Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор нормативной базы 7
1.1 Стандарты в области морской нефтегазодобычи 7
Международная организация по стандартизации (International Organization for Standardization- ISO) 8
Американский нефтяной институт (American Petroleum Institute - API) 13
Канадская ассоциация по стандартизации (Canadian Standards Association - CSA) 16
Стандарты системы NORS OK 16
Система стандартов DNV 20
Российская система стандартизации (ГОСТ Р) 24
1.2 Анализ уровня гармонизации стандартов на морскую нефтегазодобычу 26
ГЛАВА 2 Исследование вопроса гармонизации стандартов 31
2.1 Анализ подходов гармонизации стандартов 31
2.2 Предложения по методологии процесса гармонизации стандартов 38
ГЛАВА 3 Практика освоения морских месторождений с применением подводньгх добычных и райзерных систем 40
3.1. Концепции освоения морских месторождений нефти и газа 40
3.2. Мировые проекты и передовые технологии освоения морских месторождений нефти и газа с применением подводных добычных систем и плавучих технологических комплексов 44
3.2.1 История развития добывающего флота 48
3.2.2 Первый российский проект с применением плавучей добывающей установки FPU .49
3.2.3 Технологии райзеров и гибких труб 54
3.3. Особенности эксплуатации нефтегазовой техники в условиях арктического
шельфа 64
ГЛАВА 4 Анализ подходов к стандартизации систем райзеров 67
4.1 Обзор мировой практики стандартизации райзерных систем 67
4.2. Сравнительный анализ стандартов на динамические райзеры (DNV-OS-F201, ISO 13628-12, API RP 2ND) 73
4.2.1 Область распространения и структура стандартов 74
4.2.2 Подходы к проектированию систем райзеров 79
4.2.3 Требования к нагрузкам на системы райзеров 89
4.3. Выводы по сравнительному анализу стандартов на динамические райзеры 95
ГЛАВА 5 Методика учета ледового воздействия в стандартах на системы райзеров 97
5.1 Виды ледовых образований и их воздействий на нефтегазовые технологические комплексы на арктическом шельфе 97
5.2 Снижение риска негативного ледового воздействия на объекты обустройства морских месторождений 100
5.3 Оценка воздействия морского льда на системы райзеров 112
5.3.1 Способы защиты райзеров от воздействия ледяного покрова 112
5.3.2 Методика проектирования райзерной системы в ледовых условиях с заданным уровнем надежности 116
5.3.3 Анализ возможности попадания льда в зону райзера 120
5.3.4 Анализ опасности повреждения райзера льдом 124
ГЛАВА 6 Предложения по гармонизации стандартов на системы райзеров с учетом особенностей российского арктического шельфа 128
6.1 Подведение итогов проведенных исследований по гармонизации стандартов... 128
6.2 Предложения по стандартизации требований к ледовым нагрузкам на системы райзеров, исходя из специфики российского арктического шельфа 130
Заключение 133
Список литературы 134
- Международная организация по стандартизации (International Organization for Standardization- ISO)
- Мировые проекты и передовые технологии освоения морских месторождений нефти и газа с применением подводных добычных систем и плавучих технологических комплексов
- Снижение риска негативного ледового воздействия на объекты обустройства морских месторождений
- Предложения по стандартизации требований к ледовым нагрузкам на системы райзеров, исходя из специфики российского арктического шельфа
Введение к работе
Актуальность работы. С учетом темпов освоения углеводородных ресурсов шельфа в России существует необходимость разработки комплекса стандартов на процессы и технические средства обустройства морских нефтегазовых месторождений. На сегодняшний момент в России отсутствуют стандарты на такой сугубо морской вид техники, как райзеры. В международной практике накоплен серьезный опыт стандартизации в области морской нефтегазодобычи. Тем не менее, прямое применение международного опыта по стандартизации райзерных систем не обосновано в силу специфики российского арктического шельфа.
Объектом исследования является нормативная база и особенности стандартизации систем райзеров, предназначенных для эксплуатации в условиях российского арктического шельфа.
Цель работы заключается в совершенствовании нормативной базы, выявлении особенностей и разработке научно-обоснованных предложений по стандартизации систем райзеров с учетом специфики российского арктического шельфа.
