксплуатирующей скважины в
горизонтальном направлении.


Обычно горизонтальное перемещение бурового плавучего средства не превышает 5
-
6 %
глубины моря.


Радиус максимального отклонения
R
=0.06
H
,

Где 0,06


максимальное относитель
ное отклонение, ограничиваемое напряжениями в трубах
водоотделяющей колонны и углом отклонения нижнего

шарнирного и шарового или другой
конструкции соединения;
Н
-

глубина моря, м.


В зависимости от глубины моря Н все ПБС оснащают одной из следующих возм
ожных
систем удержания на точке бурения:



При глубинах моря до 200м


с помощью якорных цепей или тросов, либо
комбинированной системы (якорных цепей и тросов);



На глубинах моря более 200м


с помощью динамической системы стабилизации
(динамического позици
рования).


Якорные системы удержания


Буровое плавсредство и систему заякоривания рассматривают как единый комплекс, за
исключением случаев экстремальных погодных условий.


Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс
(
устройство для изменения направления перемещения якорного троса). В зависимости от
местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют
различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно ПБС.

На рис. 1
5

показа
ны шесть наиболее распространенных в мировой практике вариантов
заякоривания при воздействии нагрузок с любой стороны;
n
-

число якорных канатов.


Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них,
глубины моря, характеристики ра
бочего оборудования, стоимости, наличия пространства для
палубных устройств и других факторов.





Рис. 1
5
-

Типовых вариантов систем заякоривания:
а,б,в



симметричные
системы соответственно с

n
-
9,8,10; г,д,е


систе
мы с якорными канатами
(
n

8), расположенными соответственно под углом 45
-
90
0

друг к другу, порд
углом 30
-
70
0

к оси платформы и под углом 30
-
60
0

к продольной оси судна


Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой: цепь со
св
аренным встык звеньями и замковую цепь. В большинстве случаев для заякоривания
применяют металлические канаты диаметром 57
-
76 мм (иногда 90мм). Преимущества
металлических канатов: масса каната в морской воде ниже стоимости цепи. Недостаток
металлического
каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большое
развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также
в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине.


Якорные системы оснащают

комплексом оборудования для регулирования натяжения
якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно
управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты
волны или направления ветра.


Системой

управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков,
устанавливаемых на тросах.


Система динамической стабилизации.



На глубинах морей более 200 м якорные системы стабилизации не обеспечивают
требуемые допускаемы
е

отклонения ПБС о вертикальн
ой оси бурящейся скважины,
становятся массивными, и их применение неэффективно. По этим причинам на глубинах
более 200 м используют динамические системы стабилизации (динамического
позицирования), которые по сравнению с якорными системами удержания имеют
следующие преимущества:



Обеспечивают требуемую технологией бурения точность позицирования ПБС;



Осуществляют быстрое изменение курса БС или ППБУ в целях уменьшения бортовой
и вертикальной качек;



Обеспечивают быстрый уход с точки бурения и возврат на нее

ПБС.

Система динамической стабилизации представляет собой замкнутую цепь
автоматического управления. Она включает:

1.

Цепь обратной связи с датчикам, определяющими координаты продол
ь
ного и
поперечного перемещения по осям
х, у

и угол поворота
φ

ПБС относи
тельно
пр
и
нятых неподвижных координат;

2.

блок сравнения, который определяет отклонения
Δх, Δу

и

Δφ

действующего
положения ПБС от его начального расчетного положения
х
0
, у
0,
φ
0

;

3.

пульты управления, имеющие прямые и обратные связи с двигателями и гребными
в
интами, рассчитывающие и подающее командного пункта на двигатели и гребные
винты команды для возвращения ПБС в начальное положение.;

4.

подруливающие устройства (двигателей и гребных винтов), обеспечивающие
перемещение судна на величину
Δх, Δу

и

Δφ
и возв
ращение егов начальное
положение.


На автоматизированном пункте управления универсальная ЭВМ по цепи обратной
связи получает данные от внешних датчиков о положении ПБС в определенный момент.
При этом угол поворота определяют гидрокомпасом, а координаты х,

у вычисляются
системой акустического измерения АМ
S
. Эти данные имеют высокую точность, их
используют в системе динамической стабилизации.


В системе динамической стабилизации имеются две ЭВМ: одна работает, а вторая в
резерве. Система автоматической ста
билизации включается в работу и контролируется
оператором с главного пульта управления.


Осн.:

2. [ 207
-
209 ], 3. [ ]

Доп.:
7
. [987
-
993]

Контрольные вопросы:

1. Какие системы удержания вы знаете?

2. Из чего состоит якорная система?

3. Из че
го состоит система динамической стабилизации
?
.


4. Чем отличаются эти две системы удержания ПБС ?



Лекция № 8.Особенности бурения морских скважин. Подводное устьевое
оборудование. Морской стояк.


Бурение скважин на море труднее и дороже, чем на

суше. Обусловлено это наличием над
придонным устьем скважины водного пространства, необходимостью применять специаль
-
ные морские основания для размещения на них бурового оборудования и выполнения с них
комплекса работ, связан
ных с проводкой скважины, сло
жными гидрологическими и
метеорологическими условиями работы на акваториях (ветры и волнения, приливы, отливы и
течения, туманы, морось, снег и горизонтальная видимость, ледовый режим, темпера
тура
воздуха и воды) и т.д.

Ветры, волнения и течения водного п
ространства, находящегося над придонным устьем
скважины, вызывают качку плавучей буровой установки, перемещение оборудования и
инструментов по ее палубе, дрейф и снос установки в на
правлении ветра или течения. Качка
оказывает неблагоприят
ное физиологиче
ское воздействие на людей, работающих на буровой
установке. Волнение моря вредно и при бурении со стационарных (неподвижных) установок,
так как волны, об
рушивающиеся на основание буровой, могут повредить его или полностью
разрушить.

Рыхлые породы морского

дна обычно сильно обводнены
.

При бурении в таких породах
для обеспечения сохранности керна и устойчивости стенок скважин приходится использо
-
вать специальные технические средства и осуществлять тех
нологические мероприятия,
требующие дополнительных ма
тер
иальных затрат и удовлетворяющие жестким требованиям
охраны окружающей среды от загрязнения.

Специфические гидрологические и метеорологические ус
ловия моря, ограничивают
возможности и снижают эффективность применения способов, технических средств и
технол
огий бурения, используемых на суше. Поэтому про
блема повышения эффективности
бурения скважин на море до сих пор является одной из самых важных в процессе во
влечения
в производство минеральных ресурсов подводных месторождений.

Для бурения и последующей эк
сплуатации таких скважин экономически оправданным
является создание доро
гостоящих массивных стационарных, полустационарных и
погружных конструкций оснований, которые позволяют раз
мещать на них традиционную
буровую технику и использо
вать хорошо отработан
ные на суше технологии бурения, до
-
бычи, сбора и подготовки нефти и газа к транспортирова
нию.

Бурение разведочных скважин на море требует принципиально новых конструкций
бурового обору
дования и технологий, которые гарантировали бы проходку скважин с
собл
юдением требований безопасности, экологичности и обеспечивали бы высокое качество
работ при наи
меньших затратах. Для создания таких технологий и техники необходимо
обобщить и оценить имеющийся опыт примене
ния современных технических средств и
технологий
бурения на море, научно обосновать рациональные пути их дальней
шего
развития.



Условия бурения на море


На процесс бурения скважин на море влияют естествен
ные, технические и
технологические факторы (рис.1
6
)
.

Наи
большее влияние оказывают естественные ф
акторы,
опреде
ляющие организацию работ, конструктивное исполнение техники, ее стоимость,
геологическую информативность бу
рения и т.п. К ним относятся гидрометеорологические,
гео
морфологические и горно
-
геологические условия.

Гидрометеорологические услови
я

характеризуются волне
нием моря, его ледовым и
температурным режимами, коле
баниями уровня воды (приливы

отливы, сгоны


нагоны)
и скоростью ее течения, видимостью (туманы, низкая облач
ность, метели, осадки).

Для большинства морей, омывающих берега Рос
сии (Японское, Охотское, Берингово,
Белое, Баренцево, Татар
ский пролив), характерна следующая средняя повторяемость высоты
волн, %: до 1,25 м (3 балла)
-

57; 1,25


2,0 м (4 бал
ла)
-

16; 2,0

3,0 м (5 баллов)
-

12,7;
3,0

5,0 (6 баллов)
-
10. Средняя повтор
яемость высоты волн до 3,0 м в Балтий
ском,
Каспийском и Черном морях составляет 93 %, 3,0


5,0 м
-

5 %.

Для бурения на акваториях опасны отрицательные темпе
ратуры воздуха, вызывающие
обледенение бурового основа
ния и оборудования и требующие больших зат
рат времени и
труда на приведение в готовность силового оборудования по
сле отстоя.

Ограничивает время бурения на море также снижение ви
димости, которое в безледовый
период чаще отмечается в ночные и утренние часы.

Геоморфологические условия

определяются

очертаниями и строением берегов,
топографией и почвой дна, удаленностью точек заложения скважин от суши и обустроенных
портов и т.п. Для шельфов почти всех морей характерны малые укло
ны дна. Изобаты с
отметкой 5 м находятся на расстоянии 300

1500 м от бе
рега, а с отметкой 200 м


20

60
км. Од
нако имеются желоба, долины, впадины, банки.

Почва дна даже на незначительных площадях неоднородна. Песок, глина, ил чередуются
со скоплениями ракушки, гра
вия, гальки, валунов, а иногда и с выходами скальных пород
в
виде рифов и отдельных камней.

На первой стадии освоения морских месторождений твер
дых полезных ископаемых
основным объектом геологичес
кого изучения являются участки в прибрежных районах с
глубинами акваторий до 50 м. Это объясняется меньшей сто
имость
ю разведки и разработки
месторождений на меньших глубинах и достаточно большой площадью шельфа с глуби
нами
до 50 м.




Рис. 1
6
.
-

Факторы, влияющие на эффективность бурения скважин на море


Требования к бурению
р
азведочных скважин на море

Наибольшее распространение на море получили бурильные трубы нефтяног
о сортамента
диа
метром 0,127 м.
Соответственно диаметр скважины не может быть меньше 0,132 м.

Установленные геологические разрезы и глубины разведы
ваемых акват
орий, геолого
-
методические и эксплуатационно
-
технические требования к бурению скважин рассмотрен
-
ных целевых назначений определяют следующие их пара
метры:


Максимальная глубина скважины, м:

по воде/по породам .............................................
. 300/300

Диаметр скважины в рыхлых отложениях, м:


максимальный ................................................... 0,325/0,351


минимальный ................................................... 0,146/0,166


Диаметр скважины в коренных породах,

м: ;


максимальный ................................................. 0,131


минимальный ................................................... 0,059



Основная зона шельфа, разведываемая геологами, состав
ляет полосу шириной от сотен

метров до 25 км. Удаленность точек заложения скважин от берега при бурении с ледового
припая зависит от ширины припайной полосы и для аркти
ческих морей достигает 5 км.

Горно
-
геологические условия

характеризуются в основном мощностью и физико
-
механическим
и свойствами горных пород, пересекаемых скважиной. Отложения шельфа
обычно представлены рыхлыми породами с включением валунов. Ос
новными
составляющими донных отложений являются илы, пески, глины и галька. В различных
соотношениях могут об
разовываться отл
ожения песчано
-
галечные, суглинки, супеси,
песчано
-
илистые и т.д. Для шельфа дальневосточных морей породы донных отложений
представлены следующими вида
ми, %: илы


8, пески


40, глины


18, галька


16, про
-
чие


18. Валуны встречаются в пределах 4

6 %
в разрезе пробуренных скважин и 10

12
% скважин от общего их ко
личества.



Рациональные способы бурения разведочных скважин на море

Рациональным
является
такой способ бурения скважины, который обеспечивает
достаточно качественное выполнение поставленной з
адачи при минимальных трудовых и
матери
альных затратах. Выбор такого способа бурения базируется на сравнительной оценке
его эффективности, определяемой многими факторами, каждый из которых в зависимости от
геолого
-
методических требований, назначения и усл
овий бу
рения может иметь решающее
значение.

При выборе рациональ
ного способа бурения оценивать следует, прежде всего, и
главным образом по фактору, отражающему целевое назна
чение скважины. При выявлении
двух и более способов бу
рения, обеспечивающих пус
ть даже различное, но достаточ
ное
качество выполнения поставленной задачи, следует про
должить их оценку по другим
факторам. Если сравниваемые способы не обеспечивают качественного решения геологиче
-
ской или технической задачи, ради которой осуществляется

бурение, то оценивать их,
например, по производительности и экономической эффективности не имеет практического
смысла.

Факторы, влияющие на процесс и эффективность бурения на море, специфические
(см. рис.
16)
.

Они ограничивают или вовсе исключают возможнос
ть применения некоторых
спо
собов и технических средств, признанных эффективными для бурения скважин того же
назначения на суше. Исходя из этого эффективность способов бурения разведочных сква
жин
на море предложено
оценивать по

четырем показателям
:




геоло
гической информативности;



эксплуатационно
-
техноло
гическим возможностям;



технической эффективности;



эко
номической эффективности.

