Станислав Горобченко - Курс «Применение трубопроводной арматуры». Модуль «Арматура и оборудование морских платформ»

С начала 1970-х годов строительство морских сооружений для бурения и добычи нефти и газа начало развиваться небывалыми темпами. Громадный вклад в разработку глубоководных батискафов и водолазного дела внесли французские, английские и американские исследователи. Разработку проектов морских оснований осуществляли в основном инженеры Великобритании и США. Почти все проекты выполнены инженерами-нефтяниками этих двух стран. Было предложено множество конструкций морских платформ. Все они имеют вышку, подъемные краны, вертолетную площадку. Низ платформы поднят над уровнем моря на 30 м – максимальную высоту волн. Для экономии места сама платформа имеет несколько этажей.

В Советском Союзе и потом в России не было больших морских глубоководных нефтегазовых сооружений, поскольку имелось достаточное количество месторождений на суше, и строительство дорогостоящих платформ в акваториях рассматривалось как экзотика, а не жизненная необходимость. Россия имеет несколько мобильных самоподъемных морских платформ для бурения в Каспийском и Черном морях и на Дальнем Востоке. Эти работы ведутся, как правило, совместно с иностранными компаниями.

Компании США больше всех других стран строят морские добычные платформы. Они ведут работы по контрактам в Азиатско-Тихоокеанском регионе, на Ближнем и Среднем Востоке, у берегов Африки, на северном побережье Аляски, у берегов Северной и Южной Америки. К 2003 г. в мире насчитывалось примерно 6500 морских сооружений, и 4000 из них находятся в Мексиканском заливе. Сейчас наиболее интенсивно ведутся работы в Мексиканском и Персидском заливах, в Каспийском и Северном, Охотском и Балтийском морях.

К 2006 году было установлено подводных трубопроводов длиной свыше 175.000 км или в 4,4 раза больше земной окружности. Самая большая глубина воды, на которой были установлены подводные трубопроводы, составляет на сегодня 2414 м. Проект был осуществлен в Мексиканском заливе на платформе Анадарко для проекта Хаб в 2007 году. Этот рекорд был побит компанией "Петробрас" в проекте каскадных трубопроводов, которые были установлены на глубине 2689 м в Мексиканском заливе в 2009 году.

Самый длинный подводный нефтетрубопровод из гибких труб составляет сейчас 69.8 км (проект Пингвин А-Е, компания Шелл). Самый длинный подводный газопровод, протянутый в 2006 году, составляет 120 км ("Норск Гидро", Ормен Ланге).

Глубоководные трубопроводы в настоящее время работают при наиболее высоких давлениях и температурах. В настоящее время давление в подводных системах достигло 103,4МПа и 177°C. В 2005 году на платформе Статойл Кристин в Норвегии был достигнут рекорд в давлении (911 Бар) и температуре (167°С) на глубине свыше 320 м.

Наибольшее развитие в настоящее время получают суда добычи, обработки и хранения нефти и газа (FPSO), см. рис. 1.3.

Рис. 1.3. Судно FPSO и распределение систем морской добычи по типам конструкций и годам ввода в эксплуатацию

Скважины

За исключением нескольких инновационных установок, устьевое оборудование, манифольды и фонтанная арматура на морских платформах в основном такие же, как для сухопутных скважин (см. рис.1.4.).

Рис. 1.4. Установки манифольда на платформе

Регулирующие клапаны, предохранительные клапаны, трубопроводы и выходы настроены так же, и используются те же или аналогичные компоненты. Некоторые клапаны, вероятно, будут иметь пневматический или гидравлический привод для облегчения удаленного и быстрого закрытия в аварийной ситуации. Кроме того, некоторые елки могут иметь составной блок клапанов вместо отдельных клапанов, сфланцованных вместе.

Основное различие, однако, между наземным и морским скважинным оборудованием на платформе является потребность в большей экономичности, чтобы уменьшить вес оборудования, где это возможно, и свести к минимуму требования к занимаемому пространству. Проще говоря, более легкие, меньшие по весу и компактные установки делают платформы менее дорогими.

Хорошим примером является использование составного блока клапанов, чтобы уменьшить размер и вес елки. Другой пример – расположение устьев скважин как можно ближе друг к другу, как это могут позволить буровые работы, с достаточным местом для безопасной и эффективной эксплуатации арматуры елок, регулирующей арматуры, а также ремонта оборудования. Как правило, это означает расстояния от 6 до 10 футов (1,82-3 м) между скважинами.

Если установлена только одна буровая установка на платформе, все устья скважин, как правило, находятся в одной платформе. Большие платформы, которые предназначены для размещения двух буровых установок могут иметь два модуля (по одному для каждой буровой установки) с двумя или более рядами скважин в каждом кусте.

Технологическое оборудование

Основная функция технологического оборудования, будь то на платформе или на суше, является стабилизация производимых жидкостей и подготовка их для транспортировки или утилизации. Также продукция разделяется на компоненты нефти, газа, и воды (а иногда и конденсата). Отделенные жидкости измеряются и затем отправляются потребителям, закачиваются обратно в пласт или сжигаются на факелах.

Отличия технологического оборудования (сепараторы, скрубберы, насосы, компрессоры и т. д.), установленных на платформе и установленных на суше, являются незначительными (см. рис.1.4.). Где это возможно, применяются емкости и машины, которые являются компактными и легкими (например, электрические двигатели обычно используются вместо газовых двигателей для привода насосов и компрессоров).

Вертикальный зазор между палубами может ввести высотные ограничения, что диктует, например, использование горизонтальных, а не вертикальных сепараторов.

Рис. 1.5. Платформа – макет палубы для технологических объектов

Существует большая разница, однако, в том, как оборудование устанавливается. Технологическое оборудование на оффшорной платформе готовится в виде модулей и устанавливается блоками. После сборки модуля, он устанавливается на платформу по варианту "поставил и подключил". Это значительно сокращает дорогостоящие установки на шельфе и время подключения. В любом случае, оборудование и трубопроводы, электропроводка и элементы управления устанавливаются максимально компактно. Дополнительные инженерные затраты и затраты на изготовление блок-модулей, необходимые, чтобы уменьшить площадь палубы до абсолютного минимума, более чем компенсируются экономией средств в создании инфраструктуры платформы.