Читайте также:
  • Гироскутеры и сигвеи
  • Евровагонка
  • Кому нужен юрист по семейному праву?

  • 8.1.4. Технология разведки и освоение месторождений нефти и газа на арктическом шельфе

    Выявление и подготовка к бурению локальных объектов (структур) осуществляется сейсморазведкой методами 2Д

    и ЗД. Плотность сейсмотгрофилей 2Д составляет в Печорском море 0,5x1 км, в Баренцевом и Карском морях 1x2 км. Сейсморазведкой ЗД изучается площадь каждого локального объекта.

    Возможные варианты технических средств поисково-разведочного бурения приведены ниже (табл. 8.1).

    Поисковое бурение на Арктическом шельфе рекомендуется осуществлять:

    — на глубинах моря 10-30 м в Печорском и Карском морях — СПБУ ледового класса, в зоне влияния течения ГЬльфстрим Баренцева моря — обычными СПБУ;

    — на глубинах моря более 30 м — БС ледового класса;

    — в прибрежных водах глубиной менее 10м Печорского и Карского морей — ЛПБУ, устанавливаемые на ледостойкую подводную берму; альтернативные варианты для таких глубин моря — бурение с берега наклонно направленных сква жин или бурение с искусственных гравийных кессонно удерживаемых островов.

    Количество поисковых скважин принимается равным двум с учетом успешности бурения. Количество разведочных скважин зависит от величины запасов месторождений и изменяется от одного до шести скважин на месторождение. Продуктивные поисковые и разведочные скважины используются при разработке месторождений.

    Разработка месторождений со стационарных и мобильных эксплуатационных комплексов (незамерзающие и мелководные замерзающие акватории)

    Возможные варианты технических средств и условия их применимости в Арктических морях приведены в табл. 8.2.

    Д ля разработки месторождений в пределах перспективных объектов в незамерзающей части Баренцева моря (Гусинозе-мельское, Бритвинское, Терское и др.) проектируются эксплуатационные суда с турелью в комплексе с подводными модулями. Для бурения кустов эксплуатационных скважин, размещаемых в подводных модулях, привлекаются буровые суда.

    На газовых месторождениях в Баренцевом море предварительно устанавливают подводные эксплуатационные модули (в модуле от 10 до 24 устьев скважин). Бурение скважин через модули осуществляют арендованными буровыми судами. По мерс готовности скважин на каждое месторождение устанавливают одно эксплуатационное судно, на которое по внутрипромысловой трубопроводной сети поступает продукт со всех скважин для подготовки к транспорту по магистральному трубопроводу. Транспортировку газа до эксплуатационного судна осуществляют по трубам 18", до магистрального газо11ровода Штокман-Тереберка — по трубам 30м.

    Разработку нефтяных и газовых месторождений в Печорском и Карском морях (при глубине моря 10-30 м) рекомендуется проводить с использованием гравитационной МЛСП типа "Приразломная". ГЪловная установка этого типа строится на ГУН "Севмашпредприятие".

    Для разработки месторождений на глубинах моря от 30 до 80 м предполагается использовать моноконы, моноподы или многоопорные типы платформ. Проектирование таких

    платформ ведется в рамках проектов Сахалин-1, Сахалин-2 и Сахалин-3. Периферийные скважины группируют в кусты и разбуривают через подводные модули с БС или СГ1БУ.

    На глубинах моря до 10 м разработку месторождений молено осуществлять с кессонно удерживаемых искусственных островов и. при возможности, с помощью наклонно направленных и горизонтальных скважин, которые бурят с берега.

    11ефтяные месторождения в Печорском море разбуривают с платформ наклонно направленными и горизонтальными скважинами.

    Приняты следующие допущения и технические решения по технологии разработки месторождений:

    — на платформах и подводных модулях предусматривается бурение и эксплуатация нефтяных, газоконденсатных и нагнетательных скважин;

    — предельно допустимое количество скважин, разбуриваемых с одной платформы, составляет 120 ед.: такое количество скважин на платформе требует дополнительных технических решений по обеспечению безопасности, что существенно сказывается на стоимости платформ;

    — бесперебойный транспорт газа до береговых сооружений может быть достигнут за счет осушки газа в абсорбере до точки росы но влаге минус 40 °С с попутным (неконтролируемым) уменьшением точки росы по углеводородам и периодическим использованием скребков;

    — подготовка нефти на платформах ограничивается деэмульсацией термохимическим методом при температуре 50-60 иС с остаточным содержанием воды в нефти до 5 %;

    — пластовая вода в смеси с дренажной водой очищается от механических примесей и нефти, смешивается с отработанной морской водой и нагнетается в пласты;

    — условно принимается, что каждая платформа должна быть уколи 1Лсктовапа двумя однотш гными буровыми установками, в составе которых имеются:

    а) станция геофизических исследований в скважине, перфорации и геосервиса,

    б) цементировочный комплекс,

    в) четырехступенчатая система очистки и дегазации бурового раствора;

    — xapciKmepucmiiKu условного бурового комплекса[с верхним приводом вращения бурильной колонны) на платформах приняты следующими:

    а) грузоподъемность вышки ................................. 400 т;

    б) протяженность ствола скважин.................до 7000 м:

    в) производительность буровьпс насосов............80 м/с;

    г) максимальное рабочее давление....................30 МПа;

    д) объем запасов бурового раствора...................250 м3;

    — объем емкости:

    а) цемента............................................................350 м3;

    б) барита..............................................................200 м3;

    в) бентонита..........................................................50 м3;

    — предусмотрены:

    а) на каждой платформе комплекс оборудования для сбора, подготовки и транспорта нефти или газа;

    б) на платформах, предназначенных для обустройства месторождений совместно с подводными модулями, —возможность принятия и обработки сырья и с этого оборудования:

    в) на газовых эксплуатационных судах — размещение установок для повышения компрессии;

    г) системы инжекции химикатов для обработки морской воды (бактерицидами и ПАВ), эмульсии (деэмульгаторами), нефти, воды, газа (ингибиторами коррозии), продукции подводных скважин (ингибиторами гидратообразования).

    д) на всех платформах—типовой (расчетный) жилой блок на 250 человек персонала с учетом запасных мест.

    — на нефтяных платформах поддержание пластового давления обеспечивается нагнетанием воды;

    — энергообеспечение платформ осуществляется газотурбогенераторами. Их количество выбрано (с учетом резервного) для максимально возможной нагрузки.

    Предусмотренные в данной работе гюдеодные модули укомплектованы эксплуатационным оборудованием для подводной добычи с устьями "открытого" типа и обеспечивают:

    — проведение работ по подводному заканчиванию и освоению скважин;

    — герметизацию устья скважин;

    — направление продукции куста скважин в сборные трубопроводы;

    — дистанционное управление режимом работы скважин и подводным оборудованием;

    — дистанционный контроль параметров добываемой продукции и работ оборудования;

    — автоматическое перекрытие стволов скважин в аварийных ситуациях:

    — возможность проведения внутрискважинных работ с помощью оборудования канатной техники:

    — возможность закачки технологических жидкостей в подъемную колонну на с осно компрессорных труб и затруб-ное пространство;

    — аварийное глушение скважин через подъемную колонну насоено-компрессорных груб и затрубное пространство;

    — возможность проведения ремонта скважин и подводного оборудования без участия водолазов;

    — обнаружение и соединение с подводными устьями скважин с помощью табельной системы повторного ввода в скважину;

    — защиту подводного устьевого оборудования от механических повреждений;

    — антикоррозионную защиту;

    — регулированное распределение газа по нефтяным скважинам. переведенным на газлифт; воды и газа по нагнетательным ишкекционным скважинам.

    Для использования при бурении эксплуатационных скважин СПБУ и БС необходимо применять специальную подводную колонную головку. Такое оборудование широко используется в Мексиканском заливе. Оно позволяет осуществлять подвеску обсадных труб на уровне дна, если даже на БУ применяется поверхностная система иротивовыбросовых превенторов. После завершения бурения райзер поднимают на БУ, а подводную арматуру устанавливают на головку донной подвески обсадных колонн.

    il-шовая подводная арматура имеет высоту около 5 м. Общая высота опорной плиты с защитной конструкцией составит около 10 м. Поэтому в Печорском и Карском морях, где торосы могут иметь киль глубиной 20-25 м. подводная арматура может быть применена только на акваториях с глубиной 35 м и более (или углублена в грунт).

    Количество эксплуатационных скважин зависит от начального дебита скважин, запасов нефти или газа, числа объектов разработки (залежей или групп залежей), площади месторождения.

    Технические средства транспортировки добытого сырья на сборный пункт следующие.

    Освоение газовых месторождений Баренцева моря завязывается на инфраструктуру разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения. Газ с прогнозируемых месторождений Баренцева моря будет поступать в магистральный подводный газопровод диаметром 1020 мм от Штокмановского месторождения до Териберки (Кольский полуостров).

    Для нефти с месторождений Печорского и Карского морей предусмотрен танкерный вывоз в Печенгу (Кольский полуостров). Отгрузку нефти в танкеры можно выполнять непосредственно с МЛ СП (аналог — МЛ СП "Приразломная") либо через специальный морской ледостойкий отгрузочный терминал гравитационного типа. Дедвейт танкеров должен быть оптимизирован в рамках проектирования транспортной системы вывоза нефти с конкретного месторождения. В качестве расчетного значения можно принять челночный ледовый танкер дедвейтом 80 тыс. т ледовой категории ЛУ6 РМРС. Строительство таких танкеров намечено ИК "Лукойл" на ГУП "Севмашпредприятие".

    Для обеспечения танкерного вывоза нефти потребует ся использование линейных (атомных) ледоколов типа "Арктика" и "Таймыр" или дизельных ледоколов типа "Капитан Николаев", а также многофункциональных дизель-электрических по проекту 11040.

    Здесь предусмотрено строительство трех морских ледостойких отгрузочных терминалов в Печорском море. Первый — в районе Южно-Долгинского месторождения на глубине моря порядка 20 м. На этот терминал будет поступать нефть из прогс газируемых мес торождений блока ii Печорского моря. Второй — южнее прогнозируемого месторождения Седьяхинское 3 на глубине моря порядка 25 м (блок III). Третий — южнее Коргинского прогнозируемого месторождения на глубине моря порядка 25 м (блок V). Затраты на строительство терминалов отнесены на Русское, Седьяхинское 3 и Коргинское прогнозируемые месторождения.

    Газ с прогнозируемых месторождений Карского моря можно транспортировать по магистральным подводным газопроводам диаметром 1020 мм в район выхода на берег газопроводов с Ленинградского и Русановского месторождений.

    Проблема транспорта по трубопроводам многофазных смесей, в принципе, решена. Однако такая возможность может быть определена только для каждого конкретного проекта с учетом:

    — физико-химических свойств смеси;

    — расстояния транспортировки;

    — параметров трубопровода;

    — параметров трассы трубопровода

    Подводно-подледная разработка месторождений

    (замерзающие акватории с глубинами свыше 80 м).

    Важнейшими условиями технической применимости подводно-подледного комплекса являются:

    — глубина акватории не менее 100 м, в диапазоне глубин 50-100 м техническую возможность применения комплекса следует рассматривать в каждом конкретном случае на основе анализа природных условий и поиска оптимальных конструктивных решений; отдельные элементы комплекса могут располагаться и на меньших глубинах при обеспечении их защиты от торосов;

    — наличие технологических гарантий безгидратной работы внутрипромысловых и магистральных газопроводов;

    — возможность обеспечения надежного телеметрического управления работой скважин.