Геологическая информативность

определяется конкретны
ми задачами бурения
разведочных скважин. При разведке месторождений полез
ных ископаемых геологическую
ин
формативность способов бурения оценивают по качеству от
бираемого керна. Керн должен
обеспечивать получение гео
логического разреза и фактических параметров месторожде
ния:
литологического и гранулометрического состава разбу
риваемых отложений, их
обводненности, границ продуктив
ного пласта, крупности находящегося в нем металла (при
разведке россыпей), содержания полезного компонента, со
держания тонкодисперсного
материала и глинистых прима
зок (при разведке стройматериалов)
и т.п.

Для точного опре
-
деления этих параметров необходимо предотвратить обога
щение или обеднение отбираемых
проб керна по каждому интервалу опробования.

Геологическую информативность способов бурения при инженерно
-
геологических
изысканиях оценивают по во
з
можности определения физико
-
механических свойств грун
тов,
находящихся в естественном, природном залегании. До
стигают этого путем выбуривания
проб грунтов (монолитов) и исследования их свойств в специальных лабораториях или
определением свойств грунтов
непосредственно в стволе скважины. Последний способ
перспективнее, так как может обеспечить более быстрое и качественное получение резуль
-
татов исследований.

Таким образом, эксплуатационно
-
технологические воз
можности способа бурения
определяются качеством

выпол
нения поставленной задачи, его технической и экономичес
-
кой эффективностью.

Критериями оценки
технической эффективности
являют
ся:

мгновенная, средняя,
рейсовая, техническая, парковая, цикловая скорости бурения; производительность за смену,
сезон; в
ремя выполнения отдельных операций, проходки всей скважины или отдельного ее
интервала; износ обору
дования, обсадных труб и инструмента; универсальность;
металлоемкость; энергоемкость; мощность; транспортабель
ность бурового оборудования и
др.

Все виды ск
оростей и производительность бурения опре
деляются затратами времени
на выполнение того или иного процесса или операции. При выборе способа бурения для
условий моря фактор времени является одним из важнейших критериев.

Критерии
экономической эффективности

включают в себя показатели,
характеризующие затраты в рублях.
Важнейшие из этих критериев



стоимость 1 м
бурения, стоимость со
оружения всей скважины или отдельного ее интервала, в большой
степени, зависящие от технической эффективности. К ним же могут б
ыть отнесены
критерии, характеризующие затраты на содержание вспомогательных плавсредств, расход
различных материалов, которые быстро изнашиваются при использовании их в сложных
гидрологических и агрессивных условиях моря (например, обсадных и бурильных тр
уб, тро
-
совой оснастки буровых и якорных лебедок и т.д.).

Ударный способ бурения

Ударный способ бурения в зависимости от способа отбора керна подразделяют на:
ударный сплошным забоем, клюющий кольцевым забоем и ударно
-
забивной или просто
забивной
кольцевым

забоем.

Ударное бурение сплошным забоем
заключается в разру
шении пород забоя долотами,
удалении продуктов разруше
ния желонками и получении образцов пород в виде шлама.
Ударное бурение сплошным забоем на море переходят только при необходи
мости

разрушения встречающихся валунов и крепких по
род.

Клюющий способ бурения

заключается в том, что буровой снаряд, включающий жестко
соединенные между собой керноприемный стакан и утяжеленную трубу, сбрасывают на
забой с некоторой высоты; стакан у
глубляется в породу, за
тем снаряд поднимают на
поверхность для отбора керна из стакана. Величина углубления стакана в породы в рейсе
зави
сит от энергии удара снаряда о забой. При бурении этим способом на море достичь
значений энергии удара, достаточ
ных для погружения стакана в породы на глубину хотя бы
0,1

0,2 м, трудно, так как буровой снаряд движется в сква
жине, заполненной водой, и
испытывает большие гидравли
ческие сопротивления движению. Поэтому на море этот спо
-
соб бурения не применяют.

Основн
ой разновидностью ударного бурения в рыхлых породах на море
является

забивной способ,

обеспечивающий получение образцов пород в виде керна. Отбор керна
при этом осуществляется нанесением ударов по трубчатому керноприемнику, снабженному
упроченным кольцевым

башма
ком, который выполняет роль породоразрушающего инстру
-
мента. Выход керна при отборе его из обсадной колонны забивными керноприемниками
примерно такой же, как и при отборе, его вдавливаемыми грунтоносами.


Таким образом, наибольший выход керна рыхлых

пород на море имеет место при
вдавливающем способе бурения со скоростью погружения обсадных труб и грунтоносов в
породы менее 0,02 м/с и всего на 3

4 % меньше при забивном способе со скоростью
погружения обсадных труб и забивных керноприемных снарядов в п
ороды более 0,16 м/с.

Однако
ударно
-
забивной способ

позволяет
бурить разве
дочные скважины любых
необходимых диаметров в рыхлых, крепких и перемежающейся крепости породах. Бурение
вдавливанием экономически оправдано только диаметром до 0,108 м и только в р
ыхлых
отложениях без включения гальки и валунов и поэтому не вполне отвечает обобщенным
ГМТ, предъявляемым к бурению разведочных скважин.

При бурении многих видов разведочных скважин требует
ся внедрение в коренные
породы (структурные, разведочные на росс
ыпи, уголь и т.д.). Выбуривание керна из таких
пород возможно только
вращательным способом.

Это единствен
ный способ
производительного бурения, обеспечивающий получение качественного керна в твердых и
крепких поро
дах. Во многих условиях вращательный спосо
б является не
заменимым при
инженерно
-
геологических изысканиях, так как позволяет получать колонки керна мягких и
твердых по
род без существенного искажения их природных физико
-
механических свойств.



Рис.1
7
-
Последовательность выполнения операций в рейс
е при погружении колонны
обсадных труб в породы и отборе керна из них новыми конструкциями забивного
снаряда и забивного керноприемника:

а
-

погружение в породы обсадной колонны;
б
-

сбрасывание керноприемного
стакана на забой скважины;
в

-

спуск в скважин
у ударной штанги и погружение
стакана в породы;
г
-

извлечение штанги из скважины и настройка ловителя на
захват стакана;
д

-

спуск ударной штанги с ловителем в скважину, захват стакана и
подъем их на поверхность;
1

-

обсадная колонна труб;
2

-

забивной сн
аряд;
3
-

стакан
керноприемный;
4

-

ударная штанга;
5

-

заблокированный ловитель.



Особенности и проблемы бурения на море

Эффективность применения на море способов бурения, признанных рациональными для
выполнения геолого
разведочных задач, ниже, чем на
суше.
Обусловлено это ря
дом причин:




качкой и дрейфом ПБУ;



сильной обводненностью и неустойчивостью рыхлых пород разрезов;



требования
ми недопущения загрязнения окружающей среды;



трудностью организации замкнутой циркуляции промывочных растворов;



нахождени
ем придонного устья скважины вне видимости бурильщика и
обусловленны
ми этим трудностями;



повышенным износом бурового обо
рудования и инструментов из
-
за работы в
агрессивной среде;



особенностями способов и схем бурения и т.д.


Традиционная схема ударно
-
заб
ивного бурения требует выполнения большого
количества трудоемких и опасных для жизни людей операций.

Станки с ударными кривошипно
-
шатунными механизмами на плавучих буровых
установках не применяют, так как они не обеспечивают изменения навески снарядов
синх
ронно с качкой установки. Погружают трубы и керноприемники в породы при помощи
лебедок, причем обсадную колонну по
гружают ударами по ее наголовнику снарядом,
выполненным в виде монолитного груза с направляющей штангой, сколь
зящей внутри
колонны. После по
гружения колонны на каж
дые 1

2 м с нее снимают забивной снаряд и
рейсами по 0,2

0,5 м при помощи забивных стаканов и желонок из ко
лонны выбирают
керн. Затем на колонну, возвышающуюся на несколько метров над палубой установки, снова
устанав
ливают забивно
й снаряд, что в условиях качки ПБУ трудно и небезопасно.

Из
-
за опасности раскачивания подвешенного на тросе забивного снаряда максимальное
значение его массы ограничи
вают 600 кг, независимо от диаметр
а и длины погружаемых в
породы обсадных колонн. Недостаток массы снаряда не поз
воляет эффективно погружать в
породы колонны труб диа
метром 0,168/0,188 м, длиной более 20 м. В то же время при
бурении на море зачастую для перекрытия слоя воды приме
няют ко
лонны труб диаметром
0,325/0,351 м, длиной до 200

300 м, которые одновременно используются в качестве об
-
садных и требуют погружения в породы.

Важной проблемой
является

снижение потерь энергии уда
ра в погружаемой колонне.
На море к потерям на продоль
ные
деформации колонны добавляются потери на ее ради
-
альные деформации, обусловленные тем, что в интервале слоя воды колонна не защищена от
изгиба. Длина отдельных труб колонны при бурении на море обычно не превышает 2 м, так
как они массивные (толщина стенки
0,008 м и бо
лее), а в условиях качки ПБУ трудно
наращивать длинные трубы больших диаметров с треугольной резьбой, имеющей угол
наклона менее 2. Поэтому потери энергии удара в ко
лонне длиной, например, 100 м с 50
муфтовыми соединения
ми достигают 90 % (б
ез учета потерь на радиальные дефор
мации).

Требуют совершенствования при ударно
-
забивном бурении технические средства и
технологии отбора керна.

Экспериментально установлено, что при бурении на море по традиционным схемам
забивного способа трудно обеспечи
ть высокий выход керна, так как:




часть керна отжимается в забой уже при погружении об
садной колонны труб в
породы из
-
за гидродинамического воздействия на них находящейся в колонне воды
и проявле
ния свайного эффекта и поступившие в колонну породы по
тем же
причинам уплотнены;



керноприемник, забиваемый затем в поступившие в ко
лонну и ограниченные ее
стенками породы, дополнительно уплотняет и отжимает их в забой;



в каждом рейсе после извлечения керноприемника на стенках колонны остается
уплотнен
ное кольцо пород, кото
рые в последующем рейсе при работе ударной
штангой пе
ремешиваются с водой и вместе с ней изливаются из скважи
ны при
извлечении керноприемника
.

При отборе из колонны керна сильнообводненных пород отмечаются случаи их
дополнительного

поступления с забоя вследствие уменьшения над ними горного и
гидростатическо
го давления.

Трудности возникают

также при забивном бурении в по
родах с включением галечников и
валунов. Здесь при погру
жении колонны, поступающие в нее галечники и валуны рас
-
клиниваются и распределяются по всему ее сечению. После
дующее погружение в них
керноприемника затруднительно, так как галька и валуны не входят в керноприемник из
-
за
расклинивания или если их размеры превышают его диаметр. Смещение гальки и валунов
керно
приемником в стороны ограничено стенками колонны.

При морском бурении скважина зачастую до уровня моря заполнена водой, которая
создает сопротивление движению ударных инструментов, и энергии удара их недостаточно
для эффективного разруше
ния пород. Поэтому

при бурении на море в суглинках с
включениями 20 % гравия и гальки на погружение обсадных труб на глубину 10

12 м
требуется 15
-
20 мин, а на отбор пород из труб, поступивших в них из этого интервала,


3
-
3,5 ч.

Из
-
за подводных течений, дрейфа ПБУ, располо
жения забивных снарядов и механизмов
на колонне на большом рас
стоянии от дна моря трудно обеспечить ее вертикальность при
погружении в породы.



Вращательное бурение

Бурение вращателями роторными и перемещаемыми в вертикальных направляющих
вышки
.

В услов
иях качки ПБУ наиболее сложно вращательное бурение станками шпиндель
-
ного типа. Существующие у них системы принудительных подач, подвески и разгрузки
инструментов для условий моря непригодны, так как качка и дрейф ПБУ при жесткой связи
ее со станком и посл
еднего с бурильной колонной
приводят к изгибам и поломкам труб

вследствие смещения оси кронблока от оси скважины, периодическим отрывам буро
вого
снаряда от забоя, утрате и разрушению керна, невоз
можности поддерживать необходимые
режимы бурения.
С целью п
овышения эффективности бурения с ПБУ

вращательным
способом отечественными и зарубежными специа
листами предложен ряд конструктивно
-
технологических ре
шений.

В АО "Дальморгеология" для бурения с плавсредств разра
ботаны и применяются в
производстве два типа

вращателей: ВМБ
-
5 на базе ротора от буровой установки УРБ
-
3 и
пере
мещаемый в вертикальных направляющих вращатель от бу
рового комплекса КГК
-
100.
При отсутствии дрейфа, боковой и продольной качки ПБУ базовые варианты этих
вращателей позволяют почти беспре
пятственно перемещаться в верти
кальном направлении
плавсредству вместе с ротором и на
правляющими относительно бурового снаряда.