Основные задачи исследования:
Обзор международной, зарубежной и отечественной нормативной базы в области морской нефтегазодобычи.
Разработка методологии процесса гармонизации стандартов.
Анализ практики освоения морских месторождений с применением подводных добычных и райзерных систем и особенностей эксплуатации нефтегазовой техники в условиях арктических морей.
Сравнительный анализ подходов и практики стандартизации систем райзеров основных систем зарубежных стандартизации с точки зрения приемлемости их положений для российских арктических условий.
Разработка методики учета ледового воздействия для целей стандартизации.
Разработка предложений по гармонизации стандартов на системы райзеров с учетом особенностей российского арктического шельфа.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем.
Разработана методика процесса гармонизации стандартов, которая направлена на повышение надежности системы раизеров на стадии проектирования за счет стандартизации процесса оценки вероятности повреждения раизеров льдом.
Разработан алгоритм анализа ледового воздействия на систему раизеров, который учитывает оценку возможности попадания льда в зону райзера и вероятностный подход к оценке безопасности системы раизеров, эксплуатируемых в ледовых условиях. Данный алгоритм направлен на формализацию процесса анализа и учета ледового воздействия в стандартах на системы раизеров.
Основные защищаемые положения:
Методика гармонизации стандартов, учитывающая специфику российских условий, в т.ч. арктического шельфа, и особенности эксплуатации систем раизеров в ледовых условиях.
Алгоритм оценки и учета ледовых воздействий на систему раизеров с целью внесения его в качестве дополнительных требований в проект гармонизированного российского стандарта на системы раизеров.
Вероятностная модель определения уровня безопасности системы раизеров, эксплуатируемых в условиях риска повреждения льдом. Модель направлена на повышение надежности системы раизеров на стадии проектирования за счет стандартизации методики оценки вероятности повреждения раизеров льдом.
Рекомендации по стандартизации и рекомендации по способам и средствам защиты раизеров от ледовых воздействий при условии значительной вероятности повреждения раизеров льдом и неприемлемых значениях риска повреждения райзера льдом.
Практическая значимость. Результаты работы внесены в качестве предложений по стандартизации систем раизеров в российский технический комитет №23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа». Разработка национальных стандартов на подводные добычные системы, гибкие трубы и райзеры находятся в планах работ по стандартизации Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Российской Федерации, в связи с этим проделанные автором исследования и полученные выводы способствуют инновационному развитию отечественной системы стандартизации.
Результаты работ имеют практический интерес в качестве предложений по совершенствованию работы Международной организации по стандартизации ISO над стандартами на системы райзеров.
Публикации. Результаты исследований автора отражены в восьми научных публикациях, в т.ч. в двух изданиях, включенных в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ.
Апробация работы.
Основные результаты и положения настоящей диссертационной работы были доложены на следующих конференциях:
II Международная конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2008)», Москва. 17-18 сентября 2008г.;
Научно-практическая конференция молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», п. Развилка, МО, 30 сентября-1 октября 2008 г.; VI научно-практической конференции молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Инновации в нефтегазовой отрасли -2009», Ухта, 29 июня - 4 июля 2009г.;
Восьмая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 6-9 октября 2009г.
Структура и объем работы.
Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 137 страницах машинописного текста, включает 15 таблиц и 27 рисунков. Список литературы содержит 51 наименование.
Международная организация по стандартизации (International Organization for Standardization- ISO)
Принятие международных/зарубежных стандартов в качестве региональных или национальных является важной процедурой, с помощью которой вводится в действие большое число региональных или национальных стандартов и осуществляется распространение международных стандартов. Эта процедура является способом обеспечения гармонизации требований стандартов, применяемых в разных странах, и способствует развитию международной торговли.
Процедуры принятия международного стандарта установлены в Руководстве ИСО/МЭК (ISO/IEC) 21 «Региональное или национальное принятие международных стандартов и других международных документов», которое определяет принятие как «публикацию регионального или национального нормативного документа, основанного на соответствующем международном стандарте, или одобрение международного стандарта, имеющего такой же статус, как национальный нормативный документ с указанием каких-либо отклонений от международного стандарта».
