Способ подводной добычи углеводородов и устройство для его осуществления. Подводные комплексы для добычи нефти


Подводные технологии добычи нефти и газа. Плавучие системы для освоения глубоководных месторождений (FPSO).

Якорная система, позволяет судну, оборудованному производственной, хранилищной и отгрузочной площадками, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь. Буровая шахта (англ. moonpool) проходит сквозь корпус судна, расширяясь к низу; буровые линии уходят от нее в глубину.

Рассмотрим структуру такой установки на примере бурового судна Terra Nova (рис. 22), участвующего в разработке одноименного месторождения, открытого компанией Petro-Canada в 35 километрах от Hibernia, близ острова Ньюфаундленд. Запасы нефти этого месторождения составляют 406 миллионов баррелей (55,6 млн. тонн).

Активное управление кораблем, основанное главным образом на GPS устройствах, предоставляет возможность проводить буровые операции непосредственно с корабля только в пределах площади, на которой его перемещения не будут мешать процессу бурения. Нижний корпус судна оборудован – азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими движение судна в любом направлении. Якорная система, позволяет судну, оборудованному производственной, хранилищной и отгрузочной площадками, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь.

При наличии небольших глубин (90-100 метров) этот район характерен сезонным присутствием ледяных масс от 0,5 до 1,5 метров толщиной, а также плавающими айсбергами. Поэтому система добычи включает подводную добывающую установку, расположенную на дне и связанную с буровым судном при помощи гибкого трубопровода. Для защиты от айсбергов подводные добывающие установки размещают в специально вырытых на дне моря колодцах (см.схему на рис. 23). При оценке рабочей стабильности всей системы учитывалось влияние сотен тонн льда в зимний период. Предусмотрена возможность управления процессом оледенения оффшорных средств обслуживания с помощью жидкостей, имеющих гораздо более

низкую температуру замерзания, а также специальной тепловой изоляции гибкого трубопровода. Terra Nova имеет двойной корпус и 3000 тонн дополнительной стали, чтобы противостоять столкновениям с айсбергами и защитить процесс производства.

Terra Nova имеет двойной корпус и 3000 тонн дополнительной стали, чтобы противостоять столкновениям

с айсбергами и защитить процесс производства.

В случае критической ситуации судно способно быстро отсоединить якорную систему и переместиться, что повышает безопасность рабочих.

Terra Nova имеет длину 280 метров и ширину 45 метров. 9000-тонное производственное оборудование установлено на 4,5 метра выше главной палубы, способно производить 150 000 баррелей нефти и 38 кубометров газа в день (рис.24). Емкость для хранения нефти в нижней части судна может вместить 900 000

бареллей нефти.

Техническое оборудование и силовые установки расположены на палубе, а добытая и очищенная нефть до того, как ее

загружают в челночные грузовые танкеры, хранится в резервуарах корпуса.Из нефтехранилища Terra Nova сырая нефть с помощью разгрузочной системы, расположенной на кормовой палубе, экспортируется в челночные нефтяные танкеры при волнении до 5 метров.

Глубоководные месторождения осваиваются с использованием плавучих платформ - технологических судов (FPSO), в том числе их новой разновидности – FDPSO включающей буровую установку. Также используются при этом подводные добычные комплексы, технологии транспорта продукции скважин по гибким трубопроводам и многофункциональным шлангам.

Якорная система, позволяет таким судам, вращаться вокруг вертикальной оси, и при наличии ветра, его воздействию подвержена минимальная площадь судна.

Суда оборудованы азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими перемещение судна в любом направлении.

Активное управление кораблем, основанное на GPS устройствах, предоставляет возможность FDPSO проводить буровые операции непосредственно с корабля в пределах площади, на которой его перемещения не мешают процессу бурения.

Суда в случае критической ситуации могут быстро отсоединиться и отойти.

FPSO и FDPSO имеют длину около 300 метров и ширину 40-50 метров.

Подводное компримирование газа: технологический скачок

■ Для месторождений требующих увеличения потока пласта

■ Подводное компримирование заменяет необходимость морской платформы или береговой компрессорной станции

● Эффективное решение с точки зрения капитальных затрат (CAPEX)

● Сокращенные расходы на эксплуатацию (OPEX)

■ Преимущества размещения компрессорной станции близко к скважине

● Увеличение и ускорение добычи

● Снижение выбросов CO2 за счет меньшего потребления энергии

● Нет выбросов или утечек в море

■ Безопаснее за счет автоматической эксплуатации (без обслуживающего персонала)

Якорная система, позволяет судну, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь.

Рассмотрим структуру такой установки на примере бурового судна Terra Nova, участвующего в разработке одноименного месторождения, открытого компанией Petro-Canada в 35 километрах от Hibernia, близ острова Ньюфаундленд. Запасы нефти этого месторождения составляют 55,6 млн. тонн.

Активное управление кораблем, основанное на GPS устройствах, предоставляет возможность проводить буровые операции непосредственно с корабля только в пределах площади, на которой его перемещения не будут мешать процессу бурения.

Судно оборудовано азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими движение судна в любом направлении.

При глубинах до 100 метров этот район характерен сезонным присутствием ледяных масс от 0,5 до 1,5 метров толщиной, а также плавающими айсбергами.

Для защиты от айсбергов подводные добывающие комплексы размещают в специально вырытых на дне моря котлованах.

Terra Nova имеет двойной корпус, чтобы противостоять столкновениям с айсбергами и в случае критической ситуации судно способно быстро отсоединиться и отойти.

Terra Nova имеет длину 280 метров и ширину 45 метров.

FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) - плавучее судно c функциями добычи углеводородов, их подготовки, хранения и отгрузки. Судно может оборудоваться турелями, способными принимать пластовую продукцию от подводных добычных комплексов и производить отгрузку на танкеры-челноки или в подводные трубопроводы.

FSO (Floating Storage and Offloading) - плавучее хранилище с отгрузочным устройством. Предназначено для приема и хранения нефтепродуктов, которые могут транспортироваться через подводный трубопровод либо перегружаться на танкеры-челноки.

SPM (Single Point Moored) - одноточечный перегрузочный причал, заякоренный на морском дне и оборудованный устройствами для приема продукции из скважины и передачи ее на FPSO, танкера и т.д.

Турель - устройство, позволяющее принимать и транспортировать пластовую продукцию, закрепленное к морскому дну якорями и допускающее маневрирование судна вокруг себя.



infopedia.su

Лекция № 12. Надводная и подводная эксплуатация.

Морские нефтегазовые промыслы (МНП): – технологические комплексы, предназначенные для добычи, сбора, нефти и газа и конденсата из морских месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей транспортировки.

Добыча осуществляется преиму-щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с последующим переходом на газлифтную и др. механизированные способы добычи.

Нефть и газ добываемый при этом используется для внутренних нужд энергопотребления в газлифтном цикле. Газовые месторождения разрабатываются в случае сообщения с береговым потребителем подводным газопроводом. Отличие МНП от промысла на суше необходимость размещения основного и вспомогательного оборудования на морских нефте-газопромысловых гидротехнических сооружениях.

Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и (толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости ветра и др. природно-климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25-30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных островах и дамбах (до 5-10 м) эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация – это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

На глубине 25-30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые оборудование. До глубины 60-80 м главным образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

Глубина больше 80 м – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатациивысокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м.

Первая скважина с подводным расположением устья была про­бурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным распо­ложением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже име­лось оборудование или оно было заказано.

