Нефтяная платформа устройство
Разные типы платформ могут встречаться как в чистом, так и в комбинированном видах. Потенциальные извлекаемые запасы по проекту «Сахалин-1» составляют млн. В процессе добычи нефти затвор , перекрывающий воду, закрыт.
Сооружение на вершине деррика с установленными шкивами через которые проходит стальной канат; Подвеска. Поддержка сверла и труб буровой установки; Буровая платформа.
Обеспечивает вращение бурового инструмента; Вертлюг. Устройство, обеспечивающее вертикальное и горизонтальное движение инструмента при бурении; Буровой канат. Канат для спускоподъемных операций с инструментом и трубами; Буровая лебедка. Механизм для перемещения бурового каната; Буровые трубы. Конструкции, соединяемые между собой для достижения требуемой глубины скважины; Буровая колонна. Совокупность всех труб, используемых для бурения; Системы обеспечения безопасности. Датчики, клапаны и другие устройства для предотвращения выбросов и аварий; Место для хранения труб.
Металлические стеллажи под размещение цилиндрических конструкций; Система циркуляции. Насосы , резервуары и другое оборудование для перемещения раствора через скважину. Зачем нужна нефтяная буровая установка Системы необходимы для обеспечения следующих процессов: непосредственное бурение скважины с обеспечением вращения колонны для бурения и разрушением почвы; циркуляция бурового раствора для охлаждения и смазывания сверла, обеспечения стабильности стенок и извлечения породы; поддержка и манипулирование буровым оборудованием поддержка бурильных колонн, спускоподъемные операции с обсадными и бурильными трубами, механизмами АСП и КМСП ; помощь в мониторинге и управлении процессом; обеспечение безопасности, предотвращение аварийных ситуаций на площадке и оповещение рабочего персонала.
Напоследок Буровые вышки являются комплексной и неотъемлемой частью конструкции бурильных установок. Отправка заказов осуществляется в течение 24 часов, что позволяет сократить время доставки. Гибкая система скидок для оптовых покупателей. Заполните данные. Ваше имя. Номер телефона. Заявка на поставку.
Я даю свое согласие на обработку персональных данных и соглашаюсь с политикой конфиденциальности. Запросить полный каталог. В связи с текущей нестабильностью курса валют, высылаем каталоги с актуальными ценами на почту.
Ваш e-mail. Получить актуальный каталог. Заказать звонок. Оставьте свой номер - наш специалист перезвонит в ближайшее время. Перезвоните мне. Получить консультацию. Мостовой кран закрепляет с помощью талиевой системы верхнею час бурильной колонны 79 и доставляет ее на калибровочную секцию Верхняя часть крепится к калибровочной секции Вся бурильная колонна 2 в сборе и держится мостовым краном.
В цистерну 18 заливается вода. Подпалуба 46 немного на 2 м опускается вниз. Верхние фермы 66 Фиг. Фиксаторы 57 Фиг. Из цистерны 18 выливается вода. Подпалуба 46 поднимается вверх. Необходимо поднять большой ротор выше узла состыковки полого цилиндра 79 с выступами 80 с калибровочной секцией Затем фиксаторы 63 закрепляются.
Слив воды прекращается. Верхние фермы 66 опускаются, так чтобы каждый выступ 80 попал в зев 71 для захвата выступа 80 бурильной колонны 2 с последующим вращением ее. После этого в цистерну 18 заливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются и подпалуба 46 опускается вниз до узла состыковки. Бурильная колонна 2 готова к ввинчиванию в донный грунт.
Включаются лебедки Большой ротор 58 начинает вращать бурильную колонну. Зная частоту вращения большого ротора 58 и шаг резьбы на внешней поверхности полого цилиндра , можно определить скорость опускания бурильной колонны мостовым краном для равномерного ввинчивания полого цилиндра в донный грунт. В процессе ввинчивания полый цилиндр опускается вниз. Как только поясок 81 ляжет на верхние фермы 66, вращение большого ротора 58 прекращается.