Содействие принятию международных стандартов всегда было важнейшим аспектом политики ИСО и МЭК. Это является также одной из возможностей для членов ВТО выполнять свои обязательства по Соглашению ВТО по техническим барьерам в торговле (ТБТ; ТВТ). Действительно, Соглашение требует от них, когда возможно, использовать международные стандарты как основу своих национальных регламентов, стандартов или процедур оценки соответствия. Органы по стандартизации, принявшие Приложение 3 Соглашения по ТБТ, также обязуются использовать международные стандарты всякий раз, когда это осуществимо и уместно [17].
Новое издание Руководства ИСО/МЭК 21 (заменяющее издание 1999г.) было опубликовано в 2005 г. в двух частях. Часть 1 «Принятие международного стандарта» посвящена принятию международного стандарта как регионального или национального. Часть 2 «Принятие международных документов, отличных от международных стандартов» описывает аналогичную процедуру для документов, публикуемых ИСО и МЭК, отличных от международных стандартов, таких как технические требования (technical specifications, TS), общедоступные технические требования (publicly available specifications, PAS), руководства, технические отчёты (technical reports, TR), Соглашения международных семинаров (international workshop agreements, IWA) и т.д. Новое Руководство: - включает схему установления степени соответствия международных стандартов и принимаемых региональных/национальных стандартов; - описывает методы принятия международного стандарта (выбор метода может иметь влияние на коммерческие аспекты, связанные с объёмом продаж международных стандартов комитетами-членами); - даёт правила для принятия международных документов, отличных от международных стандартов, а также для рассмотрения принципов принятия международных стандартов. Поскольку рассматриваемый документ является Руководством, члены ИСО и МЭК могут следовать ему в целом или использовать только необходимые для них части. Во втором случае они не могут говорить о полном соответствии своей практики Руководству ИСО/МЭК 21. Руководство ИСО/МЭК 21 устанавливает три степени соответствия международного стандарта и принимаемых региональных/национальных стандартов (таблица 2.1). «Идентичное принятие» не предполагает каких-либо добавлений или изъятий и может включать только очень ограниченные редакторские правки, которые детально перечислены в Руководстве 21. Применяется принцип vice versa соответствия международного стандарта и принимаемого регионального или национального стандарта. Это означает, что, если пренебречь возможной разницей в языках, оба стандарта полностью взаимозаменяемы. Идентичное принятие рекомендуется в первую очередь, поскольку оно обеспечивает гармонизацию стандартов и тем самым способствует развитию торговли. «Модифицированное принятие» может включать технические изменения, такие как добавления, изъятия и изменения, введённые в принимаемый региональный или национальный стандарт. При модифицированном принятии необходимо чётко идентифицировать каждое из изменений, предпочтительно в отдельном приложении либо в предисловии или во введении. Изменения структуры стандарта должны быть ограничены таким образом, чтобы не было затруднений при сравнении принимаемого и международного стандарта. Региональный или национальный стандарт, степень эквивалентности которого международному стандарту определяется как not equivalent (неэквивалентный), не рассматривается в качестве принятого на основе международного стандарта. Руководство предлагает два дополнительных метода: метод одобрения и метод переиздания. В методе одобрения региональные или национальные органы по стандартизации выпускают уведомление об одобрении в официальном бюллетене или независимый документ, устанавливающий, что международный стандарт имеет статус регионального или национального стандарта с указанием или без указания регионального или национального ссылочного номера принимаемого международного стандарта. Региональный или национальный стандарт является физически идентичным международному стандарту и не может действовать как отдельные документы, независимые от международного стандарта. Метод переизданий включает три варианта. а) Перепечатка. Международный стандарт перепечатывается как региональный или национальный стандарт путём прямого воспроизведения международного стандарта (например, фотографированием, сканированием или в виде цифровой копии). б) Перевод. Перевод на язык, отличный от того, на котором издан международный стандарт. Перевод может включать или не включать копию оригинала международного стандарта. в) Переработанная версия. Если международный стандарт публикуется как региональный или национальный и этот региональный/национальный стандарт не является копией или аутентичным переводом международного стандарта, он рассматривается как переработанная версия. Переработанная версия может содержать изменения в структуре или в формулировках международного стандарта. Следовательно, возникают трудности по определению степени соответствия между двумя указанными стандартами, включая возможность сравнения технических отклонений. В этом состоит причина, почему не рекомендуется использовать переработанную версию. В случае всех трёх вариантов переиздания на титульном листе (обложке) и всех страницах принимаемого стандарта должны быть размещены региональные или национальные идентификаторы организации, принимающей международный стандарт, например ссылочные номера региональных и национальных стандартов. Это является подтверждением, что международный стандарт официально включён в фонд региональных и национальных стандартов. Региональный или национальный стандарт также может содержать региональное или национальное введение, предисловие или вступление, иметь другое название. Он может включать поправки и списки опечаток в международном стандарте, которые будут опубликованы к моменту принятия регионального или национального стандарта, а также региональный или национальный информационный материал в предисловии, примечаниях или приложениях.