Опыт бурения вращателями описанных конструкций по
казал, что при волнении моря
более 2 баллов на забой не передается заданная
осевая нагрузка, так как ведущая ВМБ
-
5
заклинивается в роторе, а подвижной вращатель КГК
-
100


в направляющих. Так как при
бурении этими вращателями бурильная колонна обычно подвешена на тросе лебедки, же
стко
соединенной с плавсредством, его качка приводи
т к пе
риодическим отрывам бурового
снаряда от забоя, разрушает керн и не позволяет поддерживать необходимую осевую на
-
грузку на породоразрушающий инструмент.

Такие же трудности отмечаются при бурении в сложных гидрологических условиях
моря с применением с
илового вертлюга, используемого для вращения бурильной колонны.
Эта схема принципиально схожа со схемой бурения враща
телем от КГК
-
100.

Общий недостаток вращателей,

устанавливаемых на вра
щаемой обсадной колонне,


большие потери времени и труда на приведе
ние в каждом рейсе вращателя в рабочее
положение и на разворот извлекаемых из скважины обсад
ных труб, резьбовые соединения
которых при вращательном бурении сильно затягиваются.


Подводное устьевое оборудование.


В практике бурения скважин с плавучих буров
ых средств (БС, ППБУ) широко
применяют комплексы полдводного устьевого оборудования (ПУО), устанавливаемые на
морском дне. Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра
скважины, при этом установленное на морском дне оборудован
ие 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, установ
ленным 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 конструкции ПУО, обеспечивающих бурение скважин на разных
глубинах моря


от 50 до 1800 м и более.



Рис. 1
8
-

Одноблочный

подводный



устьевой комплекс.





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 должно быть высоким,
обеспечивающим нормальную работу и
управление ПУО.

Особое внимание уделяют
расположению механизмов связи


надежным устройствам, устано
вленным 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 констру
кции скважин с
подводным устьем.
В первой конструкции (для глубин скважин примерно 5000
-
6500 м) применяют
фундаментальную 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 скважи
н.

Вторую конструкцию преимущественно применяют в условиях бурения на меньшие
глубины при более простой конструкции скважин. В этой конструкции используют
фундаментальную колонну диаметром 762 мм, кондуктор
-
406 мм, промежуточную колонну
-
273 мм, эксплу
атационную 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.

Показанный на рисунке

18

одноблочный подводный уст
ьевой комплекс состоит из
следующих узлов:

1
-

пульт бурильщика; 2
-
пульт управления штуцерным манифольдом; 3
-
ак
кумуляторная
установка; 4
-

гидра
влическая силовая установка; 5
-
дистанционный пульт управления
;6
-
шланговые барабаны 7
-
гиравлический спайдер;8
-

верх
нее соединения 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;17
-
акустический датчик; 18
-

плашечные прев
енторы; 19
-
штуцерный
манифольд; 20
-
морской стояк.

Преимущества одноблочной конструкции ПУО
-

сокращение времени на установку и
монтаж комплекса, так установленный одноблочный комплекс ПУО используется в течение
всего времени бурения скважины.

На рисунке

1
8

приведена одноблочная конструкция ПУО, обеспечивающая бурение
многоколонных глубоких скважин (фирма «Камерон», США).

Особенность конструкции


наличие эластомерного элемента,
состоящего из сферических, стальных пластин и эластической набивки.
Элем
ент может выдерживать большие сжимающие нагрузки и срезающие
усилия. Компенсатор может отклоняться в любом направлении вокруг
центра вращения при изгиб
е

морского стояка.


Морской стояк

(рис 1
9
).

Морской стояк является одним из важнейших и ответственных уз
лов
общего комплекса ПУО.


В процессе буровых работ морской стояк эксплуатируется в сложных
условиях. Практикой работ установлено, что такие условия эксплуатации
приводят к повреждению его отдельных узлов. Причинами
повреждений морского стояка могут
быть длительный период
воздействия на узлы суровых морских условий, использование буровых
растворов большей плотности, нарушение рекомендации, недостаточное
натяжение нижней секции морского стояка и слабый контроль за
изменением угла поворота шарового со
единения при отклонения стояка
от вертикали, использование недостаточно надежных узлов соединений,
не соответствующих у
словиям работы в данном районе
, а также
недостаточный опыт работы при эксплуатации стояков и отсу
тствие
соответствующей теорети
ческо
й базы для их расчета.



Рис.1
9
-

Морской стояк

1
-
верхняя секция с отклонителем потока и шаровым
компенсатором;
2
-

телескопический компенсато
р
;
3
-
натяжные
канаты;
4
-

промежуточная секция;
5
-
нижняя секция с шаровым и гидравлическим
соединителем










Лекци
я № 9. Классификация морских стационарных платформ.



Морская стационарная платформа



уникальное гидротехни
ческое сооружение,
предназначенное для установки на ней бурового, нефтепромыслового и вспомогательного
оборудования, обеспечивающего бурение сква
жин, добычу нефти и газа, их подготовку, а
также оборудования и систем для производства других работ, связанных с разработкой
морских нефтяных и газовых месторождений (оборудование для закачки воды в пласт,
капитального ремонта скважин, средства автоматиза
ции морского промысла, оборудование и
средства автоматизации по транспорту нефти, средства связи с береговыми объектами и т.
п.).

При разработке морских месторождений в основном два главных фактора определяют
направление работ в области проектирования и ст
роительства гидротехнических объектов в
море. Такими факторами являются ограничения, накладываемые условиями окружающей
среды, и высокая стоимость морских операций. Эти факторы в основном обусловливают все
решения в проектировании и конструировании МСП, вы
боре оборудова
ния, способов
строительства и организации работ в данной акватории моря. Таким образом, МСП являются
индивидуаль
ными конструкциями, предназначенными для конкретного района работ.


В последние годы, в связи с широким разворотом работ по осво
ению морских
нефтяных месторождений в различных райо
нах Мирового океана, предложен и осуществлен
ряд новых типов и конструкций МСП. Эти типы и конструкции МСП различают по
следующим признакам:
способу опирания и крепления к мор
скому дну; типу конструкции
;
по материалу и другим приз
накам.



Рис.
20
-
Классификация
глубоководных МСП


По способу опирания и крепления к морскому дну МСП бывают свайные,
гравитационные, свайно
-
гравитационные, ма
ятниковые и натяжные, а также плавающе
го
типа, по типу конструкции сквозные, сплошные и комбинированные, по ма
териалу
конструкции


металлические, железо
-
бетонные и комби
нированные.
Сквозные
конструкции выполняются решетчатыми. Элементы решетки занимают относительно
небольшую площадь по срав
нению с площадью граней пространственной фермы. Сплошные
конструкции (например, бетонные) непроницаемы по всей площади внешнего контура
сооружения.

На рис.
20 приведена
классификация глубоководных МСП.


На первом уровне класси
фикации

проведено деление МСП на жесткие и упругие. По
мнению авторов, такое деление явля
ется объективным, так как оно отражает конструкцию
платфор
мы (размеры, конфигурацию) и указывает период собственных колебаний, который
у жестких составляет 4

6 с и у
пругих превышает 20 с, а в отдельных случаях достигает 138

с

На втором уровне классификации

жесткие конструкции классифицированы по
способу обеспечения их устойчивости под воздействием внешних нагрузок на
гравитационные, свайные и гравитационно
-
свайные.
В
первом случае

сооружение не сдви
-
гается относительно морского дна благодаря собственной массе и
во втором



оно не
смещается из
-
за крепления его сваями. Гравитационно
-
свайные сооружения не сдвигаются
благодаря собственной массе и системе свай.


Третий уров
ень классификации жестких МСП характеризует материал конструкции:
бетон, сталь или бетонсталь.

Упругие конструкции на втором уровне по способу крепле
ния разделены на башни с
оттяжками, плавучие башни и гибкие башни.

(рис.21).

Башни с оттяжками сохраняют с
вою устойчивость системой оттяжек, понтонов
плавучести и противовесов. Плавучие башни подобны качающемуся маятнику, они
возвращаются в состоя
ние равновесия с помощью понтонов плавучести, расположенных в
верхней части конструкции. Гибкие башни отклоняются
от вертикали под действием волн,
но при этом они, подобно сжатой пружине, стремятся возвратиться в состояние равновесия.


Рис.
21

Схемы МСП, применяемые на Каспийском море:

а



четырехблочная МСП;
1



опорный блок;
2

-
верхнее строение;
3



подвыше
нные конструкции;
4



буровая вышка;
5



причально
-
посадочное уст
-
ройство;
6



водоотделяющая колонна (обсадная);
7



свайный фундамент;
б"



двухблочная МСП;
1


опорный блок;
2



верхнее строение;
3



при
чально
-
посадочное устройство;
4



буровая вышка;
5



водоотделяющая колонна;
6



свайный фунда
мент;
в



моноблочная МСП;
1



опорный блок;
2



верхнее
строение, модули;
3



буровая вышка;
4



водоотделяющая колонна;
5



свайный
фунда
мент;
6



причально
-
посадочное устройство

На последнем уровне классифи
кации имеется 10 групп кон
струкций, каждая из которых
обозначается начальными буквами слов английского языка, например
RGS



риджит
гревити стил (жесткая гравитационная стальная),
RGC

(жесткая гравитаци
онная бетонная) и
т. д.

Из рассмотренных в работе 40

конструкций глубоковод
ных МСП (глубина моря более
300 м) 76% составляют жесткие, в том числе 45% стальные ферменные со свайным
креплением, 26% гравитационные и 5% гравитационно
-
свайные. Среди упру
гих МСП 13%
плавучие башни, 8% башни с оттяжками и 3% гиб
кие башни. Отмечено увеличение доли
проектов стальных опор в зависимости от глубины моря. При глубинах моря 305


365 м
стальные опоры составляют 13%, а при глубинах от 365 до 520 м


50%. Из выполненных
проектов 79%


стальные опоры, 15%


бетонные и 6%


стальбетод.

Наибольшее число проектов 57% разработано для вод глу
биной 305

365 м. 30%

для глубин 365

460 м и 13%


на глубины больше 460 м.



Жесткие МСП



Морские стационарные платформы, закрепляемые сваями МСП пирамидального типа

МСП, закрепляемые сва
ями, представляют собой гидротехни
ческое металлическое
стационарное сооружение, состоящее из опорной части, которая крепится к морскому дну
сваями, и верхнего строения, оснащенного комплексом технологического оборудования и
вспомогательных средств и устан
авливаемого на опорную часть МСП.

Опорная часть может быть выполнена из одного или несколь
ких блоков в форме
пирамиды или прямоугольного параллеле
пипеда. Стержни решетки блока изготовляют в
основном из металлических трубчатых элементов. Количество блоков

опор определяется
надежностью и безопасностью работы в данном конкретном районе, технико
-
экономическими обоснованиями и наличием грузоподъемных и транспортных средств на
заводе


изготовителе опорной части МСП.


На рис.
21

а
,
б
,
в

даны схемы МСП, применя
емые на Кас
пийском море. Ниже
приведены краткие технические данные морской стационарной платформы для
одновременного бурения скважин двумя буровыми установками на месторождении им. 28
апреля на глубине 100 м. Платформа состоит из двух опор
ных блоков, уст
ановленных на
расстоянии 31 м друг от друга, и трехпалубного верхнего строения, которое включает 14
моду
лей, в том числе: два подвышечных, шесть модулей нижней палубы с
эксплуатационным оборудованием 450 т каждый, шесть модулей верхней палубы с буровым
об
орудованием до 600 т каждый.

На платформе размещен комплекс технологического и вспо
мога
-
тельного
оборудования, систем, инструмента и материалов, обеспечивающих бурение скважин двумя
буровыми установ
ками.

Платформа оснащена блочными жилыми и бытовыми поме
ще
ниями, вертолетной
площадкой, погрузочно
-
разгрузочными кра
нами и др.

С платформы предусмотрено бурение 12 скважин.



Размер в плане, мм: Масса, тыс. т:


производственной площад
-

платформ
ы .............. 12,1


ки ......................................... 71 Х50 опорного блока ....... 2,04


опорного блока .......................... 16
X

49



Опорные блоки крепятся к морскому грунту сваями. На опорные блоки устанавливае
тся
верхнее трехпалубное строе
ние с модулями, оснащенными соответствующими технологи
-
ческим и вспомогательным оборудованием и системами.


Как известно, затраты на обустройство морских нефтегазовых ме
сторождении
составляют свыше 50 % всех капиталовложени
й. Дос
таточно сказать, что
стоимость
отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает 1

2 млрд долл.


Например, эксплуатирующая
ся в настоящее время глубоководная гравитационная
платформа для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму свыше

1 млрд
долл. Затраты на прокладку современного глубоко
водного магистрального трубопровода
составляют 2

3 млн долл. за километр.

Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к
жизни новые технические решения, соответствующие возникающей проблеме. Разработ
ан
целый спектр технических средств освоения шельфа,
выбор которых определяется
совокупностью технологических, гео
лого
-
, гидрометеорологических, экономических,
политических и других условий
.




Рис. 2
2

Современные глубоководные платформы, используемые

для разработки
шельфовых нефтегазовых месторождений

.

Так, например, для выполнения работ по развед
ке, бурению скважин и добыче нефти и
газа используются раз
личные типы технических средств, изображенных на рис.2
2.

