Морские нефтегазовые сооружения

Морское бурение ведется почти в 70 странах и охватывает шельфы всех континентов. К 2000 г. открыто более 3000 морских нефтяных и газовых месторождений. В разработке находилось почти 2000 месторож­дений. Наиболее интенсивно развивалось бурения в Северном море. Уско­ренными темпами развивается техника и технология глубоководного буре­ния и добычи нефти и газа. Имеются суда, с которых можно бурить сква­жины в водах глубиной до 2500 м.

Почти все морские месторождения, эксплуатируемые в настоящее время, разрабатываются со стационарных платформ. Рекордная глубина установки платформ - более 300 м. Известны проекты платформ на глуби­ны более 500 м

В настоящее время на долю нефти, добытой из морских месторождений, приходится около 30 % всей мировой продукции, а газа -еще больше. Как люди добираются до этого богатства?

.Самое простое решение - на мелководье забивают сваи, на них устанавливают платформу, а на ней уже размещают буровую вышку и необходимое оборудование.

Другой способ - «продлить» берег, засыпав мелководье грун­том. Так, в 1926 г. была засыпана Биби-Эйбатская бухта в районе Баку и на ее месте создан нефтяной промысел.

В 1949 г. в Каспийском море в 40 км от берега была пробурена первая в СССР нефтяная скважина в открытом море. Так началось создание города на стальных сваях, названного «Нефтяные Камни». Однако сооружение эстакад, уходящих на многие километры от берега стоит очень дорого. Кроме того, их строительство возможно только на мелководье.

При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, буровые платформы гравитационного типа. и полупогружные буровые платформы

Самоподъемная буровая платформа (рис. 6.29) представляет собой плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры 2.

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются

в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.

Более устойчивыми являютсябуровые платформы гравитационноготипа. Они снабжены мощным бетонным основанием. опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы. Элементы основания доставляются к месту монтажа в виде крупных блоков.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой «на точку» все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.

Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт. Недостатком полупогружных платформ является возможностьих перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет. Именно такая волна цунами (35 м) была в 25 декабря 2004 года в Юго-Восточной Азии.

Рис. 6.28 Общий вид бурового судна:

1 - судно; 2 - грузовой кран; 3 - вертолетная

площадка; 4 - буровая вышка

Лекция 4. Разработка нефтегазовых месторождений на суше и на море. Техника и технология извлечения нефти и газа. Эксплуатация нефтегазовых месторождений на суше и на море.

Разработка нефтегазовых месторождений на суше и на море.

Разработка нефтяного или газового месторождения - это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

С и л ы, д е й с т в у ю щ и е в п р о д у к т и в н о м п л а с т е

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1) напором краевых (контурных) вод;

2) напором газовой шапки;

3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;

4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

5) силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

Р е ж и м ы р а б о т ы з а л е ж е й

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Прижестководонапорном режиме (рис. 7.6 а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высо­ких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пласто­вых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют.

Рис. 7.6. Типы режимов нефтяного пласта:

а - жестководонапорный; б - газонапорный; в - растворённого газа;

г - гравитационный

воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать,

Приупруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

Пригазонапорном режиме (рис. 7.6 б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.

Прирежиме растворенного газа (рис. 7.6 в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенно­го состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим (рис. 7.6 г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называетсясмешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработкегазовой залежи завершающая стадия наступает, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

Техника и технология извлечения нефти и газа

Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону.

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

1) методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

2) методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта гидроразрыв пласта и др.);

3) методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

Дата добавления: 2014-01-06