Рис. 29- Комплекс подводной эксплуатации скважин.

 

Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод­ным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла­дает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Про­бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуа­тацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подвод­ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с неболь­шими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стацио­нарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установлен­ного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надвод­ные стационарные платформы представляют значительную нави­гационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность.

Существенным недостаткомсистем с подводным расположе­нием устья является трудность доступа к устьевому оборудова­нию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, не­достатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква­жин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях на­правленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравличе­ские системы. Управление каждой задвижкой осуществляется ли­бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

Различают две системы подводной установки оборудования:

§ с открытым расположением оборудования устья под водой;

§ и с закры­тым оборудованием— «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо­дится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанав­ливают в специальных погружных камерах, внутри которых со­храняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили зна­чительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования от­крытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где опера­торы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением.

Надежность подводной технологии

Проблема обеспечения надежности — одна из наиважнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция под­водного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требует больших затрат. Кроме того, отказ подвод­ного оборудования непосредственно влияет на состояние окру­жающей среды. И, наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Чтобы свести к минимуму подводные операции, важно обеспе­чить извлекаемость компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены. В этой связи необходимо за­ложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который служил бы гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с включением стан­дартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изго­тавливаться со строгим контролем качества.

Одним словом, для обеспечения надежности подводных систем следует сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей. Девизом должна быть простота, а целью — надежность, а не техническая элегантность решений.

Похожие статьи:

poznayka.org

Автономные подводные комплексы добычи полезных ископаемых.

05.12.2016/https://aftershock.news/?q=node/463388/Tuktarov В настоящее время Газпромом в Сахалинской области на Береговом технологическом комплексе (БТК) Киринского газоконденсатного месторождения впервые в России пущен в эксплуатацию подводный добычной комплекс. Произошло это знаменательное событие аж в 2013 году. Вот ссылки на почитать и еще раз почитать и на посмотреть.

Обращу внимание, что под подводную добычу создан десяток ГОСТов и полтора десятка СТО Газпрома. Это серьезная заявка, что в эту область пришли всерьез, и на долго.

Но речь я поведу несколько о другом: о перспективных разработках в области создания подводных мобильных комплексов.С легкого пинка соратника МС (за что ему отдельное спасибо) я почитал, что творится в этой области.

Однако приступим.

Первое, что надо разработать для проведения работ на дне, это сам рабочий модуль.

И что там с этим делом? А он есть у нас. Не в железе, но все таки работы в этом направлении ведутся.

Пожалуйте смотреть: Буровой комплекс для обеспечения круглогодичного режима ведения буровых работ на глубоководном шельфе арктических морей Россииpodvodnie_burovie_kompleksi.jpg

Подводный буровой комплекс предназначен для обеспечения круглогодичного режима ведения буровых работ при освоении месторождений нефти и газа на глубоководном шельфе арктических морей России независимо от климатических условий и ледовой обстановки.

Подводные технологии предусматривают использование подводных буровых комплексов в составе подводного бурового судна (ПБС) и донной опорной плиты (ДОП) на глубинах моря от 60 до 400 метров. Освоение месторождений предусматривается осуществлять путем бурения и строительства как одиночных скважин, так и куста, состоящего из 4:8 скважин с подводным заканчиванием.

На ПБС размещена буровая установка "сухого" типа и расчетный запас расходных материалов на сооружение одной вертикальной скважины глубиной 3500 метров. Расходные материалы для бурения других скважин пополняются за счет функционирования подводной транспортно-грузовой системы контейнерных перевозок. Комплекс судового и устьевого противовыбросового оборудования обеспечивает ведение буровых работ при одноатмосферных условиях в отсеках ПБС. Технологические операции за бортом выполняются подводными роботами, а пассажирские перевозки и аварийно-спасательные операции - транспортно-спасательными подводными аппаратами системы внешней поддержки.

ДОП представляет собой законченный технологический модуль, служащий опорой для подводного бурового судна, и темплетом, на котором размещено традиционное эксплуатационное оборудование скважин с подводным заканчиванием.

Электроснабжение и связь ПБС с береговыми центрами управления осуществляются по подводному кабелю. Бортовые аккумуляторные батареи обеспечивают самостоятельный переход ПБС в подводном положении с одной ДОП на другую и служат резервным источником электропитания.

Для создания пилотного опытно-промышленного подводного бурового комплекса потребуется 5-7 лет после начала технического проекта, а промышленного комплекса - 2-3 года после испытаний пилотного (итого: десять лет с начала финансирования. прим - моё).

Имеется возможности экстренного самостоятельного всплытия ПБС с проламыванием льда толщиной до 3-х метров без повреждения корпуса.

Зарубежных аналогов нет, приоритет России.

Так, рабочий модуль мы получили, дальше что? Имхо, надо отрезать пуповину энергоснабжения. Сделать модуль истинно независимым. Что на этот счет имеется? Вариантов два: подводный и надводный. И оба варианта прорабатываются у нас.

Про надводные атомные станции расписывать не имеет смысла, и так все на слуху.

ПЭБ "Академик Ломоносов" оснащена двумя реакторными установками КЛТ-40С, которые способны вырабатывать до 70 МВт электроэнергии и 50 Гкал/ч тепловой энергии в номинальном рабочем режиме.

А вот на подводных стоит остановится подробнее.

Подготовлен проект создания подводного энергокомплекса Российской Федерации с ядерным реактором.

Проект подводного энергетического комплекса с ядерным реактором, который может быть использован и в оборонной сфере, готов к реализации.

Главный конструктор ЦКБ МТ «Рубин» Евгений Торопов о ходе и предварительных результатах 2-го этапа реализации проекта «Айсберг»: «Для подводного энергетического комплекса мы можем создать объект с использованием реактора, отвечающего требованием МАГАТЭ. На сегодняшний день технических и научных проблем для создания такого комплекса нет».

Проект ФПИ «Айсберг» реализуется с января 2015 года при головной роли АО «ЦКБ МТ „Рубин“. Проект предусматривает создание технологий и технических средств, обеспечивающих полностью автономное подводное (подледное) освоение месторождений углеводородов в арктических морях с тяжелыми ледовыми условиями. В частности, ведется разработка подводного автономного бурового комплекса, подводного автономного энергетического комплекса, подводного судна сейсморазведки, подводного транспортно-монтажного и сервисного комплекса. (собственно решается полностью комплекс задач, которые я рассматриваю. но информации я по другим веткам проекта пока не нашел. прим - мое).

В соответствии с задачами проекта, охрану подводных комплексов по добыче углеводородов и инфраструктуры месторождений планируется силами Военно-морского флота (привет с учений в Арктике. прим - мое) с использованием автономных средств самообороны (привет от создателей подводных дронов. Прим - мое).

Торопов рассказал, что по проекту энергетического комплекса завершены необходимые проработки, выполнено 3-D моделирование. Он отметил, что при одобрении правительством РФ и получения заявок от заинтересованных компаний воплощение проекта энергетического комплекса в жизнь может быть начато „в самое ближайшее время“.

Согласно макету энергетического комплекса, ресурс установки — 200 тыс. часов, срок службы — 30 лет, мощность — 24 МВт, период непрерывной работы без присутствия человека и технического обслуживания — 8 000 часов.