Мировые проекты и передовые технологии освоения морских месторождений нефти и газа с применением подводных добычных систем и плавучих технологических комплексов
При организации подводного промысла морские месторождения нефти и газа осваивают с помощью бурения скважин с плавучих буровых установок и подводным заканчиванием устьев скважин и размещением объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа непосредственно на дне моря или плавучем либо стационарном основании.
Управление режимом работы скважин и подводных комплексов осуществляется дистанционно с ближайшей стационарной или плавучей платформы. По конструкции оборудование для подводной эксплуатации скважин выделяют «мокрые», «сухие» и гибридные системы.
При организации подземного промысла морские месторождения нефти и газа осваиваются с помощью тоннельно-шахтной или тоннельно-камерной системы, которая включает буровые кусты, транспортный тоннель, связывающий их между собой и береговой рампой, и соединительные камеры для обеспечения разъезда транспортных средств и разводки коммуникаций из тоннеля в буровые кусты.
Процесс освоения нефтегазового месторождения может быть интенсифицирован за счет организации и применения комбинированного морского промысла, например, сочетания подводного заканчивания устьев скважин на подводных комплексах с размещением основных производственных объектов обустройства промысла и управления на технологических платформах.
При обустройстве промыслов морских нефтегазовых месторождений применяются различные виды сооружений и техники. В работе [5] к морским нефтегазовым сооружениям (МНГС) относятся сооружения, которые осуществляют процессы, связанные с добычей, транспортировкой, хранением и обработкой нефти и газа с месторождений, расположенных на акваториях морей и связанных с ним водоемов. Примерами таких сооружений являются плавучие и стационарные буровые/добычные платформы и суда, подводные добычные системы, подводные трубопроводы и др.
Наибольший интерес представляют подводные добычные системы, которые используются при подводном обустройстве промысла морских нефтегазовых месторождений, которые становятся все более перспективными и приобретают широкое применение в мировой практике освоения континентального шельфа.
Способ применения подводных промыслов основан на использовании систем подводного заканчивания скважин, у которых устья располагаются на морском дне [6]. Там же находятся оборудование системы сбора и транспорта продукции скважин, подводные нефтегазо- и трубопроводы, системы поддержания пластового давления (ППД), энергоснабжения, телекоммуникаций и управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. По сравнению с традиционными методами освоения, когда устья скважин размещены на стационарных платформах, данный способ имеет следующие преимущества: — ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с плавучих буровых установок скважин; — гибкость технологии подводной добычи из-за возможности быстрой смены оборудования (например, при переходе с фонтанного на газлифтный способ добычи путем замены одной технологической платформы на другую); — возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений, расположенных в суровых арктических условиях, независимо от наличия ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др.
Оборудование для подводной эксплуатации подразделяют на «мокрые», «сухие» и гибридные системы. Наибольшее распространение в мире получили «мокрые» системы (например, 90 % всех подводных скважин), которые отличаются большим конструктивным разнообразием -это может быть как отдельно стоящая фонтанная арматура, так и сложные, размещенные внутри подводных гидротехнических сооружений комплексы, включающие куст из 12-24 устьев скважин и более, манифольд, энергетический блок, систему управления и т.д.
Наиболее простая система добычи «мокрого» типа состоит из устья одной скважины, оборудованной подводной фонтанной арматурой и 1 соединенной выкидной линией (подводным трубопроводом) и райзером со стационарной платформой или плавсредством, как правило, расположенными над скважиной. Для этой цели могут быть использованы переоборудованные танкеры, плавучие и стационарные платформы.