Среди инженерных компаний, успешно рабо
тающих в области со
здания новой техники
и морских нефтегазовых сооружений, при
оритетные позиции занимают «Браун энд Рут»,
«Мак
-
Дермот», «Квернер», «Аккер» и др.


Советский опыт в этой области накоплен организациями Азер
байджана, где институт
Гипроморне
фтегаз спроектировал, а Ба
кинский завод глубоководных оснований изготовил и
установил более десяти металлических платформ на глубинах около 100 м. Институтом
ВНИПИШельф разработаны платформы высотой около 30 метров для газовых
месторождений Крыма. Морски
е трубопроводы диаметром до 500


700 мм проложены на
Кас
пийском и Черном морях и на Дальнем Востоке через Татарский пролив.

Гравитационные морские стационарные платформы (ГМСП)

Гравитационные МСП отличаются от металлических свайных МСП как по конструкции
,
материалу, так и по технологии из
готовления, способу их транспортировки и установки в
море.

Общая устойчивость ГМСП при воздействии внешних нагру
зок от волн и ветра
обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется их
креплен
ие сваями к морскому дну. ГМСП применяют в акваториях морей, где проч
ность
основания морского грунта обеспечивает надежную устой
чивость сооружения.



ГМСП


очень массивные объекты, состоящие из двух час
тей: верхнего строения и
опорной части. Опорная часть состоит из одной или нескольких колонн, изготовляемых из
железобетон
a
. Колонны цилиндрической или конической формы опираются на
многоячеистую монолитную базу (рис.2
3)
База относительно неболь
шой высоты по сравнению с колоннами
, состоит из ячеек
-
пон
-
тонов, жестко связанных между собой, и заканчивается в
ниж
ней части юбками с развитой общей опорной
площадью на мор
ское дно. Размеры опорной
многоблочной плиты бывают в длину 180 м и по ширине
до 135 м.

Преимущество ГМСП



непродол
жительное время
установки их в море, примерно 24 ч вместо 7

12 мес,
необходимых для установки и закрепления сваями
металлических свайных плат
форм. Собственная
плавучесть и наличие системы балластировки позволяю
т
буксировать ГМСП на большие р
асстояния и ус
танав
-
ливать их в рабочее положение на месте эксплуатации в
море без применения дорогостоящих грузоподъемных и
транспортных средств. Преимуществом их также
является возможность повторного использования на
новом месторождении, повышенные огнестойкость и
виб
роустойчивость, высокая сопротивляемость морской
коррозии, незначительная деформация под воздействием
нагрузок и более высокая защита от загрязнения моря.


ГМСП применяют в различных акваториях Мирового
океана. Особенно широко они используются в Север
ном
море.


К недостаткам гравитационных платформ относится
необходимость тщательной подготовки места их
установки. Особое внимание следует уделять на
опасность аварий, которые могут возникнуть при
разжижении грунта, его поверхностной и внутренней
эро
зии, местных размывах.




Осн.:

2. [78
-
87], 5. [ 443
-
446],

Доп.:
7
. [964
-
970 ], [985
-
987 ]

Контрольные вопросы:

1. В чем назначение платформ ?

2. Какие виды платформ вы знаете?

3. Расскажите про преимущества ГМСП.

4.Для каких условий применяют ГМСП?



5. Назовите недостатки ГМСП.



Лекция № 10. Гравитационно
-
свайные МСП. Упругие башни.


Упругие МСП

Обычно при проектировании МСП статическую прочность конструкции рассчитывают на
действие максимальных нагрузок, повторяющихся один раз в 100 лет, и п
роизводят
поверочный расчет на динамические и циклические нагрузки.

Упругой башней

называют

относи
тельно тонкую стальную пространственную ферму из
стержней с довольно равномерным по высоте расстоянием между горизон
тальными поясами.


Рис. 2
3
-
Схема платформы
типа «Кондип»:

1



емкость с топливом;
2

--

стенки
ячейки;
3



верхняя крышка;

4



опора хозяйственного оборудования;
5



верхнее строение;
6



буровая
опорная колонна;
7



хранилище
нефти;
8



нижняя крыш
ка;
9



балласт;
10



стальная юбка;
11



штифт


К классу упругих баше
н относят находящуюся в эксплуата
ции в Мексиканском заливе
на глубине 305 м МСП «Лена». Конструкция ее представляет собой ферму квадратного
сечения со стороной квадрата 36,6
36,6 м, высотой 320 м и массой 21 тыс. т. В верхней
части фермы имеется 16 опор д
иаметром 1220 мм, на которых установлено верхнее строение.
Нижняя часть башни имеет 12 таких опор. В пределах верхней половины башни размещены
12 понтонов диаметром 6,1 м, длиной 36,6 м, обеспечивающие 9100 т плавучести. Понтоны
стабилизируют платформу, ум
еньшают давление на фундамент, значительно об
легчают
монтаж платформы и оттяжек.

Используя опыт эксплуатации МСП

«Лена», фирма «Эксон» изучила шесть проектов
глубоководных МСП, разработанных специалистами фирмы. Нагрузки от окружающей
среды и гра
витацион
ные, действующие на МСП «Лена», распределяются на сваи, оттяжки,
инерционность конструкции и понтоны. Перерас
пределяя эти нагрузки на перечисленные
узлы конструкции, можно достичь оптимального варианта решения конструкции. Например,
вес палубы можно перед
ать на сваи или компенси
ровать подъемной силой понтонов.
Понтоны, кроме этого, ком
пенсирую горизонтальные силы, обеспечивая устойчивость
платформы, уменьшают или полностью снимают нагрузки на оттяжки. Инерция основания
увеличивает период боковых колебани
й, снижает их амплитуду и соответственно снижает
динамические на
грузки на оттяжки и сваи.


Рис. 2
4
-
Схема распределения нагрузок между основными


элементами конструкции упругих башен



Разница в вариантах проектов упругих башен заключается в
способах, которыми
достигается заданный период колебаний, и оп
ределяется волновыми нагрузками, их
воздействие перераспреде
лялось между основными элементами конструкции (рис. 2
5).

Гибкая башня рассматривалась как вариант обычной свайной ферменной
конструк
ции, у которой основание закреплено, а жест
кость фермы уменьшена настолько,
чтобы достигался большой пе
риод основных колебаний гибкого стержня.





Рис. 2
5
-
Схемы упругих платформ:

1



башня с оттяжками;
2



плавучая башня;
3



башня с оттяжками и жестк
им
основанием;
4



гибкая башня;
5



упругая свайная башня;
6



упругая свайная
башня с жестким основанием



Период вторичных ко
лебаний должен быть небольшим, чтобы обеспечить стойкость к
усталостным разрушениям. Под
периодом основных колебаний

гибкого с
тержня понимается
период поперечных колебаний, а под периодом вторичных колебаний гибкого стержня


период изгибных колебаний.


Рис. 2
6
-
Крепление свай к опорам платформы:

1



свая, приваренная к направляющей втулке;
2



свая свободно проходит
через направляющую втулку;
3



узел крепления направляющей втулки к главной
опоре;
4



нижняя удлиненная направляю
щая втулка



Период поперечных ко
лебаний задавался 25 с. Максимальный период изгибных колеба
-
ний выбирался около 7 с. При этом обеспечива
лась стойкость к усталостному разрушению в
условиях Мексиканского залива
.




Башня (рис.2
7)
общей высотой 372 м,
прямоугольного сечени
я 58
44 м состоит из
20
-
ти опор переменного сечения 9 от 2012
мм в нижней части до 1524 мм в верхней
части. Фундамент башни поднят над
морским дном на 3 м. Башня состоит из двух
секций. Верхняя секция длиной 155 м имеет
10 понтонов 6 размерами 14,6
80 м, и

нижняя секция длиной 217 м имеет 6
понтонов размерами 14,6
20 м. Верхние
понтоны расположены на 30 м ниже уровня
моря. Они предотвращают колебания башни
с периодом более 6 с. Десять балластных
камер (понтонов) 4 размерами 14,6
20
снижают плавучесть всей п
латформы до
нейтральной. Семь осевых свай
8

диаметром
1220 мм заглуб
лены на 110 м и возвышаются
над морским дном на 360 м. Они
привариваются к опорам башни на
расстоянии 10 м от уровня моря
2
.
Количество и диаметр осевых свай выбраны
из расчета обеспечени
я требуемой осевой
жесткости, существенно снижа
ют период
вертикальных колебаний, но не должны
иметь зна
чительной жесткости при кручении.



26 периферийных свай диаметром
2134 мм воспринимают гори
зонтальные
нагрузки и работают на срез. Они заглублены
в
мор
ское дно на 50 м. Расчетный период
собственных колебаний башни по оси
х

составляет 65,2 с и по оси
у


52,2 с, что
значительно боль
ше возможного периода волн. Первый период изгибных колебаний по
обеим осям менее 4 с, что указывает на невозможность дин
ами
ческой раскачки, так как
волны с периодом менее 6 с большую на
грузку не создают.

При максимальной штормовой нагрузке высота волн достигает 30 м, период волн 15
с, скорость течения меняется от 1,2 до 0,6 м/с у дна, скорость ветра на палубе 40 м/с. При
минимальных скоростях ветра и течения башня отклоняет
ся от вертикали на 1,12 и при
волнении


на 2,52 (это такие же отклонения, что и у башни «Лена»).


Рис. 2
7
-
Схема платформы РВР:

1



палуба массой 30 тыс. т;
2



крепление
осевых свай на отметке  10 м;
3



сочленение верхней и нижней секций
(плоскость сочленения):
4



балла
стные
камеры;
5



нижние понтоны;
6



верх
ние
понтоны;
7


26 периферийных свай,
воспринимающих горизонтальную нагрузку
и работающих на срез;
8



семь осевых
свай;
9


20

опор переменного сечения



Максимальные перемещения фундамента башни 680 мм. С уче
том этого для изготовления
башни рекомендуетс
я использовать сталь с пределом текучести 346 МПа. На уровне дна в
сва
ях возникают более высокие на
пряжения, и для свай рекомен
дуется сталь с пределом
теку
чести 438 МПа. Секции башни транспортируются на место установки и собираются в
го
ризонтальном по
ложении.


Гравитационно
-
свайные МСП

не сдвигаются с места уста
новки благодаря не
только собственной массе конструкции, но и за счет дополнительного крепления сваями
опорной их части к морскому дну. МСП этого типа бывают различных конструкций, как
по конфи
гурации сооружения, так и сочетанию применяемых материалов.

Гравитационно
-
свайные основания на глубине более 300 м в большинстве случаев
представляют собой форму треноги. Кон
струкция опорной части состоит из центральной
колонны большо
го диаметра, поддерж
иваемой тремя наклонными опорами.

Колонны могут быть в виде сплошных металлических цилиндров больших
диаметров или элементов ферменной конструкции. Например, в конструкции проекта
«Трипод тауэр платформ» цен
тральная колонна диаметром 15 м поддерживается т
ремя
наклон
ными колоннами диаметром 8 м. Толщина стенок всех колонн 160 мм.

Центральные колонны и боковые наклонные опоры в средней части связываются
горизонтальными элементами жесткости и раскосами. Конструкция МСП устанавливается
на четыре дон
ных фунда
мента, закрепленных сваями и связанных между собой А
-
образной стальной рамой.

В проекте «Хайлант» центральная ферма
-
опора укреплена тремя боковыми
наклонными фермами. Сечение всех ферм тре
угольное. Каждый силовой элемент
изготовляется отдельным бло
ком. М
асса центральной фермы 10 тыс. т, опор

4,5

5 тыс.
т. На палубе предусматривается установка технологического обо
рудования массой 24 тыс.
т и 16 направляющих колонн диамет
ром 712 мм. Масса основных конструкций 31 тыс. т,
свай


20 тыс. т. Расстояние от ос
новной центральной фермы до основания опор 110м.

Опоры крепятся к центральной ферме на глубине от 40 до 79 м ниже уровня моря.
Конструкции могут применяться на глу
бинах моря: первая


от 150 до 460 м и вторая


от 200 до 400 м.

Осн.:

2. [78
-
87], 5. [ 443
-
446],

Доп.:
7
. [964
-
970 ], [985
-
987 ]

Контрольные вопросы:

1. В чем назначение платформ ?

2. Что с собой представляют гравитационно
-
свайные платформы?

3. Из чего состоят гравитационно
-
свайные платформы?

4. Чем отличаются гравитационные и гравитационно
-
свайные платформы?


5. Что называют периодом основных колебаний?


6. Что называют упругой башней?


Лекция № 11. Полупогружные платформы. Эстакады. Мелководные основания.



Разработка морских осуществляется как, правило, на разведанных ак
ваториях.

В процессе разработки морских месторождений на Каспии потребовалось надежное
сообщение между отдельными объектами, расположенными на морских стационарных
основаниях. Доставка грузов на судах при волнении 4 балл и ветре 5 баллов была
затруднена. К
роме того, несудоходность акватории в местах разработки обусловила
создание эстакад как средств сообщения между объектами существующего промысла.