Дополнительную информацию о ввинчивании полого цилиндра в донный грунт можно получать от телекамеры, закрепленной на корректирующих двигателях моторах Фиксаторы зафиксируют стопора , противодействуя вывинчиванию бурильной колонны. Бурильная колонна удерживается мостовым краном. Цистерна 18 заполняется водой. Подпалуба 46 опускается вниз на 3 м. Нижние фермы 68 опускаются. Подпалуба 46 поднимается до тех пор, пока площадки 67 нижних ферм 68, не поддавят поясок После наращивания оставшейся над большим ротором части секции до 10 м подпалуба 46 была поднята на эту высоту.
После покладки пояска 81 на площадки 67, подпалуба 46 еще поднялась на 5 м. Так как высота жесткого цилиндра 61 равна 5 м, подпалуба всего поднялась на высоту около 15 м и почти сравнялась по высоте с палубой Общая высота подпалубы на водой составит, таким, образом около 20 м.
Ввинченый в донный грунт полый цилиндр имеет характеристики винтоприсосного якоря Фиг. При бурении скважины прежде всего буровая плита 53 вместе с смонтированными на ней буровой вышкой 52 и буровой лебедкой устанавливается над большим ротором 58 с помощью лебедки 57 так, чтобы малый ротор 59 встал над выдвигаемой гильзой В таком положении буровая плита 53 закрепляется.
Водоотталкивающая труба имеет диаметр больше диаметра направляющей трубы Работы по бурению скважин, монтажу и опусканию колонн обсадных труб с последующим их бетонированием производятся по штатной технологии с помощью бурового оборудования и мостового крана.
В водоотталкивающую трубу опускается колонна псевдообсадных труб 85 с диаметром равным диаметру направляющей трубы Колонна псевдообсадных труб 85 служит для создания единой трубы вместе с обсадными трубами 88 скважины, что удобно для бурения и бетонирования колонн обсадных труб.
Нижняя труба этой колонны 85 должна точно состыковаться с верхним срезом направляющей трубы , образуя единую трубу Фиг. Поэтому нижняя псевдообсадная труба выполнена с нижним подвижным краем 87 и пружиной подвижного края трубы Стыковка колонны псевдообсадных труб показана на Фиг Длина колонны псевдообсадных труб рассчитывается до средины подвижного края 87 трубы Ошибка в расчете длины колонны псевдообсадных труб допускается в этом случае равной половине длины подвижного края После опускания колонны псевдообсадных труб, верхний край ее закрепляется на выдвигаемой гильзе Гидроподъемник 82 может поднять колонну псевдообсадных труб на высоту до 2 м.
После соединения колонны псевдообсадных труб 85 с направляющей трубой получилась одна сплошная труба. В нее опускается буровой инструмент и бурится скважина. После того как будет пробурена скважина, в нее опускается колонна обсадных труб по следующей технологии. Последняя верхняя обсадная труба колонны обсадных труб берется с монтажно-герметизационной головкой В нее опускается труба с насадкой Бондажом поджимаются цилиндрические фиксаторы 98 и клинья Колонна обсадных труб начинает опускаться.
По мере входа монтажно-герметезационной головки 89 в колонну псевдообсадных труб 85, бондаж отделяется. Роль бандажа в дальнейшем будет играть сама колонна псевдообсадных труб. Как только колонна обсадных труб 88 пройдет полость низкого давления и войдет в направляющую трубу , гироподъемник 82 поднимет псевдообсадную трубу 85 на какую-то высоту относительно верхнего среза направляющей трубы Таким образом, между этими трубами создается разрыв. Когда в этот разрыв попадут клинья 97, они под действием пружин поднимутся и зафиксируют колонну обсадных труб 88 на верхнем срезе направляющей трубы , как это показано на Фиг При дальнейшем опускании колонны труб с насадкой 99 цилиндрические стопора 98 отойдут, освобождая насадку Колонну труб с насадкой можно поднимать.