Для контроля параметров добываемой продукции, положения запорных органов и управления ими существует несколько типов систем, выполняющих указанные функции: с гидравлическим, электрическим и комбинированным приводом. При этом пульт управления расположен на платформе и связан с подводным устьем шлангокабелем.
Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с полупогружной буровой установки (ППБУ) или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов.
«Сухие» системы представляют собой, например, одноатмосферную камеру с расположенным внутри нее устьевым оборудованием. Камера оснащена шлюзом для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим в нее оператора. Преимущества этого типа систем заключаются в том, что они могут работать на больших глубинах моря (до 800 - 900 м) без применения сложной водолазной техники. Такая система была испытана на месторождении Гароупа (шельф Бразилии) при глубине моря до 123 м.
Гибридные системы состоят из основного комплекта оборудования устья скважин, размещенного на дне, и дополнительного - на стационарной платформе. Оба они находятся один над другим и соединяются вертикальным райзером. Число таких систем составляет около 5 % общего числа подводных скважин.
Наиболее перспективным в настоящее время считают [6] создание крупных подводных комплексов в «мокром» исполнении на одной донной плите, содержащих подводный куст скважин, манифольд и энергоблок. Первая такая экспериментальная система была установлена фирмой Exxon в Мексиканском заливе при глубине воды 52 м и состояла из опорной плиты, выкидных линий, добычного стояка и судна для хранения и первичной обработки нефти и газа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт этой системы проводили с помощью аппаратов-роботов. С их помощью только за 1974 -1980 гг. было выполнено 85 заданий (замена модулей управления, клапанов манифольда и трубопроводов, блоков системы контроля, разворот клапанов и переключателей, визуальный осмотр и т.п.) при средней продолжительности каждого 12 - 17 ч. В 1982 г. на месторождении Корморант в Северном море при глубине воды 147 м и удалении от Шотландских островов на 144 км был установлен подводный манифольдный центр длиной 51,6 м, шириной 41,7 м, высотой 15 м и массой 2200 т (аналогичный манифольд в Мексиканском заливе имеет следующие подобные размеры: 8,5 - 2,5 - 7,5 м и массу 30 т), рассчитанный на подключение 9 скважин (6 добычных и 3 нагнетательных). Его пропускная способность соответственно нефти и нагнетаемой воды 7950 и 8904 м /сут. Ремонт и обслуживание центра осуществляют с помощью подводного аппарата (ПА), разработанного фирмой Shell. Он оборудован двумя основными системами (для замены и снятия задвижек, а также модуля управления) и одной вспомогательной (гидромонитор для удаления мусора). Это пока один из самых тяжелых ПА в мире, его масса составляет 36 т. В конце 1984 г. специалисты фирмы Shell с помощью этого аппарата заменили блок управления ПМЦ. Вся операция длилась 20 ч.
Снижение риска негативного ледового воздействия на объекты обустройства морских месторождений
Первую нефть на морских месторождениях начали добывать в 1950 годах. Изначально все нефтедобывающие платформы находились недалеко от побережья и были закреплены за морское дно. С открытием новых нефтяных месторождений в 1970 года, которые уходили все дальше в океан, стали применяться плавучие добычные системы, к которым относятся полупогружные установки, суда типа FPSO (Floating Production, Storage and Offloading - судно добычи, хранения и отгрузки), TLP (tension leg platform -платформа с натянутыми связями), системамы spar цилиндрической формы и т.д.
По данным International Maritime Associates (IMA) на 2008 год [39] в мире эксплуатировалось 212 добывающих плавучих установок, что в 2,5 раза превышает показатели десятилетней давности. Общее количество включает 131 судно FPSO, 40 полупогружных добывающих установок, 21 TLP, 15 spar и 5 добывающих барж. Также в эксплуатации находится 86 судов хранения и отгрузки (floating storage offloading vessels - FSO)[40].
На сегодняшний момент на суда типа FPSO приходится 64% от флота нефтегазодобывающих установок. Эти суда предназначены для добычи нефти и газа, подготовки или переработки сырья, хранения продукции до момента ее отгрузки на танкер или подачи в трубопроводную систему. FPSO вводятся в эксплуатацию либо путем конверсии нефтеналивных танкеров, либо строятся заново непосредственно под целевое применение. Переоборудованный флот FPSO составляет 63% от общего количества [47,48,49,50].
Существуют различные виды конструктивных особенностей суден FPSO, например, отсоединяемые или неотсоединяемые, с внешней турелью для наиболее благоприятных регионов, например, Восточной Африки, и внутренней турелью для суровых климатических условий, например, Северного моря. Помимо корабельной формы судна FPSO могут иметь форму цилиндрической полупогружной платформы (см рис.3.4), которая жестко заякоревается для удержания положения. Одним из преимуществ FPSO с отсоединяемой системой позиционирования и райзеров является возможность отхода судна в сторону при возникновении опасных природных явлений, например тайфунов в Австралии или айсбергов в Канаде.
Конструкцию судна FPSO можно разделить на две части: корпус и верхнее строение. Как уже было отмечено, выше корпус зачастую берется от танкерных судов. Многие из них производятся на верфях Юго-Восточной Азии. На верхних строениях FPSO сосредоточены установки по подготовке/переработке нефти или газа. Там же, по мере необходимости, располагается насосное, сепарационное, компрессорное оборудование и прочие установки сопутствующих процессов дегидратации, стабилизации продукции, очистки пластовой воды и т.д.
Плавучее судно хранения и отгрузки (Floating Storage and Offloading unit - FSO) предназначено только для хранения продукции и представляет собой упрощенную модель FPSO без возможности переработки/подготовки сырья. Большинство FSO это переоборудованные однокорпусные супертанкеры. Примером является Knock Nevis - самый большой в мире корабль, который был переоборудован в FSO и который сейчас эксплуатируется на шельфе Катара.
Другим примером применения плавучих модулей могут являться судна, участвующие в перевозке сжиженного природного газа (СПГ). Это так называемые плавучие установки хранения и регазификации СПГ (LNG floating storage and regasification unit - FSRU), на которых установлено оборудование, предназначенное для понижения давления и повышения температуры газа для перевода его в газообразное состояние. СПГ подается на FSRU с отгрузочного танкера СПГ и, проходя через бортовые регазификационные установки, газ направляется через систему гибких райзеров и систему трубопроводов на берег.
История добывающего флота уходит корнями в 1974 год, когда Hamilton Brothers переоборудовал полупогружную буровую установку Transworld 58 в добывающий плавучий модуль с целью использования на месторождении Argyll в Северном море. Модуль был установлен на глубине воды 79м и эксплуатировался 16 лет. Первая плавучая добывающая установка в форме судна появилась в 1977 году, когда компания Shell переоборудовала танкер дедвейтом в 60 000т в судно FPSO производительностью переработки в 20 000 барл/сут для нужд месторождения Castellon на шельфе Испании, расположенное на глубине воды 115м. Одна из первых подводных скважин была построена уже в 1961г. компанией Shell на шельфе Мексиканского залива.
Коммерциализация и расширение технологий добывающего флота принадлежит компании Petrobas. Компания первой смогла увидеть в этих технологиях возможность снижения затрат на добычу нефти на глубоководных месторождениях бассейна Campos. Petrobas начала вводить в эксплуатацию переоборудованные буровые установки в качестве полупогружных добывающих модулей начиная с 1977 года. Спустя десятилетие, на шельфе Бразилии работало одиннадцать плавучих добычных установок.
В 80х годах интерес к добывающему флоту продолжал расти. Это связано с удачной практикой эксплуатации подобных технологий на шельфе в 1984-1986гг. Особо примечательным среди них является примеры платформы с натянутыми связями Hutton компании Conoco, Golar Nor Petrojarl 1 и судна Seillean SWOPS, принадлежащее BP. Эти системы доказали экономическую оправданность применения добывающих суден/модулей в условиях морской нефтегазодобычи. К концу этого десятилетия в эксплуатацию было введены 31 плавучая добывающая система. Активные темпы роста сохранялись до первой половины 90х годов. Более чем десяток судов FPSO были введены в эксплуатацию за пятилетний период, большая часть которых была установлена на шельфе Китая, Южной Азии, Австралии и Северном море. В их числе Cossack Pioneer компании Woodside - огромное судно FPSO с возможностью переработки нефти до 140000 барл/сут, установленное на месторождении Wanaea/Cossack на шельфе Австралии. В этот период были установлены семь полупогружных добывающих установок, включая Troll В (Norsk Hydro) на шельфе Северного моря, которая может производить до 270 000 барл/сут нефти и 282 млн куб фут/сут газа. Начало 90х также ознаменовалось ростом применения TLP. Было установлено три установки: Snorre и Heidrun в Северном море и Auger в Мексиканском заливе. К концу 1995 года в эксплуатации находилось 57 плавучих морских сооружений.
Во второй половине 90х годов темпы развития технологий в этой области продолжали расти. За пятилетний период компаниями было заказано около трех десятков судов FPSO, включая 14 сооружений, предназначенных для работы в суровых условиях Северного моря и шельфа на Востоке Шотландии. К ним относятся сложное и дорогостоящее FPSO Asgard, способное перерабатывать 200 000 барл/сут нефти и 600 млн куб.фут/сут газа, судно FPSO Schiehallion (способное перерабатывать 155 000 барл/сут нефти и 140 млн куб.фут/сут газа). Помимо всего прочего в этот период было установлено около десятка полупогружных добывающих установок, пять из которых в Северном море, пять - на шельфе Бразилии. В Северном море это: созданная под цели проекта установка Visund (с перерабатывающими мощностями по нефти 113 000 барл/сут и 350 млн куб.фут/сут газа), модуль Troll С (с перерабатывающими мощностями по нефти 190 000 барл/сут и 320 млн куб.фут/сут газа). Также в этот период на шельфе Мексиканского залива появилось шесть новых платформы TLP. А именно широкопалубная TLP платформы компании Shell - Mars, Ram Powell и Ursa; и миниLP - Morpeth и Allegheny. В 1997г компанией Kerr McGee была установлена первая платформа типа spar - Neptune, а годом позже - spar Genesis компании Chevron. К концу 90х насчитывалось 112 плавучих добывающих систем различного типа [40].
Предложения по стандартизации требований к ледовым нагрузкам на системы райзеров, исходя из специфики российского арктического шельфа
Многоканальные гибридные райзеры подают продукцию со дна до FPS по нескольким каналам путем комбинации плавучего свободно стоящего жесткого райзера (райзерной колонны), расположенного между основанием райзера и мелководьем, и гибких двойных труб формы свободно подвешенной цепочки, соединяющих верх жесткого райзера с бортом плавучей системы добычи (FPS).
Райзерная колонна, как правило, включают все сервисные линии небольшого диаметра (например, газлифт, нагнетание химических реагентов), а линии системы управления (гидравлической, электрической и/или оптоволоконной) объединены со свободно подвешенным шлангокабелем, идущим с борта FPS.
Жесткий участок райзера имеет конструкцию, схожую с конструкцией многоканального жесткого райзера с верхним натяжением, описание которого дается ниже.
Жесткие металлические райзеры с верхним натяжением изготавливаются из отдельных секций труб, которые после сборки должны обеспечивать заданную длину райзера и необходимое число линий. Такие жесткие райзеры должны находиться в напряженном состоянии для предотвращения продольного изгиба конструкции и обеспечения возможности восприятия поперечных нагрузок. Жесткие райзеры могут быть с извлекаемыми или неизвлекаемыми линиями, с внутренним или внешним расположением линий относительно основного структурного элемента.
Эти виды райзеров могут включать в себя все сервисные линии небольшого диаметра (например, газлифт, нагнетание химреагентов), но не включают линии системы управления (гидравлической, электрической и/или оптоволоконной), которые обычно располагаются в свободно подвешенном шлангокабеле, идущем с борта FPS, что позволяет избежать дополнительных соединений в этих важных линиях. Применение жестких труб в отдельных линиях или в райзере вцелом позволяет обеспечивать непрерывность потока и предотвращать температурные потери, связанные, например, с гидратообразованием и отложениями парафина. Элементы эксплуатационного райзера
К элементам эксплуатационного райзера относятся: - отдельные сегменты райзера, - устройства интерфейса с трубопроводом для транспортировки флюида, например, муфты и концевые соединения - устройства управления флюидом, изоляции и продувки, - системы компенсации механического напряжения и перемещения, - элементы плавучести, - механизмы компенсации изгибов, - устройства поддержания устойчивости, - центрирующие устройства, - устройства уменьшения гидродинамических нагрузок, - системы управления и контроля, - направляющее оборудование (при спуске) - оборудование предотвращения подводного обрастания, - системы защиты от пожара и повреждения, - изоляция. Эксплуатационные райзеры могут представлять собой как простую конструкцию (например, одиночный гибкий мелководный райзер), так и очень сложную систему (например, многоствольный глубоководный гибридный райзер) и, следовательно, может включать некоторые или почти все перечисленные выше элементы. Более сложные конструкции требуют большие инженерной проработки, чтобы обеспечить соответствующее функциональное назначение райзера и возможность эксплуатации в сочетании с различными компонентами других систем. Особенности обустройства и освоения морских нефтегазовых месторождений требуют особого подхода к широкому комплексу вопросов: от выбора принципиальных схем разработки до применения специальных технических средств с учетом объема добываемой продукции, ее физико-химических свойств, гидрометеорологических условий, удаленность от берега, глубины моря, степени освоенности береговой инфраструктуры, направления добытой продукции и еще многих факторов. На морских месторождениях выбор технологии подготовки углеводородов определяется, в первую очередь, условием безопасной транспортировки продукции. При этом учитываются параметры месторождения (запасы, температура, объемы добычи и т.д.), возможность размещения технологического оборудования, средств контроля и автоматизации, климатические условия и т.д. Работа на шельфе осложнена более суровыми природными условиями (сильное волнение, тяжелые арктические льды и др.), эти условия определяют дополнительную нагрузку на гидротехнические сооружения и стресс для персонала. В некоторых районах мира платформы закрываются, а персонал эвакуируются в случае ураганов (Мексиканский залив) или тайфунов (Юго-Восточная Азия). Для условий Северного моря, где огромные волны скорее нормальны, чем необычны, или в Арктике, где движения льда происходит большую часть года, проектируют дорогостоящие ледостойкие гидротехнические сооружения для круглогодичной эксплуатации. Опыт работы на шельфе показывает, что традиционные технические средства и методы, применяемые на суше для обустройства морских месторождениях зачастую неприемлемы. Еще большие проблемы связаны с обустройством арктического шельфа и увеличением глубин моря, что требует создания специальных технических средств и технологий. Работы на арктическом шельфе связаны с увеличением риска возникновения нештатных ситуаций, обусловленных рядом природно-климатических факторов, таких как: ледовая обстановка, айсберги, низкие температуры и пр. К факторам, повышающим уровень рисков работ на арктическом шельфе, можно отнести следующие [3,4,7]: - низкие температуры: переохлаждение под действием ветра, более сложные рабочие условия, обледенение; - волнение моря: циклические знакопеременные нагрузки на технические средства, что может привести к усталостному разрушению; - обледенение: изменение габаритов, замерзшие клапаны и другое технологическое оборудование, блокирование запасных выходов, скользкие проходы, падение предметов, уменьшение эффективности обнаружения газов, уменьшение эффективности работы радаров и связи; - морской лед: дополнительные нагрузки, помехи для проведения работ, осложнения при проведении спасательных операций и принятии мер в случае разливов, проблемы в процессе технического обслуживания и осмотров; - туманы и полярные ночи: осложняют проведение штатных и нештатных работ, включая контроль ледовой обстановки, осложняют навигацию, влияют на психику персонала; - прогноз погоды: менее надежные прогнозы вследствие небольшого числа наблюдений в открытом океане и полярного снижения давления; - удаленность: большие расстояния и/или отсутствие инфраструктуры могут задерживать принятие ответных мер в случае возникновения аварий; расположение в северном регионе может затруднять связь; - опасные геологические процессы: таяние вечной мерзлоты и гидраты могут дестабилизировать морское дно и ослабить фундаменты; сейсмическая активность и песчаные волны на поверхности дна моря могут изменить морское дно и повредить сооружения.