Сущность данного способа заключается в следующем: на основании проекта
разработки месторождения сооружается с
еть магистральных эстакад ответвлениями.
Параллельно со строительством эстакад возводятся приэстакадные площадки для бурения
и эксплуатации скважин, нефтесборные пункты, нефтяные и водяные насосные,
водоочистные сооружения по сбору и утилизации сточных вод
, парки товарных
резервуаров, жилые, административные здания.

Эстакадами

называются протяженные сооружения, обеспечивающие непрерывную
надводную связь буровых платформ с помощью автотранспорта.

Морская эстакада
:

предназначена для обеспечения непрерывной, н
езависимой от
состояния волнения моря, сухопутной связи между объектами по эстакаде
осуществляется:

1.

движение автотранспорта и железнодорожный транспорт.

2.

прокладка необходимого числа трубопроводов различного назначения (для
воды, нефти, года, пара глинистог
о раствора
).

В общем, виде, морская эстакада представляет собой многопролетные, однорядные
линейное сооружение, состоящее из пространственных ферм, отирающихся на трубчатые
опоры.

На сравнительно неглубоких акваториях применяются плоские опоры, состоящие
из
двух наклонно забитых свай связанных сверху ригелем, а по высоте трубчатыми связями.
Пространственная ферма пролетных строений сооружаются сквозными из трубчатого
проката в виде спаренных балок.


Приэстакадные площадки

независимо от них назначения пред
ставляют многорядную
и многопролетными систем ферм, опирающихся на трубчатые свайные опоры, связанные
ригелями и трубчатыми связями, обеспечивающими продольную и поперечную жесткость
сооружения.






Рис. 2
8
-
Металличес
кая эстакада (строительство очередного пролета).


1


свая; 2


ригель; 3


поперечная надводная связь; 4


ферма пролетного строения; 5


эстакадный строительный кран Гипроморнефть
-
20



Цикл операций по возведению одного пролета состоит из с
ледующих основных видов
работ: устройства свайной опоры рамного типа, забивкой свай в грунт и последующей
обвязки их ригелем по верху и системой одно и двухярусных связей по высоте, монтаж
пролетных строений, устройства временного рельсового пути.

Для т
ого чтобы иметь возможность бурить скважины под дно водного бассейна, а
затем добывать нефть или газ необходимо сооружать специальные основания, на которых
и следует размещать буровое и эксплуатационное оборудование.

Стационарные основания

подразделяют на

насыпные острова, основания из
металлоконструкций свайного типа, крупноблочного типов, основания очень большого
веса гравитационного типа.

Металлические стационарные морские основания

для бурения скважин и добычи
нефти за рубежом начали свое развитие с пр
остейших конструкций на глубину 6м до
сложных конструкций на глубины до 305м и более.

Основания из металлоконструкций свайного и крупноблочного типов в буровой
практике использует широко.

Основания свайного типа


применяют при различной глубине, а также в

случае
резких изменений рельефа дна водоема. Под сваи в дне моря со специального судна бурят
скважины. В каждую такую скважину спускают свою


трубу и цементируют её. Затем
сваи обрезают так, чтобы их концы были над водой на одинаковым уровне. Концы труб
связывают плоскими металлическими фермами, на которые настилают пол и
устанавливают вышку и буровое оборудование. Высота свай над уровнем воды должна
превышать высоту самых больших волн.


Крупноблочные основания

В настоящее время для строительства морских
оснований используют крупные блоки
(МОС
-
1,2) конструкция Межлумова, Оруджева и Саттарова рассчитаны на применение
при глубине вод до 8 м, 14 м, 22 м. После установки на дне моря блока, входящего в
основание МОС, через внутреннего полость под дно водоема бу
рят скважины, в которые
затем опускают железобетонные сваи, связывающие блоки с дном.

Надводная часть блока оснащена фермами, регулируемыми по высоте, что позволяет
использовать при изменениях рельефа дна до 1м. Для более глубоководных участков
используют
основания других типов.

Осн.:

1. [248
-
252]

Доп.:
7
. [81
-
87 ]

Контрольные вопросы:

1. Что называют эстакадами ?

2. На какие виды подразделяют
стационарные основания
?

3. На какой глубине применяют основания свайного типа?.

4. Что с собой представляют п
риэстакадные площадки?


5. Чем оснащена надводная часть крупноблочных оснований?




Лекция № 12. Надводная и подводная эксплуатация.






Морские нефтегазовые промыслы (МНП):



технологические комплексы,
предназначенные для добычи,

сбора, нефти и газа и конденсата из морских
месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей
транспортировки.


Добыча осуществляется преиму
-
щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с
последующим переходом на газлифтную и др.
механизированные способы добычи.

Нефть и газ добываемый при этом используется для внутренних нужд
энергопотребления в газлифтном цикле. Газовые месторождения разрабатываются в
случае сообщения с береговым потребителем подводным газопроводом. Отличие МНП о
т
промысла на суше необходимость размещения основного и вспомогательного
оборудования на морских нефте
-
газопромысловых
гидротехнических сооружениях
.


Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и
(толщины) ледовых образований, высот
ы волн, скорости ветра и др. природно
-
климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на
незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25
-
30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных
островах и дамбах (до 5
-
10 м)
эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация



это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту
нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок.
Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами

большой
протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом


На глубине 25
-
30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической
или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые
оборудован
ие. До глубины 60
-
80 м главным образом используются однофункциональные
платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора
и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.


Глубина больше 80 м


к
ак правило, является многофункциональными
,

причем каждая
платформа может являться самостоятельным нефтегазопро
-
мыслом. Количество
платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2
-
4.

Особенность шельфовой эксплуатации

высокие затраты и недос
таточность места
для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных
скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного
пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для
дости
жения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за
последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы
Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м.


Первая скважина с подводным
расположением устья была про
бурена в 1943 г. на оз.
Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в
различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского
побережья США, у побережья Юго
-
Восточной А
зии, в Северном море и т. д. За 1976

1980 гг. число скважин с
подводным распо
ложением устья

возросло с 217 до 283. В
первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже име
-
лось оборудование или оно было заказано.







Рис. 2
9
-

Комплекс подводной эксплуатации скважин.


Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод
ным
расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла
дает рядом преимуществ перед
обычным способом надводного оборудования устьев.

Основн
ым преимуществом

этого метода является возможность ввода нефтяного
месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к
ускоренному
получению первой нефти.

Про
бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать
их устья соответствующей подво
дной арматурой и ввести в эксплуатацию можно
значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу,
бурить с нее наклонно
-
направленные скважины, и лишь после этого ввести
месторождение в эксплуа
тацию. Кроме того, метод разработки мес
торождения с подвод
-
ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого
-
физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более
ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод
может быть применен
для разработки месторождений с неболь
шими запасами нефти, эксплуатация которых с
обычных стацио
нарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также
защищенность всего оборудован
ия, установлен
ного на дне, от внешних погодных
условий.

Известно, что надвод
ные стационарные платформы представляют значительную
нави
гационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая
опасность практически отсутствует, устран
яется также пожарная опасность.

Существенным недостатком

систем с подводным расположе
нием устья является
трудность доступа

к устьевому оборудова
нию, особенно при расположении последнего на
большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кром
е того,
не
-
достатком
считают необходимость
использования труда опытных водолазов,

умеющих
работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с
известной осторожностью к методу разработки морских месторождений
скважинами с
подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной
стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква
жин.

Под водой устьевое оборудование

устанавливают на устьях отдельных вертикально
пробуренных
скважин или на устьях на
правленных скважин, пробуренных на
ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются
гидравлические или электрогидравличе
ские системы. Управление каждой задвижкой
осуществляетс
я ли
бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через
единый распределительный блок.



Различают
две системы

подводной установки оборудования:




с открытым расположением оборудования устья под водой;



и с закры
тым оборудованием


«сухим» (а
тмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо
дится под
гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа
устьевое оборудование устанав
ливают в специальных погружных камерах, внутри
которых со
хран
яется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с
открытым расположением оборудования получили зна
чительно большее
распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и
ремонт оборудования от
крытых систем проводи
тся манипуляторами или водолазами, а в
закрытых системах


в атмосферных камерах, где опера
торы работают в обычной
одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного
как размерами, так и конструктивным решением.



На
дежность подводной технологии

Проблема обеспечения надежности



одна из наиважнейших при применении
подводной технологии, поскольку инспекция под
водного оборудования затруднена, а его
обслуживание и (или) замена требует больших затрат.

Кроме того, отказ п
одвод
ного
оборудования непосредственно влияет на состояние окру
жающей среды. И, наконец,
подводное оборудование

должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость
капитальных вложений.

Чтобы свести к минимуму подводные операции, важно обеспе
чить изв
лекаемость
компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены. В этой связи
необходимо за
ложить в
подводные системы принцип частичного дублирования
,

который
служил бы гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны
прое
ктироваться с включением стан
дартных компонентов, проходить надлежащие
испытания и изго
тавливаться со строгим контролем качества.

Одним словом, для обеспечения надежности подводных систем следует сочетать
творческую изобретательность с осторожным примен
ением новых идей.

Девизом должна
быть простота, а целью


надежность,
а не техническая элегантность решений.




Обслуживание подводного оборудования


Как говорилось выше, проблема обслуживания подводного оборудования тесно
связана с обеспечением его
надежности. Обслуживание подводных и любых других
систем основывается на одних и тех же принципах.
Использование модульных систем
предполагает применение опробованных компонентов, что поз
воляет извлекать их и
заменять новыми
.

Однако в любой системе имеютс
я уникальные, предназначенные только
для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего
периода разработки месторождения. Другие части системы могут оказаться неисправными
и потребовать ремонта или замены. Здесь, в принципе,
возможны два подхода.
Первый
подход



обеспечение высокой надежности этих компо
нентов подводной системы.
Второй подход

заключается в проектировании системы таким образом, чтобы в случае
отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компон
енты.
Необходимо также расширить доступ к подвод
ному оборудованию водолазов и
манипуляторов для прове
дения обслуживания и ремонта. Характер обслуживания подвод
-
ных систем, наряду с результатами анализа их рентабельности, должен учитываться при
решении во
проса о применении подводной технологии.



Обзор проектов подводной добычи
проект «Закум»

Осуществление проекта подводной добычи «Закум» началось в августе 1969 г., когда
была забурена скважина, и продолжалось до апреля 1972 г., когда подводная система был
а
законсервирова
на и нефть из скважины с подводной устьевой арматурой начала поступать
непосредственно на близлежащую платформу. За этот период были опробованы
подводное эксплуатационное оборудова
ние различных видов и разные подводные
операции (рис.
30).
О
существление проекта имело целью:


1.
Обеспечить добычу нефти с помощью подводных методов.

2. Накопить опыт применения подводного оборудования и под
водных методов
нефтедо
-
бычи для дальнейшего их использования при разработке морских
месторождений.

В рам
ках проекта были опробованы такие виды оборудования и такие операции,
которые охватывают практически все аспекты подводной нефтедобычи. Помимо
основного эксплуатационного оборудования (устьевая арматура, клапаны, выкидные
линии и т. п.), в программу исслед
ований входил целый ряд вспомога
тельных систем
(сепараторы, источники электроэнергии, контрольно
-
измерительные приборы, водолазные
системы и т. п.) и операций.

Полный перечень оборудования и операций включал:




устьевое оборудование;




се
параторы нефти и газа;




системы сброса газа;




устройства для регулирования работы клапанов;




контрольно
-
измерительные приборы и системы связи;




источники электроэнергии и системы ее распределения?




трубопроводы и манифольды;




канатные работы
;




водолазные работы;




вспомогательное судно.



Рис.
30
-
Схема
подводной нефтедобычи по проекту «Закум»:

1



подводная скважина с двумя устройствами для приведения в действие клапанов и
блоками питания;
2

основной блок питания;
3


трансформаторы;
4


ге
нератор
радиосигналов;
5



радио
связь;
6,9



трубопровод;
8



кабель;
10



сепаратор


Условия эксплуатации подводной системы «Закум» были дос
таточно
благоприятными. Глубина воды не превышала 20 м, что позволило выполнять операции
по установке и обслужив
анию оборудования с привлечением водолазов. Кроме того,
основная береговая база находилась недалеко от центра проводившихся работ (остров
Дас), что также облегчало условия эксплуатации. Тем не менее, благодаря проекту
«Закум» был накоплен значитель
ный опы
т проведения подводных операций, который
оказался по
лезным при больших глубинах и в более суровых условиях.

Осн.:

2. [78
-
87], 5. [ 443
-
446],

Доп.:
7
. [964
-
970 ], [985
-
987 ]

Контрольные вопросы:

1. Что называют надводной эксплуатацией?

2. Основные пре
имущества подводной эксплуатаций.?

3. В чем заключается надежность подводного оборудования?

4. В чем суть осуществление проекта подводной добычи «Закум»?


5. Проблема обслуживания подводного оборудования.



Лекция №13. Методы разработки морских мес
торождений. Системы
расположения скважин. Режимы работы пластов.




Разработка морских месторождений требует применения стратегии, отличной от
разработки наземных месторождений. Основное отличие заключается в числе скважин и
их моделях.