Опущенную колонну обсадных труб необходимо забетонировать, для того, чтобы исключить несанкционированное попадание в нее посторонних жидкостей и газов. Как правило, первая обсадная труба после бетонирования отсекает попадание в нее грунтовых вод и называется «кондуктором». В бурильную колонну опускается описанным выше способом вторая колонна псевдообсадных труб. Теперь подвижный край нижней трубы второй колонны псевдообсадных труб состыкуется с верхним срезом первой колонны обсадных труб кондуктором.
Получилась сплошная труба состоящая из второй колонны псевдообсадных труб и первой колонны обсадных труб. В нее под давлением закачивается раствор бетона застывающего в воде. На нижней трубе колонны обсадных труб имеется обратный клапан, через который раствор бетона попадает в кольцевой зазор между скважиной и внешней поверхностью обсадных труб.
После снятия давления, раствор из-за обратного клапана не может попасть обратно в колонну обсадных труб и через некоторое время застывает в кольцевом зазоре. В скважину опускается буровой инструмент и разбуривается бетон и обратный клапан. Скважина бурится дальше. Скважина может иметь две либо три колонны обсадных труб. Если после бетонирования первой колонны обсадных труб на пути к желаемому продуктовому слою, имеются другие непродуктовые слои, например, вода или газ, тогда используется промежуточная колонна обсадных труб.
Если таких слоев нет, тогда вторая колонна обсадных труб будет эксплуатационной. Промежуточная колонна обсадных труб нужна для того, чтобы отсечь другие непродуктовые слои. Опускание промежуточной колонны обсадных труб и последующее ее бетонирование производится также, как описано выше для первой обсадной трубы-кондуктора.
То же касается эксплуатационной колонны обсадных труб. Перед тем как бур проникнет в требуемый продуктовый слой промывочный буровой раствор утяжеляют частично либо полностью, заменяют его на более тяжелый раствор для исключения несанкционированного выброса нефти. После того, как пробурится требуемый продуктовый слой, в скважину опускается эксплуатационная колонна обсадных труб Бетонируется нижний край эксплуатационной трубы. Герметизация кольцевого зазора между колоннами обсадных труб с помощью монтажно-герметизационной головки Фиг.
Выше описано, что как только клинья 97 попадут в разрыв между нижним краем 87 колонны псевдообсадных труб 85 и верхним срезом направляющей трубы , они под действием пружин поднимутся и встанут, как показано на Фиг Колонна обсадных труб продолжает опускаться.
Клинья 97 зафиксировались на верхнем срезе направляющей трубы либо на верхнем срезе предыдущей колонны обсадных труб. Часть клиньев имеет свободу перемещения по вертикали. Они расположены ниже и первыми касаются верхнего среза трубы, на которой будет зафиксирована опускаемая колонна обсадных труб. Эти клинья тягами 96 цилиндр малого диаметра связаны с цилиндрами большего диаметра Клинья 97 зафиксировались на верхнем срезе направляющей трубы , а монтажно-герметизационная головка 90 продолжает двигаться, выбирая зазор между кронштейном крепления клина и утолщенным ободком монтажно-герметизационной головки Таким образом, круговой герметизационный желоб наезжает на цилиндры малого диаметра 98 и большого диаметра Из кругового монтажно-герметизационного желоба выходят цилиндры меньшего диаметра 96, а входят цилиндры большего диаметра Таким образом, объем кругового монтажно-герметизационного желоба , занимаемый гуттаперчевой массой эпоксидная смола уменьшается.
Гуттаперчевая масса несжимаема и вынуждена растягивать эластичный материал , выбирая зазор между внешней поверхностью кругового монтажно-герметизационного желоба покрытой эластичным материалом и внутренней поверхностью трубы Это может быть направляющая труба , либо предыдущая колонна обсадных труб.
Через какое-то время гуттаперчевая масса затвердевает и надежно герметизирует полость низкого давления Подготовка пробуренной скважины к эксплуатации осуществляется следующим образом. После бетонирования эксплуатационной колонны обсадных труб и замены тяжелого бурового раствора на воду, в эксплуатационную колонну обсадных труб опускается кумулятивный заряд патрон на стальном тросике.
На уровне продуктового слоя он подрывается, проделывая в трубе эксплуатационное отверстие Затем патрон на тросике быстро поднимается, за ним должна подниматься нефть. Как только тросик поднимется выше полости низкого давления и пройдет затвор желательно, чтобы нефть не успела подняться выше затвора с подпалубы 46 нужно незамедлительно вращать привод редуктора затвора Нефть, таким образом, заблокирована в полости низкого давления Для повышения надежности при длительной эксплуатации скважины затвор бетонируется.
Для этого поднимается верхняя часть привода редуктора затвора до выхода привода из стыковочного узла Через последнюю псевдообсадную трубу раствор подается вниз в затвор Затвор внутри полый и весь заполняется раствором, включая полый привод редуктора затвора и часть трубы Нефтевод и водовод заполнены водой, перекрыты, отведены и прикреплены к поплавкам. Поднятие и демонтаж псевдообсадных труб проводится в обратном порядке.
Буровая плита 53 в сборе с буровой вышкой 52 и буровой лебедкой 55 с помощью лебедки 57 передвигается в исходное нерабочее положение и там фиксируется. Мостовой кран натягивает и удерживает бурильную колонну 2. Подпалуба 46 опускается вниз до тех пор, пока поднятые верхние фермы 66 не станут ниже пояска Верхние фермы 66 опускаются так, чтобы каждый выступ 80 бурильной колонны вошел в зев Включаются лебедки большого ротора 55 на свинчивание. Бурильная колонна 2 свинчивается в соединительном узле Подъем и демонтаж бурильной колонны производится в обратном порядке.
На дне остается фонтанная арматура все, что ниже Скважина закончена и готова к работе.
Для этого водовод и нефтевод подсоединяют к соответствующим трубопроводам на добычной стойке. Нефтевод и водовод выполнены с захлопками.
У нефтевода захлопка на откачку нефти из полости низкого давления , а у водовода захлопка на закачку воды в полость низкого давления Добыча нефти из скважины. На Фиг19 показано взаимодействие добычной стойки с кустом нефтяных скважин на примере одной скважины. Глубина погружения насосов должна быть такой, чтобы они были ниже уровня нефти и должны погружаться на допустимую для них глубину. Бурильная колонна имея поплавки 44 и корректирующие двигатели моторы может быть опущена практически на любую глубину.
Включаются погружные насосы и начинают откачивать нефть из полости В этой полости падает давление. Нефть из нефтевода устремляется в полость , создавая низкое давление в полости , куда в свою очередь из скважины поступает нефть. Фактически нефть качается из полости В процессе добычи нефти затвор , перекрывающий воду, закрыт.
При падении давления в полости захлопка не откроется, так в этом случае в полости будет падать давление без компенсации затвор закрыт. При необходимости можно часть воды из полости откачать с помощью трубопровода Если возникнет необходимость закачать воду в скважину скважины , тогда с помощью трубопровода в полости создается повышенное давление, чтобы закрыть захлопку Затвор открывается и вода под давлением по трубе подается в полость оттуда по скважинам.
После заканчивания скважины, подъема и демонтажа бурильной колонны 2, за исключением оставшейся на дне фонтанной арматуры 3, буровая платформа 1 должна отойти к очередной точки бурения скважины в пределах заданного куста нефтяных скважин Фиг2.
Его нижняя секция представляет собой сетчатую структуру с тремя горизонтальными пластинами. Вода задерживается между этими пластинами, создавая жидкий цилиндр, помогая стабилизировать всю конструкцию. Эта гениальная идея позволяет удерживать больший вес с использованием меньшего количества стали. На сегодняшний день нефтяные платформы типа Spar являются основным видом плавучих нефтяных платформ, которые используются для бурения нефти в очень глубоких водах.
Самой глубоководной плавучей нефтяной платформой в мире, работающей на глубине около метров в Мексиканском заливе является «Perdido». Ее владелец нефтяная компания Shell. Одна буровая платформа ежедневно добывает нефти на 4 миллиона долларов США. Для круглосуточного контроля требуется всего 24 рабочих, а всю остальную работу выполняют машины.
Они извлекают из камня нефть-сырец и отделяют природный газ. Излишки газа сжигаются. Сто миллионов лет нефть казалось недоступной человеку, но теперь технологии 21 века устремились в объятия цивилизации. Обширные сети трубопроводов на морском дне доставляет нефть в перерабатывающие центры на побережье.
Когда все идет как надо, добыча нефти и газа рутинна и неопасна, но катастрофа может произойти в мгновении ока и тогда эти супер платформы превращаются в смертоносное пекло.
Так в марте года наступила новая эра глубоководных нефтедобывающих платформ. Бразильское правительство ввело в строй самую крупную из всех «Petrobras». Начав функционировать, нефтяная платформа должна будет добывать тысяч баррелей нефти ежесуточно, работая на глубине до 1,5 км, но через год она стала «Титаником» среди морских платформ. В результате чего платформа накренилась на 30 градусов от поверхности Атлантического океана.
Практически всех нефтяников удалось спасти аварийно-спасательными средствами, но 11 из них так и не удалось найти. Через 5 дней нефтяная платформа «Petrobras» ушла под воду на глубину метров. Так было потеряно сооружение стоимостью полмиллиарда долларов. Тысячи галлонов нефти-сырца и газового топлива вылились в океан. Прежде чем платформа затонула, рабочие смогли закупорить скважину, предотвратив крупную природную катастрофу.
Но судьба стального морского гиганта «Petrobras» напоминает риски, на которые мы идем, уходя в погоне за черным золотом все дальше и дальше от побережья. Ставки в этой гонке невозможно подсчитать, а скважины представляют собой угрозу для окружающей среды. Крупные разливы нефти способны уничтожить пляжи, губить заболоченные заводи, уничтожать флору и фауну. А очистка местности после подобной катастрофы обходится в миллионы долларов и годы труда.
Морская добыча нефти, наряду с освоением сланцевых и трудноизвлекаемых углеводородных запасов, со временем вытеснит освоение традиционных месторождений «чёрного золота» на суше в силу истощения последних.
В то же время, получение сырья на морских участках осуществляется преимущественно с применением дорогих и трудоёмких методов, при этом задействуются сложнейшие технические комплексы - нефтяные платформы.
Сокращение запасов традиционных нефтяных месторождений на суше заставило ведущие компании отрасли бросить свои силы на разработку богатых морских блоков. Пронедра писали ранее, что толчок к развитию данного сегмента добычи был дан в семидесятые годы, после того, как страны OPEC ввели нефтяное эмбарго. К настоящему времени из четырёх сотен нефтегазоносных бассейнов мира половина охватывает не только континенты на суше, но и простирается на шельфе.
Сейчас разрабатываются порядка месторождений в разных зонах Мирового океана. Все они размещаются в пределах шельфовых районов, а добыча производится, как правило, на глубине до метров. На актуальном этапе развития технологий добыча нефти на морских участках сопряжена с большими затратами и техническими сложностями, а также с рядом внешних неблагоприятных факторов. Препятствиями для эффективной работы на море зачастую служат высокий показатель сейсмичности, айсберги, ледовые поля, цунами, ураганы и смерчи, мерзлота, сильные течения и большие глубины.
Бурному развитию нефтедобычи на море также препятствует дороговизна оборудования и работ по обустройству месторождений. Размер эксплуатационных расходов увеличивается по мере наращивания глубины добычи, твёрдости и толщины породы, а также удалённости промысла от побережья и усложнения рельефа дна между зоной извлечения и берегом, где прокладываются трубопроводы.
Серьёзные затраты связаны и с выполнением мероприятий по предотвращению утечек нефти. Затратность разработки месторождений в море делают их рентабельными лишь в случаях, когда речь идёт о крупных запасах нефти. Следует учитывать и то, что расходы на добычу нефти в разных регионах будут различными. Дорого обойдётся оператору и лицензия на разработку морского месторождения - заплатить придётся в два раза больше, чем за разрешение на освоение сухопутного участка.
При добыче нефти из месторождений Мирового океана компании-операторы, как правило, используют специальные морские платформы. Последние представляют собой инженерные комплексы, с помощью которых осуществляется как бурение, так и непосредственно извлечение углеводородного сырья из-под морского дна. Первая нефтяная платформа, которая использовалась в прибрежных водах, была запущена в американском штате Луизиана в году.
Первая же в мире непосредственно морская платформа под названием «Нефтяные Камни» была введена в эксплуатацию в году на азербайджанском Каспии. Разные типы платформ могут встречаться как в чистом, так и в комбинированном видах. Выбор того или иного типа платформы связан с конкретными задачами и условиями освоения месторождений.
Использование разных видов платформ в процессе применения основных технологий морской добычи мы рассмотрим ниже. Конструктивно нефтяная платформа состоит из четырёх элементов - корпуса, системы якорей, палубы и буровой вышки. Корпус - это понтон треугольной или четырёхугольной формы, установленный на шести колоннах. Сооружение удерживается на плаву за счёт того, что понтон наполняется воздухом. На палубе размещаются бурильные трубы, подъёмные краны и вертолётная площадка. Непосредственно вышка опускает бур к морскому дну и поднимает его по мере необходимости.
Комплекс удерживается на месте якорной системой, включающей девять лебёдок по бортам платформы и стальные тросы. Вес каждого якоря достигает 13 тонн. Современные платформы стабилизируются в заданной точке не только при помощи якорей и свай, но и передовых технологий, включая системы позиционирования. Платформа может быть заякоренной в одном и том же месте несколько лет, вне зависимости от погодных условий в море. Бур, работа которого контролируется при помощи подводных роботов, собирается по секциям.
Длина одной секции, состоящей из стальных труб , составляет 28 метров. Выпускаются буры с достаточно широкими возможностями. К примеру, бур платформы EVA может включает до трёх сотен секций, что даёт возможность углубиться на 9,5 километра. Строительство буровых платформ осуществляется путём доставки в зону добычи и затопления основания конструкции.
Уже на полученном «фундаменте» и надстраиваются остальные компоненты. Первые нефтяные платформы создавались путём сварки из профилей и труб решетчатых башен в форме усечённой пирамиды, которые намертво прибивались к морскому дну сваями. На такие конструкции и устанавливалось буровое оборудование.
Необходимость разработки месторождений в северных широтах, где требуется ледостойкость платформ, привела к тому, что инженеры пришли к проекту строительства кессонных оснований, которые фактические представляли собой искусственные острова.
Кессон заполняется балластом, обычно - песком. Своим весом основание прижимается к дну моря. Постепенное увеличение размеров платформ привело к необходимости пересмотра их конструкции, потому разработчики из Kerr-McGee США создали проект плавучего объекта с формой навигационной вехи.
Конструкция представляет собой цилиндр, в нижней части которого размещается балласт. Днище цилиндра прикрепляется к донным анкерам. Такое решение позволило строить относительно надёжные платформы поистине циклопических размеров, предназначенные для работ на сверхбольших глубинах. Впрочем, следует отметить, что большого отличия непосредственно в процедурах извлечения и отгрузки нефти между морскими и сухопутными буровыми нет. К примеру, основные компоненты платформы стационарного типа на море идентичны элементам буровой вышки на суше.
Морские буровые характеризуются в первую очередь автономностью работы. Для достижения такого качества установки оснащаются мощными электрогенераторами и опреснителями воды. Пополнение запасов платформ осуществляется при помощи судов обслуживания.
Кроме того, морской транспорт задействуется и с целью перемещения конструкций к точкам работы, в спасательных и противопожарных мероприятиях. Естественно, транспортировка полученного сырья производится при помощи трубопроводов, танкеров или плавающих хранилищ. На современном этапе развития отрасли при небольших расстояниях от места добычи до побережья бурятся наклонные скважины.
При этом иногда применяется передовая разработка - управление дистанционного типа процессами бурения горизонтальной скважины, что обеспечивает высокую точность контроля и позволяет отдавать команды буровому оборудованию на расстоянии в несколько километров. Глубины на морской границе шельфа как правило составляют порядка двухсот метров, однако иногда доходят до полукилометра.
В зависимости от глубин и удалённости от побережья при бурении и извлечении нефти применяются разные технологии. На мелководных участках сооружаются укреплённые основания, своеобразные искусственные острова.
Они и служат основой для установки бурильного оборудования. В ряде случае компании-операторы окантовывают дамбами участок работы, после чего из полученного котлована откачивается вода. Если расстояние до берега составляет сотни километров, то в этом случае принимается решение о строительстве нефтяной платформы. Стационарные платформы, наиболее простые в конструкции, возможно использовать только на глубинах в несколько десятков метров, мелководье вполне позволяет закрепить конструкцию с помощью бетонных блоков или свай.
При глубинах порядка 80 метров применяются плавучие платформы с опорами. Компании на более глубоких участках до метров , где закрепление платформы проблематично, применяют полупогружные буровые установки.
Удержание таких комплексов на месте осуществляется при помощи системы позиционирования, состоящей из подводных двигательных систем и якорей. Если речь идёт о сверхбольших глубинах, то в этом случае задействуются буровые суда. Скважины обустраиваются как одиночным, так и кустовым методами. В последнее время начали использоваться передвижные основания для бурения. Непосредственно бурение в море производится с использованием райзеров - колонн из труб большого диаметра, которые опускаются до дна.
После завершения бурения на дне устанавливаются многотонный превентор противовыбросная система и устьевая арматура, что позволяет избежать утечки нефти из новой скважины. Также запускается оборудование для контроля состояния скважины. Закачивание нефти на поверхность после начала добычи осуществляется по гибким трубопроводам. Применение разных систем добычи в море: 1 - наклонные скважины; 2 - стационарные платформы; 3 - плавучие платформы с опорами; 4 - полупогружные платформы; 5 - буровые суда.
Сложность и высокотехнологичность процессов освоения морских участков очевидна, даже если не вдаваться в технические детали. Целесообразно ли развитие данного сегмента добычи, учитывая немалые сопутствующие сложности? Ответ однозначен - да. Несмотря на препятствия в освоении морских блоков и большие расходы в сравнении с работой на суше, всё же нефть, добытая в водах Мирового океана, востребована в условиях непрекращающегося превышения спроса над предложением.
Напомним, Россия и азиатские страны планируют активно наращивать мощности, задействованные в морской добыче. Такую позицию можно смело считать практичной - по мере истощения запасов «чёрного золота» на суше, работа на море станет одним из основных способов получения нефтяного сырья.
Даже принимая во внимание технологические проблемы, затратность и трудоёмкость добычи на море, нефть, извлечённая таким образом, не только стала конкурентоспособной, но уже давно и прочно заняла свою нишу на отраслевом рынке. В зависимости от конструкции и назначения различают морские стационарные платформы для эксплуатационного бурения и плавучие буровые установки для поисково- разведочного бурения.
Морские стационарные платформы, в основном трёхъярусные, используют при глубинах до м для одновременного бурения, добычи и подготовки пластовой продукции к транспортировке.
Платформы, предназначенные только для бурения нефтяных или газовых скважин , изготавливают в одноярусном исполнении. С палубы буровой платформы, находящейся на недосягаемой для волн высоте, одним или двумя буровыми станками может осуществляться строительство нескольких десятков вертикальных, наклонно направленных, горизонтальных и разветвлённых многозабойных скважин. Стационарные буровые платформы закрепляются на морском дне следующими способами: свайным забивка в морское дно свай, жёстко скреплённых с опорным блоком буровой платформы ; гравитационным удерживаются на дне за счёт массы сооружения, при этом опорный блок заполняется грунтом или водой для надёжного оседания на морское дно ; комбинированным, или свайно-гравитационным затапливаемый опорный массив, располагаемый на дне, дополнительно закрепляется сваями по всему периметру ; с помощью якорных цепей или натяжных тросов если опорный блок буровой платформы выполнен из понтонов, погружённых в воду полностью или частично.
Опорный блок буровой платформы выполняют стальным преимущественно трубчатым , железобетонным или же комбинированным железобетонная гравитационная нижняя часть, верхняя - стальная решётчатая конструкция. Надводная часть буровой платформы включает основные комплексы: буровой, эксплуатационный, энергетический, жилой и жизнеобеспечения.
В акваториях арктических морей используют буровые платформы в ледостойком исполнении с опорами в форме цилиндра, призмы или конуса для снижения ледовой нагрузки. ПБУ предназначены для бурения скважин на мелководье в диапазоне глубин от 2 до 20 м некоторые до 50 м. Все ПБУ имеют подводный корпус затопляемый понтон , на который опираются опорные колонны.
Для подъёма ПБУ со дна используется система размыва грунта под днищем для уменьшения сил присоса. С СПБУ ведётся разведочное бурение на глубинах от 5 до м. СПБУ состоит из водоизмещающего корпуса понтона , опорных колонн от 3 до 6 , подъёмных механизмов и буровой вышки. В корпусе имеются помещения различного назначения - для размещения оборудования, складские, жилые каюты. При транспортировке СПБУ опорные колонны максимально выдвинуты вверх.
На точке бурения колонны опускаются на грунт, корпус с помощью гидравлического или электромеханического подъёмника поднимается из воды, а нижняя часть колонн, оборудованная специальными башмаками, вдавливается в грунт. Устойчивость ППБУ обеспечивается формой корпуса понтона, расстоянием между понтонами, а также числом и диаметром опорных колонн, на которых установлена надводная часть.
ППБУ и БС фиксируются на точке бурения с помощью якорных систем или путём обеспечения динамического позиционирования, осуществляемого специальными движителями, встроенными в корпус погружённого в воду понтона. БС, в отличие от других типов плавучих буровых установок, сохраняют высокие мореходные качества, свойственные обычным судам. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. История выхода нефтяников в море началась в Баку, на Каспийском море, и близ Санта-Барбары, штат Калифорния, на Тихом океане.
Как российские, так и американские нефтяники пытались строить своего рода пирсы, которые уходили в море на несколько сот метров, чтобы начать бурение уже открытых на суше месторождений.
Но настоящий прорыв произошел в конце х годов, когда опять же близ Баку и теперь уже в Мексиканском заливе начались работы в открытом море. Американцы гордятся достижением компании Kerr-McGee, которая в году пробурила первую промышленную скважину «вне видимости суши», то есть на расстоянии примерно 17 км от берега. Глубина моря была маленькая — всего 6 метров. Однако знаменитая Книга рекордов Гиннесса первой в мире нефтедобывающей платформой считает знаменитые «Нефтяные камни» Neft Daslari — азерб.
Сейчас это грандиозный комплекс платформ, который продолжает функционировать с года. Он состоит из отдельных платформ и оснований и является настоящим городом в открытом море. В е годы шло строительство морских платформ, основание которых представляли собой решетчатые башни, сваренные из металлических труб или профилей. Такие конструкции буквально прибивались к морскому дну специальными сваями, что обеспечивало им устойчивость при волнении. Сами конструкции были достаточно «прозрачны» для проходящих волн.
Форма такого основания напоминает усеченную пирамиду, в донной части поперечник такой конструкции может быть вдвое шире, чем в верхней, на которой и устанавливается сама буровая платформа.
Существует множество конструкций подобных платформ. Например, в году была установлена платформа «Имени 28 апреля» на глубине 84 метров. Но все же самой знаменитой платформой такого типа является Cognac в Мексиканском заливе, установленная для компании Shell в году на глубине метров.
Долгое время это был мировой рекорд. Разработка подобных платформ для глубин метров ведется и поныне, однако подобные конструкции не могут сопротивляться ледовым атакам, и для решения данной проблемы были созданы специальные ледостойкие конструкции. В году на арктическом шельфе Аляски было открыто крупнейшее американское месторождение Прудо-Бей.
Потребовалось разработать стационарные платформы, которые бы выдержали ледовую нагрузку.