Поддержку в дальнейшей реализации проекта оказывают Минобороны России, госкорпорация «Росатом», ПАО «Газпром», АО «ОСК», которые уже сегодня учитывают в своих инновационных и долгосрочных планах реализацию создаваемых в рамках проекта «Айсберг» перспективных автономных комплексов" — заявил руководитель проектной группы ФПИ Виктор Литвиненко.

Ну, и последнее, что надо обеспечить - жилые модули для персонала. Честно скажу, что не особо доверяю автоматике, поэтому присутствие человека считаю абсолютно необходимым. Но опыт создания жилых модулей у нас огромен, так что про них можно не писать.

Ах, да, ни кто не мешает, при модульной системе построения. заменять буровой комплекс на любой другой.

Осталось создать хороший подводный комбайн, и можно запускать программу в реализацию. Если у кого то есть данные по этому поводу. буду премного благодарен.

Ну и на закуску.Шлангокабель.Сечение

Прокладывается по дну моря. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Собственно все. По большому счету можно говорить, что в нашей стране активно ведутся НИР по созданию автономных подводных комплексов для добычи полезных ископаемых. Можно прогнозировать, что такие комплексы войдут в строй не позднее 10 лет после начала финансирования.

Комментарий автора: Мост он такой, могЁт и под водой проходить.

marafonec.livejournal.com

Подводные комплексы для добычи и транспорта

углеводородов в условиях Арктического шельфа»

Выполнил:

студент гр. РЭНГМ-3-14 Д. Ю. Савельев

Проверил: А. В. Сальников

Ухта 2016

Содержание

1. Предыстория 3

2. Актуальность подводных комплексов по добыче и транспорту нефти и газа 4

3. Опыт Норвегии 6

4. Российские проекты 9

5. Особенности, достоинства и недостатки подводных технологий 10

Заключение 11

Библиографический список 12

1 Предыстория

Подводные технологии добычи углеводородов начали развиваться с середины 70-х годов прошлого века. Впервые подводное устьевое оборудование начало эксплуатироваться в Мексиканском заливе. Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов производят порядка 10 компаний в мире.

Что же касается подводного оборудования для транспорта нефти или газа, то первый подводный перекачивающий комплекс был создан компанией General Electric мощностью 850 кВт, он был испытан в 1992 году в заводских условиях.

Изначально задачей подводного оборудования было лишь выкачивание газа или нефти. Первые проекты снижали обратное давление (противодавление) в резервуаре с помощью подводной нагнетательной системы. Газ отделялся от жидких углеводородов под водой, затем жидкие углеводороды выкачивались на поверхность, а газ поднимался под собственным давлением [1].

2 Актуальность подводных комплексов по добыче и транспорту нефти и газа

Главными проблемами при освоении арктического шельфа являются сложная ледовая обстановка, а именно опасность айсбергов, и отсутствие круглогодичного доступа плавучих технических средств к месторождениям, а значит, и отсутствие круглогодичной возможности разведки и разработки. В этих условиях наиболее эффективными являются подводные технические средства освоения шельфа: подводные трубопроводы, подводные буровые установки, подводные перекачивающие комплексы, подводные комплексы подготовки углеводородов.

Подводное добычное оборудование дает возможность добывать газ или нефть подо льдом, в сложных климатических условиях, исключая влияние природных явлений. Это позволяет избежать многих рисков, присущих работам в неблагоприятных природных и климатических условиях. Кроме того, технологии подводной добычи позволяют осуществлять под водой выкачивание углеводородов, разделение газа и жидкости, отделение песка, обратную закачку воды в пласт, а также мониторинг и контроль над этими процессами.

Основной причиной же создания подводных газоперекачивающих комплексов являлось то, что по мере разработки газового месторождения подземное давление в нем падает. Чтобы добыть больше газа и поднять их на морские добывающие платформы необходимо сжатие газа. Чем ближе к скважине будут расположены компрессионные мощности, тем больше полезных ископаемых удастся «выжать» из месторождения. И в настоящее время в мире активно идет освоение новых подводных компрессорных технологий, способных в корне изменить общий подход к обустройству морских месторождений. Применение таких технологий позволяет не только увеличить коэффициент извлечения газа, но и вовлечь в разработку ранее недоступные месторождения или, как минимум, повысить рентабельность их освоения. Таким образом, первоначально такой тип оборудования устанавливался только на зрелых месторождениях, но сегодня они могут применяться и на новых месторождениях с низким пластовым давлением [5].

Что же касается конкретного применения подводных технологий, то в настоящее время в мире насчитывается более 130 морских месторождений, где уже применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка [4].

3 Опыт Норвегии

И на сегодняшний день мировым лидером в области разработки и производства подводных технических средств различного назначения для шельфовых месторождений углеводородов является Норвегия. Разработки подводного оборудования и технологий осуществляют такие норвежские компании как FMC Technologies и Aker Solutions. Лидером же по использованию подводных технологий является норвежская нефтегазовая компания Statoil.

studlib.info

Способ подводной добычи углеводородов и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к морской добыче углеводородного сырья - нефти и газа, которые, как правило, поступают из пробуренной скважины вместе. Обеспечивает уменьшение вероятности закупорки транспортного трубопровода и доставки со дна на поверхность углеводородов любого вида, газовых или жидких, с помощью одного технологического комплекса. Сущность изобретений: пробуривают скважину на дне моря до нефтеносного горизонта, закрывают ее оболочкой и транспортируют углеводороды по трубе на поверхность. Согласно изобретению создают процесс принудительного регулируемого образования газовых гидратов. Для этого нефть, содержащую газ, смешивают с необходимым количеством воды с поверхности в конусе, имеющем средства механического перемешивания в виде крыльчатки, вращаемой водой, поступающей через сопла, закрепленные на уровне крыльчатки в стенке конуса, до образования газовых гидратов. Транспортируют на поверхность смесь из продуктов разрушения газовых гидратов в виде газогидратного шлама - песка, воды и нефти. Обсадная труба на устье скважины содержит разрушаемую по сигналу пробку. Оболочка выполнена в виде конуса, вершина которого соединена с трубопроводом, а края - с балластным кольцом. Внутри конуса на его осевой линии закреплена крыльчатка, на уровне которой по кольцу в стенке конуса закреплены регулируемые сопла, имеющие угол к касательной конуса, обеспечивающие максимальную скорость вращения крыльчатки при поступлении воды с поверхности. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Настоящее предлагаемое изобретение относится к морской добыче углеводородного сырья (нефти, газа), которые, как правило, поступают из пробуренной скважины вместе.

Известен способ добычи газа в открытом море, в котором с помощью купола над скважиной, газ собирают, дожимают его до жидкости и, далее, транспортируют на поверхность по гибкому трубопроводу, закрепленному на поплавке(1). Известный способ имеет недостаток, который заключается в том, что, газ, как правило, содержит пары воды, которые под давлением образуют газогидрат, который закупорит трубопровод.

Известен способ борьбы с газогидратами, в котором поддерживают температуру в трубопроводе выше температуры гидратообразования, очищают газ от паров воды, вводят в трубопровод различные ингибиторы и пр. (2). Все перечисленные способы в условиях подводной добычи чрезвычайно затратны и технологически трудно выполнимы.

Известно устройство для добычи углеводородов со дна морей, которое представляет собой замкнутую оболочку в виде купола, находящегося над скважиной и соединенного с транспортным трубопроводом (3). Упомянутое устройство также не свободно от отложения и закупорки газогидратами трубопровода.