При морских
разработках на платформах должны быть размещены скважины,
оборудование для добычи, вспомогательные системы и жилые помещения для персонала.
Во многих случаях, подводные скважины могут использоваться в качестве альтернативы
или как дополнение к платформенны
м скважинам.

Следует также учиты
вать наличие
многофазного потока, даже, если перерабатываю
щий центр (платформа или терминал)
расположены на достаточно большом расстоянии.

По мере увеличения веса верхних строений, будет значительно увеличиваться и
стоимос
ть опорных блоков платформы. Поэтому важно уменьшить объем
расположенного на ней оборудования. Это имеет существенное значение на всех фазах
разработки про
екта.
Любое увеличение количества перерабатывающего оборудо
вания на
платформе также приведет к ув
еличению персонала, количества инструментов и ремонта
оборудования
.

Далее должна быть составлена схема разработки месторождения,
основанная на модели дренирования и определении требуемого типа продукции.


На фазе оценки возможности осуществления проек
та

рассматривают различные
сценарии разработки, а оптимальная схема разработки месторождения получает детальное
завершение на фазе формулирования концепции проекта.


Типичные
сценарии технических схем

разработки месторожде
ния включают:

1.

устьевые платформы, 

обрабатывающие платформы  жилые платформы;

2.

интегрированные эксплуатационные платформы;

3.

плавучие эксплуатационные системы;

4.

подводные эксплуатационные системы
.

Кроме этого, должна быть рассмотрена система транспортировки, включающая:


-

газоконденсатные экспортные трубопроводы;

-

экспортные нефтепроводы;

-

систему хранения нефти в сочетании с ее морской погрузкой
.


До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте
-
отдачи добыча
нефти ос
уществлялась за счет проявления естествен
ной энергии пласта и насыщающих
его флюидов.


Естественный

(или как его еще называют,
первичный
) режим притока жидко
стей и
газа к скважине может осуществляться посредством:



действия сил упругости (так называемый

упругий

и
упруго
-
водо
напорный

режимы

фильтрации);



выделения и расширения, первоначально растворенного в нефти газа (режим
растворенного газа
);



расширения газа в газонасыщенной части пласта (режим
газовой шапки
);



действия сил тяжести
(
гравитационный

режим);



переуплотнения пород
-
коллекторов при частичной потере проч
ности скелетом породы
под воздействием чрезмерно возросших эффективных напряжений на породу
-
коллектор.

Упругий режим

проявляется наиболее полно на начальной стадии эк
сплуатации
месторож
дения. При упругом режиме фильтрации движе
ние нефти из пласта к скважине
обусловлено сжимаемостью нефти и воды, насыщающих продуктивный пласт,
приводящей к увеличе
нию их объема при снижении пластового давления, и упругой де
-
формацией породы, снижающей об
ъем перового пространства. При проявлении чисто
упругого режима нефтеотдача пласта обычно не превышает 1

2%.

Наличие большой по протяженности водонасыщенной зоны вок
руг нефтяного пласта
способствует переходу
упругого

режима в режим
упруго
-
водонапорный
,

пр
и котором
используются упругие свойства законтурной воды (т.е. воды, находящейся за внешним
контуром нефтеносности) и водоносного пласта. Этот режим в свою очередь может
переходить в
жестко
-
водонапорный режим,

при котором объем отбираемой из скважин
продук
ции (нефти, воды и газа) компенсируется притоком воды из законтурной зоны
пласта. Пластовое давление в залежи при этом поддерживается на постоянном уровне,
обеспечивая тем самым эффективную добычу нефти. Упруго
-

и жестко
-
водонапорный
режимы фильтрации по
з
воляют отобрать от 35 до 75% нефти, первоначально содержа
-
щейся в пласте.

При падении пластового давления ниже давления насыщения на
чинается процесс
выделения из нефти газа, первоначально ра
створенного в ней. При дальнейшем снижении
давления пузырьки газ
а расширяются и вытесняют нефть из порового пространства. Этот
процесс получил название режима
растворенного газа

в свя
зи с тем, что в большой
степени именно первоначально раство
ренный в нефти газ обеспечивает движение нефти к
скважинам и ее добычу. Режи
м растворенного газа имеет более длительный эф
фект в
стратифицированных пластах или в пластах с низкой про
ницаемостью в вертикальном
направлении, предотвращающей от
носительно быструю сегрегацию газа, вызванную
различием в плот
ностях нефти и газа. В нек
оторых случаях «всплывание» газа может
приводить к образованию так называемой
вторичной газовой шап
ки
. Как правило, режим
растворенного газа является одним из наименее эффективных режимов фильтрации и
позволяет добыть от 5 до 25% находящейся в пласте нефт
и.

При наличии в залежи газовой шапки (т.е. скопления газа над нефтенасыщенной
частью пласта) добыча нефти осуществляется в основном за счет

режима
газовой шапки

или
газонапорного режи
ма.

Высокая сжимаемость газа и значительный объем газонасы
-
щенной част
и пласта обеспечивают продолжительную и эффек
тивную добычу: до 40%
находящейся в пласте нефти может быть добыто при проявлении газонапорного режима.

В нефтеносных залежах большой мощности и крутопадающих не
фтяных пластах
значительная часть запасов нефти
может быть ото
брана за счет проявления
гравитационных сил.

В отдельных случаях
гравитационный режим

фильтрации
позволяет достичь чрезвычайно высоких технологических показателей добычи.

Процесс
переуплотнения пород
-
коллекторов

может возникнуть при добыче н
ефти
или газа на режиме истощения в случаях, когда эффективные напряжения на породу (т.е.
разница между горным давлением и противодействующим ему пластовым давлением) ста
-
новятся значительными (и могут даже превысить предел прочности породы) и приводят к
е
е переуплотнению или даже частичному разрушению. Это, в свою очередь, может иметь
следствием посте
пенное или внезапное сокращение перового объема пласта или залежи. В
первом случае подобное сокращение перового простран
ства может сопровождаться
оседанием
поверхности Земли (место
рождение Уилмингтон в Калифорнии, участок М
-
6 в
Венесуэле). В случае разработки месторождений шельфа проседание дна при
водит к
увеличению глубины моря, особенно ощутимой в эпи
центре месторождения, и, как
следствие, к погружению м
орской платформы (месторождение Экофиск на норвежском
континен
тальном шельфе). При резком сокращении порового пространства разработка
залежи может сопровождаться подземными толчками небольшой силы, напоминающими
слабые землетрясения. Значи
тельные землетр
ясения могут возникать при нарушении
геодина
мической обстановки в районе месторождения, вызванном его раз
работкой
(Ромашкинское месторождение в Татарии, Старогроз
ненское


в районе г. Баку,
небольшие месторождения в районе Ферганской долины в Средней Аз
ии). К наиболее
крупным земле
трясениям, инициированным разработкой месторождения, специ
алисты
относят землетрясение 1974 г., имевшее место в районе газового месторождения Газли в
Узбекистане.


Как правило, разработка месторождений природных углеводород
ов происходит при
одновременном проявлении нескольких режимов фильтрации. При этом для правильного
описания процесса добычи и оценки конечных показателей разработки важно выделить
один или несколько основных режимов фильтрации.



Рис. 3
3
-

Дина
мика пластового давления (
р
) и газового фактора (ГФ) при различных
режимах фильтрации.

На рис.3
3
показа
но, как изменяется пластовое давление

и газовый фактор (ГФ)
при проявлении того или иного режима фильтрации.


С целью достижения более высоких показат
елей разработки (боль
шая
экономическая эффективность, большая нефтеотдача, менее продолжительная
эксплуатация и т.п.) используются
вторичные

и
третичные

методы добычи нефти, или, как
их еще называют,
методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Как правило, МУН о
сно
-
вываются на закачке в пласт рабочих агентов, в качестве которых могут служить вода с
добавками различных активных веществ, как, например, загустители воды (полимеры),
поверхностно
-
ак
тивные вещества (ПАВ), а также воздух, углеводородные раство
рители,
пластовый газ и другие агенты. Различие между вторич
ными и третичными методами
заключается во времени их исполь
зования: вторичные методы начинают применять с
самого начала разработки или по прошествии короткого промежутка времени, в то время
как третичны
е методы обычно начинают использовать, когда значительная часть запасов
нефти уже добыта.

Использование вторичных и третичных методов добычи преследу
ет достижение
следующих целей
:



поддержания пластового давления. При закачке в пласт доста
точных объемов
в
оды или газа пластовое давление может под
держиваться на уровне,
необходимом для достижения высоких показателей разработки (например, на
уровне, несколько пре
вышающем давление насыщения нефти газом);



более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из аг
ен
тов, подаваемых
в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к уменьшению остаточной
нефтенасыщенности и способствуют тем самым повышению степени
вытеснения нефти;



увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти. Такие
технологии, как, наприм
ер, закачка полимерного ра
створа, попеременная
закачка воды и газа, закачка пен, подача в пласт тепла (закачка горячей воды
или пара) или же внутрипластовая генерация тепла (внутрипластовое горение)
имеют своей целью улучшение соотношения подвижности филь
трую
щихся в
пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как след
ствие, увеличение
охвата пласта процессом вытеснения.

Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют до
быть не более 45%
от первоначальных запасов нефти в пласте. Таким образом, бо
льшая часть запасов
оказывается неизвлеченной. Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности
геологи
ческого строения месторождения, его местоположения, стратегии его разработки и
используемых методов добычи и в значительной степени определяется экон
омикой или
уровнем рентабельности до
бычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи
явля
ется, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов, которые могут быть
экономически выгодно добыты по сравнению с традиционными методами за счет
увеличе
ния охвата пласта про
цессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени
вы
теснения нефти из пласта.

Существуют различные классификации и многочисленные определе
ния технологий
и методов добычи. Это в особенности справедливо для методов увеличения не
фтеотдачи.

Термин МУН используется в отношении технологий до
бычи, позволяющих
повысить извлекаемые запасы по сравнению с традиционно используемыми на данный
момент времени технологиями нефтеизвлечения.

Характерными чертами МУН являются закачка в пласт аг
ентов, отличных от
традиционно используемых воды и углеводородного газа, и необходимость проведения
опытно
-
промышленных работ.

Методы увеличения нефтеотдачи

включают (но не ограничивают
ся) следующие
технологии нефтеизвлечения:



попеременную или чередующую
ся закачку воды и газа;



физико
-
химические МУН (закачка полимеров, поверхностно
-
активных
веществ, гелей, пен и т.п.);



закачку газов, отличных от углеводородных (например, угле
кислого газа,
азота, дымовых газов и т.п.);




микробиологические методы увеличени
я нефтеотдачи;




термические методы увеличения нефтеотдачи.



Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи включают в себя,
но не ограничиваются следующими технологиями:




закачка воды или газа;





дополнительное разбуривание залежи;



б
урение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких пропластков
или же «карманов» пласта с неизвлеченной неф
тью;



бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из удаленных
частей пласта (эта технология обычно используется при разработке
ше
льфовых месторождений или в условиях, при которых обустройство новой
буровой площадки сопряжено с неоправданно большими затратами времени и
средств);




усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа;




снижение устьевого давления в до
бывающих скважинах;



использование лучшей стратегии заканчивания скважин.

Как следует из определения МУН, объектами применения методов увеличения
нефтеотдачи являются запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первич
ных
и вторичных методов добычи
;


так называемые трудно извлекаемые запасы нефти
(тяжелая и вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со сложным
геологическим строением и т.д.).


В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы неф
ти, которые
могут быть извлече
ны экономически выгодно. Это означает, что объем нефти, добытой с
помощью МУН, зависит от определенных условий, таких как экономические условия,
поли
тическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет собой неизменную
величину, как, например,
начальные геологи
ческие запасы нефти.

Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного мес
торождения
является вариант, позволяющий отобрать максималь
ный объем нефти из пласта
минимальным числом скважин за кратчайший период времени
.

Газовая залежь


В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород
-
коллекто
ров) залежи газа
скважины следует располагать равномерно по пло
щади с использованием той или иной
системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает
существенного
влияния на показатели разработки (рис. 3
4
а
).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется
интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в
верхней части разреза (рис. 3
4

б
).




Рис. 3
4
-
Р
асположение скважин по площади при разработке газовой залежи:

а


запечатанная газовая залежь. Метод разработки


режим газовой шапки;

б


газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки


сочетание
режима газовой шапки и водонапорного ре
жима



Нефтяная залежь


В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква
жин должно
учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто
называют батарейным. Число та
ких батарей и количество скважин в каждой из
них
зависит от вели
чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч
но
следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю
щих (или нагнетательных)
скважин (рис. 3
5

а
).



В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом паден
ия пластов,
добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча
сти структуры по равномерной
трех
-

или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации
(рис.
35
б
).




Рис. 3
5
-
Расположение скважин по площади при разработке нефтяной зал
ежи [4]:

а


нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки


естественный водонапорный режим; б


запечатанная нефтяная залежь.
Метод разработки


сочетание режима растворенного газа и
гравитационного режима

Такое расположение скважин обе
спечивает благоприятные условия
эксплу
атации в
силу следующих причин:

1.