    Схема обустройства предполагает разбуривание месторождений с подводным заканчиванием скважин. В зависимости от ряда факторов (характеристики коллектора, рельеф дна, особенности и характеристики его грунта, объем буровых работ и т. д.) разбуривание может быть выполнено:

    — одиночными вертикальными скважинами с использованием стандартного подводно-устьевого оборудования;

    — кустами скважин (вертикальные, наклонные и, при необходимости, горизонтальные) с использованием подводных эксплуатационных модулей, в которых могут быть размещены устья до 24 скважин.

    Подводные устья (одиночные и кусты скважин) подключаются с использованием подводных коммуникаций (внут-рипромысловые трубопроводы, линии связи и управления) и подводных манифольдов к технологическому блоку.

    Технологический блок, в зависимости от конкретных условий, может быть размещен на стационарной платформе или в водонепроницаемых подводных конструкциях. В составе технологического блока или отдельными элементами должно быть предусмотрено электроэнергетическое оборудование.

    Энергообеспечение подводно-подледного промысла может быть реализовано на базе береговой электроэнергетической установки с подачей электроэнергии высокого напряжения по подводному кабелю; специальной стационарной платформы, установленной в пределах месторождения, либо с подводного атомного энергоблока.

    В состав объектов обустройства входят:

    — подводный технологический комплекс:

    — блоки манифольда для сбора продукции скважин (при необходимости);

    — внутри!Iромысловые трубопроводы;

    — электрокабель силовой;

    — системы контроля и управления объектами обустройства.

    Бурение эка (Л у a i па i ijmn н ых сквалсш i может быть осуществлено подводными буровыми установками (круглогодичный режим эксплуатации) или буровыми судами с ледовыми подкреплениями (исключительно в летнюю навигацию).

    В зависимости от своей конструкции подводная буровая в процессе бурения удерживается па якорях при некоторой положительной плавучести, либо ее устанавливают на специальную платформу, предварительно размещенную на месте бурения.

    Мо}апаж подледного эксплуатационного комплекса может быть осуществлен подводной буровой установкой, подводной лодкой обустройства и снабжения, надводным кра-ново-монтажным судном.

    Рациональный вариант выбирают по результатам технико-экономических расчетов.

    О прои 1 пелъ} юмонтажные работ ы по внутрипромысло-вому обустройству могут быть выполнены: специализированными надводными судами (краново-монтажное, трубоук-ладочное, земснаряды и т. п.), имеющими соответствующий ледовый класс, или специальными подводными техническими средствами (подводные лодки обустройства и снабжения) (табл. 8.3).

    Основные технологические процессы при эксплуатации под водно-подледного комплекса:

    — низкотемпературная подготовка газа:

    — производство и регенерация метанольного продукта (потери метанола на первой стадии сепарации с давлением 6,0 МПа и температурой 50 °С составят около 30 %);

    — дистанционное управление комплектом внутрисква-жинного оборудования и отсекателями стояков подводных трубопроводов;

    — плановое и аварийное глушение скважин на ЛСП и/ил и подводных модулей;

    — ремонт скважин;

    — исследование скважин;

    — очистка промышленных стоков и нагнетание в поглощающие скважины:

    — замер дебита скважин и оперативный учет объема добычи;

    — деэмульеадия и стабилизация конденсата;

    -— дожатие газа до давления транспорта;

    — очистка/диагностика подводных трубопроводов.

    При освоении прогнозируемых месторождений глубоководных акваторий со сложными ледовыми условиями в Баренцевом и Карском морях бььли просчитаны два варианта бурения:

    1) с подводных лодок и круглогодичная подледная разработка месторождений:

    2) с БС в летний период и круглогодичная подледная разработка месторождений.

    Второй вариант оказался более экономически целесообразным, несмотря на то что буровые работы сокращаются

    до трех месяцев в год и требуют парка БС и ледокольного сопровождения. В период эксплуатации месторождения проектируется задолжить следующие основные технические средства:

    — подводный технологический комплекс (один комплекс на куст из 12 скважин);

    — ледокол (два ледокола на проект);

    — подводную лодку сопровождения и обслуживания;

    — подводный аппарат для работы с манифольдами.