Целью настоящего предложения является уменьшение вероятности закупорки транспортного трубопровода и доставки со дна на поверхность углеводородов любого вида (газовых, жидких) с помощию одного технологического комплекса.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе подводной добычи углеводородов, заключающимся в прбуривании скважины на дне, закрытии ее оболочкой и транспортировке углеводородов по трубе на поверхность, углеводороды смешивают с водой в конусе, имеющим средства механического перемешивания воды и нефти до образования в ней газогидрата, и транспортируют на поверхность смесь из продуктов разрушения газогидрата, воды и нефти.

Поставленная цель в устройстве достигается тем, что обсадная труба скважины содержит разрушаемую пробку, оболочка выполнена в виде конуса, вершина которого соединена с трубопроводом, а края - с балластным кольцом, при этом внутри конуса, на его осевой линии закреплена крыльчатка, на уровне которой, по кольцу расположены управляемые сопла, имеющие угол к касательной конуса, обеспечивающим, максимальную скорость вращения крыльчатки.

Возможность реализации.

На фиг.1 показано устройство, реализующее предложенный способ, на фиг.2 то же устройство - вид сверху и с разрезом.

Над скважиной - 1, пробуренной на дне - 2, устанавливается конус - 3, удерживаемый балластным кольцом - 4. Устье скважины, ее обсадная труба, закрыта разрушаемой пробкой - 5. Конусообразная оболочка-3 заканчивается патрубком - 6, на котором закреплен транспортный трубопровод - 7, выходящий на поверхность. Внутри конуса, на оси - 8, с помощью крестовин - 9 закреплена вращающаяся крыльчатка - 10. На ее уровне в стенках конуса установлены сопла - 11 под углом b к касательной конуса, который обеспечивает максимальную силу струи из сопла на крыльчатку, отверстия в соплах имеют возможность регулировки(механизм регуляции не показан).

Предлагаемый способ добычи с помощью описанного устройства реализуется следующим образом. После достижения нефтеносного горизонта бурение скважины прекращается, в буровую колонну под давлением закачивается до уровня дна твердеющая пробка с гидроакустическим инициатором разрушения (взрывного, химического и т.п.). Буровая колонна на уровне дна развинчивается, и на ее устье наводится описанный конус с транспортным (гибким) трубопроводом, поплавком и пр. Далее, подается команда на разрушение пробки - 5. Нефть заполняет конус - 3 и поднимается по трубопроводу - 7 на поверхность. Для успешной работы устройства необходимо осуществить подсос нефти на поверхности. В этом случае через сопла - 11 внутрь конуса - 3 начнет поступать вода, которая обеспечит вращение крыльчатки - 10. Сразу же, при наличии газа в нефти, (а он практически всегда там присутствует) начнется образование газогидратных пузырьков (4), которые будут разрушаться крыльчаткой - 10. В патрубок - 6 воронки будет поступать смесь из нефти, газогидратного шлама(песка) и воды. Оптимальное количество воды, необходимое для образования газогидрата, будет определяться производительностью насоса на поверхности, объемом нефти, поступающей из скважины и отверстиями сопел - 11, которые и нужно отрегулировать в соответствии с двумя первыми параметрами. Поскольку, как ясно из описания, проблема образования газогидрата была «снята» его принудительным возникновениием в самом начале, его отложение на стенках трубопровода ликвидировано, как таковое.

Помимо традиционной нефтедобычи со дна, описанные способ и устройство могут быть использованы и при возникновении аварийных ситуаций, таких, например, как авария в Мексиканском заливе.

Источники информации

1. Патент России №2078199.

2. Истомин A.M., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М., OOO «ИРЦ Газпром», 2004.

3. Патент России №2393338.

4. А.Е.Егоров и др. Разрушение глубоководных метановых пузырей. «Океанология», 2010, том 50, №4, с.1-10

1. Способ подводной добычи углеводородов, заключающийся в пробуривании скважины на дне моря до нефтеносного горизонта, закрытии ее оболочкой и транспортировке углеводородов по трубе на поверхность, отличающийся тем, что создают процесс принудительного регулируемого образования газовых гидратов, для чего нефть, содержащую газ, смешивают с необходимым количеством воды с поверхности в конусе, имеющем средства механического перемешивания в виде крыльчатки, вращаемой водой, поступающей через сопла, закрепленные на уровне крыльчатки в стенке конуса, до образования газовых гидратов и транспортируют на поверхность смесь из продуктов разрушения газовых гидратов в виде газогидратного шлама - песка, воды и нефти.

2. Устройство для подводной добычи углеводородов, содержащее оболочку над скважиной на дне моря, соединенную с трубопроводом, выходящим на поверхность, отличающееся тем, что обсадная труба на устье скважины содержит разрушаемую по сигналу пробку, а оболочка выполнена в виде конуса, вершина которого соединена с трубопроводом, а края - с балластным кольцом, внутри конуса на его осевой линии закреплена крыльчатка, на уровне которой по кольцу в стенке конуса закреплены регулируемые сопла, имеющие угол к касательной конуса, обеспечивающие максимальную скорость вращения крыльчатки при поступлении воды с поверхности.

www.findpatent.ru

Комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых

Изобретение относится к области конструирования оборудования для освоения таких природных ресурсов мирового океана, как нефть и газ из скважин и других полезных ископаемых из россыпных подводных месторождений. Комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых содержит монтажный корпус на плавбазе в открытом море, на острове или на побережье, предназначенный для изготовления, испытания и спуска на воду герметичных камер с размещенным внутри оборудованием. С камерами соединены герметичные кожухи с трубопроводами и кожухи с силовыми и управляющими кабелями. При этом головную часть комплекса перемещают в подводном положении от места нахождения монтажного корпуса до заданных координат морского дна путем периодического включения в работу подруливающих аппаратов понтонных блоков при постепенном наращивании длины транспортной системы комплекса за счет добавления к ней очередных секций внутри монтажного корпуса. Для выдержки курса перемещения комплекса используют не менее двух подводных лодок, постоянно состыкованных с головной частью комплекса. Повышается надежность работы комплекса. 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области конструирования оборудования для освоения таких природных ресурсов Мирового океана, как нефть и газ из скважин, а также олова, золота, платины, циркония, рутила, ильменита, никеля, кобальта, меди, марганца, железистых песков и многих других полезных ископаемых из россыпных подводных месторождений.

Уровень техники

Известно, что к концу семидесятых годов двадцатого века из морей извлекалось более 20 процентов всей добываемой на Земле нефти и около 10 процентов природного газа. Пионерами добычи нефти из-под дна моря считаются специалисты Соединенных Штатов Америки, которые после нефтяного кризиса семидесятых годов двадцатого века начали осваивать морские месторождения у мексиканского побережья. В офшорном бурении (это разведка и добыча нефти и газа на нефтяных «полях», так называемых офшорных зонах) используют в основном морские буровые установки, которые условно разделяют на два класса - плавучие и стационарные (фиксированные). Одна морская платформа строится два-три года и стоимость ее в зависимости от класса доходит до 500 миллионов долларов США. Сооружение платформы, предназначенной для разведки и добычи углеводородов из-под дна морей, на поверхности которых образуются ледовые поля, обойдется заказчику уже в 700 миллионов долларов США. Для добычи и транспортирования нефти и газа из подводных месторождений требуется создание сложного многоотраслевого хозяйства. Кроме бурового оборудования оно включает нефтегазозаборные, транспортные и складские устройства. Нефть и газ из подводных месторождений добывают с использованием серийного нефтегазозаборного оборудования. Однако по мере увеличения глубины разработки, а также в акваториях морей с движущимися ледовыми полями более предпочтительным оказывается метод расположения устьевого оборудования на дне. Такой метод впервые был применен в 1943 году при бурении нефтяной скважины на озере Эри. В настоящее время метод подводного устьевого оборудования используют до глубин в 150 метров, но обнаружены месторождения нефти и газа на глубинах 1000 метров, разработка которых целесообразна только подводным способом. Метод освоения нефтегазовых месторождений при расположении устьевого оборудования на дне позволяет снизить затраты, а это означает, что можно разрабатывать месторождения с небольшими запасами. Подводное оборудование, размещаемое на дне, защищено от неблагоприятных метеорологических явлений на поверхности воды, а также оно не может быть повреждено движущимися айсбергами. Уменьшается возможность утечек нефти и газа, а следовательно, улучшается решение проблемы предотвращения загрязнения воды. Метод устьевого оборудования на дне позволяет определить эксплуатационные параметры и характеристики месторождения на ранних стадиях разработки, что создает условия для принятия решения о вводе месторождения в эксплуатацию очередями. Для транспортирования нефти и газа, извлеченных из подводного месторождения, на небольшие расстояния, особенно в ледовых условиях арктических морей, предпочтительно использование трубопроводных систем. Одним из главных преимуществ трубопроводных систем является непрерывность процесса транспортирования и независимость от погодных условий. Широкое распространение трубопроводный транспорт получил при разработке подводных месторождений Северного моря. Во второй половине семидесятых годов 20 века трубопроводный транспорт был применен на крупнейшем месторождении Северного моря - «Экофикс», связанном с шестью другими месторождениями этого района. Здесь действует трубопровод длиной 440 километров с толщиной стенок в морской части 22,2 миллиметра, а в прибрежной части - 25 миллиметров. По трубопроводу ежесуточно пропускают 40 миллионов кубометров газа. От коррозии трубопровод предохраняют антикоррозионная изоляция и катодная защита. Необходимую отрицательную плавучесть трубопровода обеспечивает бетонное покрытие, которое также предназначено для дополнительной изоляции трубопровода от механических повреждений. Горизонтальный участок трубопровода, расположенный на дне моря, соединен с вертикальным стояком на платформе с использованием камер, погружаемых с платформы. Вертикальные участки трубопровода, расположенные на платформе, защищены от коррозии и механических повреждений стальными кожухами, заполненными цементным раствором. В шестидесятые годы 20 века внимание человечества привлекли руды Мирового океана и особенно два типа их месторождений, имеющих многометальный состав - залежи конкреций в центральных районах океанов и металлоносные илы в некоторых разломах коры морского дна. Удивительные минеральные образования были обнаружены в пробах грунта, поднятых со дна океана в последней четверти 20 века. Честь этого открытия принадлежит сотрудникам английской океанографической экспедиции на корвете «Челленджер». По форме эти образования были похожи на картофелины, имели темную окраску, слоистое строение, малую прочность. Химическими анализами конкреций установлено повышенное содержание железа, марганца, меди, никеля и многих других редких и рассеянных элементов. Глубины, на которых были обнаружены конкреции, равны нескольким тысячам метров. Наиболее богатые участки найдены на глубинах от 4000 до 6000 метров в Атлантическом, Тихом и Индийском океанах. Американские исследователи выявили залежи конкреций вблизи берегов США на глубинах всего в 500-1000 метров, но эти конкреции бедны по составу ценными элементами. На основании геологических и океанологических данных о плотностях залегания конкреций в различных районах океанов были установлены общие площади их распространения и подсчитаны ориентировочные запасы. На одном квадратном метре дна может находиться от нескольких граммов до нескольких десятков килограммов конкреций. Содержание в залежах, перспективных для разработки, составляет в среднем 10 килограммов конкреций на одном квадратном метре дна. Первая в международной практике заявка на разработку полезных ископаемых в открытом океане за пределами юрисдикции государства была подана в 1974 году фирмой «Дипси венчурс». Были представлены документы об открытии в Тихом океане на глубине от 3500 до 5500 метров месторождения площадью 60 тысяч квадратных километров с координатами: 15 градусов северной широты и 127 градусов западной долготы. Исследования показали, что перспективными для разработки могут считаться залежи конкреций и металлоносных илов в глубоководных впадинах. Для разработки выбирают месторождение конкреций, залегающих на поверхности дна в виде монослоя, и металлоносные илы, заполнившие донные трещины и впадины слоем в несколько десятков метров. Эти отличия в характере залегания месторождений двух типов влияют на выбор конструкции добычных установок. Одновременно также учитывают, что конкреции и металлоносные илы залегают в грунтах, которые сравнительно легко подвергаются рыхлению и черпанию. Принципиальные технические решения по созданию установок для добычи конкреций начали предлагать с шестидесятых годов 20 века. Механическая система предусматривала опускание на тросе драги - волокуши, черпание со дна океана конкреций и подъем заполненного ковша на поверхность. Гидравлическая система требовала наличия придонного устройства, предназначенного для сбора конкреций с прилегающей площади дна и перекачивания вместе с водой по трубопроводам на добычное судно. Добычу конкреций по замыслу конструкторов можно было также вести из автономных аппаратов (типа подводных лодок). Металлосодержащие илы предполагалось добывать установками эрлифтного и насосного типов.

По ориентировочным подсчетам рентабельная добыча может быть обеспечена предприятием, ежегодно добывающим 3 миллиона тонн сухих конкреций. Российским акционерным обществом «Лазурит» разработан способ промысловой комплексной подводной разработки морских месторождений, на который был выдан патент RU 2014243, опубликованный 15 июня 1994 года в Бюллетене Комитета Российской Федерации по патентам и товарным знакам №11 [1]. Это изобретение относится к разработке месторождений на морских глубинах в условиях сложной метеорологической обстановки, включая ледовые районы Арктики, например морского Штокмановского газоконденсатного месторождения при глубине моря в этом районе 300-350 метров. В районе предполагаемой добычи на морском дне должна быть установлена донная плита, в которой с помощью морской буровой платформы или бурового судна производят разработку скважин. На донной плите устанавливают устьевое оборудование, фонтанную арматуру, трубопроводы. На минимально допустимом расстоянии от донной плиты на якорных связях устанавливают блоки промысловой обработки, которые в зависимости от состояния моря и ледовых условий поддерживают на необходимой глубине. Блоки промысла обработки соединяют с донной плитой эксплуатационной магистралью для подачи в них продукта добычи и с транспортной магистралью для подачи продукта промысла потребителю. Постоянное комплексное обеспечение подводного промысла осуществляют с помощью обеспечивающего судна и подводных аппаратов. Водоизмещение подводного судна обеспечения около 5000 тонн, длина 119 метров, ширина 11 метров, автономность его работы 40 суток, глубина погружения 500 метров. На судне имеется колокол для доставки под водой обслуживающего персонала, а также предусмотрены средства жизнеобеспечения, автономные аппараты для инспекции подводных сооружений и коммуникаций, для транспортировки водолазов, эвакуации персонала. Кроме этого судно оснащено обитаемым рабочим подводным аппаратом для монтажных и ремонтных работ, грузозахватным устройством для подъема и транспортировки грузов, а также водолазным комплексом для работ на глубинах до 500 метров. Однако, как отмечают авторы способа подводной добычи полезных ископаемых, на который выдан в 2001 году патент RU 2166065 [2], к числу недостатков технического решения по патенту RU 2014243 относится то, что надводные плавучие составляющие технологического комплекса обладают недостаточной надежностью при взаимодействии с мощным ледовым покровом вследствие необходимой их якорной привязки ко дну водоема, а также низкой функциональной возможностью вследствие отсутствия средств непосредственного технологического взаимодействия с береговыми техническими службами. Для устранения отмеченных недостатков авторы изобретения по патенту RU 2166065 разработали технологический комплекс подводной добычи полезных ископаемых, который содержит донную опорную плиту, на которой имеются посадочные места для установки подводного технологического модуля, выполненного в виде подводного судна, снабженного буровым и/или эксплуатационным (фонтанным) оборудованием. Подводный буровой технологический модуль может быть несамоходным, но для этого варианта должны предусматриваться транспортные средства для доставки модуля и установки его на донную опорную плиту. Доставку расходных материалов, элементов оборудования и экипажа на подводные технологические модули осуществляют с помощью подводного судна обеспечения. Транспортировку полезных ископаемых с подводных технологических модулей на берег водоема и далее к потребителю осуществляют по магистральным трубопроводам с помощью насосных станций, располагаемых на подводном буровом модуле, и/или на базовой стационарной технологической платформе, и/или на береговой технологической станции. Базовая стационарная технологическая платформа может быть установлена на дне водоема в непосредственной близости от берега. В предпочтительном варианте базовую стационарную технологическую платформу устанавливают на дне водоема между местом расположения донных опорных плит подводных технологических модулей и местом расположения береговой технологической станции, выбираемым из условия минимизации волновой и ледовой нагрузки на ее корпус и кратчайшего суммарного расстояния до донных опорных плит. При этом базовую стационарную технологическую платформу выполняют с подводной и надводной частями, причем их параметры выбирают из условия обеспечения возможности маневрирования и обработки подводных буровых технологических модулей, подводных судов обеспечения, а также надводных кораблей. Первоначальную доставку расходных материалов, элементов оборудования и экипажа на базовую стационарную технологическую платформу и/или береговую технологическую станцию, а также транспортировку между ними осуществляют подводными и/или надводными кораблями, воздушными и/или наземными, а также и подземными транспортными средствами. Первичная промышленная обработка и хранение полезных ископаемых, а также переработка или уничтожение сопутствующих газов с учетом экологических требований может осуществляться как на базовой стационарной технологической платформе, так и на береговой технологической станции. При всей привлекательности технических решений, осуществленных в изобретении по патенту RU 2166065, приходится констатировать, что авторам не удалось решить проблему изоляции всего оборудования промысла от воздействия неблагоприятных метеорологических процессов над поверхностью моря из-за наличия базовой стационарной технологической платформы, конструкции которой должны выдерживать воздействие на них обширных ледовых полей, а также и айсбергов. Кроме этого ни в изобретении по патенту RU 2014243, ни в изобретении по патенту RU 2166065 не решена проблема доставки и установки на морское дно опорных донных плит. С целью устранения отмеченных недостатков предложен комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых, на конструкции которого не могут воздействовать движущиеся ледовые поля, айсберги, а также тайфуны, ураганы, смерчи, волны цунами, «волны-убийцы» над поверхностью воды.

Раскрытие изобретения

Комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых включает монтажный корпус, предназначенный для постепенного наращивания защищенных от коррозии трубопроводов, внутри которых будут перемещать герметичные капсулы с материалами, требующимися для функционирования оборудования в головной части комплекса, а в процессе эксплуатации месторождения также возможно использовать их для транспортирования добытых полезных ископаемых на побережье. Одновременно с наращиванием технологических трубопроводов производят наращивание кожухов для силовых кабелей, предназначенных для подачи электроэнергии к оборудованию в головной части комплекса, ко всем системам жизнеобеспечения людей, которые будут работать в головной части комплекса, и к каждому понтонному блоку, а также и кожухов для кабелей дистанционного управления работой всего оборудования. Перемещение в подводном положении головной части комплекса вместе с понтонными блоками и кожухами для трубопроводов и кабелей от места нахождения монтажного корпуса на суше или на плавбазе до запланированного места посадки головной части комплекса на дно осуществляют за счет управления работой подруливающих устройств, имеющихся на каждом понтонном блоке, либо подводными лодками, состыкованными с головной частью комплекса через стыковочные узлы. На чертеже изображена блок-схема размещения модулей комплекса для разработки подводных месторождений полезных ископаемых. Монтажный корпус 1 показан в варианте размещения его на суше. Головная часть 2 комплекса с оборудованием для бурения и обустройства скважин, а также запасом труб, соединительных муфт, бурильных коронок и других расходуемых изделий и материалов в случае добычи нефти, газа, либо с оборудованием для засасывания воды вместе с конкрециями или илом в случае добычи твердых полезных ископаемых имеет герметичные соединения со всеми трубопроводами транспортной системы 3. На всем протяжении транспортной системы 3 от ее выхода из монтажного корпуса до места посадки головной части 2 на дно 4 размещены понтонные блоки 5, имеющие стяжки 6, предназначенные для надежного соединения понтонных блоков 5 с кожухами трубопроводов транспортной системы 3. С головной частью 2 комплекса постоянно состыкованы не менее двух подводных лодок 7, предназначенных для размещения людей, свободных от вахты, а также для обеспечения всего оборудования подводной части комплекса электроэнергией в периоды прекращения энергоснабжения оборудования из монтажного комплекса. Головная часть 2 имеет не менее четырех шлюзовых устройств для состыковки с ней подводных лодок.

Лучший вариант осуществления изобретения

Размещение монтажного корпуса 1 на суше позволяет создать условия для разведки подводных месторождений полезных ископаемых, а также для последующего освоения их при любых метеорологических процессах над водой круглогодично, так как продвижение головной части комплекса и соединенной с ней транспортной системы 3 вместе с управляющими и силовыми кабелями осуществляют в придонных слоях воды. Головную часть 2 комплекса для разработки подводных месторождений полезных ископаемых строят, испытывают и спускают под воду в специальном бассейне, размещенном внутри монтажного корпуса 1. Там же к головной части 2 присоединяют конструкции транспортной системы 3, а также кожухи с силовыми и управляющими кабелями. Для обеспечения плавучести головной части 2 комплекса к ней присоединяют расчетное количество понтонных блоков 5. По мере наращивания длины транспортной системы 3 в бассейн спускают очередные понтонные блоки и надежно соединяют их с кожухами трубопроводов с использованием стяжек 6. Управление плавучестью головной части комплекса 2 и соединенных с ней конструкций транспортной системы 3, а также кожухов с силовыми и управляющими кабелями обеспечивают путем применения метода дозированной перекачки жидкости из безкингстонных цистерн понтонных блоков 5 в кингстонные цистерны этих блоков и обратно. Этот метод раскрыт в описании изобретения к патенту RU №2246421, которое опубликовано 20 февраля 2005 года в Бюллетене Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам Российской Федерации №5 [3]. Конструкция понтонных блоков 5, показанная в описании изобретения к патенту RU №2246421, обеспечивает размещение в батискафах акванавтов либо дистанционное управление оборудованием каждого понтонного блока. При применении указанных понтонных блоков для управления плавучестью головной части 2 комплекса для разработки подводных месторождений полезных ископаемых, а также всей транспортной системы 3 дистанционное управление оборудованием каждого понтонного блока из монтажного корпуса 1 и из состыкованных с головной частью комплекса подводных лодок 7 позволяет в любой момент времени работы комплекса послать в каждый понтонный блок 5 команду в виде электрических импульсов на перекачку жидкости из одних цистерн в другие с целью изменения плавучести этого понтонного блока, что приведет к изменению его отметки относительно поверхности воды. Многократным дозированием количества перекачиваемой жидкости внутри понтонных блоков достигают поддержания экономически выгодного профиля всей транспортной системы 3, что позволит избежать резких прогибов кожухов и трубопроводов при пересечении ими понижений и возвышений дна. Применение дистанционной системы управления плавучестью каждого понтонного блока 5 обеспечивает возможность подъема головной части 2 и всей транспортной системы 3 комплекса для разработки подводного месторождения полезных ископаемых с последующим перемещением его к новому месту посадки головной части 2 на дно. Доставку труб и других изделий и материалов, необходимых для бурения и обустройства очередных скважин осуществляют в капсулах, которые перемещают внутри труб транспортной системы 3 за счет создания разности давлений воздуха с разных сторон уплотняющих манжет на поверхности капсул. Подачу воздуха в трубы осуществляют всегда со стороны монтажного корпуса 1, причем для перемещения капсулы от монтажного корпуса 1 к головной части 2 комплекса воздух под давлением вводят в ту трубу, в которой находится капсула, а для перемещения капсулы от головной части 2 комплекса к монтажному корпусу 1 сжатый воздух вводят в свободную от капсул трубу для того, чтобы после попадания воздушного потока в головную часть комплекса его можно было бы направить в трубу с капсулой со стороны головной части 2 комплекса. Для уменьшения сопротивления движению капсулы на ее внешней поверхности размещают опоры, контактирующие с направляющими рельсами внутри трубы. После завершения разработки подводного месторождения полезных ископаемых все оборудование комплекса можно возвратить в монтажный корпус 1 за счет постепенного втягивания в монтажный корпус 1 очередных секций транспортной системы 3 вместе с понтонными блоками 5. Для того чтобы втягиваемые в монтажный корпус 1 очередные секции транспортной системы 3 и понтонные блоки 5 не были повреждены ограждающими конструкциями подводных ворот монтажного корпуса 1, дистанционно управляют работой подруливающих систем на понтонных блоках.

Промышленная применимость изобретения

Комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых будет широко применяться во многих странах мира по следующим причинам: 1) процесс перемещения всего оборудования комплекса к месту посадки его головной части на дно не зависит от ураганов, волн «цунами», «волн-убийц», а также от ледовой обстановки на поверхности воды, что позволит осуществлять эти работы круглогодично, то есть без простоев оборудования и людей; 2) устройство транспортной системы одновременно с перемещением головной части в нужный район моря создает условия для круглогодичной доставки любых добытых полезных ископаемых потребителям на побережье немедленно после начала работы головной части комплекса; 3) использование специализированных подводных лодок с ядерными реакторами на борту, предназначенных на этапе перемещения всего оборудования комплекса для сохранения направления этого перемещения за счет состыковки с головной частью комплекса не менее двух подводных лодок, позволяет осуществить доставку головной части комплекса в нужный район моря, а в процессе разработки месторождения свободные от работы вахтовики смогут отдыхать в благоустроенных специализированных отсеках лодок, после завершения вахты их доставят на берег в одной из лодок, оставляя состыкованными с головной частью комплекса не менее двух лодок; 4) возможность перемещения головной части комплекса вместе со всем оборудованием транспортной системы за счет регулирования плавучести понтонных блоков с дистанционным управлением их работой позволяет осуществить добычу всего намеченного объема полезных ископаемых в заданном районе моря одним комплексом, после чего возвратить все подводное оборудование комплекса в монтажный корпус и хранить его до использования в новых районах моря или перевезти в другое место; 5) отсутствие необходимости иметь корабли или платформы над точками размещения подводного оборудования позволит добывать полезные ископаемые с таких глубин, на которых работа известной техники невозможна.

Источники информации

1. Патент RU 2014243 C1, 5 В63В 35/44, В63G 8/00 опубликован 15.06.1994 года в Бюллетене Комитета Российской Федерации по патентам и товарным знакам №11.

2. Патент RU 2166065 С2, Е21В 43/01 опубликован 27.04.2001 года Российским агентством по патентам и товарным знакам.

3. Патент RU 2246421 С2, В63С 7/08 опубликован 20.02.2005 года в Бюллетене Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам №5.

Комплекс для разработки подводных месторождений полезных ископаемых, включающий монтажный корпус на плавбазе в открытом море, на острове или на побережье, предназначенный для изготовления, испытания и спуска на воду герметичных камер с размещенным внутри оборудованием, а также соединенных с этими камерами герметичных кожухов с трубопроводами и кожухов с силовыми и управляющими кабелями, отличающийся тем, что головную часть комплекса перемещают в подводном положении от места нахождения монтажного корпуса до заданных координат морского дна путем периодического включения в работу подруливающих аппаратов понтонных блоков, предназначенных для поддержки всех подводных конструкций комплекса на расчетных отметках относительно уровня моря, при постепенном наращивании длины транспортной системы комплекса за счет добавления к ней очередных секций внутри монтажного корпуса, а для выдержки курса перемещения комплекса используют не менее двух подводных лодок, постоянно состыкованных с его головной частью и обеспечивающих электроснабжение оборудования внутри герметичных камер и в каждом понтонном блоке при перерывах в подаче электроэнергии из монтажного корпуса, с обеспечением возможности управления работой всего подводного оборудования комплекса не только из монтажного корпуса, но также и с подводных лодок, состыкованных через шлюзовые устройства с головной частью комплекса, в результате чего доставку оборудования и материалов для разведки месторождений и добычи полезных ископаемых и последующую транспортировку добытых полезных ископаемых осуществляют при любых неблагоприятных метеорологических процессах над поверхностью воды, при наличии айсбергов и непроходимых ледовых полей.

www.findpatent.ru

Подводный буровой комплекс

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно в арктических условиях, и может быть применено для подводного бурения и заканчивания скважин независимо от погодных условий и ледовой обстановки на поверхности. Подводный буровой комплекс состоит из подводной буровой установки, донной опорной плиты, подводного судна снабжения. Подводная буровая установка выполнена в виде отдельных модулей, например бурового модуля, модуля жилого и управления, энергетического модуля, модулей хранения расходных материалов. Энергетический модуль соединен кабельными связями с буровым модулем, модулем жилым и управления, модулями хранения расходных материалов. Модуль жилой и управления соединен сигнальными кабелями с буровым модулем, энергетическим модулем и модулями хранения расходных материалов. Модули хранения расходных материалов соединены шлангами с буровым модулем. Технический результат заключается в повышении эффективности работы бурового оборудования в арктических условиях. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно в арктических условиях, например жидких и газообразных.

Предназначено для подводного бурения и заканчивания скважин независимо от погодных условий и ледовой обстановки на поверхности.

Известно техническое решение, изложенное в патенте «Буровая установка, установленная на морском дне и предназначенная для бурения нефтяных и газовых скважин», RU №2365730 С2, МПК Е21В 7/124, Е21В 15/02, описывающее буровую установку, размещенную на дне моря и предназначенную для бурения нефтяных и газовых скважин, которая имеет дистанционное управление с плавучего бурового основания через трубы и сигнальные кабели.

Недостатками известного технического решения является необходимость использования надводного судна, применение которого ограничено по погодным условиям и невозможно при тяжелых ледовых условиях, кроме того, размещение буровой установки на значительных глубинах потребует создания герметичных конструкций и приведет к увеличению массы.

Известно наиболее близкое техническое решение-прототип «Подводный буровой комплекс для освоения месторождений углеводородов на шельфе арктических морей», описанное в журнале «Бурение и нефть» №11 за 2008 год, стр.9-12, состоящее из донной опорной плиты, устанавливаемой на поверхности дна, подводного бурового судна с эксплуатационным и буровым оборудованием, а также подводного судна снабжения, имеющего грузовую платформу, на которую устанавливаются контейнеры с расходными материалами. В составе комплекса предусматривается телеуправляемый подводный аппарат, предназначенный для передачи транспортных контейнеров на подводное буровое судно.

Недостатками известного решения является то, что использование бурового судна на грунте ограничено глубиной акватории 400 м, кроме того, требуется большой объем работ по подготовке грунта. Увеличение глубины погружения потребует создания герметичных конструкций этого судна, рассчитанных на большое гидростатическое давление, что заметно усложнит судно и увеличит его стоимость. Транспортировка единого бурового судна будет затруднительна в силу его больших габаритов. Для работы бурового судна требуется подвод электропитания от берегового энергоблока. Перегрузка расходных материалов из мобильных модулей на борт бурового судна сложна и сопряжена с риском загрязнения окружающей среды.

Задачей изобретения является создание подводного бурового комплекса, не имеющего ограничений по глубине акватории в районе установки, не требующего большого объема работ по подготовке грунта, имеющего собственные средства энергоснабжения, упрощение транспортировки этого комплекса за счет уменьшения габаритов модулей, упрощение перегрузки расходных материалов и снижение риска загрязнения окружающей среды.

Поставленная задача достигается тем, что подводная буровая установка, входящая в состав комплекса, выполнена в виде отдельных модулей, в число которых входят буровой модуль, модуль жилой и управления, энергетический модуль и модули хранения расходных материалов для бурения. Модули размещают в толще воды на глубине 100-400 м, они имеют положительную плавучесть, создаваемую, например, за счет балластных емкостей модулей, удержание на месте обеспечивают постановкой на месте на якорных связях. Друг с другом модули соединены кабелями связями и шлангами, обеспечивающими передачу сред, сигналов управления, телеметрической информации и энергии без необходимости механического соединения модулей. Подводное судно снабжения предназначено для доставки и замены модулей, донной опорной плиты, якорей, подводных аппаратов и прочего оборудования, а также для периодической доставки и пополнения бурильного инструмента, труб, расходных материалов и вывоза шлама.

Сущность изобретения поясняется фиг.1. На фиг.1 представлена принципиальная схема подводного бурового комплекса. Подводный буровой комплекс состоит из бурового модуля 1, энергетического модуля 2, модуля жилого и управления 3, модулей хранения расходных материалов 4 и донной опорной плиты 5. Буровая колонна 6 проведена через донную опорную плиту 5. При помощи якорных связей 7 модули прикреплены к якорям 8. Энергетический модуль 2 соединен кабельными связями 9, предназначенными для передачи энергии, с буровым модулем 1 модулем жилым и управления 3, модулями хранения расходных материалов 4. Модуль жилой и управления 3 соединен сигнальными кабелями 10, предназначенными для передачи управляющих сигналов и телеметрической информации, с буровым модулем 1, энергетическим модулем 2, модулями хранения материалов 4. Модули хранения расходных материалов 4 соединены шлангами 11, предназначенными для передачи расходных материалов из 4 в буровой модуль 1. Подводное судно снабжения 12 предназначено для доставки и замены модулей, в том числе модулей хранения расходных материалов 4. Подводные аппараты 13 предназначены для заведения якорных связей, шлангов и кабелей на модули.

Подводный буровой комплекс работает следующим образом.

На грунт устанавливают донную опорную плиту 5. В соответствующих местах устанавливают якоря 8, при помощи подводных аппаратов 13 на них заводят якорные связи 7. Подводное судно снабжения 12 транспортирует модули в подготовленный район, при этом модули имеют нулевую плавучесть. При помощи подводных аппаратов 13 якорные связи 7 заводят на модули, после чего модулям придают положительную плавучесть, например путем осушения балластных емкостей модулей (на чертеже не показаны). За счет образующейся при этом положительной плавучести якорные связи 7 обтягиваются, а модули оказываются устойчиво закрепленными. После закрепления модулей их соединяют кабельными связями 9, сигнальными кабелями 10 и шлангами 11, подключение которых производится также при помощи подводных аппаратов 13. После проведения необходимых проверок подводный буровой комплекс приступает к бурению. После исчерпания расходных материалов шланги 11 и кабельные связи 9 и сигнальные кабели 10 отстыковывают от модуля хранения расходных материалов 4, затем плавучесть модуля хранения расходных материалов приводят к нулю, например за счет приема воды в их балластные емкости (на чертеже не показаны), после чего они отстыковываются от якорных связей 7. Затем при помощи подводного судна снабжения 12 модуль хранения расходных материалов 4 транспортируют на базу для пополнения запасов. На его место доставляют заполненный модуль хранения расходных материалов 4, процедура установки и подключения которого аналогична изложенной выше. Смена обслуживающего персонала и пополнение запасов провизии и снабжения может производиться двумя способами - как за счет доставки персонала на борту подводного судна снабжения 12, непосредственно стыкующегося с модулем жилым и управления 3, так и за счет буксировки всего модуля жилого и управления 3 в базу после отключения его от кабельной связи 9 и сигнальных кабелей 10. При необходимости буровой модуль 1 может быть перемещен между скважинами при помощи подводного судна снабжения 12 или при помощи изменения натяжения якорных связей 7. При этом перемещение остальных модулей не требуется. После завершения процесса бурения в данном районе производят отсоединение шлангов 11, кабельных связей 9 и сигнальных кабелей 10 от модулей, придание модулям нулевой плавучести, отстыковку модулей от якорных связей 7 и их транспортировку подводным судном снабжения 12 в новый район или на базу.

Технико-экономическая эффективность будет обеспечена за счет минимизации объема работ на грунте, возможности проводить бурение при помощи одного комплекса вне зависимости от глубины акватории, обеспеченной безопасности для персонала, независимости от внешних средств снабжения энергией.

1. Подводный буровой комплекс, содержащий подводную буровую установку, донную опорную плиту, подводное судно снабжения, предназначенное для периодической доставки и пополнения бурильного инструмента, труб и расходных материалов, подводные аппараты, отличающийся тем, что подводная буровая установка выполнена в виде отдельных модулей, например бурового модуля, модуля жилого и управления, энергетического модуля, модулей хранения расходных материалов, причем энергетический модуль соединен кабельными связями с буровым модулем, модулем жилым и управления, модулями хранения расходных материалов, а модуль жилой и управления соединен сигнальными кабелями с буровым модулем, энергетическим модулем и модулями хранения расходных материалов, а модули хранения расходных материалов соединены шлангами с буровым модулем.

2. Подводный буровой комплекс по п.1, отличающийся тем, что модули хранения расходных материалов выполнены с возможностью транспортировки для пополнения запасов или замены состава расходных материалов.

3. Подводный буровой комплекс по п.1, отличающийся тем, что модули хранения расходных материалов выполнены с возможностью пристыковывания непосредственно к буровому модулю.

www.findpatent.ru