при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально
растворенный в нефти, выделяется из не
фти преимущественно в призабойной зоне
скважин и в выше
лежащих частях

залежи, создавая тем самым более или менее
благоприятные условия добычи в условиях режима растворен
ного газа;

2.

гравитационные силы при таком расположении скважин помо
гают вязкостным
силам и увеличивают приток нефти к сква
жинам, в то время как газ, в сил
у
проявления тех же вязкост
ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В
некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию
вто
ричной
газовой шапки
.


Осн.:

5. [146
-
161
]

Контрольные вопросы:

1.За счет чего осуществляется добыча нефти ло вне
дрения вторичных и третичных
методов?

2. Какие режимы пласта вы знаете?

3. Из
-
за чего происходит переход упругого режима пласта в упруго
-
водонапорный?

4.Что происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения?


5. На чем основываютс
я МУН?

6. Что такое коэффициент охвата?



Лекция № 14. Способы эксплуатации скважин.




Если подъем жидкости или смеси с забоя на дневную поверхность происходит
только за счет природной энергии

W
П

(
W
И
0), то такой способ будем называть
естественно
-
фонтан
ным. Если давле
ние на устье скважины больше давления насыщения


у


Р
нас
), то свободный газ в подъемнике отсутствует, а жидкость поднимается на
поверхность только под действием собственной потенциальной энергии. Такой способ
эксплуатации называется
арте
зианским фонтанированием

либо подъемом жидкости за
счет гидростатического напора пласта. Следует заметить, что в настоящее время этот спо
-
соб имеет ограниченное распространение.

Если подъем продукции скважины на дневную поверхность про
исходит либо за счет

природной и искусственной энергии, либо только за счет искусственной энергии, то такой
способ эксплу
атации
называется

механизированным.




Рис. 3
8
-
Классификация различных энергетических источников подъема


продукции скважин и спос
обов эксплуатации.


Механизированный спо
соб

эксплуатации может
осуществляться в двух вариантах
:

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию цент
рализованно, а
распределение ее между добывающими скважи
нами происходит непосредственно в
залежи
. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при ис
-
пользовании методов поддержания пластового давления.

Если при этом каждая конкретная добывающая скважина оборудована только
колонной насосно
-
компрессорных труб (отсутствуют меха
ничес
кие приспособления для
подъема продукции скважины), указан
ный способ будем называть искусственно
-
фонтанным. Искусст
венно
-
фонтанный способ эксплуатации добывающих скважин
получил довольно широкое распространение, особенно в России
.

2. Искусственная
энергия вводится непосредственно в каждую конк
ретную
добывающую скважину с помощью какого
-
либо механи
ческого, электрического или
гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется
различными способами: компримированным газом

(воздухом) или специальными
глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в сква
жину мы имеем дело с
компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором


с
глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации
добываю
щих скважин,
осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с
применением специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не
являющегося источником энер
гии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорны
м (внутрискважинным) газлифтом,
теоретические основы подъема продукции при ко
торой аналогичны таковым при
фонтанно
-
компрессорной экс
плуатации. Разница заключается в том, что для подъема про
-
дукции используется газ высокого давления, отбираемый из газонос
ных пропластков в
данной скважине либо из отдельной газовой залежи. В этом случае отпадает
необходимость использо
вания компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем продукции,
происходит за счет природной энергии выделяюще
го
ся из нефти газа с применением
специальных плунжеров. Таким образом, в общем, виде схему используемых
энергетических источников для подъема продукции скважин (а, следовательно, и
способов эксплуатации) можно представить, как показано на рис. 3
8.
Совершенно
очевидно, что представленная схема не претендует на абсолютную полноту, а должна
рассматриваться только в качестве классификационной
.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность
происходит под действием пластовой энергии,
называ
ется

фонтанным.


Фонтанирование скважин происходит

в том случае, если пе
репад давления между
пластовым и забойным будет достаточ
ным для преодоления противодавления столба
жидкости и по
терь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит
под действие
м

гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа
.
Большинство
скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.


Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме
давления н
а нефть. Чем больше газа раство
рено в нефти, тем меньше будет плотность
смеси и тем выше под
нимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость пере
-
ливается, и скважина начинает фонтанировать.



Оборудование фонтанных скважин



При фонтанной эксплуата
ции
подъем газонефтяной смеси

от забоя до устья скважины
осуществляется по колонне насосно
-
компрессорных труб
, которые спускают в скважину
перед освое
нием. Необходимость их спуска вызвана рациональным исполь
зованием
энергии газа, улучшением выноса песка,

уменьшением потерь на скольжение газа и
возможностью сохранить фонтаниро
вание при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют
фонтанную арматуру
, которая представляет собой
соединение различных тройников, крестови
ков и запорных устройств.
Э
та арматура
предназначена для подвешивания насосно
-
компрессорных труб, герметизации затрубного
пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы
фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры

изготовляют крестового и тройникового типо
в (рис.3
9)

Состоит она из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка предназначается для
подвески насосно
-
компрессорных труб и герметизации затрубного пространства
между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направлен
ия продукции сква
жины в выкидные линии,
а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или
три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная
линия


запасная. На рабочей линии (верхней) за
пор
ное устройство всегда должно быть
открыто, а на запасной


закрыто.

Стволовые запорные
устройства должны быть
откры
тыми. Запорное
устройство, расположенное
внизу ствола фонтан
ной
ар
матуры, называется главным.
В тройниковой арматуре
выкидные линии направлены в
одну сторону. При выборе типа
фонтанной арматуры следует
учитывать, что крестовины
быстрее разъедаются песком,
чем тройники.

В соответствии с ГОСТ
13846

74 фонтанные
арматуры до
лжны выпускаться
на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см
2
.


Рис. 3
9
-
Фонтанная арматура:


а



крестовая;
б



тройниковая

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов:

в виде
задвижки или крана
. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому
на устье скважины.

На выкид
ных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают
приспособления (штуцеры) для регули
рования режима фонтанной скважины. Штуцер
представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре у
станавливают
два
манометра:

один


на буфере (верх ее), второй


на отводе крестовика трубной головки
(для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными
линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в за
висим
ости от дебита, давления,
содержания песка, парафина применяют различные.


Газлитный способ эксплуатации


На рис.
40
редставлена принципиальная схема газлифтной сква
жины.
Сущность
процесса подъема продукции скважин при газ
лифтной эксплуатации заключается в
о
введении в подъемник компримированного газа в объеме


V
г
.

Физической сущностью газлифтной эксплуатации

является

сни
жение плотности
образующейся при закачке газа в подъемник га
зожидкостной смеси до такой величины,
чтобы давление на при
еме Р
пр

оказалос
ь достаточным для преодоления всех сопротивле
-
ний в подъемнике.

Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с техни
ческой и
технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически
неэффективным. Для его реализа
ции необ
ходимы, как правило, посторонний источник
газа и стро
ительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подго
товки газа и
его распределения по добывающим скважинам.

Газлифтная

эксплуатация
характеризуется

сравнительно невысо
-
ким коэффициентом полезного
действия, и, кроме того, удель
ный
расход газа на подъем единицы
продукции из скважины уве
личивается
(иногда существенно) при обводнении
скважины. При определенной
обводненности

продукции удельный
расход газа и низкий коэффициент
полезного действия могут стать
причинами экономически
нерентабельной эксплуатации.

Бесштанговая эксплуатация

Эти установки относятся к классу
бесштанговых, что делает их более
привлекательными.

Во
-
первы
х
,

они предназначены для
экс
плуатации средне
-

и высокодебитных скважин с достаточно боль
шим диапазоном
высоты подъема продукции.
Во
-
вторых,

привод глубинного насоса осуществляется
электродвигателем, расположен
ным в скважине
.

Питание двигателя осуществля
ется по силовому электрическому кабелю. Схема
установки представлена на рис.
41.


Рис.
40
-
Газлифтная скважина


1



добываемый газ;
2



закачиваемый газ
.

Установка состоит из погружного агрегата, включающего
погружной
электродвигатель (ПЭД)

1
,
протектор

2
,
многоступенчатый центробежный насос

3
,
спускаемого в сква
жину на колонне насосно
-
компрессорных труб 4. Электрический
силовой кабель 5 закрепляется на трубах с
помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в
устьевой арматуре осуществляется
специальным сальником 7.

Наземное оборудование включает в
себя кабельный барабан

8
, трансформатор
9

и станцию управления
10
. При
необходимости установка комплектуется
преобразователем частоты тока, позво
-
ляющим регулировать параметры
погружного агрегата в широком диапазоне.
Как погружной электродвигатель, так и
погружной цен
тробежный

насос
отличаются от обычных и характеризуются
не
большим диаметром и значительной
длиной.

Характеристики погружного
центробежного насоса

показаны на рис.
42.

Каждый типоразмер погружного
насоса предназначен для добычи из скважины определенного количества ж
идкости,
равно
го оптимальной подаче насоса
, соответствующей максималь
ному значению
КПД

. Это условие требует выпуска про
мышленностью огромного количества
типоразмеров погружных насосов, что экономически является нерентабельным.

С целью расширения области
работы каждою типоразмера насоса
допускается его работа в определенном
диапазоне по подаче (от
Q
1

до

Q
2
) и
напору (от
H
1

до
H
2
), который
определяется следующим образом

(
:




. (1)



Указанный диапазон на рис. 4
2
заштрихован.


На работу погружного
центробежного насоса определенное
влия
ние оказывает свободный газ,
выделяющийся из нефти при сни
жении
давления ниже давления насыщения, что
приводи
т к изме
нению характеристик погружного центробежного насоса, как это
показано на рис. 4
2
.

Изменение характеристик зависит от объемного расходного газо
содержания на входе в
насос
.

Как видно из рис. 4
2

увеличение

резко снижает подачу, напор и КПД
насос
а, т.е. оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы погружного
цен центробежного насоса.

С целью защиты погружного центробежного насоса от

Рис.
41
.УЭЦН



Рис. 4
2
-
Характеристики погружного
центробежного насоса



вредного влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специ
альное
устройство


насосный
газосепаратор.

В настоящее время наиболее эффективным является газосепаратор МН
-
ГСЛ, выпус
-
каемый в России и отвечающий мировому уровню. Рассмотренные установки обладают
существенными преимущества
ми перед штанговыми насосными установками, главными
из ко
т
орых являются:



более высокий КПД установки;



высокая степень автоматизации установки



высокая надежность работы при низких температурах воздуха



достаточно широкая область применения, как по дебиту, так и по высоте подъема;



компактность наземного оборудовани
я
.


;
;




Как показали результаты широкомасштабного и длительного при
менения УЭЦН в
России, этими установками могут эксплуатироваться скважины с вязкостью продукции в
несколько десятков (а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа·с.

Добыча нефти
в России этими установками превышает 60% об
щей
добычи.Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим средством для
эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.



Установки винтовых насосов


Эти установки, известные как установки с насосом типа
MOIN
EAU
, представляют
значительный интерес для эксплуата
ции скважин на шельфе.

Глубинный винтовой насос (рис.4
4

состоит из ротора (рис.4
4
а
) в виде простой
спирали (винта) с шагом

и статора (рис. 4
4

б
) в виде двойной спирали с шагом
, в
два раза превышающим

шаг ротора.

На рис. 4
4

в

показана часть насоса в сборе. Основными параметрами винтового
насоса являют
ся: диаметр ротора
D
, длина шага статора

и эксцентриситет
е
. Полости,
сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти
полос
ти «перемещаются» как по радиу
су, так и по оси. «Перемещение» полостей
приводит к проталкива
нию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют
насосом с перемещающейся полостью.

Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с хромиро
ванным
или иным покрытием против истирания. Статор изготавливается из пластического
материала и располагается в кор
пусе. К материалу для статора предъявляются достаточно
жесткие требования.

Приводы для данного насоса могут быть глубинными (погружной
элект
родвигатель)или поверхност
-
ными. При использовании погружного
электродвигателя агрегат спускается в скважину на насосно
-
компрессорных трубах, а
питание к электродвигателю под
водится по специальному кабелю (аналогично, как в
УЭЦН).


В случае использования
наземного привода вращение ротору насо
са передается
через колонну штанг. В качестве приводного двигате
ля служит электродвигатель, но
могут использоваться и другие двигатели.


Обычно используются
электродвигатели с фиксирован
ной
скоростью либо с изменяющейся. В
качестве вариатора скоро
сти
применяют частотный
преобразователь тока.

Двигатели с фиксированной
скоростью испо
льзуют в скважинах с
хорошей продуктивностью и
небольшими динамическими уров
-
нями, в других случаях


предпочтительнее двигатели с изменя
-
ющейся скоростью.

Установки винтовых насосов

имеют широкий диапазон по пара
-
метрам: подача от 20 до 240 м
3
/сут,
напор
до 2000 м и предназна
чены для
эксплуатации скважин с
осложненными условиями:



вязкость нефти


до 20 Па·с,



повышенное содержание механических примесей (до 1%)



повышенное содержание свободного газа,



большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).

Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низки
ми капитальными
вложениями, являются малогабаритными, име
ют низкий уровень шума и достаточно
высокий КПД. Эти уста
новки являются хорошим средством добычи нефти на морских
платформах.



Но
вые средства добычи нефти


Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов
оборудования являются

установки струйного насоса (СН).

Струйные аппараты нашли
широкое применение в самых различных отраслях промышленности, что связано с
простот
ой их конст
рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и
возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании
механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур, высокой
вязкости нефти, агрессивности

инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих странах идет за счет
районов, характеризующихся сложными природно
-
климатическими условиями.
Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к
н
адежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к
увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно
работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким
содержанием свободно
г
о газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из сква
-
жины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих усло
виях существующее,
широко известное, оборудование не всегда представляется возможным.

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где

отсутствуют до
роги, линии
электропередач и возможности бескомпрессорного газ
лифта, успешно применяются
струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые
двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируе
мых скважин.

В настоящее время учеными и специалистами России и США со
зданы различные
компоновки струйных насосов: с погружным силовым приводом и с поверхностным,
когда силовой насос уста
навливается на поверхности.


Рис. 4
4
. Глубинный винтовой насос:

а



ротор;
б



статор;
в



насос в сборе;

1



корпус насоса;
2



полость между статором и
ротором

Поверхностное оборудование струйных уст
ановок выпускается как для одной
скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и
содержит, как правило, блок си
ловых насосов, емкость для рабочей жидкости и
гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механически
х примесей.
Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в спе
циальной емкости
(установка «
Econodraulic
» фирмы «
Dresser

Industries
»), либо в емкости, совмещающей
функции газосепара
тора и хранилища рабочей жидкости (фирма «
Tricodraulic
»). В пос
-
л
еднем случае в компоновку поверхностного оборудования входит подпорный насос,
который осуществляет рециркуляцию очищен
ной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос,
однорядную колонну труб

с пакером или двух
рядный лифт (с параллельной или
концентричной подвеской труб). Устье скважины оборудуется 4
-
ходовым краном,
позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спус
ке или
подъеме вставного струйного насоса.

Схема и прин
цип действия струйного насоса


Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном понимании, так как он
не создает избыточного напора на выходе. В струйном насосе происходит двойное
преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энер
гия рабочей
жидкости преобразуется в кинетическую энергию, за счет чего, в поток рабо
чей жидкости,
подмешивав ген инжектируемый поток. Смешанный поток (рабочий и инжектируемый),
проходя через камеру смеше
ния, поступает в диффузор, где происходит преобраз
ование
кине
тической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.

Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис.4
5

Насос состоит
из следующих основных элементов:

канала подвода рабочего агента 1, активного сопла
2, канала подвода инжектир
уемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто на
-
зывают приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.

Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: ра
бочий агент при
значительной потенциальной энергии подводится к соплу, где происход
ит преобразование
потенциальной энергии в кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла, по
-
нижает давление в приемной камере, вследствие чего часть ин
жектируемой жидкости
(продукция скважины) смешивается со струей рабочего агента и поступает в

камеру
смешения.

В камере смешения рабочий агент и
инжектируемая жидкость
перемешива
ются, выравниваются их
скорости и давления, и смешанный
поток поступает в диффузор. В
диффузоре происходит плав
-
ное
снижение кинетической энерг
ии
смешанного потока и рост его
потенциальной энергии. На выходе
из диффузора смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для
подъема на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы
этого насоса, расчет его основ
ных элементов является чрезвычай
но сложным, что связано
со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени
преодолены прак
тически все трудности проектирования таких насосов, и они начи
нают
широко использоваться при эксплуатац
ии скважин с ослож
ненными условиями.



Осн.:

1. [93
-
151], 5. 185
-
208],

Контрольные вопросы:

1. Какие способы эксплуатации существуют на шельфе?


Рис. 4
5
-
Струйный насос

2. В каких вариантах осуществляется механизированный способ добычи?

3. На чем основывается работа струйного

насоса?

4. За счет чего происходит подъем добычи углеводородов при фонтанном способе
добычи?


5. Принцип работы тандемной установки.

6. В каких случаях применяют винтовые насосы?

7. В чем преимущества использование погружного центробежного насоса
по
сравнению с штанговыми насосами?



Лекция № 15. Строительство морских трубопроводов.


Развитие добычи нефти и газа на многих морях привело к необходимости
строительства подводных морских трубопроводов различного назначения.

Первые подводные трубопро
воды на Каспий начали прокладывать с конца 40
-
х и
начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от
берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра
предопределили технику и технологию строительс
тва трубопроводов .

Первые трубопроводы диаметром 63
-
114мм прокладывали методом протаскивания
по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с
киржима. Последний из указанных методов при
меняют и в настоящее время для
прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с
открытием газового месторождения Южное в 60
-
х годах. Для транспортирования газа с
этого месторождения на

сушу потребовалось строительство магистрального газопровода
в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила
разработку новой технологией строительства трубопроводов, по которой заготовка
километровых плетей, их антикорро
зионная изоляция, балластировка, оснастка
транспортными понтонами производятся на береговой монтажно
-
сварочной площадке.
При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в
море и на плаву транспортируют в район стройтельств
а, где вместе с понтонами
затапливают по трассе (метод свободного погружения). Отдельные плети трубопровода
стыкуют на 40
-
тонном крановом судне, специально оборудованном для этой цели.

Для транспортировки плетей на плаву институт «Гипроморнефтегаз» разр
аботал
специальные понтоны с замковым устройством для автоматического отсоединения
понтонов от трубопровода с поверхности воды без участия водолазов.

К настоящему времени по указанной технологии построены сотни километров
подводных трубопроводов диаметр
ом до 500 мм на глубинах моря до 30 м.

Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного
погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей
на расстояние до 50
-

60 км при волнении моря до двух бал
лов включительно.



Классификация

трубопроводных

систем

По

трубопроводным

системам

различных

морских

сооружений транспортируются

десятки

рабочих

сред
,
необходимых

для

нормаль
ной

эксплуатации

этих

сооружений

и

всевозможного

оборудования В

качестве

матери
алов

для

изготовления

трубопроводов

в

зависимо
сти

от

вида

транспортируемых

рабочих

сред

и

их

разрушающей

ак
тивности

применяют

углеродистые

и

нержавеющие

стали
,
чугун
,
медь и

ее

сплавы
,
алюминий

и

его

сплавы
,
титан
,
стеклопластик

и

поли
этилен

и

другие

ма
териалы
.
Кроме

труб

трубопроводные

системы включают

различные

трубопроводные

элементы
,
судовую

арматуру
,
приводы
,
механизмы
,
аппараты
,
цистерны
,
резервуары
,
приборы
,
сред
ства

автоматики

и

другое

оборудование
.

В

гражданском

строительстве

трубопроводные

сис
темы

принято классифицировать

по

роду

перекачиваемой

рабочей

среды

и

в

зави
симости

от

этого

различают

водопроводы
,
нефтепроводы
,
газопрово
ды
,
аммиакопроводы

и

т
.
п
.

После извлечения продукта из земли, он должен транспортироваться с моря на берег.
Одновре
менно с монтажом добывающего оборудования, трубоукладочные баржи и
бригады занимаются укладкой трубопровода для транспортировки нефти и газа от
платформы до места назначения. (рис 4
8
.


Рис.4
8
-
Трубоукладочная баржа


Длина этих барж может доходить до 150
метров, а укладываемые ими трубы
-

до
1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть
покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии
сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен р
яд сварочных
постов, где работают высококвалифи
цированные сварщики на высокоэффективных
сварочных машинах.

По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она
становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря,

и,
наконец, к

терминалу
, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со
сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый
новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не
обнаружено, с
варной шов покрывается антикоррозийной изоляцией.

По мере увеличения длины трубопровода баржа переме
шается вперед, каждый раз на
несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода,
приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизо
лированный, спускается с кормы в
воду, вниз по наклонной площадке,
называемой
стингером
.

Стингер поддерживает трубу
до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское
дно.

По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за
собой плуг, который роет
траншею на морском дне.
Трубопровод укладывается

в траншею, где он будет защищен от
повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают
песок, вырывае
мый плугом, обратно в тран
шею, покрывая трубопровод.

В процессе укладки труб водолазы постоянно инспектиру
ют стингер и трубопровод.
Они следят за отсутствием препят
ствий на морском дне, правильной укладкой
трубопровода и надлежащим положением стингера.

Затем, после заверше
ния прокладки трубопровода к пл
атформе, водолазы подсое
-
диняют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к
палубе и крепится к конструкции.

До эксплуатации трубо
провода он должен быть спрессован и проверен на плотность.
Аналогично, все оборудование на палуб
е, трубопровод и проводка, клапаны и
переключатели, насосы и системы, извлекаю
щие сырую нефть из земли, очищающие ее и
проталкива
ющие ее в сторону берега, должны быть многократно испытаны, чтобы
убедиться в безотказной работе и отсутствии опасности для ч
еловека или окружающей
среды.

Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой
технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в
трубопроводе в процессе его погружения на дно моря были применены разгружаю
щие
понтоны взамен направляющего устройства
-

стингера. Это позволило значительно
уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в
жестких гидрометеорологических условиях.

Трубопроводы

могут быть проложены в различные мес
та. Одни ведут к морским
сборочным станциям, где нефть и газ подвергаются дальнейшему разделению,
направляются обратно в трубопровод и к берегу для дополнительной переработки.

Другие трубопроводы заканчиваются на берегу в больших нефтебазах, где жидкие
угл
еводороды хранятся для последующего распределения по нефтеперерабатывающим
заводам. Углеводороды могут транспор
тироваться по подземному трубопроводу прямо на
нефтеперерабатывающий завод, или к морскому терминалу для погрузки на танкеры,
напра
вляющиеся в
другие части света.


Несколько танкеров могут загружаться и разгружаться с многопричального
терминала, или один танкер может загружаться и разгружаться в системе с заякориванием
буя.

Многопричальные терминалы находятся в зонах, укрытых от суровой погоды. О
ни
погружают или разгружают нефтепродукты с помощью гигантских стрел,
спроектированных с целью компенсации перемещения судна, вызванного приливами и
отливами или меняющейся нагрузкой.

При системе с заякориванием буя танкер соединяется шлангами крупного
диа
метра с шарнирным соединением. Свободное перемещение соединения обеспечивает
возможность загрузки нефти независимо от перемещения судна вследствие течений и
волн.

С танкеров или береговых нефтебаз, сырая нефть и природный газ поступают на
береговой завод,
где они перерабатываются в продукты для нефтяной, газовой и
химической промышленности. На этих заводах углеводороды становятся ингредиентами
для многочисленных продуктов, с которыми мы ежедневно сопри
касаемся. Они
превращаются в бензин и моторное масло, в

синтетические ткани и пластмассы, в асфальт
и другие промышленные продукты, и в топливо для промышленности и наших домов.

Осн.:

1. [263
-
269], 5. [469
-
473]

Контрольные вопросы:

1. Как впервые прокладывали трубопроводы?

2. Что производятся на берегов
ой монтажно
-
сварочной площадке ?

4. Что используют для укладки трубопроводов?


5. Что такое стингер и для чего он служит?.

6. Каковы требования к изготовлениям трубопроводов?

7.Какие новые технологии были выполнены для регулирования напряжения в
т
рубопроводе?



Основная литература

1. Сулейманов А.Б. и др. Эксплуатация морских нефтегазовых
месторождений. М. Недра 1986 г.

2. В.Ф. Соколов и др. Морские инженерные сооружения. С.
-
Петербург
«Судостроение»,2003 г.

3. Скрыпник
С.Г. Техника для бурение нефтяных и газовых скважин на море. М. Недра,
1982г.

4. Гусейнов Т.И., Алекперов Р.Э. Охрана природы при освоений морских нефтегазовых
месторождений М. Недра, 1989 г.

5. А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков и др. «Осно
вы разработки шельфовых и
нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике»
-

М.:
ГУБ Изд
-
во «Нефть и газ»,2000г.
-
770с.

6. И.Т.Мищенко , В.А. Сахаров и т.д. Сборник задач по технологии и технике добычи. М:
Недра, 1984 г.

Дополнительн
ая литература

7. Гусейнов Ч.С., Иванец В.К., Иванец Д.В. Обустройство морских нефтегазовых
месторождений.
-

М.: ГУБ Изд
-
во «Нефть и газ»,2003г

8. Мицевич В.И. и др. Разведка и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений.

9. З.Капустин Х.Я. Строи
тельство морских трубопроводов М. Недра, 1982 г.

10. Кулиев Н.П. Основные вопросы строительство нефтяных скважин в море. Баку.
Азернефть, 1958 г.

11. Никитин Б.А. и др. Расчет устойчивости морских нефтегазопромысловых инженерных
сооружений гравитационного
типа, РГУ им. И.М. Губкина, 2005 г.

12. Юрчук А.М., Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.Недра,1979г.









Приложенные файлы

  • pdf 18344639
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий