Приложение А (справочное). Общие сведения по системам подводной добычи

Приложение А
(справочное)

Общие сведения по системам подводной добычи

А.1 Общие положения

СПД классифицируются по степени сложности от единичной (автономной) скважины, связанной внутрипромысловым трубопроводом с морской платформой, до нескольких скважин в составе интегрированного комплекса или куста скважин, расположенных вокруг манифольда, продукция от которого направляется на стационарную или плавучую платформу или непосредственно на берег.

Целью настоящего приложения является:

- привести описание типового оборудования СПД;

- привести описание типовых соединений подводного оборудования с оборудованием ВС морской платформы;

- предоставить общее руководство по различным вопросам проектирования СПД.

А.2 Общее описание системы подводной добычи

А.2.1 Общие положения

А.2.1.1 В состав СПД входит следующее оборудование:

- устье скважины с обсадными колоннами, которое является несущей конструкцией для устьевой обвязки;

- ПФА, включая управляемые задвижки и клапаны;

- донное основание или опорная конструкция, предназначенная для ориентации и размещения на ней разного оборудования;

- система манифольда для сбора и распределения потоков различных флюидов;

- подводное технологическое оборудование, включая сепараторы, насосы или компрессоры и соответствующее оборудование энергообеспечения;

- система управления подводной добычей и подводным оборудованием, включая многофазные расходомеры, датчики выноса песка, детекторы утечек;

- система нагнетания химических реагентов;

- система шлангокабеля;

- одна или несколько выкидных линий, предназначенных для транспортирования добытых и/или нагнетаемых флюидов между скважинами и основным технологическим оборудованием;

- один или несколько райзеров для транспортировки добываемых и/или нагнетаемых флюидов между расположенными на дне выкидными линиями и основным технологическим оборудованием;

- оборудование системы доступа в скважину.

Схема, отображающая основные сооружения, устройства и оборудование СПД, представлена на рисунке А.1.

Рисунок А.1 - Основные элементы СПД

А.2.1.2 Устройства и оборудование СПД функционально взаимосвязаны друг с другом, а также:

- с внутрискважинным оборудованием, таким как клапаны-отсекатели, система нагнетания химических реагентов, внутрискважинные датчики (например, давления/температуры) и другое дистанционно управляемое оборудование, например регулирования потока;

- с технологическим оборудованием на главном сооружении, включая автоматизированную систему управления верхних строений и оборудование системы пробкоуловителя.

А.2.2 Конфигурация системы

А.2.2.1 Общие положения

Устройства и оборудование СПД могут быть скомпонованы различным образом, исходя из особенностей месторождения и стратегии оператора.

Наиболее часто встречаются следующие конфигурации:

- единичные скважины-спутники, связанные с главным сооружением отдельными выкидными линиями;

- последовательно соединенные скважины, связанные с главным сооружением общим промысловым трубопроводом;

- группы скважин, подсоединяемые выкидными линиями к отдельному манифольду, от которого объединенный поток продукции подается на газораспределительную станцию;

- несколько скважин, расположенных на общей опорной плите, включающей сборный манифольд, от которого объединенный поток подается на газораспределительную станцию.

Основные характеристики указанных конфигураций приведены ниже вместе с информацией о других элементах СПД, таких как оборудование для испытания скважин, системы позиционирования при установке оборудования и элементы для защиты оборудования.

Следует отметить, что СПД не исчерпывается приведенными выше конфигурациями. Возможны другие схемы комбинирования, например, скважины-спутники и/или кусты скважин могут быть подключены к донному основанию с группой скважин.

А.2.2.2 Единичные скважины-спутники

Данная схема обустройства в основном используется при невозможности достижения требуемой величины отхода скважин при их бурении с главного сооружения (если оно предназначено для бурения и добычи), обладающего необходимым запасом производительности оборудования. С точки зрения выполняемых работ данная конфигурация аналогична многократному использованию системы автономной скважины-спутника. Предпочтительнее выкидную линию и шлангокабель прокладывать методом протяжки от главного сооружения в сторону скважины для того, чтобы уменьшить количество операций на морском дне вокруг главной установки. Выкидная линия и шлангокабель могут подсоединяться непосредственно к соответствующим элементам устьевой арматуры, что предполагает возможность рационализации аппаратных средств.

А.2.2.3 Последовательное соединение

Несколько скважин-спутников могут соединяться последовательно таким образом, чтобы продукция подавалась в общую выкидную линию. Такая организация промысла позволяет уменьшить число внутрипромысловых трубопроводов, но создает сложности с обеспечением дебита наиболее удаленных скважин, так как продукция этих скважин будет поступать в уже заполненный трубопровод. При таком расположении скважин общая выкидная линия проходит через подводную устьевую фонтанную арматуру каждой скважины. Это требует монтажа дополнительного изолирующего оборудования для случая, когда одна или несколько устьевых фонтанных арматур еще не установлены.

А.2.2.4 Кусты скважин

Данная конфигурация предусматривает подсоединение ряда скважин-спутников к расположенному в центре сборному манифольду при помощи гибких или жестких труб. Манифольд соединяется с главным сооружением одним или несколькими трубопроводами. Довольно распространенным решением является использование двух трубопроводов одинакового размера. Это обеспечивает большую гибкость в борьбе с гидратообразованием, позволяет одновременно осуществлять добычу из скважин с разным давлением, осуществлять круговой прогон СОД трубопровода, дает возможность использования одной из двух линий для испытаний скважин.

Система куста скважин с манифольдом обеспечивает возможность одновременного проведения операций бурения и добычи, что сокращает время бурения, а также позволяет осуществить более гибкий подход в плане размещения скважин в оптимальных для бурения местах, чем использование опорной плиты для размещения устьев скважин.

Отдельные кусты ограничиваются относительно небольшим числом скважин, как правило, от четырех до шести, так что центральный манифольд имеет относительно небольшие размеры и может быть установлен через буровую шахту соответствующего судна. Кусты могут соединяться с главным сооружением последовательно либо отдельными выкидными линиями.

Использование таких кустов скважин позволяет избежать ряда сложностей, имеющих место при проектировании единой опорной плиты для скважин и манифольда. При необходимости защиты подводного оборудования от рыболовных тралов, конфигурация "куст скважин - манифольд" является более затратной, поскольку для каждой скважины необходима отдельная защитная конструкция.

Дополнительная информация о кустах скважин содержится в А.6.

А.2.2.5 Донные основания

Опорные плиты имеют разнообразную конструкцию (более детальная информация представлена в А.6) и выполняют многие из функций, приведенных в предыдущем разделе, но с некоторыми характерными отличиями.

В объединенной системе опорной плиты скважины и манифольд располагаются на одной и той же конструкции. Устья скважин и их выкидные линии аналогичны элементам в конфигурации "куст скважин - манифольд", однако в данном случае используются очень короткие соединения жесткими трубами. Опорные плиты, по сравнению с кустом скважин, имеют дополнительные ограничения на конструктивные допуски, а для установки больших опорных плит требуется плавучий кран соответствующей грузоподъемности.

Манифольд опорной плиты связан с главным сооружением одной или несколькими выкидными линиями. При использовании двух выкидных линий одного диаметра возможно одновременно вести добычу из скважин с различным давлением, а также выполнять круговой прогон СОД. Конфигурация с двумя выкидными линиями позволяет использовать один из трубопроводов для испытания скважин, однако это может затруднить обеспечение стабильности потока.

Небольшие опорные плиты (на три или четыре скважины) могут соединяться последовательно, в то время как более крупные опорные плиты соединяются с основным сооружением отдельными трубопроводами.

А.2.2.6 Оборудование для измерения дебита скважин

Оборудование для испытания скважин может потребоваться в СПД, включающей большое количество скважин. Оборудование для измерения дебита скважин необходимо для контроля за разработкой месторождения, распределения добываемой продукции и/или ее учета для целей налогообложения.

Хотя формальных требований к точности определения расходов для указанных целей не существует, общепринятыми являются следующие значения:

(5-10) % для контроля за разработкой;

(2-5) % для распределения добываемой продукции;

(0,25-1,00) % для учета налогооблагаемой продукции.

Оборудование для измерения дебита скважин может включать от специальной дополнительной выкидной линии (через которую продукция отдельных скважин может быть направлена на основное сооружение для замера и учета) до многофазных расходомеров, расположенных на скважинах или сборном манифольде.

Оценить расход нефти, газа и воды можно путем использования специальных программ моделирования потока. Для их работы требуется проведение высокоточных измерений давления и температуры потока в различных точках СПД.

Альтернативный вариант испытания скважин можно осуществить посредством контроля расхода в промысловом трубопроводе, соединяющем сборный манифольд и основное сооружение. Такой подход может быть приемлемым для контроля за разработкой, но не годится для распределения добываемой продукции и, безусловно, не подходит при учете налогооблагаемой продукции.

А.2.2.7 Системы позиционирования для установки оборудования

Позиционирование оборудования при спуске с судна на морское дно может осуществляться с использованием или без использования направляющих:

- метод с направляющими подразумевает использование натянутых тросов и направляющих муфт для спуска оборудования с борта судна на место установки на дне моря;

- метод без использования направляющих предполагает, что положение устанавливаемого оборудования относительно точки спуска определяется положением судна с динамической системой позиционирования. Перемещение подводного оборудования осуществляется за счет маневрирования судна, пока оборудование не окажется над местом установки. Затем оборудование опускается и устанавливается в конечное положение с использованием механических направляющих.

А.2.2.8 Защита подводного оборудования

Форма защитных конструкций/устройств для СПД может изменяться в широких пределах в зависимости от вероятности воздействия орудий рыболовного промысла, падающих предметов, от пропахивания якорями или айсбергами. Кроме того, защитные конструкции должны обеспечивать прохождение траловых сетей.

Защитные конструкции/устройства могут включать:

- бетонные блоки, препятствующие вхождению рыболовных орудий в зону расположения оборудования для подводной добычи;

- распорки, устанавливаемые от рамы устьевой арматуры до морского дна под углом, обеспечивающим свободное прохождение трала (от 55° до 60°);

- защитные колпаки для устьевой арматуры и манифольдов, имеющие форму, обеспечивающую возможность прохождения трала сверху подводного оборудования и легкое освобождение от орудий рыболовного промысла;

- защитные крышки, обеспечивающие свободное прохождение трала поверх устьевой арматуры и/или манифольдов и опорных плит;

- погружные кессоны для защиты устьевой арматуры (или размещение устьевой арматуры в котловане ниже уровня дна), используемые, главным образом, в замерзающих акваториях.

Защитные конструкции/устройства СПД должны обеспечивать возможность проведения осмотра оборудования и выполнения всех необходимых операций технического обслуживания, включая использование оборудования для проведения незначительных внутрискважинных работ, средства развертывания ТНПА и ДУИ.

Для защиты от внешних воздействий трубопроводы и шлангокабели укладывают в траншеи, а также используют каменную засыпку и покрытие искусственными матами.

А.3 Подводные устья скважин

А.3.1 Общие положения

Система подводного устья скважины (устанавливаемая с плавучей буровой установки) обеспечивает герметизацию скважины и служит конструктивным элементом для ПОК, а также для направления, механического крепления и соединения систем, используемых в процессе бурения и заканчивания скважины.

Дополнительная информация по подводным устьевым системам приведена в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

А.3.2 Элементы системы устья скважины

Основные элементы типовой системы подводного устья скважины представлены на рисунке А.2.

1 - инструмент для установки временной направляющей плиты; 2 - инструмент для установки корпуса направления, 762 мм (30''); 3 - инструмент для установки головки кондуктора; 4 - инструмент для установки ПОК (на бурильных или обсадных трубах); 5 - инструмент для испытаний; 6 - защитная втулка, 177,8 мм (7''); 7 - уплотнительный узел межколонного пространства, 244,5 мм на 177,8 мм (9 '' на 7''); 8 - ПОК, 177,8 мм (7''); 9 - защитная втулка, 244,5 мм (9 ''); 10 - уплотнительный узел межколонного пространства 339,7 мм на 244,5 мм (13 '' на 9 ''); 11 - ПОК, 244,5 мм (9 ''); 12 - защитная втулка, 339,7 мм (13 ''); 13 - уплотнительный узел межколонного пространства, 508,0 мм на 339,7 мм (20'' на 13 ''); 14 - ПОК, 339,7 мм (13 ''); 15 - защитная втулка колонной головки; 16 - колонная головка кондуктора; 17 - обсадная колонна, 508,0 мм (20''); 18 - колонная головка направления, рассчитанная на низкое давление, 762,0 мм (30''); 19 - постоянная направляющая плита; 20 - временная направляющая плита; 21 - колонна направления, 762,0 мм (30''); 22 - дно моря; 23 - направляющие

Рисунок А.2 - Система подводного устья скважины

Временная направляющая плита или направляющая плита для бурения имеет в центре отверстие для бурения первого интервала скважины и приспособления для крепления направляющих. Временная направляющая плита служит основанием для постоянной направляющей плиты, обеспечивая базу для контроля высоты устья скважины. Если контроль высоты устья скважины не предусмотрен, данная плита может отсутствовать. В опорной плите на несколько скважин временная направляющая плита является частью опорной плиты.

Постоянная направляющая плита имеет приспособления для крепления к колонной головке направления и направляющие для крепления оборудования для бурения и заканчивания скважин (универсальной направляющей рамы, превентора, устьевой арматуры). При совместном использовании обеих плит направляющая плита имеет шарнирное приспособление на обратной стороне (выступающий профиль, который служит интерфейсом с вогнутым участком на временной плите), это позволяет компенсировать угловое рассогласование между плитами, возникающее вследствие топографии морского дна и вертикальности скважины. Постоянные направляющие плиты часто устанавливают таким образом, чтобы верх устья скважины располагался над морским дном на высоте от 2 м (6,56 фт) до 3 м (9,84 фт), что позволяет сбрасывать буровой шлам и излишки цементного раствора непосредственно на морское дно, не создавая препятствия для установки подводного оборудования.

Примечание - На скважинах-спутниках, в зависимости от общей конфигурации устьевой арматуры, постоянная направляющая плита может быть заменена до установки устьевой арматуры эксплуатационной опорной плитой, которая включает приспособления для подключения выкидных линий к устьевой арматуре. Это позволяет извлекать устьевую арматуру, не трогая соединения выкидных линий. В качестве альтернативы, эксплуатационная направляющая плита может использоваться в качестве временной направляющей плиты. Она может быть постоянной или извлекаемой. Выкидные линии могут быть подключены непосредственно к устьевой арматуре, но это требует их отключения перед извлечением устьевой арматуры.

Головка колонны направления (низкого давления), приваренная к обсадной колонне, являющаяся элементом, с помощью которого осуществляется крепление к морскому дну. Корпус головки колонны направления включает внутреннее посадочное плечо для устьевой головки и приспособления на внешней стороне для крепления к постоянной направляющей плите. Головка колонны направления может устанавливаться вместе с постоянной направляющей плитой или, в некоторых случаях, входить в состав эксплуатационной плиты.

Колонная головка кондуктора (высокого давления) с внутренними конструктивными элементами для подвески всех последующих обсадных колонн и НКТ, внешними конструктивными элементами для крепления оборудования при бурении и заканчивании скважин (превентор, устьевая фонтанная арматура) и установки в колонной головке направления.

Элементы ПОК с соответствующими уплотнителями для герметизации затрубного (межтрубного) пространства. Рекомендуется использовать замковый механизм для предотвращения смещения ПОК вследствие температурных расширений или изменения давления в затрубном пространстве после начала добычи. Колонные головки могут иметь предохранительные клапаны для предотвращения разрушения обсадной колонны вследствие чрезмерного давления в межтрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной.

А.3.3 Инструменты для установки

Для монтажа, испытаний и извлечения элементов системы устья скважины используются специальные инструменты. Инструменты приводятся в действие путем механического воздействия колонны бурильных труб (толкающие или вытягивающие смещения, вращение колонны) или, в некоторых случаях, путем гидравлического воздействия через колонну бурильных труб или специальные гидравлические линии. Эти инструменты имеют интерфейс для взаимодействия с соответствующим оборудованием.

А.3.4 Вспомогательное оборудование

Для защиты внутренней поверхности устья в процессе бурения и заканчивания скважины используется комплект защитных втулок и сменных вкладышей. Подводный инструмент для испытания превентора требуется для периодической проверки герметичности блока противовыбросовых превенторов. Если скважина консервируется на какое-либо время, требуется установка защитного колпака для защиты от повреждения обломками породы, от обрастания морскими организмами и коррозии.

А.4 Система подводной фонтанной арматуры

А.4.1 Общие положения

А.4.1.1 Оборудование, необходимое для заканчивания добычной или нагнетательной скважины, включает подвеску НКТ и ПФА. Эту комбинацию часто называют системой подводной устьевой арматуры. Вместе с системой устья скважины ПФА и подвеска НКТ создают герметизирующие барьеры между продуктивным пластом и окружающей средой при эксплуатации скважины. В режиме монтажа/ремонта функции такого барьера выполняют нижний блок райзера для систем с вертикальной ПФА, ППВО и колонна для спуска и монтажа в системе с ПФА горизонтального типа.

А.4.1.2 Трубная головка обеспечивает подвеску колонны НКТ и герметизирует межтрубное пространство между НКТ и колонной обсадных труб. ПФА состоит из расположенных в определенных местах дистанционно управляемых задвижек, позволяющих в случае необходимости перекрывать или перенаправлять поток продукции.

ПФА выполняет такие же функции, как и надводная, но ее конструкция выполнена с учетом возможности дистанционного управления и необходимости проведения обслуживания под водой. В многоскважинных системах, когда число устьевых елок превышает число выкидных линий, каждая ПФА оснащается эксплуатационным штуцером, что обеспечивает возможность дистанционно управлять потоком от каждой скважины в общую выкидную линию. Аналогично, в случае, когда для ряда скважин используется газлифт, то в каждой ПФА устанавливается управляемый штуцер затрубного пространства, так что не требуется отдельная линия газлифта для каждой скважины.

А.4.1.3 ПФА изготовляют в двух основных вариантах: вертикальной и горизонтальной. Конструкция устьевой арматуры позволяет осуществлять бурение через ПФА, при этом подвеску НКТ устанавливают в устье скважины до установки ПФА, по аналогии с ПФА горизонтального типа. НКТ проходит через подвеску в ПФА, где пересекается с ее горизонтальными каналами. Система позволяет извлекать трубную головку без воздействия на ПФА, аналогичным образом можно извлекать ПФА, разобрав ее выше трубной головки. Ниже приведены основные различия между двумя типами ПФА.

В ПФА вертикального типа фонтанная задвижка располагается непосредственно над трубной головкой в вертикальном направлении движения потока, тогда как фонтанная задвижка ПФА горизонтального типа находится в горизонтальном отводе рядом с задвижкой на отводящей линии, таким образом, в вертикальной части колонны нет задвижек ПФА, за исключением шарового клапана, установленного внутри колпака ПФА.

В ПФА вертикального типа трубную головку и НКТ спускают до установки ПФА, в то время как в горизонтальной конфигурации подвеску НКТ устанавливают в ПФА, что позволяет извлекать трубную головку и НКТ без демонтажа устьевой арматуры. По этой же причине при снятии ПФА горизонтального типа требуется предварительно извлечь подвеску и саму НКТ.

Системы с вертикальной ПФА спускают на двухканальном райзере для заканчивания (или на одноканальном райзере с переключателем каналов, расположенным над нижним блоком основания райзера, и с гибким трубопроводом для промывки затрубного пространства). Трубная головка в случае использования ПФА горизонтального типа опускается на обсадной колонне, позволяя тем самым отказаться от использования двухканального райзера, однако, в этом случае для спуска трубной головки требуется колонна сложной конструкции. Эта колонна для спуска оснащается шаровыми задвижками и разъединительным блоком, специально изготовленным таким образом, чтобы соответствовать выступающим конструктивным элементам плашечного и универсального превенторов. Это может потребовать проведения на буровой установке некоторых изменений спускаемой колонны для соответствия конструкциям плашечного и универсального превенторов.

А.4.1.4 Преимущества и недостатки двух типов устьевых елок, связанные с приведенными выше различиями, в сочетании с другими параметрами (такими, как диаметр ствола, сложность заканчивания скважины, требования к райзеру и т.д.) определяют выбор типа устьевой арматуры при разработке конкретного месторождения. Поэтому, необходимо провести тщательный анализ требований проекта до принятия окончательного решения по выбору устьевой арматуры.

Дополнительная информация об ПФА обоих типов приведена в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

А.4.2 Системы устьевых елок вертикального типа

А.4.2.1 Конфигурация

В системе устьевой арматуры вертикального типа трубную головку устанавливают внутри устья, а сверху монтируют ПФА. Трубная головка связывает ПФА и НКТ с помощью переводников трубной головки, которые обеспечивают герметичное соединение основания ПФА и соответствующих отверстий в верхней части трубной головки. Устьевая арматура состоит из набора клапанов и проходных каналов, обеспечивая контроль и управление давлением и расходом скважинного флюида. ПФА включает переводник для крепления к устью скважины (или переводник трубной головки, если используется). Переводник обеспечивает герметичное соединение с устьевой головкой, в то время как переводники трубной головки обеспечивают герметичные проходы от ствола скважины и межтрубного пространства в ПФА.

Внешние отводы обеспечивают прохождение скважинного флюида между каналами ПФА и точками подсоединения выкидных линий. Выкидные линии могут подсоединяться непосредственно к ПФА, либо через трубную обвязку к эксплуатационному донному основанию. Описание соединителей, используемых для подключения выкидных линий к устьевой арматуре, изложено в А.9.3.

Верхняя часть ПФА закрывается защитным колпаком для предотвращения обрастания морскими организмами соединительных элементов и расположенных в верхней части закрытых отверстий. Колпак может обеспечивать герметичность внутреннего пространства. Такие колпаки обеспечивают дополнительную защиту от воздействия окружающей среды для верхней задвижки ПФА и/или верхней заглушки на кабеле и должны содержать средства для мониторинга и сброса давления перед демонтажем колпака. Колпак ПФА может быть объединен с различными элементами системы управления, образуя интегрированную часть ПФА, т.е. колпак ПФА может трансформировать определенные функции ПФА в режимах добычи и ремонта.

А.4.2.2 Подводная фонтанная арматура вертикального типа

А.4.2.2.1 Типовая ПФА вертикального типа, как правило, имеет один или два основных стволовых прохода и один проход затрубного (межтрубного) пространства, которые идут вертикально по всей длине (как показано на рисунке А.3), обеспечивая прохождение оборудования, приборов и приспособлений через устьевую арматуру в трубную головку или эксплуатационную колонну. Последовательно расположенные эксплуатационные задвижки перекрывают вертикальные стволовые проходы на разных уровнях. Два или более горизонтальных стволовых проходов пересекают вертикальные проходы, обеспечивая возможность отбора флюида из скважины или закачки в скважину. На каждом боковом отводе устанавливают задвижку. Для соединения основного и затрубного (межтрубного) стволовых проходов устанавливают перепускные задвижки.

А.4.2.2.2 Набор элементов конструкции с ПФА вертикального типа включает верхнюю оправку, блок фонтанной задвижки и задвижки на отводящей линии, направляющую воронку или направляющие стойки, защитную конструкцию, устьевую муфту, само устье и трубную головку. ПФА соединяется непосредственно с устьем скважины, поэтому необходимо обеспечить их совместимости. Если данное требование невыполнимо, возможно использование переводника трубной головки для обеспечения необходимого сопряжения. В случае повреждения устья скважины может быть также установлен переводник трубной головки (см. рисунок А.4).

А.4.2.2.3 Переводник трубной головки упрощает ее монтаж за счет выступа, на который садится трубная головка, и спирального витка для ориентации подвески. Эта конструктивные элементы позволяют отказаться от выполнения следующих операций:

- спуска обсадной колонны перед спуском трубной головки для контроля высоты (экономия времени буровой установки);

- спуска трубной головки перед спуском ПФА для проверки ориентации (экономия времени буровой установки);

- модификации противовыбросового превентора;

- ориентации муфты трубной головки (экономия времени буровой установки).

Переводник трубной головки обеспечивает доступ в затрубное (межтрубное) пространство ниже трубной головки для ПФА концентрического типа, см. А.4.2.3.

А.4.2.2.4 Двух- или трехканальные райзеры для заканчивания/ремонта скважины (см. рисунок А.5) используются для создания вертикальных каналов от трубной головки до поверхности в процессе спуска и установки трубной головки. Подобным образом этот райзер обеспечивает вертикальные каналы от ПФА до поверхности во время ее установки и операций с использованием инструмента, спускаемого на тросе (см. рисунок А.6).

А.4.2.2.5 НКТ и подвеску НКТ спускают через буровой райзер и ППВО в устье скважины, при этом превентор обеспечивает необходимую герметичность скважины на протяжении всей операции. Обычно на колонне для монтажа устьевого оборудования и выше трубной головки не устанавливают изолирующие клапаны или блок отсоединения, так как операция установки трубной головки занимает непродолжительное время и на этот период скважина, как правило, глушится.

А.4.2.2.6 Так как подвеску НКТ устанавливают на колонную головку обсадной колонны внутри устья скважины, то необходимо проверять высоту подъема колонной головки последней обсадной колонны, чтобы обеспечить требуемое пространство для механизма трубодержателя трубной головки. Для этого осуществляется спуск свинцовой скважинной печати в устье для получения соответствующих профилей. Затем посадочное кольцо трубной головки соответствующим образом регулируется. Для ПФА вертикального и горизонтального типов с переводником трубной головки не требуется спуск свинцовой печати, так как в этом случае трубную головку устанавливают на посадочный бурт ПФА (или катушке), размер которого известен.

А.4.2.2.7 Так как устье скважины не имеет средств для ориентации трубной головки, то используются другие средства, например, направляющие штифты или спиральная линия в ППВО, которые взаимодействуют с ориентируемым соединительным узлом трубной головки.

Ориентирование блока противовыбросовых превенторов, в свою очередь, осуществляется за счет использования направляющих стоек или воронкообразного раструба на донной направляющей плите. С учетом того, что происходит сложение допусков, необходимо проверить ориентацию трубной головки после посадки. Данную операцию выполняют с помощью инструмента проверки ориентации до вытягивания превентора. Проверка ориентации не требуется при использовании ПФА вертикального и горизонтального типа, конструкция которой включает переводник трубной головки, так как в этом случае ориентация трубной головки осуществляется за счет внутренней спирали ПФА (или переводнике). В этом случае ориентация превентора также не требуется.

А.4.2.2.8 Может потребоваться очистить скважину и провести испытания на приток сразу после спуска подвески трубной головки. Это нужно делать в случае, когда существует вероятность загрязнения коллектора раствором глушения, если он оставался в скважине длительное время. При этом требуется двухканальная система управления скважиной с двумя клапанами на каждом стволе и блоком аварийного разъединения (см. рисунок А.7). Это оборудование позволяет закрывать скважину и отсоединять райзер для заканчивания/ремонта в процессе очистки скважины и вызова притока.

А.4.2.2.9 На рисунке А.7 показан двухканальный райзер, однако для очистки скважины может использоваться и одноканальный райзер, если над двухканальной ПФА для заканчивания установлен переключатель каналов. Доступ в затрубное (межтрубное) пространство может осуществляться с помощью гибких труб при установке ПФА и при проведении ремонта, а также через штуцер ППВО или линии глушения при установке трубной головки и очистке скважины.

А.4.2.2.10 ПФА вертикального типа может быть установлена на устье скважины только после того, как завершены все операции по бурению и спуску обсадных колонн, и трубная головка спущена и установлена в устье скважины. Поэтому перед установкой ПФА требуется временно заглушить отверстие трубной головки и извлечь на поверхность райзер и превентор. После установки ПФА на устье скважины временные заглушки извлекают и выполняют операции по перфорированию и очистке забоя скважины. После чего устьевая арматура готова к началу добычи.

А.4.2.2.11 В процессе установки трубной головки на райзер для заканчивания/ремонта скважин монтируется ориентируемый соединительный узел трубной головки, а ППВО оборудуется гидравлическим выдвижным ориентирующим штифтом (монтируется на резервном штуцере или выходном патрубке для глушения) или муфтой для выравнивания (которая крепится клиньями в соединителе превентора) для того, чтобы правильно ориентировать трубную головку по отношению к устью скважины. Это требует определенной ориентации превентора на устье.

При использовании в процессе установки направляющих тросов правильная ориентация превентора достигается за счет применения направляющих стоек, устанавливаемых на опорной плите или постоянной направляющей плите. При отсутствии тросов для ориентации превентора используются другие средства, такие как ориентирующая воронка или система с ориентирующими ключами. Штифт превентора и ориентируемый соединительный узел трубной головки не нужны, если устанавливается переводник трубной головки, так как ориентация трубной головки обеспечивается внутренней спиралью в переводнике.

А.4.2.2.12 В процессе установки ПФА и ремонтных работ на райзер для заканчивания/ремонта скважин устанавливается нижний блок райзера в комплекте с запорными, срезными предохранительными и перепускными клапанами и системой аварийного отсоединения для обеспечения безопасного закрытия скважины и аварийного отсоединения райзера.

А.4.2.2.13 Если ПФА оборудована дистанционно управляемыми верхними задвижками, которые могут срезать колонну гибких труб, можно отказаться от использования нижнего блока райзера. В этом случае перепускные задвижки устанавливают на ПФА над главной эксплуатационной задвижкой и главной задвижкой затрубного (межтрубного) пространства, чтобы обеспечить циркуляцию в райзере для заканчивания/ремонта. Оправка ПФА должна быть расположена под большим углом для срабатывания модуля экстренного отсоединения. Данный вариант является нерекомендуемым из-за высокой вероятности повреждения дистанционно управляемой задвижки в процессе разъединения, что приведет к необходимости извлечения ПФА и замены поврежденной задвижки.

А.4.2.2.14 Стоимость многоканального райзера для заканчивания/ремонта скважин относительно невелика для небольших глубин, но с ростом глубины его стоимость становится доминирующим фактором. Высокая стоимость райзера может быть приемлема, если освоение месторождения предполагает бурение множества скважин, но может привести к убыткам, если запланировано бурение одной или двух скважин. В некоторых случаях, когда использование многоканального райзера на сверхглубоководном участке является неоправданным, может потребоваться разработка других систем.

А.4.2.2.15 Одной из таких систем является одноканальный райзер для заканчивания/ремонта скважин с переключателем каналов, что обеспечивает доступ к трубной головке или стволовым проходам ПФА (основному и затрубному), как показано на рисунках А.8, А.9 и А.10. При использовании такой системы стоимость райзера снижается. Также значительно снижается время установки трубной головки и ПФА за счет использования резьбовых соединений.

В рассматриваемой системе циркуляция в затрубном пространстве во время монтажа ПФА обеспечивается независимым гибким трубопроводом, проходящим рядом с колонными головками или с помощью трубопровода большого диаметра в составе шлангокабеля системы заканчивания/ремонта.

А.4.2.3 Соосные конструкции

А.4.2.3.1 На соосных ПФА устанавливают задвижки, такие как на ПФА вертикального типа. Основное отличие заключается в том, что стволовой проход ПФА располагается соосно со скважинным трубопроводом, а линия затрубного (межтрубного) пространства смещена от центра (см. рисунок А.11).

А.4.2.3.2 Неотъемлемым свойством этой конструкции является возможность доступа к трубной головке для установки заглушки только через расположенный по центру стволовой проход ПФА, а для доступа к затрубному (межтрубному) пространству используются другие средства, такие как гибкий шланг, спускаемый вдоль райзера для заканчивания/ремонта.

А.4.2.3.3 Преимущество этой конструкции заключается в том, что трубная головка может быть спущена на стандартной колонне. За счет этого значительно снижаются затраты, поскольку не требуется специальный райзер для заканчивания/ремонта скважины. Время установки трубной головки и ПФА также существенно снижается за счет использования резьбовых соединений.

А.4.2.3.4 Основной проблемой, связанной с ПФА этой конструкции, является изоляция затрубного (межтрубного) пространства. Эта проблема может быть решена за счет использования тарельчатого предохранительного клапана или скользящей муфты с гидравлическим управлением, расположенной в трубной головке. Оба эти устройства обеспечивают доступ в затрубное пространство только после установки инструментов для спуска трубной головки или ПФА. Эти клапаны, как показывает практика, являются основной причиной отказов конструкции из-за постоянного воздействия на резиновые уплотнители клапанов осколков породы, которые выносятся газлифтным газом или циркулирующим раствором. В результате этого не обеспечивается плотное закрытие клапанов после извлечения инструмента для спуска трубной головки или ПФА.

А.4.2.3.5 Имеются конструкции, в которых устранены проблемы, связанные с использованием тарельчатого предохранительного клапана или скользящей муфты, за счет обеспечения доступа в затрубное (межтрубное) пространство ниже трубной головки. В этом случае трубная головка располагается в переводнике, оснащенном запорным клапаном кольцевого пространства (см. рисунок А.12). Использование переводника трубной головки упрощает ее установку за счет возвышения, в которое устанавливается трубная головка со спиралью, обеспечивающей правильную ориентацию.

А.4.2.3.6 Использование переводника позволяет отказаться от выполнения следующих операций:

- спуска инструмента для контроля высоты устьевой головки перед установкой трубной головки (экономия времени буровой установки);

- спуска инструмента для проверки ориентации трубной головки перед ПФА (экономия времени буровой установки);

- модификации конструкции превентора;

- использования ориентируемого соединительного узла трубной головки (экономия времени буровой установки).

А.4.2.3.7 Как и для двухканальной традиционной конструкции, однорядный (одноканальный) райзер для заканчивания/ремонта скважин требуется оснастить нижним блоком райзера и системой аварийного отсоединения для монтажа ПФА и проведения внутрискважинных операций с использованием спускаемого на тросе инструмента. Однако в этом случае доступ в затрубное (межтрубное) пространство осуществляется за счет использования гибкого шланга, спускаемого вдоль райзера (см. рисунок А.13).

А.4.2.3.8 ПФА соосной конструкции может быть установлена на устье скважины только после установки трубной головки. Для этого первоначально требуется поставить временную заглушку в трубной головке и извлечь на поверхность райзер для заканчивания/ремонта и противовыбросовый превентор. После установки ПФА временная заглушка извлекается, затем выполняется перфорация и промывка скважины.

А.4.2.3.9 Последовательность операций отличается при использовании переводника трубной головки. В этом случае скважина временно глушится после завершения операций по бурению и установки обсадных колонн, а превентор извлекается на поверхность. Затем на устье скважины устанавливается переводник трубной головки, после чего на нем монтируется превентор, разбуривается цементная пробка и трубная головка устанавливается на переводник. В трубную головку устанавливаются временные заглушки, а райзер и превентор извлекаются на поверхность. Затем устанавливается ПФА и извлекаются временные заглушки. После чего выполняется перфорация и промывка скважины и извлечение райзера.

А.4.2.3.10 Использование переводника трубной головки обеспечивает свободу выбора устьевого оборудования и ПФА.

А.4.2.3.11 На ПФА вертикального типа могут использоваться инструменты, вводимые по выкидной линии (технология TFL). Эта технология применяется для обслуживания расположенного на забое оборудования, например, управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя, для чего используется трубопровод между скважиной и основным промысловым сооружением.

А.4.2.4 Инструменты для установки

Трубную головку устанавливают и извлекают через блок противовыбросовых превенторов и райзер с использованием инструмента для спуска трубной головки. На скважинах, требующих перфорации и промывки после установки трубной головки (для снижения воздействия на пласт раствора для заканчивания), над трубной головкой могут устанавливаться двуствольная испытательная ПФА и специальный разъем, обеспечивающий аварийное разъединение, в то время как на заглушённой скважине в этом нет необходимости.

Инструмент для установки и снятия ПФА включает или райзер для заканчивания/ремонта скважин, или колонну бурильных труб. Когда установка ПФА выполняется с помощью райзера, формируется нижняя часть блока райзера, которая включает превентор колонны гибких труб/троса и систему аварийного отсоединения, как описано в А.11.2.2. Обычно комплект оборудования для ПФА включает гидравлические средства связи с элементами управления устьевой арматуры, включая соединитель ПФА, ряд клапанов и соединитель(и) выкидных линий.

Управление оборудованием для ПФА, колонной для монтажа устьевого оборудования и функционированием фонтанной арматуры в процессе установки и ремонта обычно осуществляется с помощью шлангокабеля для ремонта и расположенной на поверхности гидравлической силовой установки. Функции аварийного останова используются для обеспечения герметизации скважины и отсоединения колонны для монтажа устьевого оборудования.

А.4.2.5 Вспомогательное оборудование

Различное вспомогательное оборудование, включая погрузочно-разгрузочное и защитное оборудование, испытательные тумбы для блока противовыбросовых превенторов, макет колонной головки и т.д., обычно поставляют как часть подводной системы ПФА.

------------------------------

^a_{Вместо задвижек для спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство инструмента могут быть установлены заглушки.}

^b_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^с_{Показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к ПФА.}

^d_{Показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии).}

------------------------------

1 - линия управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя; 2 - подвеска насосно-компрессорной колонны; 3 - колонная головка направления; 4 - ПОК и уплотнительные узлы; 5 - направляющие (опция); 6 - колпак устьевой арматуры; 7 - ПФА; 8 - линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 9 - соединитель выкидной линии; 10 - соединительная муфта ПФА; 11 - донная направляющая плита; 12 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 13 - устье скважины; 14 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите

Рисунок А.3 - Подводная фонтанная арматура вертикального типа

------------------------------

^а_{Вместо задвижек для инструмента, спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство могут быть установлены заглушки.}

^b_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^d_{Показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии).}

------------------------------

1 - линия управляемого с поверхности забойного отсекателя; 2 - подвеска насосно-компрессорной колонны; 3 - муфта для выравнивания; 4 - колонная головка направления; 5 - ПОК и уплотнительные узлы; 6 - направляющие (опция); 7 - колпак устьевой арматуры; 8 - ПФА; 9 - линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 10 - соединитель выкидной линии; 11 - соединитель ПФА; 12 - донная направляющая плита; 13 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 14 - переводник трубной головки; 15 - направляющая плита устьевой арматуры; 16 - устье скважины; 17 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите

Рисунок А.4 - Подводная фонтанная арматура вертикального типа с переводником трубной головки

------------------------------

^а_{Может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы.}

------------------------------

1 - шкив шлангокабеля клапана лубрикатора; 2 - шкив шлангокабеля инструмента для спуска трубной головки; 3 - гибкая муфта; 4 - шлангокабель управления лубрикатором; 5 - клапан лубрикатора; 6 - гибкая муфта; 7 - нижний блок райзера; 8 - противовыбросовый превентор; 9 - соединение противовыбросового превентора; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 19 - верхний переходник расположенной на поверхности ПФА; 20 - надводная устьевая арматура; 21 - нижний переходник надводной устьевой арматуры; 22 - износостойкое соединение; 23 - крестовина райзера для заканчивания; 24 - дивертор; 25 - натяжные устройства; 26 - телескопическое соединение; 27 - райзер для бурения; 28 - направляющие тросы (опция); 29 - верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 - нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 - шлангокабель инструмента установки трубной головки; 32 - соединители двухканального райзера для заканчивания/ремонта скважин; 33 - направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 34 - ориентируемый соединительный узел трубной головки; 35 - инструмент для установки трубной головки; 36 - направляющие стойки (опция); 37 - трубная головка; 38 - направляющая плита; 39 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 40 - устье скважины; 41 - пол буровой установки; 42 - буровая шахта

Рисунок А.5 - Установка трубной головки на двухканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин

1 - противовыбросовый превентор для каната/колонны гибких труб; 2 - надводная устьевая арматура + переводники; 3 - износостойкое соединение; 4 - соединение с изменяемой длиной; 5 - натяжное соединение; 6 - соединения двухканального райзера для заканчивания ремонта; 7 - соединение под нагрузкой; 8 - нижний блок райзера для ремонта; 9 - ПФА; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - крестовина райзера для заканчивания; 19 - натяжные устройства; 20 - корпус дивертора; 21 - шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 22 - шлангокабель системы управления ремонтом; 23 - направляющие тросы (опция); 24 - система аварийного отсоединения; 25 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 26 - инструмент для спуска ПФА; 27 - направляющие стойки (опция); 28 - направляющая плита; 29 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 30 - пол буровой установки; 31 - буровая шахта

Рисунок А.6 - Установка ПФА вертикального типа на двухканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин

------------------------------

^а_{Может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы.}

------------------------------

1 - шкив шлангокабеля клапана лубрикатора; 2 - шкив шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 3 - гибкая муфта; 4 - шлангокабель управления лубрикатором; 5 - клапан лубрикатора; 6 - гибкая муфта; 7 - нижний блок райзера; 8 - противовыбросовый превентор; 9 - соединение противовыбросового превентора; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 19 - верхний переходник расположенной на поверхности ПФА; 20 - надводная устьевая арматура; 27 - нижний переходник расположенной на поверхности ПФА; 22 - износостойкое соединение; 23 - крестовина райзера для заканчивания; 24 - дивертор; 25 - натяжные устройства; 26 - телескопическое соединение; 27 - райзер для бурения; 28 - направляющие тросы (опция); 29 - верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 - нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 - шлангокабель инструмента установки трубной головки; 32 - соединители двухканального райзера для заканчивания/ремонта скважин; 33 - стопорный клапан; 34 - срезной переводник; 35 - разъем аварийного разъединения; 36 - двуствольная подводная устьевая арматура; 37 - направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 38 - ориентируемый соединительный узел трубной головки; 39 - инструмент для спуска трубной головки; 40 - направляющие стойки (опция); 41 - трубная головка; 42 - направляющая плита; 43 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 44 - устье скважины; 45 - пол буровой установки; 46 - буровая шахта; 47 - двухканальная колонна для монтажа устьевого оборудования

Рисунок А.7 - Установка трубной головки на двухканальной колонне для монтажа устьевого оборудования и двухканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин

------------------------------

^а_{Может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы.}

------------------------------

1 - шкив шлангокабеля клапана лубрикатора; 2 - шкив шлангокабеля инструмента установки; трубной головки; 3 - гибкая муфта; 4 - шлангокабель управления лубрикатором; 5 - клапан лубрикатора; 6 - гибкая муфта; 7 - нижний блок райзера (для бурения); 8 - противовыбросовый превентор; 9 - соединение противовыбросового превентора; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 19 - верхний переводник надводной устьевой арматуры; 20 - надводная устьевая арматура; 21 - нижний переходник расположенной на поверхности ПФА; 22 - износостойкое соединение; 23 - крестовина райзера для заканчивания; 24 - дивертор; 25 - натяжные устройства; 26 - телескопическое соединение; 27 - райзер для бурения; 28 - направляющие тросы (опция); 29 - верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 - нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 - зажим шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 32 - шлангокабель инструмента установки трубной головки; 33 - колонные головки; 34 - переключатель каналов; 35 - направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 36 - ориентируемый соединительный узел трубной головки; 37 - инструмент для установки трубной головки; 38 - направляющие стойки (опция); 39 - трубная головка; 40 - направляющая плита; 41 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 42 - устье скважины; 43 - пол буровой установки; 44 - буровая шахта

Рисунок А.8 - Установка трубной головки на одноканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин, оборудованном переключателем каналов

------------------------------

^а_{Может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы.}

------------------------------

1 - шкив шлангокабеля клапана лубрикатора; 2 - шкив шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 3 - гибкая муфта; 4 - шлангокабель управления лубрикатором; 5 - клапан лубрикатора; 6 - гибкая муфта; 7 - нижний блок райзера; 8 - противовыбросовый превентор; 9 - соединение противовыбросового превентора; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 19 - верхний переводник надводной устьевой арматуры; 20 - надводная устьевая арматура; 21 - нижний переводник надводной устьевой арматуры; 22 - износостойкое соединение; 23 - крестовина райзера для заканчивания; 24 - дивертор; 25 - натяжные устройства; 26 - телескопическое соединение; 27 - райзер для бурения; 28 - направляющие тросы (опция); 29 - верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 - нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 - зажим шлангокабеля инструмента спуска трубной головки; 32 - шлангокабель инструмента спуска трубной головки; 33 - колонные головки; 34 - переключатель каналов; 35 - стопорный клапан; 36 - срезной переводник; 37 - разъем аварийного разъединения; 38 - двуствольная ПФА; 39 - направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 40 - ориентируемый соединительный узел трубной головки; 41 - инструмент для установки трубной головки; 42 - направляющие стойки (опция); 43 - трубная головка; 44 - направляющая плита; 45 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 46 - устье скважины; 47 - пол буровой установки; 48 - буровая шахта; 49 - двухканальная колонна для монтажа устьевого оборудования

Рисунок А.9 - Установка трубной головки на одноканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин и двухканальной колонне для монтажа устьевого оборудования, оснащенной переключателем каналов

1 - противовыбросовый превентор для каната/колонны гибких труб; 2 - надводная устьевая арматура и переводники; 3 - износостойкое соединение; 4 - соединение с регулируемой длиной; 5 - натяжное соединение; 6 - колонные головки; 7 - соединение под нагрузкой; 8 - переключатель каналов; 9 - нижний блок райзера (для бурения); 10 - ПФА; 11 - талевый блок; 12 - верхний привод; 13 - серьги; 14 - элеватор; 15 - лебедка; 16 - стропы; 17 - подъемная рама (показана в качестве примера); 18 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 19 - крестовина райзера для заканчивания; 20 - шкив линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 21 - натяжные устройства; 22 - корпус дивертора; 23 - шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 24 - шлангокабель системы управления ремонтом; 25 - линия доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 26 - направляющие тросы (опция); 27 - система аварийного отсоединения; 28 - противовыбросовый превентор для колонны/колонны гибких труб; 29 - инструмент для установки ПФА; 30 - направляющие стойки (опция); 31 - направляющая плита; 32 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 33 - пол буровой установки; 34 - буровая шахта

Рисунок А.10 - Установка ПФА вертикального типа на одноканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин, оснащенном переключателем каналов

------------------------------

^а_{Вместо задвижки для спускаемого на тросе в скважину инструмента может быть установлена заглушка.}

^b_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^d_{Показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии).}

------------------------------

1 - линия управления переключающим клапаном доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 2 - трубная головка; 3 - скользящий муфта доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 4 - колонная головка направления; 5 - ПОК и уплотнительные узлы; 6 - направляющие (опция); 7 - колпак устьевой арматуры; 8 - устьевая арматура; 9 - линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 10 - линия управления внутрискважинным клапаном-отсекателем; 11 - соединитель выкидной линии; 12 - соединительная муфта ПФА; 13 - донная направляющая плита; 14 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 15 - устье скважины; 16 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите

Рисунок А.11 - Подводная фонтанная арматура вертикального типа соосной конструкции

------------------------------

^а_{Вместо задвижек для спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство инструмента могут быть установлены заглушки.}

^b_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^с_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^d_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

------------------------------

1 - альтернативное место расположения перепускного клапана; 2 - линия управления внутрискважинным клапаном-отсекателем; 3 - соединитель линии затрубного (межтрубного) пространства; 4 - трубная головка; 5 - муфта для выравнивания; 6 - колонная головка направления; 7 - ПОК и уплотнительные узлы; 8 - направляющие (опция); 9 - колпак устьевой арматуры; 10 - устьевая арматура; 11 - линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 12 - соединитель выкидной линии; 13 - соединительная муфта устьевой арматуры; 14 - направляющая плита; 15 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 16 - переводник трубной головки; 17 - направляющая плита устьевой арматуры; 18 - устье скважины; 19 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите

Рисунок А.12 - Подводная фонтанная арматура вертикального типа соосной конструкции с двухфланцевой колонной головкой

1 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 2 - надводная устьевая арматура и переводники; 3 - износостойкое соединение; 4 - соединение с регулируемой длиной; 5 - натяжное соединение; 6 - колонные головки; 7 - соединение под нагрузкой; 8 - нижний блок райзера (для бурения); 9 - ПФА; 10 - талевый блок; 11 - верхний привод; 12 - серьги; 13 - элеватор; 14 - лебедка; 15 - стропы; 16 - подъемная рама (показана в качестве примера); 17 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 - крестовина райзера для заканчивания; 19 - шкив линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 20 - натяжные устройства; 21 - корпус дивертора; 22 - шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 23 - шлангокабель системы управления ремонтом; 24 - линия доступа в затрубное (межтрубное) пространство (показано подключение к ПФА); 25 - направляющие тросы (опция); 26 - система аварийного отсоединения; 27 - направляющие тросы (опция); 28 - инструмент для спуска ПФА; 29 - направляющие стойки (опция); 30 - направляющая плита; 31 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 32 - пол буровой установки; 33 - буровая шахта

Рисунок А.13 - Установка ПФА концентрического типа на одноканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин, оборудованном переключателем каналов

А.4.3 ПФА горизонтального типа

А.4.3.1 Конфигурация

В системах устьевой арматуры с ПФА горизонтального типа ПФА монтируют на устье скважины, а затем внутрь нее устанавливают трубную головку, формируя соединение между НКТ и ПФА.

На рисунке А.14 показана типовая конфигурация с эксплуатационной направляющей плитой как часть общей компоновки. Такая конструкция позволяет извлекать ПФА без отсоединения выкидных линий и шлангокабеля. Таким образом, при меньшей вероятности возникновения необходимости извлечения ПФА существует меньшая потребность в установке ее основания, а в некоторых случаях эксплуатационная направляющая плита может быть интегрирована с фланцем ПФА. Это уменьшает число необходимых спускоподъемных операций, но снижает гибкость системы, а именно:

- выкидные линии и шлангокабель могут быть подключены только после установки ПФА;

- требуется отключить выкидную линию и шлангокабель в случае возникновения необходимости снятия ПФА.

А.4.3.2 Подвеска насосно-компрессорных труб

Трубная головка обеспечивает подвеску НКТ и изолирует кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной и обсадными трубами. Трубная головка крепится внутри устьевой ПФА.

В ПФА горизонтального типа трубная обвязка, как правило, является одноствольной, при этом доступ в затрубное (межтрубное) пространство обеспечивается через боковые входные отверстия, расположенные выше и ниже трубной головки. Необходимо ориентировать расположение трубной головки в ПФА таким образом, чтобы отверстие скважинного трубопровода совпадало с соответствующим отверстием ПФА.

А.4.3.3 Подводная фонтанная арматура горизонтального типа

А.4.3.3.1 ПФА горизонтального типа состоит из блока клапанов, который включает проходные каналы и запорные устройства, обеспечивающие управление расходом и давлением скважинной продукции с целью обеспечения безопасной эксплуатации скважины. ПФА включает переводник, с помощью которого она крепится к устью скважины. Этот переводник обеспечивает герметичное соединение с устьем скважины, в то время как уплотнительная катушка трубной головки обеспечивает герметичное разделение скважинного трубопровода и затрубного (межтрубного) пространства в месте соединения с ПФА. Стыковочный выступ в нижней части ПФА входит в верхнюю колонную головку, обеспечивая герметичное соединение. Внутреннее отверстие стыковочного выступа имеет спиралевидное углубление, за счет чего обеспечивается заданная ориентация трубной головки при установке.

А.4.3.3.2 Наружная трубная обвязка обеспечивает прохождение скважиной продукции между отверстиями ПФА и точками подсоединения выкидных линий. Выкидные линии могут быть подключены или непосредственно к ПФА, или к трубной обвязке эксплуатационной направляющей плиты. Возможные соединители, используемые для подключения выкидной линии к ПФА, описаны в А.9.3.

А.4.3.3.3 Вверху трубной головки обычно устанавливают заглушку, обеспечивающую изоляцию скважинного трубопровода. Затем устанавливают запорное устройство внутри верхней части ПФА (внутренняя крышка ПФА) для обеспечения второго перекрытия ствола скважины.

В качестве запорного устройства может использоваться заглушка, штуцер или шаровой клапан для обеспечения ввода инструмента на кабеле или колонне гибких труб при проведении внутрискважинных работ. Защитный колпак монтируют сверху ПФА для предотвращения ее обрастания морскими организмами. Основное различие между ПФА горизонтального и вертикального типов заключается в том, что в горизонтальной конструкции трубную головку устанавливают внутри ПФА, что позволяет осуществлять замену забойных элементов конструкции скважины, не снимая ПФА.

А.4.3.3.4 Использование ПФА горизонтального типа первоначально было связано с применением электрических погружных насосов, поскольку предполагалось частое проведение внутрискважинных ремонтных работ. В настоящее время ПФА горизонтального типа применяют и на фонтанных скважинах. ПФА горизонтального типа также позволяет спустить трубную головку на стандартной муфте колонны НКТ без использования двухканального райзера.

А.4.3.3.5 Для обеспечения свободного проходного сечения в ПФА горизонтального типа нельзя устанавливать клапаны на вертикальном стволовом проходе ПФА, поэтому клапаны устанавливают на горизонтальных отводах в пределах корпуса ПФА. Это позволяет использовать в устьевой арматуре эксплуатационную линию большего диаметра, чем допускается при использовании ПФА вертикальной конструкции. Очевидно, что большое значение имеет качество уплотнения между трубной головкой и ПФА, так как оно по существу заменяет ЗА, используемую в конструкции ПФА вертикального типа.

А.4.3.3.6 Возможность извлечения трубной головки без снятия ПФА привлекательна для использования в скважинах, оборудование которых требует частого извлечения (например, погружные насосы, элементы интеллектуальной системы заканчивания и т.д.).

А.4.3.3.7 ПФА горизонтального типа целесообразно использовать на скважинах с высокой производительностью или нагнетательных скважинах с опорной плитой на несколько скважин или кустах скважин.

А.4.3.3.8 В ПФА горизонтального типа отсутствуют проблемы, связанные с установкой и ориентацией трубной головки из-за того, что трубную головку устанавливают в ПФА, а в конструкцию нижней части ПФА включена спираль, обеспечивающая ориентацию трубной головки. Это исключает необходимость в увеличении высоты обсадной колонны и в спуске инструмента для контроля ориентации трубной головки, а также в установлении в противовыбросовом превенторе направляющего штифта или в муфты для выравнивания.

А.4.3.3.9 ПФА горизонтального типа может быть установлена на устье скважины после завершения буровых работ и установки обсадных колонн. Для этого перед заканчиванием скважины необходимо ее временно заглушить, а противовыбросовый превентор извлечь на поверхность. Затем, после установки ПФА на устье скважины, противовыбросовый превентор снова опускается, но в этот раз он устанавливается на верхней части ПФА. После крепления превентора на ПФА цементная пробка разбуривается, выполняется спуск и установка колонны для заканчивания и трубной головки. За этим следует спуск и установка запорного устройства в верхней части ПФА и снятие противовыбросового превентора. После этого ПФА горизонтального типа готова к эксплуатации.

А.4.3.3.10 Необходимость извлечения противовыбросового превентора в промежутке между окончанием бурения и началом операций по заканчиванию является недостатком при освоении месторождения одиночными скважинами, в то же время при использовании кустового бурения, при котором предполагается извлечение превентора, использование вертикальной и горизонтальной ПФА становится равноценным.

А.4.3.3.11 Необходимо обосновывать применение ПФА горизонтального типа, поскольку использование большего числа оборудования на этапе заканчивания приводит к увеличению затрат на строительство скважин.

А.4.3.3.12 На рисунке А.15 показана типовая компоновка для спуска ПФА горизонтального типа. Во время спуска трубной головки и внутрискважинных операций перекрытие скважины обеспечивается плашками противовыбросового превентора, нагнетательной линией глушения скважины, дроссельной линией и отказоустойчивыми задвижками, расположенными в компоновке на колонне для установки трубной головки (см. рисунок А.16).

А.4.3.3.13 Выход из строя любого компонента в конструкции с ПФА горизонтального типа требует полного глушения скважины перед извлечением ПФА на поверхность для ремонта. Однако статистический анализ показывает, что вероятность выхода из строя скважинного оборудования, в особенности управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя и погружных насосов, в несколько раз превышает вероятность отказов в ПФА. Таким образом, с позиции анализа характера и последствий отказов выбор ПФА горизонтального типа является более обоснованным.

А.4.3.3.14 Вариант конструкции ПФА горизонтального типа с применением составной трубной головки позволяет извлекать ПФА без подъема колонны для заканчивания, но в этом случае требуется сложная система изоляции затрубного (межтрубного) пространства.

А.4.3.4 Конструкции, через которые можно вести бурение

А.4.3.4.1 Вариант конструкции горизонтальной ПФА, которая определяется, как ПФА, через которую можно вести бурение, имеет все преимущества конструкции горизонтальной ПФА, но дополнительно обеспечивает возможность бурения без снятия ПФА (см. рисунок А.17).

А.4.3.4.2 В этой системе снижено число операций по установке противовыбросового превентора, так как все буровые работы и операции по заканчиванию скважины выполняют через ПФА, без извлечения превентора.

А.4.3.4.3 Система устья скважины должна иметь компактную конструкцию с внутренним размером 425,45 мм (16 '') или 346 мм (13 5/8'') и внешним размером 476,25 мм (18 ''). Это позволяет осуществлять спуск обсадной колонны через ПФА, а также обеспечивает внутреннее посадочное плечо для установки трубной головки в ПФА.

А.4.3.4.4 Ведение бурения на все более глубоководных участках приводит к возрастанию механической нагрузки на райзеры, увеличению необходимого объема бурового раствора и запаса обсадных труб, что существенно усложняет использование 533,4 мм (21'') бурового райзера и 476,25 мм (18 '') противовыбросовых превенторов. Решение данной задачи привело к необходимости разработки других систем, в которых используются противовыбросовые превенторы диаметром 425,45 мм (16 '') или 346 мм (13 5/8''), 355,6 мм (14'') буровой райзер и обсадные колонны малого диаметра.

А.4.3.4.5 Одним из недостатков конструкции, через которую возможно вести бурение, является опасность повреждения уплотнительных элементов в процессе буровых операций, несмотря на то, что оборудование устьевой арматуры защищено втулкой. Это связано с тем, что буровые долота, колонные головки, защитные втулки и уплотняющие узлы проходят через устьевую арматуру. Соответствующая конструкция защитной втулки с принудительной блокировкой и специальными элементами входа-выхода может уменьшить данную проблему.

А.4.3.4.6 Кроме того, существует опасность попадания бурового и цементного растворов в боковые отводы из-за износа уплотнителей защитной втулки, особенно, это относится к системе управления внутрискважинным клапаном-отсекателем и системе контроля давления и температуры на забое. Решить эту проблему позволяет использование соответствующей конструкции защитной втулки.

А.4.3.4.7 Еще одним недостатком является ограничение диаметра долота величиной 406,4 мм (16'') при бурении под обсадную колонну диаметром 339,725 мм (13 3/8''). Решить эту проблему позволяет использование раздвижных долот, расширителей и долот с гидромониторными насадками.

А.4.3.4.8 Из-за необходимости установки ПФА уже на стадии бурения, капитальные затраты на систему с ПФА, через которую можно вести бурение, являются самыми высокими среди трех систем устьевой арматуры. Следовательно, необходимость применения такой конструкции требует убедительного обоснования, хотя эти затраты могут быть компенсированы за счет снижения расходов на бурение и освоение скважины.

А.4.3.4.9 Во время спуска трубной головки и внутрискважинных операций перекрытие скважины обеспечивается плашками противовыбросового превентора, нагнетательной линией глушения скважины, дроссельной линией и отказоустойчивыми задвижками, расположенными в компоновке колонны для установки трубной головки.

А.4.3.5 Инструменты для установки

ПФА горизонтального типа может быть установлена с помощью бурильной колонны или с использованием райзера и блока противовыбросовых превенторов.

Трубную головку устанавливают и снимают с помощью райзера и блока противовыбросовых превенторов, при этом используют инструмент для установки трубной головки. Арматуру для испытания скважин, различные задвижки и блоки аварийного отсоединения устанавливают над этим инструментом.

А.4.3.6 Вспомогательное оборудование

Различное вспомогательное оборудование, включающее погрузочно-разгрузочное и защитное оборудование, испытательные тумбы для ППВО, макет колонной головки и т.д., обычно поставляется как часть системы ПФА горизонтального типа.

------------------------------

^а_{Обеспечивают доступ в затрубное (межтрубное) пространство без необходимости снятия внутренней крышки ПФА.}

^b_{Гидравлические/контрольные линии могут быть оснащены уплотнениями для неподвижного соединения.}

^с_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^d_{Внутренняя крышка ПФА показана с заглушкой. Она может иметь сплошную конструкцию или включать шаровую задвижку.}

^е_{Показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к ПФА.}

^f_{Показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии).}

------------------------------

1 - горизонтальные перемещающиеся соединители; 2 - линии управления внутрискважинным клапаном-отсекателем и датчиками давления и температуры; 3 - устье скважины; 4 - соединительная муфта ПФА; 5 - спираль для ориентирования трубной головки; 6 - короткая муфта системы заканчивания; 7 - колонная головка направления; 8 - колонные головки и уплотнительные узлы; 9 - колпак устьевой арматуры; 10 - направляющие (опция); 11 - внутренняя крышка ПФА; 12 - заглушка внутренней крышки ПФА; 13 - трубная головка; 14 - заглушка трубной головки; 15 - ПФА; 16 - соединение с выкидной линией; 17 - донная направляющая плита; 18 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 19 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 20 - задвижка на отводящей линии затрубного пространства

Рисунок А.14 - Подводная фонтанная арматура горизонтального типа

------------------------------

^а_{Место предварительной установки контактной площадки системы управления ремонтом также может быть на верху ПФА.}

^b_{Испытание может быть выполнено другими средствами.}

------------------------------

1 - талевый блок; 2 - верхний привод; 3 - серьги; 4 - элеватор; 5 - шкив шлангокабеля системы ремонта; 6 - бурильная колонна; 7 - направляющие тросы (опция); 8 - место предварительной установки контактной площадки шлангокабеля управления ремонтом; 9 - шлангокабель системы ремонта; 10 - контактная площадка шлангокабеля управления ремонтом; 11 - зажим шлангокабеля управления ремонтом; 12 - инструмент для установки ПФА; 13 - направляющие стойки (опция); 14 - инструмент для контроля герметичности заглушки, используемой для закрытия скважины в процессе заканчивания; 15 - донная направляющая плита; 16 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 17 - устье скважины; 18 - пол буровой установки; 19 - буровая шахта

Рисунок А.15 - Установка ПФА горизонтального типа на бурильной колонне

------------------------------

^а_{Может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы.}

^b_{Место подключения контактной площадки райзера системы управления ремонтом также может быть на верху ПФА.}

------------------------------

1 - шкив шлангокабеля клапана лубрикатора; 2 - шкив шлангокабеля инструмента установки трубодержателя; 3 - шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 4 - гибкая муфта; 5 - шлангокабель управления лубрикатором; 6 - клапан лубрикатора; 7 - гибкая муфта; 8 - нижний блок райзера; 9 - противовыбросовый превентор; 10 - соединение противовыбросового превентора; 11 - талевый блок; 12 - верхний привод; 13 - серьги; 14 - элеватор; 15 - лебедка; 16 - стропы; 17 - подъемная рама (показана в качестве примера); 18 - устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 19 - противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 20 - верхний переводник надводной устьевой арматуры; 21 - надводная устьевая арматура; 22 - нижний переводник надводной устьевой арматуры; 23 - износостойкое соединение; 24 - крестовина райзера; 25 - дивертор; 26 - натяжные устройства; 27 - телескопическое соединение; 28 - райзер для бурения; 29 - направляющие тросы (опция); 30 - верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 - нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 32 - зажим шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 33 - зажим шлангокабеля системы ремонта скважины; 34 - шлангокабель инструмента установки трубной головки; 35 - шлангокабель системы ремонта скважины; 36 - разъемное соединение шлангокабеля; 37 - свободный разъем для шлангокабеля; 38 - направляющие стойки (опция); 39 - контактная площадка шлангокабеля управления ремонтом; 40 - колонные головки; 41 - стопорный клапан; 42 - срезной переводник; 43 - разъем аварийного разъединения; 44 - подводная устьевая арматура; 45 - штыревое соединение; 46 - переводник; 47 - инструмент для установки трубной головки; 48 - трубная головка; 49 - предохранительная втулка трубной головки; 50 - донная направляющая плита; 51 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 52 - устье скважины; 53 - пол буровой установки; 54 - буровая шахта; 55 - колонна для монтажа устьевого оборудования

Рисунок А.16 - Установка трубной головки в ПФА горизонтального типа, лист 1

Рисунок А.16, лист 2

------------------------------

^а_{Колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность.}

^b_{Обеспечивают доступ в затрубное (межтрубное) пространство без необходимости снятия внутренней крышки ПФА.}

^с_{Внутренняя крышка ПФА показана с заглушкой. Она может иметь сплошную конструкцию или включать шаровую задвижку.}

^d_{Показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к устьевой арматуре.}

^е_{Показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии).}

------------------------------

1 - колпак устьевой арматуры; 2 - возможные точки ввода линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 3 - заглушка переходной катушки; 4 - стыковочная муфта доступа в затрубное (межтрубное пространство); 5 - переходная катушка (показана со спиральной ориентирующей линией); 6 - устье скважины; 7 - соединительная муфта устьевой ПФА; 8 - трубная головка; 9 - колонная головка направления; 10 - колонные головки и уплотнительные узлы; 11 - направляющие (опция); 12 - внутренняя крышка ПФА; 13 - заглушка внутренней крышки ПФА; 14 - горизонтальные перемещаемые разветвители/соединители; 15 - стыковочная муфта эксплуатационной линии; 16 - линии управления внутрискважинным клапаном-отсекателем и датчиками давления и температуры; 17 - ПФА; 18 - узел соединения выкидной линии; 19 - донная направляющая плита; 20 - узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 21 - устье скважины; 22 - временная направляющая плита или вырез в опорной плите

Рисунок А.17 - ПФА, через которую возможно вести бурение

А.5 Донные системы подвески обсадных колонн

А.5.1 Общие положения

Первоначально при разработке донных систем ПОК предполагалось, что они будут устанавливаться на мелководных участках при бурении с самоподъемных буровых установок, при этом устья скважин будут располагаться над поверхностью воды. Однако в настоящее время такие системы используются на глубоководных участках при бурении с платформ на натяжных опорах. Эти системы обеспечивают ПОК в стволе скважины вблизи уровня дна. Трубы направления и обсадных колонн выводят на поверхность воды, где на них устанавливают традиционное устьевое оборудование.

Однако заканчивание скважин, пробуренных с использованием обычных донных систем ПОК, может быть выполнено с применением ПФА. Это требует соответствующей доработки этих систем. В общем случае, использование стандартного оборудования ПОК для скважин с подводным заканчиванием лучше подходит для мелководных участков, где требования к прочности и жесткости конструкции не являются определяющими.

Альтернативой традиционному оборудованию ПОК является оборудование, через которое возможно вести бурение. Этот тип оборудования монтируется с самоподъемной буровой платформы.

Дополнительная информация по данным типам приведена в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

А.5.2 Стандартное донное оборудование подвески обсадных колонн и обвязки устья

А.5.2.1 Стандартное донное оборудование подвески (см. рисунок А.18) используется для принятия и передачи на дно нагрузки от веса обсадной колонны, обеспечения контроля давления и доступа в затрубное (межтрубное) пространство, в тех случаях, когда устье скважины расположено выше поверхности воды.

А.5.2.2 Основными элементами стандартной донной системы подвески являются:

- кондуктор [как правило, диаметром 762 мм (30'')] и колонный фланец;

- колонные головки.

А.5.2.3 При бурении с самоподъемной установки блок противовыбросовых превенторов находится на поверхности. Герметизация затрубного (межтрубного) пространства за счет донной подвески не осуществляется, следовательно, до монтажа компоновки подводного заканчивания скважины необходимо установить соответствующее оборудование для герметизации затрубного (межтрубного) пространства и обеспечения монтажа трубной головки и ПФА.

Для решения этих задач устанавливают следующее оборудование:

- приспособление для надставки (переходная муфта) и надставка обсадной колонны диаметром 339,7 мм (13 3/8'');

- колонный фланец [как правило, 346 мм (13 5/8'')], установленный на надставку обсадной колонны диаметром 339,7 мм;

- донная направляющая конструкция с четырьмя опорами, предназначенная для выравнивания и ориентации ПФА, инструмента для установки оборудования и проведения внутрискважинных работ.

А.5.2.4 После установки колонного фланца на донную систему ПОК устанавливают систему для повторного ввода в скважину, использующую райзер высокого давления для соединения с системой противовыбросового превентора, установленного на буровой установке. Устанавливают колонные головки, после чего устанавливают и испытывают уплотнительные узлы затрубного (межтрубного пространства). Далее на колонный фланец (или в дополнительный переводник трубной головки) устанавливают трубную головку. Затем в трубной головке устанавливают заглушки и блок противовыбросового превентора. Райзер отсоединяют, после чего на колонный фланец (или переводник трубной головки) устанавливают ПФА.

А.5.2.5 Необходимо применять соответствующий инструмент для установки и вспомогательное оборудование для монтажа и испытания элементов системы подводного заканчивания скважины. Указанное оборудование аналогично используемому при установке ПФА вертикального типа.

1 - трубная головка в разрезе; 2 - задвижка межтрубного (затрубного) пространства; 3 - опорное кольцо (опция); 4 - адаптер насадки колонной головки; 5 - соединитель в разрезе; 6 - устьевой переводник; 7 - направляющие; 8 - колонная головка направления, 762 мм (30''); 9 - дно; 10 - колонная головка, 508 мм (20''); 11 - посадочное кольцо в колонне, 762 мм (30''); 12 - колонная головка, 339,7 мм (13 3/8''); 13 - колонная головка, 244,5 мм (9 5/8'')

Рисунок А.18 - Типовая донная система с устьевым переводником для установки адаптера насадки колонной головки

А.5.3 Донные системы для подвески обсадных колонн, через которые можно вести бурение

А.5.3.1 Донное оборудование для ПОК, через которое можно вести бурение, используется для передачи на дно нагрузки от веса обсадных колонн и контроля давления. Это оборудование применяется, когда предполагается подводное заканчивание скважины.

А.5.3.2 Оборудование данного типа отличается от традиционного тем, что первая и последующие обсадные колонны используют устье скважины для подвески и обвязки. Колонные головки имеют выступающие посадочные заплечики, поэтому их внешний диаметр не позволяет устанавливать их через надставки предыдущих обсадных колонн. Обычно для установки колонных головок, уплотнительных узлов, внутренних заглушек и трубной головки используются райзеры, имеющие проходное сечение и рабочее давление, соответствующие параметрам блока противовыбросового превентора, установленного на поверхности. Корпус устья имеет необходимую внутреннюю конструкцию для крепления трубной головки и внешний профиль для установки ПФА.

А.5.3.3 Рассматриваемая система ПОК включает следующие элементы:

- колонная головка направления;

- трубодержатель;

- колонная головка кондуктора [как правило, 346 мм (13 5/8'')];

- трубодержатели обсадных колонн;

- уплотнительные узлы затрубного (межтрубного) пространства.

А.5.3.4 Необходимо применять соответствующий инструмент для установки и вспомогательное оборудование для монтажа и испытания элементов системы подводного заканчивания скважины. Указанное оборудование аналогично используемому при установке подводной устьевой арматуры традиционной конструкции.

А.6 Системы подводного манифольда и опорной плиты

А.6.1 Общие положения

А.6.1.1 Манифольд представляет собой систему коллекторов и трубной обвязки, которая служит для сбора и распределения флюида. Манифольды включают клапаны для регулирования потока флюидов, а также могут иметь другие средства регулирования потока (например, штуцеры), если эти средства отдельно не установлены на ПФА. Манифольды могут использоваться для сбора добываемых флюидов, направления продукции отдельных скважин в испытательную линию, а также для подачи к скважинам нагнетаемых флюидов (газа или воды) или газлифтного газа. Альтернативой применения отдельных задвижек на каждой отводной линии является использование многоканального переключателя, который позволяет направлять продукцию от отдельных скважин в замерную линию, не прекращая подачу продукции от оставшихся скважин.

А.6.1.2 Линии системы TFL, контроля затрубного (межтрубного) пространства, закачки химреагентов и линии системы управления (гидравлические или электрические) могут быть подключены к отдельному манифольду, расположенному на той же опорной плите, что и эксплуатационный манифольд, или к отдельному распределительному блоку системы шлангокабеля.

А.6.1.3 Манифольд включает в себя точки подключения внешних трубопроводов и/или шлангокабеля, а также точки подключения выкидных линий от эксплуатационных скважин. Конструкция манифольда включает несущую раму для крепления трубной обвязки, вентилей, клапанов и т.д. Иногда несущая рама и манифольд включаются в оконечную конструкцию связки трубопроводов. В этом случае его принято называть манифольдом подводного трубопровода. В других случаях, в качестве несущей конструкции для манифольда может использоваться отдельно установленная опорная плита. Описание такой конструкции приведено ниже.

А.6.1.4 Опорная плита представляет собой устанавливаемую на дне конструкцию, которая состоит из несущей рамы и фундамента, в качестве которого используется свайное основание с забиваемыми/задавливаемыми сваями или основание гравитационного типа. Опорная плита обеспечивает возможность размещения следующего оборудования:

- подводные устья и ПФА;

- манифольды трубопроводов (пластовой продукции, нагнетания, испытания скважин и/или распределения химреагентов);

- элементы системы управления, такие как подводный модуль управления, гидравлические линии, электрические кабели;

- оборудование для бурения и заканчивания скважин;

- оборудование для протяжки и подсоединения трубопроводов;

- эксплуатационные райзеры.

А.6.1.5 В состав опорной плиты часто входит защитная рама и/или крышки, предохраняющие подводное оборудование от повреждения падающими предметами или орудиями рыболовного промысла.

А.6.1.6 По сложности опорные плиты классифицируются от простых опорных плит для установки оборудования до опорных плит на несколько скважин с манифольдом.

А.6.1.7 Следует заметить, что термин "опорная плита" часто используется для названия комбинированной конструкции, т.е. состоящей из устройства для защиты опорной плиты и манифольда.

А.6.2 Опорная плита для куста скважин

А.6.2.1 Опорная плита для куста скважин - это плита, служащая в качестве направляющей конструкции для предварительного бурения скважин на одном донном участке.

А.6.2.2 Нередко опорная плита для куста скважин служит в качестве направляющей конструкции для бурения нескольких скважин и используется для установки надводного оборудования над этой плитой, к которой позднее подсоединяются скважины (см. рисунок А.19). Скважины можно также заканчивать с использованием подводной устьевой арматуры и отдельных добычных райзеров, идущих от каждой ПФА к стационарной или плавучей главной платформе, находящейся над опорной плитой. В качестве альтернативы, затем на опорную плиту может быть опущен манифольд, преобразуя тем самым эту систему в опорную плиту с манифольдом для куста, о чем более подробно будет описано ниже.

А.6.3 Опорная плита основания райзера

А.6.3.1 Опорная плита для поддержки райзера - это простая опорная плита, которая поддерживает добычной райзер или отгрузочный терминал. Она служит для восприятия нагрузки на райзер в течение всего срока эксплуатации (см. рисунок А.20). Этот тип опорной плиты может быть интегрирован с другими типами плит, например с опорной плитой манифольда или опорной плитой куста скважин с манифольдом.

А.6.3.2 Комбинацию опорной плиты райзера, соответствующей трубной обвязки и соединений райзеров и трубопровода(ов) также часто называют основанием райзеров.

1 - гнездо направляющей стойки устьевой арматуры

Рисунок А.19 - Опорная плита для куста скважин

Рисунок А.20 - Опорная плита райзера

А.6.4 Опорная плита манифольда

А.6.4.1 Опорная плита манифольда служит для установки манифольда, предназначенного для сбора добываемой продукции и/или распределения закачиваемых жидкостей (см. рисунок А.21). При таком размещении отдельные скважины-сателлиты группируют вокруг манифольда и соединяют с манифольдом гибкими или жесткими трубами. Этот тип опорной плиты включает места для подсоединения внутрипромысловых трубопроводов или добычных райзеров, идущих к главной установке.

А.6.4.2 Основной шлангокабель также может оканчиваться на этой опорной плите. На опорной плите могут размещаться трубопроводная система распределения химических реагентов, трубы гидравлической системы и/или кабели электрической системы. В таком случае могут использоваться отдельные перемычки шлангокабеля для соединения каждой скважины с химическими, гидравлическими, электрическими системами на манифольде или опорной плите. Основной шлангокабель может оканчиваться на отдельном подводном распределительном блоке шлангокабеля, который соединяется со скважинами с помощью перемычек шлангокабеля. Такое решение позволяет избежать установки дополнительных разъемов и усложнения манифольда.

А.6.4.3 Опорные плиты, соединенные с манифольдом, обычно устанавливают как единое целое. Они часто имеют достаточно небольшие размеры, что позволяет осуществить прохождение через буровую шахту соответствующей мобильной буровой установки, приводя к значительной экономии затрат по сравнению с использованием плавучего крана большой грузоподъемности. Обычно сам манифольд и другие функциональные компоненты можно извлекать для технического обслуживания и вновь устанавливать независимо от конструкции опорной плиты.

1 - к морскому (подводному) трубопроводу или системе райзера; 2 - коллектор; 3 - трубопровод закачиваемой воды; 4 - линия для испытания скважин; 5 - к линии закачки воды; 6 - к устьевой арматуре добывающей скважины; 7 - к устьевой арматуре добывающей скважины; 8 - задвижка для возможного пуска/приема СОД

Рисунок А.21 - Схема типового манифольда

А.6.5 Опорная плита для куста скважин/манифольда

А.6.5.1 Опорная плита для куста скважин/манифольда (ее часто называют также буровой и добычной опорной плитой) представляет собой опорную плиту для бурения и заканчивания нескольких скважин, которая включает систему сбора добытых флюидов и/или распределения закачиваемых жидкостей. Кроме того, она выступает в роли основания райзера, как показано на рисунке А.22. Этот тип опорной плиты также включает места подсоединения внутрипромысловых трубопроводов или добычных райзеров.

А.6.5.2 Опорные плиты для куста скважин и манифольда могут быть простыми, например, на две скважины. Они могут быть установлены с вспомогательного судна. Существуют более сложные опорные плиты с манифольдом, предназначенные для обеспечения нескольких десятков скважин, с размещаемым оборудованием весом в сотни тонн. Для установки такой опорной плиты требуется плавучий кран большой грузоподъемности.

А.6.5.3 Основной шлангокабель может также оканчиваться на этой опорной плите. Таким образом, на опорной плите могут размещаться трубопроводная система распределения химических реагентов, трубная обвязка гидравлической системы, кабели электрической системы и/или подводные модули управления отдельных скважин. Индивидуальные линии управления и другие трубопроводы могут подсоединяться к каждой скважине через многоканальные соединители, предварительно установленные на опорной плите.

А.6.5.4 Как правило, манифольд и другие функциональные компоненты монтируются вместе с опорной плитой и (в зависимости от размера и сложности оборудования) могут быть полностью или по частям извлекаться для технического обслуживания.

1 - направляющие стойки (при необходимости); 2 - основание добычного райзера

Рисунок А.22 - Опорная плита для куста скважин/манифольда с добычным райзером

А.6.6 Конструкция опорной плиты для куста скважин

А.6.6.1 Опорная плита основания райзера и опорная плита манифольда могут быть смонтированы и установлены как единая конструкция. Опорные плиты отдельных скважин и опорные плиты куста скважин/манифольда могут быть спроектированы и установлены под водой либо как единая конструкция, либо как последовательно соединенные модули.

А.6.6.2 В зависимости от размера объединенной опорной плиты существует возможность ее установки через буровую шахту судна, что значительно снижает стоимость работ по сравнению с использованием тяжелого плавучего крана. Если требуется пробурить больше скважин, чем может быть размещено на небольшой опорной плите, то следует использовать модульную конструкцию. Модульные опорные плиты могут собираться под водой за счет установки ряда кондукторов для бурения вокруг базовой конструкции, в качестве которой часто выступает первая скважина. При этом может использоваться и консольная конструкция. Использование модульной конструкции опорной плиты может привести к проблеме с допусками в случае, если планируется установить манифольд на опорную плиту и соединять его с отдельными скважинами жесткими трубными вставками.

А.6.6.3 В другой конструкции единой опорной плиты используются шарнирные соединения. Такая конструкция применяется в том случае, когда необходимо шарнирно соединить периферийные части для складывания плиты во время операций спуска (что позволяет осуществлять спуск через буровую шахту мобильной буровой установки). Далее конструкция развертывается в горизонтальное положение после установки на морское дно или на сваи (часто на первую скважину с направлением в качестве несущей конструкции). К шарнирно подсоединяемым компонентам относятся направляющие для бурения скважин, узлы подключения внутрипромысловых трубопроводов и/или узел пуска/приема СОД. При этом остается пространство для последующей установки манифольда в центре опорной плиты. В этом случае, поскольку шарнирные компоненты всегда остаются соединенными с остальной частью опорной плиты, не возникает проблем с допусками и последующим подсоединением.

А.6.6.4 Термин "модульный" может быть применен к методу конструирования других компонентов в системе опорной плиты. Например, опорную плиту для куста скважин с манифольдом можно характеризовать как модульную (даже если плита спущена как единое целое подобно шарнирной конструкции, упомянутой выше), если на ней после спуска устанавливают манифольд, узел приема/пуска СОД и т.д. Альтернативой этому типу модульной конструкции является монтаж единой системы с плитой для куста скважин и манифольда. Такой тип опорной плиты часто называют блочным, и для ее установки требуется плавучий кран большой грузоподъемности.

А.7 Подводные технологические системы

А.7.1 Общие положения

А.7.1.1 Подводные технологические системы предназначены для сепарации и повышения давления добываемой продукции. Эти операции могут выполняться либо в скважине, либо на морском дне. Рассматриваемые в данном разделе технологические процессы включают следующие операции:

- двухфазная и трехфазная сепарация;

- повышение давления с помощью многофазных насосов и компрессоров сырого газа;

- удаление воды.

А.7.1.2 Поскольку большая часть подводного технологического оборудования является энергоемкой, в разделе затронуты вопросы энергообеспечения.

А.7.1.3 Оптимизация процесса эксплуатации технологического оборудования требует постоянного мониторинга как технологических параметров, так и состояния оборудования, как изложено в А.7.7.

А.7.2 Выбор конструкции

А.7.2.1 При выборе технологической схемы подводной подготовки для конкретного проекта необходимо ответить на следующие вопросы:

- подводное оборудование используется для снижения затрат, увеличения прибыли или является вынужденным техническим решением;

- какие процессы и технология являются наиболее подходящими в данном случае;

- в каком месте наиболее оптимально разместить технологическое оборудование.

А.7.2.2 Для достижения разных целей используются различные подводные технологии. Например, повышение давления добываемой продукции можно обеспечить за счет использования внутрискважинных насосов, многофазных насосов на устье скважины или за счет сепарации жидкости и газа на устье скважины с последующим нагнетанием жидкости однофазными насосами. Для выбора оптимального процесса требуется оценка технических аспектов, расчет стоимостных показателей на протяжении всего срока эксплуатации, а также оценка возможных эксплуатационных проблем для каждой системы. Оценка потенциальной выгоды от применения подводного технологического оборудования для конкретного проекта должна включать, но не ограничиваться этим, рассмотрение следующих факторов:

- оптимизация дебита и увеличение общей добычи;

- капитальные затраты на оборудование;

- возможное снижение капитальных затрат, связанное с использованием технологии подводной подготовки, например, снижение требований к диаметру и изоляции внутрипромысловых трубопроводов, к верхним строениям платформы, уменьшение фонда скважин и т.д.;

- анализ связанных с системой эксплуатационных затрат, включая затраты на техническое обслуживание, закачку химических реагентов и дополнительное энергообеспечение.

А.7.2.3 На работу и оптимальное расположение систем подводной подготовки продукции влияют следующие факторы:

- глубина скважины;

- пластовое давление;

- свойства флюидов и их изменение в течение срока эксплуатации (плотность, газовый фактор, содержание воды, вязкость и т.д.);

- протяженность внутрипромысловых трубопроводов;

- глубина воды.

А.7.2.4 Глубина скважины (фактическая глубина по вертикали от морского дна) оказывает существенное влияние на выбор места расположения насосного оборудования. В неглубоких скважинах отличия в работе внутрискважинных насосов и насосов, установленных на устье, незначительны, а увеличение стоимости работ по техническому обслуживанию и сложность скважинного оборудования приводит к тому, что предпочтение отдается насосам, расположенным на уровне дна. С другой стороны, для глубоких скважин или для коллекторов с низким давлением может потребоваться применение внутрискважинных насосов, которые должны быть технически надежными.

А.7.2.5 Свойства добываемых флюидов и механических примесей и их изменение на протяжении срока эксплуатации месторождения оказывают большое влияние на конструкцию и работу подводного технологического оборудования. Использование указанного оборудования часто необходимо на этапе падающей добычи для увеличения давления добываемого флюида. Увеличение содержания воды в продукции и возрастание газового фактора делают подводную сепарацию привлекательным методом для увеличения добычи. Конструкция системы, не имеющая потенциала для изменения, может оказаться неподходящей для полного цикла разработки месторождения. Более предпочтительным решением являются модульные конструкции, обеспечивающие гибкость технологического процесса. В настоящее время ряд поставщиков работает над созданием подводных блочных технологических систем.

А.7.2.6 Расположение технологического оборудования как можно ближе к коллектору является предпочтительным по следующим причинам:

- повышается коэффициент гидравлической эффективности работы насосов вследствие меньшей объемной доли газа;

- улучшается сепарация благодаря более низкой вязкости флюида;

- снижается противодавление в системе при удалении воды;

- улучшается характеристика притока;

- улучшается обеспечение стабильности потока.

А.7.2.7 Продуктивный пласт с низким давлением может не обеспечивать поднятие флюидов к устью скважины. В этом случае давление может быть повышено за счет использования скважинного многофазного насоса.

А.7.2.8 Обычно, исходя из свойств флюида, термодинамического и механического коэффициентов полезного действия, для повышения давления и улучшения сепарации предпочтение отдается размещению оборудования как можно ближе к продуктивному пласту, в то время как с точки зрения конструирования и задач технического обслуживания наиболее приемлемым является размещение оборудования ближе к поверхности. Поэтому необходимо найти баланс между этими противоречивыми требованиями и принять технически обоснованное и оптимальное с экономической точки зрения решение по разработке месторождения.

А.7.2.9 Для глубоководных месторождений при небольшой протяженности трубопроводов между скважинами и главной установкой расположение подводного технологического оборудования около устья скважины или у основания райзера не оказывает существенного влияния на гидравлические характеристики. В такой ситуации расположение оборудования у основания райзера является более предпочтительным, если это обеспечивает возможность ремонта и технического обслуживания с главной установки без привлечения отдельного судна.

А.7.3 Сепарация

А.7.3.1 Общие положения

А.7.3.1.1 Сепарация под водой и на поверхности часто имеет разное предназначение. Подводная сепарация обычно используется как метод увеличения уровня добычи и коэффициента извлечения, а также для преодоления ограничений, связанных с размещением оборудования на ВС платформы. Это достигается за счет отделения и удаления нежелательных продуктов (например, воды) в зоне пласта или на уровне дна моря. При этом снижается противодавление в системе добычи. Сепарация позволяет применять более эффективные однофазные насосы и компенсирует существующие ограничения оборудования верхних строений, например, производительность системы обработки воды. Другой важной целью подводной сепарации является обеспечение стабильности потока (борьба с гидратообразованием, коррозией, образованием пробок).

А.7.3.1.2 Качество подводной сепарации может не достигать уровня, который обеспечивается сепараторами на верхних строениях платформы. Например, если целью сепарации является обеспечение работы насоса для транспортирования продукции по протяженному промысловому трубопроводу, то высокая эффективность сепарации газа может не требоваться или не обеспечивать существенной выгоды, по сравнению с проектной средней эффективностью. Такой подход обоснован, поскольку объемы жидкости и газа, выделяющиеся вследствие снижения давления и температуры в трубопроводе при транспортировании, часто значительно выше той величины, которая попадает в трубопровод из-за ограниченной эффективности сепарации. Однако производительность любой системы сепарации необходимо задавать как можно точнее для более эффективного проектирования технологического оборудования подготовки продукции.

А.7.3.1.3 Наличие твердых частиц (например, песка) в системе подводного оборудования является серьезной проблемой, которая может привести к необходимости использования в скважине устройств по борьбе с выносом песка. Использование средств мониторинга выноса песка требует внимательного рассмотрения.

А.7.3.2 Отделение воды из углеводородов

А.7.3.2.1 Отделение воды предусматривает удаление большей части или всей добытой воды из скважинного флюида. Отделенная вода может быть сброшена в море или закачана в поглощающий пласт. Подводная сепарация вблизи скважины может дать значимый экономический эффект на определенных месторождениях за счет следующих факторов:

- снижение противодавления в скважине, что ведет к повышению дебита и/или общего коэффициента извлечения;

- снижение объема флюида, который необходимо транспортировать на оборудование ВС, что позволяет использовать внутрипромысловые трубопроводы меньшего диаметра;

- снижение нагрузки на оборудование ВС, что позволяет увеличить его производительность;

- устранение или минимизация сепарации, очистки и удаления воды на ВС.

А.7.3.2.2 Удаление основного объема воды из добытых флюидов может также помочь решить ряд проблем, связанных с обеспечением стабильности потока, особенно это касается коррозии и образования гидратов. С удалением воды снижаются потребность в закачке химических реагентов и требования к изоляции внутрипромысловых трубопроводов.

А.7.3.2.3 Подводная сепарация может осуществляться либо посредством обычного гравитационного сепаратора, при этом разделенные нефть и газ затем объединяются и транспортируются по одному трубопроводу, либо путем использования блочного сепаратора, работающего обычно в две ступени, когда на первой ступени происходит сепарация газа и жидкости, а на второй - воды от нефти. Блочные сепараторы обычно имеют циклонную или центробежную конструкцию. Конструкция некоторых гидроциклонов требует постоянного наличия воды в обрабатываемом флюиде. Такие гидроциклоны используются либо для подготовки скважинных флюидов с большим содержанием воды, либо для них должна быть обеспечена предварительная сепарация для извлечения основного объема нефти.

А.7.3.2.4 Альтернативой сепаратору, установленному на морском дне, является использование скважинного гидроциклона с погружным насосом.

А.7.3.2.5 Содержание нефти в отсепарированной воде является критическим параметром. Остаточное содержание воды в углеводородах обычно менее важно. Приемлемым техническим условием может быть содержание воды до 20 %. Как правило, эта концентрация воды в нефти не приводит к образованию высоковязкой эмульсии и отделению воды из нефти, при этом уменьшается контакт воды со стенками трубы и, следовательно, снижается потребность в ингибиторах коррозии. Однако, если целью подводной сепарации является снижение расходов на ингибиторы гидратообразования, тогда уменьшение содержания воды в углеводородах до установленного уровня является критическим параметром.

А.7.3.3 Двухфазная сепарация

А.7.3.3.1 Двухфазная сепарация газ/жидкость может осуществляться либо с помощью традиционного (гравитационного), либо блочного (обычно циклонного) сепаратора. Двухфазная сепарация обеспечивает эффективную перекачку отсепарированных флюидов и обеспечивает стабильность потока (это особенно касается коррозии и образования гидратов) за счет отделения кислого газа и гидратообразующих углеводородов от воды. За счет сепарации вблизи скважин снижается вероятность образования жидкостных или газовых пробок.

А.7.3.3.2 Основной целью двухфазной сепарации является увеличение объема добычи и извлекаемых запасов за счет снижения противодавления на коллектор и обеспечения более низкого давления, при котором прекращается добыча. Системы подводной двухфазной сепарации в большинстве случаев разработаны вместе с системой перекачивания жидкости. Регулирование скорости перекачки жидкости используется как первичный метод контроля уровня жидкости в сепараторе. Существуют два типа систем двухфазной сепарации:

- гравитационные сепараторы в вертикальном или горизонтальном исполнении, конструкция которых базируется на существующих нормах и правилах для оборудования, используемого на ВС, как по продолжительности сепарации, так и по конструкции;

- циклонные сепараторы, которые имеют меньший размер, используют энергию флюида для создания разделяющей силы между газом и жидкостью.

А.7.3.3.3 Сепаратор можно размещать непосредственно около скважин или у основания райзера. Обычно имеет место противоречие между оптимизацией производительности и минимизацией стоимости системы. Оптимальная производительность предполагает размещение технологической системы ближе к продуктивному пласту, хотя с точки зрения минимальной стоимости ее лучше размещать ближе к главной установке. Оптимальное местоположение зависит от характеристик СПД и основной цели, для которой выполняется сепарация. Ниже приведены положения, которые следует оценивать в каждом отдельном случае:

- для обеспечения транспорта продукции по протяженным промысловым трубопроводам более предпочтительным является сепарация вблизи устьев скважин. Это объясняется тем, что наибольшие потери давления имеют место при многофазном транспорте, и уменьшение таких потерь значительно снижает противодавление на продуктивный пласт;

- для глубоководных месторождений с незначительным перепадом высот между устьем скважины и основанием райзера и с относительно короткими выкидными линиями предпочтительным решением является сепарация у основания райзера. Такое расположение является привлекательным, поскольку основные проблемы, включая потери давления, падение температуры и большинство проблем, включая образование пробок и низкие температуры, возникают в райзере. Также можно снизить эксплуатационные затраты, если обслуживание сепаратора осуществляется с главного сооружения без привлечения специального судна.

А.7.3.4 Трехфазная сепарация

Возможно проведение под водой трехфазной сепарации (газ/нефть/вода), однако, для обеспечения надежной работы таких систем необходимы:

- точный и надежный контроль в сепараторе положения поверхностей раздела между водой, эмульсией, нефтью, пеной и газом (см. А.7.7);

- обеспечение надежной системы дозирования химреагентов для минимизации количества эмульсии и пены в сепараторе, облегчая, таким образом, измерение положения поверхностей раздела и в то же время увеличивая до максимума полезный объем, имеющийся для сепарации флюидов;

- обеспечение надежной работы подводных регулирующих клапанов для управления расходом флюидов в сепараторе;

- точное оперативное измерение содержания нефти в пластовой воде;

- способы удаления песка и других твердых частиц из сепаратора.

А.7.4 Повышение давления

А.7.4.1 Общие положения

А.7.4.1.1 Повышение давления (нагнетание) в подводных условиях может быть осуществлено в скважине или на морском дне. Подводные многофазные насосы используются для увеличения давления добываемой продукции выше значения давления естественного потока за счет внесения дополнительной энергии в систему, что может обеспечить следующие преимущества:

- увеличение динамики добычи (сокращается срок эксплуатации месторождения) и повышение коэффициента извлечения;

- обеспечение подъема скважинной продукции для скважин с низкой естественной производительностью (низкое давление, низкий газовый фактор, высокое содержание воды);

- увеличение входного давления в протяженных выкидных линиях, идущих до основной установки или до берега;

- повышение давления в низконапорных скважинах для обеспечения требуемого устьевого давления ("положительное дросселирование").

А.7.4.1.2 Типовая подводная насосная система состоит из следующих элементов:

- центробежного или винтового насоса, включая корпус, радиальные/упорные подшипники, сальники вала, клапаны и трубную обвязку;

- электрического мотора или гидравлической турбины в качестве привода;

- механического сопряжения между насосом и приводом;

- линии передачи энергии (электрической или гидравлической);

- системы управления и контроля, включая блок управления с источником питания, КИП и клапаны;

- систем смазки и охлаждения двигателя, включая емкость, насосы, фильтры, теплообменник, уплотнители и масло.

А.7.4.1.3 Как правило, для подводных насосов требуется больше мероприятий по техническому обслуживанию, чем для насосов и газовых компрессоров, расположенных на верхних строениях. В подводных условиях имеется меньше возможностей для регулирования состава перекачиваемой продукции по содержанию газа в жидкости и жидкости в газовой фазе. Кроме того, флюид часто содержит небольшое количество абразивных частиц. Все это приводит к необходимости разработки конструкции подводных насосов, способных перекачивать многофазный поток, и мало чувствительных к наличию в потоке механических примесей. Как правило, результатом этого является использование установок с более низким КПД, по сравнению с традиционными насосами и компрессорами, устанавливаемыми на платформе.

А.7.4.2 Погружные насосы

А.7.4.2.1 Скважинные погружные насосы с электрическим и гидравлическим приводами широко используются многие годы на суше и не так давно начали устанавливаться в морских подводных скважинах.

А.7.4.2.2 Скважинные погружные насосы относятся к многоступенчатым эксцентриковым винтовым насосам с приводом от электродвигателя или гидравлической турбины.

А.7.4.2.3 С точки зрения гидравлической производительности работа насоса является, как правило, тем более эффективной, чем ближе он находится к пласту-коллектору. Это связано с тем, что работа насоса становится менее эффективной по мере увеличения газовой фракции и падения давления на входе. Следовательно, работа насоса в скважине является предпочтительным решением с перспективой повышения производительности и эффективности системы. Однако при рассмотрении использования глубинного насосного оборудования необходимо учитывать ряд факторов, в том числе:

- стоимость из расчета один насос на одну скважину;

- параметры пластового флюида и необходимость наличия байпаса вокруг насоса для прохождения скважинных инструментов;

- влияние размеров насоса и байпаса на размер обсадной колонны;

- влияние скважинного насоса на конструкцию подводной устьевой арматуры (то есть необходимость в электрических силовых разъемах для электропитания насоса, требование дополнительных гидравлических линий в скважине для регулирования потока через байпас, выбор между ПФА вертикального и горизонтального типов с учетом необходимости технического обслуживания и замены насоса);

- стоимость систем энергоснабжения, распределения энергии и управления работой насосов;

- прогнозируемая надежность и стоимость технического обслуживания и замены насосов.

А.7.4.2.4 В то время как многие из этих факторов ограничивают использование скважинных погружных насосов, существуют отдельные сценарии, в которых скважинные погружные насосы являются лучшей альтернативой насосам, установленным на морском дне. Рассмотрение упомянутых выше факторов должно быть частью сбалансированной оценки выбора из вариантов оборудования, что поможет в определении оптимальной конфигурации оборудования для любого заданного проекта.

А.7.4.2.5 В соответствии с требованиями конкретного проекта погружные насосы также могут быть размещены в отдельной емкости на морском дне рядом со скважинами или установлены в основании добычного райзера рядом с главным сооружением.

А.7.4.2.6 Применяемые УЭЦН должны обеспечивать следующие эксплуатационные и конструктивные характеристики:

- безотказность;

- долговечность;

- сохраняемость;

- ремонтопригодность;

- износостойкость;

- коррозионно-стойкость;

- предотвращение обратного течения жидкости при остановке насоса;

- слив жидкости из колонны НКТ перед подъемом установки;

- возможность исследования скважин без остановки;

- возможность добычи при выходе насоса из строя.

А.7.4.3 Донные многофазные насосы

А.7.4.3.1 Многофазные насосы, устанавливаемые на морском дне, делятся на следующие категории:

гидродинамические насосы, которые работают на принципе преобразования кинетической энергии в статическую (напор), например, винтовые осевые насосы;

поршневые насосы прямого вытеснения (сдвоенные винтовые, поршневые и эксцентриковые винтовые насосы), которые сжимают определенный объем флюида, поступающего со стороны низкого давления, и выпускают на сторону высокого давления.

А.7.4.3.2 Оба типа насоса имеют свои преимущества и недостатки, которые следует учитывать при выборе насоса в каждом конкретном случае.

А.7.4.3.3 Для глубоководных месторождений с промысловыми трубопроводами небольшой протяженности приемлемой альтернативой размещения донного многофазного насоса в месте расположения скважины или вблизи нее может быть размещение у основания райзера рядом с главной установкой, так чтобы проникновение для ремонта и технического обслуживания можно было осуществлять с главной установки.

А.7.4.4 Компрессоры сырого газа

А.7.4.4.1 Компрессоры сырого газа предназначены, как и многофазные насосы, для повышения давления скважинной продукции, но при более высоком газовом факторе. Величина газового фактора в рабочем диапазоне компрессора сырого газа должна составлять приблизительно 95 % - 100 % объемной доли газа. Некоторые типы многофазных насосов могут сжимать многофазный поток с очень высокой объемной долей газа, по крайней мере, в течение коротких периодов времени.

А.7.4.4.2 Уменьшение объема и повышение давления за счет сжатия сырого газа позволяет использовать в системе сбора трубопроводы меньшего диаметра, существенно уменьшая, таким образом, капитальные затраты.

А.7.5 Удаление воды

А.7.5.1 Пластовая вода, как правило, сбрасывается для утилизации в глубокие поглощающие горизонты для ее безопасного захоронения, либо закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

А.7.5.2 Для организации сброса воды в глубокие поглощающие горизонты необходимо обеспечить геолого-гидрогеологическое обоснование допускаемого объема и периода закачки в рамках границ горных отводов разрабатываемого месторождения.

А.7.5.3 Для закачки пластовой воды необходимо:

- определить химическую совместимость закачиваемой воды и пластовой во избежание выпадения отложений, а также совместимость закачиваемой воды с пластовой по глинистой составляющей породы-коллектора во избежание снижения приемистости нагнетательных скважин из-за разбухания монтмориллонитовых глин;

- контролировать содержание нефти и твердых веществ в воде для гарантии того, что содержание примесей в воде приемлемо для длительного закачивания в конкретный выбранный пласт.

А.7.5.4 Если закачка воды необходима для поддержания пластового давления, то использование отсепарированной воды уменьшает объем воды, необходимой для закачки в пласт с главного промыслового сооружения. Однако объем отсепарированной пластовой воды не обеспечивает всю потребность системы поддержания пластового давления, так как этот объем меньше объема добываемой нефти.

А.7.5.5 Для закачки пластовой воды обычно требуются бурение и заканчивание дополнительных нагнетательных скважин, за исключением случаев, когда используется технология сепарации в скважине.

А.7.5.6 Закачанная вода может вызвать закисление пласта-коллектора, если для заводнения используется морская вода. Наиболее вероятной причиной закисления пласта является рост сульфатвосстанавливающих бактерий в зоне, где смешиваются морская и пластовая воды. Для существования бактерий в зоне смешивания должны присутствовать жирные кислоты и сульфаты. Обработка этой зоны невозможна, поэтому единственным способом контроля ситуации является проектирование системы, предназначенной для эксплуатации в кислой среде.

А.7.6 Управление электропитанием

А.7.6.1 Многие подводные технологические процессы требуют значительной электрической мощности, обычно составляющей несколько мегаватт. Электроэнергия используется для работы насосов для закачки пластовой воды или повышения давления добываемых флюидов. Кроме этого, к подводным потребителям электроэнергии относятся электростатические коагуляторы, компрессоры сырого газа и центробежные сепараторы.

А.7.6.2 Для распределения, подключения и управления электроэнергией, подаваемой в подводные технологические системы, требуется значительное количество вспомогательного оборудования, включая подводные электродвигатели, трансформаторы, предназначенные для работы в воде высоковольтные разъемы, преобразователи частоты и частотно-регулируемые приводы.

А.7.6.3 При передаче электроэнергии на большие расстояния системы постоянного тока имеют ряд преимуществ, по сравнению с системами переменного тока, а именно:

- меньшие потери в системах постоянного тока;

- системы постоянного тока менее сложные и более гибкие, особенно при изменениях конфигурации и режима нагрузки;

- наличие гармоник и наличие резонанса представляют значительную проблему для систем переменного тока в отличие от систем постоянного тока;

- для систем постоянного тока проще определить размер кабеля, так как он зависит только от падения мощности и напряжения, тогда как в системах переменного тока требуется найти компромисс между рядом факторов, включая допустимый уровень искажения гармоник, параметры напряжения и потери при передаче.

А.7.6.4 Однако вероятность возникновения необходимости технического обслуживания более высока для электродвигателей постоянного тока. Для подводных установок в настоящее время отсутствуют высоковольтные преобразователи постоянного напряжения в переменное. Выбор системы в каждом конкретном случае обычно основан на оценке стоимости за период эксплуатации.

А.7.7 Контроль подводных технологических систем

А.7.7.1 Оптимизация СПД с использованием подводного технологического оборудования требует контроля как технологического процесса, так и состояния самого оборудования.

А.7.7.2 В дополнение к контролю давления и температуры, который постоянно осуществляется в СПД, требуется контроль следующих показателей:

- расход, однофазный и/или многофазный;

- положение уровней поверхности раздела нефти, воды, эмульсии и пены в подводных сепараторах (считается, что датчики нуклонного типа обеспечивают наилучшее решение данной задачи для подводных сепараторов);

- содержание нефти в отсепарированной воде (требуется точный оперативный контроль для подтверждения, что качество воды соответствует допустимым значениям для сброса в окружающую среду или закачки в пласт);

- содержание воды в отсепарированной нефти.

А.7.7.3 Несмотря на возможность оценки состояния подводного технологического оборудования путем постоянного контроля технологических параметров, желательно осуществлять непосредственный контроль оборудования, чтобы оптимизировать его работу и оценить износ. Контроль технического состояния включает следующие параметры:

- давление и температура на приеме и выходе насоса;

- частота вращения насоса/электродвигателя, биение вала и температура подшипников;

- осевая и радиальная вибрация вращающихся элементов;

- параметры источника электроэнергии, например, управляющий ток привода и его гармоники;

- правильность функционирования критических элементов, таких как датчики уровня, клапаны регулирования уровня, датчики контроля содержания нефти в воде, системы дозирования химических реагентов, изолирующие барьеры для жидкости и т.д.;

- вынос/накопление песка в технологических аппаратах (на месторождениях, где ожидается значительный вынос песка, требуется его отдельная сепарация).

А.7.7.4 Методы проведения контроля параметров технологического процесса, производительности и целостности оборудования должны быть определены на этапе проектирования подводных технологических систем. Необходимо учитывать высокий уровень электромагнитных помех в окружающей среде, а также требуемую ширину полосы пропускания системы связи, необходимую для передачи всего объема данных на газораспределительную станцию.

А.8 Системы контроля и управления добычей

А.8.1 Общие положения

А.8.1.1 Система контроля и управления добычей включает средства дистанционного управления и мониторинга оборудования для подводной добычи или закачки.

А.8.1.2 Система контроля и управления добычей состоит из надводного и подводного оборудования (см. рисунок А.23).

А.8.1.3 В зависимости от конструкции системы и специфических условий месторождения, оборудование надводной системы управления ранжируется от простых гидравлических силовых блоков со встроенными панелями управления до современных систем с мультиплексной передачей сигналов, включающих интерфейс оператора, объединенный с системой управления надводным технологическим оборудованием. Надводная система управления может быть связана с подводным оборудованием непосредственно или через подводный модуль управления. Подводный(е) модуль(и) управления могут предназначаться для управления/мониторинга устьевой арматуры, внутрискважинного оборудования и/или манифольдов.

А.8.1.4 В СПД используется несколько систем контроля и управления. В таблице А.1 приведено сравнение характеристик типовых систем управления, в которых используется шлангокабель, прокладываемый от главной установки до СПД. Шлангокабель включает линии электропитания, линии управления и гидравлические линии. Вследствие большого числа переменных параметров и влияния предпочтений оператора при выборе систем управления можно сделать только относительное сравнение этих систем. Основные параметры систем приведены в последующих подразделах. Общим для них является использование гидравлической системы высокого давления для управления подводным оборудованием. Эта функция реализуется с помощью гидравлической силовой установки, обычно расположенной на поверхности, но которая может устанавливаться и под водой.

1 - гидравлическая(ие) линия(и) управления; 2 - электрическая(ие) линия(и) управления; 3 - уровень моря; 4 - электрические и гидравлические линии управления, объединенные в одном шлангокабеле (вариант); 5 - колпак устьевой арматуры; 6 - подключение электрической линии управления; 7 - подключение гидравлической линии управления; 8 - подводная устьевая арматура; 9 - корпус модуля управления; 10 - опорная плита модуля управления; 11 - гидравлическая силовая установка; 12 - пульт управления; 13 - пульт управления электроснабжением; 14 - система записи и считывания данных

Рисунок А.23 - Схема системы контроля и управления добычей для одиночной скважины-спутника

Таблица А.1 - Сравнение характеристик различных типов систем управления

Система	Характеристика
	Сложность	Реагирование		Дискретное управление подводными функциями	Считывание записанных данных	Шлангокабель(и)
	Сложность	Сигнал	Приведение в действие	Дискретное управление подводными функциями	Считывание записанных данных	Тип	Размер	Дистанция передачи команд
Прямая гидравлическая	Низкая	Медленно	Медленно	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический	Большой	Короткая
Дискретная с гидроусилителем	Умеренно низкая	Медленно	Быстро	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический	Умеренно большой	Средняя
Последовательная с гидроусилителем	Средняя	Медленно	Быстро	Нет	Отдельное по требованию	Гидравлический	Малый	Средняя
Прямая электрогидравлическая	Средняя	Очень быстро	Быстро	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический и электрический или совмещенный	Средний	Длинная
Мультиплексная электрогидравлическая	Высокая	Очень быстро	Быстро	Да	Интегрированное	Гидравлический и электрический или совмещенный	Малый	Длинная
Электрическая	Высокая	Очень быстро	Быстро	Да	Интегрированное	Отсутствуют гидравлические линии системы управления	Малый	Длинная

А.8.1.5 Большинство эксплуатируемых в настоящее время систем является мультиплексными электрогидравлическими системами, так как они обеспечивают очень короткое время срабатывания при аварийной остановке и возможность осуществлять мониторинг значительного числа подводных параметров.

А.8.1.6 Чтобы сократить последующее описание типичной системы контроля и управления добычей, в настоящем приложении изложены только свойства, присущие мультиплексной электрогидравлической системе управления, если иное не указано в примечании. Более подробное описание других типов подводных систем контроля и управления добычей см. в [12].

А.8.1.7 Типовые мультиплексные электрогидравлические системы используют многожильный электрогидравлический шлангокабель, в котором для передачи сигналов управления (обычно мультиплексированные цифровые данные) и электроэнергии могут использоваться отдельные или общие жилы. Требуется осуществлять электронное кодирование и декодирование сигнала на поверхности и под водой. Это исключает необходимость использования отдельного электрического кабеля и разъема для его подводного соединения. Для ограничения объема передаваемых данных может использоваться фильтрация данных, поступающих от конечных устройств.

А.8.1.8 В дополнение к проводникам для передачи сигналов управления и электроэнергии многожильный электрогидравлический шлангокабель обычно содержит гидравлические линии для различных флюидов, включая жидкости гидравлической системы управления и химические реагенты для подводного оборудования. Отдельные шланги или трубы для флюидов могут быть изготовлены из обычных и коррозионно-стойких сталей или термопластических материалов. Более подробно шлангокабели рассмотрены в А.9.

А.8.1.9 Некоторые электрогидравлические системы позволяют накладывать сигналы управления на силовую цепь. Подобная схема обычно называется "наложением сигналов связи на электропитание" (comms on power). Она исключает необходимость в отдельном кабеле связи, уменьшая, таким образом, стоимость шлангокабеля.

А.8.1.10 Кроме того, сигналы могут быть переданы по волоконно-оптическому кабелю или акустическими методами, описание которых дано в А.8.2 и А.8.3, соответственно.

А.8.1.11 Обладая высоким уровнем функциональности, мультиплексные электрогидравлические системы управления могут выполнять следующие операции:

- открывать/закрывать все клапаны в скважинах, на ПФА и задвижки выкидных линий;

- прекращать добычу при нарушении режима, например, возникновении признаков утечки углеводородов или при повышенном/пониженном давлении;

- переключать положение дивертора системы TFL;

- управлять положением подводных и/или внутрискважинных штуцеров;

- управлять разнообразными вспомогательными функциями, например, системой закачки химических реагентов;

- осуществлять контроль параметров подводного оборудования, например, положения клапанов, температуры, давления, уровня выноса песка и состояния оборудования системы подводных технологических процессов;

- осуществлять контроль параметров системы управления, например, давления жидкости в гидравлической системе, состояние линии связи и значений напряжений;

- передавать показания многофазных и скважинных датчиков в систему управления главной установки.

А.8.1.12 Системы управления и контроля, как правило, не включают средства контроля монтажа, например, запирание подводных гидравлических разъемов, управления клапанами вертикального доступа и портами контроля давления.

А.8.1.13 Подводный модуль управления (называемый "control pod") обычно монтируют непосредственно на контролируемом оборудовании, например, на подводной устьевой арматуре/манифольде, на отдельном основании, с которого он в случае необходимости может быть извлечен на поверхность. Подводный модуль управления осуществляет связь между линиями управления, передающими гидравлическую и электрическую энергию и сигналы с главной установки, и подводным оборудованием, которое подлежит контролю и управлению. Подводный модуль управления содержит вспомогательные клапаны, приводимые в действие гидравлической или электрической энергией, которая подается с главной установки. Он также включает электронные модули, которые используются для управления, связи и сбора данных.

А.8.1.14 Находящаяся под давлением жидкость в гидравлической системе используется для активации функций подводного оборудования, кроме того, она обеспечивает смазку и защиту от коррозии элементов, на которые она воздействует. Гидравлическая схема управления может быть разомкнутой и замкнутой, т.е. после срабатывания оборудования отработанная жидкость может сбрасываться в море или возвращаться на главную промысловую установку. В качестве рабочей жидкости могут использоваться биоразлагаемые жидкости на водной основе, углеводородсодержащие или синтетические минеральные жидкости. В разомкнутых системах могут использоваться только биоразлагаемые жидкости на водной основе. Рабочие жидкости на углеводородной основе следует использовать в замкнутых системах, в которых отработанный флюид возвращается в емкость для рабочей жидкости.

А.8.1.15 Перед монтажом система управления должна проверяться на испытательном стенде или другом аналогичном оборудовании с целью подтверждения функционирования в соответствии с техническими условиями.

А.8.1.16 Специально разработанные инструменты для монтажа обычно поставляют вместе с системой контроля и управления. В случае необходимости модуль управления может быть извлечен на поверхность для технического обслуживания и снова установлен под воду.

А.8.1.17 Буи управления, расположенные рядом с подводным оборудованием, как изложено в А.8.4, являются альтернативой традиционным системам управления с применением шлангокабеля.

А.8.2 Волоконно-оптические линии

А.8.2.1 Использование волоконных оптических кабелей является одним из вариантов организации канала передачи сигналов управления и мониторинга между главной установкой и подводным оборудованием. Для СПД, в которых применяют скважинные приборы измерения давления/температуры или многофазовые расходомеры, необходимо передавать большой массив данных на главную станцию управления (MCS), расположенную на основном сооружении. В этом случае высокая скорость передачи данных и широкая полоса частот, предоставляемые волоконно-оптическими линиями, обеспечивают значительное преимущество по сравнению с традиционными многожильными медными кабелями связи.

А.8.2.2 Другими преимуществами волоконно-оптических систем связи являются:

- отсутствие электромагнитных помех и взаимных наводок;

- небольшая масса по сравнению с медным кабелем;

- отсутствие электрических искр и опасности возникновения пожара;

- меньшее затухание сигнала при передаче, чем в высокочастотных коаксиальных кабелях, что снижает потребность в ретрансляторах на больших расстояниях.

Дополнительная информация по волоконно-оптическим линиям связи приведена в А.9.1.3.

А.8.3 Акустические системы управления

А.8.3.1 Системы управления, использующие распространение в воде звука, имеют в настоящее время незначительное применение вследствие ограничений по эффективной дальности передачи сигнала и необходимости выработки электроэнергии на месте расположения скважины. Требования относительно низкой мощности могут быть достигнуты за счет использования систем с узкой диаграммой направленности.

А.8.3.2 На функционирование акустических систем сильно влияют свойства морской воды, в том числе соленость, температура, глубина, а также шум волн на поверхности. Глубина воды является особенно значимым фактором, так как в относительно мелкой воде (например, в Северном море) акустические волны имеют тенденцию отклоняться к поверхности воды, в сильной степени ограничивая дальность связи.

А.8.3.3 Также целесообразно учитывать скорость срабатывания акустической системы, имея в виду, что сигналы могут передаваться в морской воде только со скоростью звука, а для каждого сообщения требуется контроль циклическим избыточным кодом (с использованием алгоритма вычисления контрольной суммы) (см. [14]).

А.8.3.4 Также возможно использование акустических систем управления, которые используют стенки трубопроводов для передачи данных, но в настоящее время они не находят широкого применения.

А.8.4 Буи управления

А.8.4.1 Одной из альтернатив применения многоканального шлангокабеля, проложенного от главной установки, является установка на месте буев управления.

А.8.4.2 Буй управления может быть поставлен на якоре в непосредственной близости от подводного оборудования и использоваться для обеспечения связи с этим оборудованием. Такая связь устанавливается обычно по радиоканалу между главной установкой и буем управления, а затем с помощью относительно короткого шлангокабеля от буя управления к подводному оборудованию. Буй управления можно также использовать в качестве места, откуда подается электрическая и гидравлическая энергия на подводное оборудование, а также химические реагенты, например, ингибиторы гидратообразования, ингибиторы коррозии и т.д.

А.8.4.3 При выборе между шлангокабелем и установкой буя управления следует учитывать следующие факторы:

- обеспечение безопасности, включая риски для персонала при его доставке на буй и возвращении, организация аварийной эвакуации с буя, опасность хранения химических реагентов, ограничения возможности ведения работ внутри буя из-за ограниченности пространства, например, опасность входа-выхода, сложность обращения с крупногабаритными предметами и предрасположенность к морской болезни из-за качки;

- охрану окружающей среды, включая потенциальные риски утечки химреагентов из свободно подвешенного шлангокабеля и вероятность их разлива во время операций погрузки/выгрузки;

- риски для судоходства и необходимость предотвращения несанкционированного доступа к бую;

- доступность системы, включая оценку возможности подхода к бую при разных погодных условиях;

- себестоимость с учетом периода эксплуатации, включая эксплуатационные расходы, связанные с диагностикой и периодическим техническим обслуживанием буя управления, а также его якорной системы и шлангокабеля.

А.8.5 Многофазные расходомеры

А.8.5.1 Многофазные расходомеры являются стационарными приборами для измерения относительных значений потоков газа, нефти и воды в выкидной линии, не требующие предварительного разделения фаз. Однако для некоторых многофазных расходомеров требуется определенная предварительная подготовка потока. Измерения потока осуществляются двумя или более датчиками с последующей обработкой результирующих данных для получения расхода каждой фазы.

А.8.5.2 Использование подводных многофазных расходомеров имеет следующие преимущества:

- значительная экономия капитальных затрат за счет отсутствия необходимости в отдельной системе испытания скважины, которая, как правило, состоит из соответствующего подводного манифольда, испытательной линии, идущей на главную установку, и испытательного сепаратора на этой установке;

- более быстрое получение достоверных результатов за счет проведения испытаний с использованием подводных стационарных расходомеров и промыслового трубопровода, в сравнении с испытанием через отдельную испытательную линию и измерительный сепаратор. Это обеспечивается благодаря следующему:

- нет необходимости ожидать стабилизации потока при прохождении струи жидкости через испытательную линию для того, чтобы получить достоверный результат испытаний. Это особенно важно на глубоководных месторождениях и в случае протяженных выкидных линий;

- не изменяется противодавление на скважину за счет подсоединения ее к системе с разными гидравлическими характеристиками. Следовательно, нет необходимости изменять установку штуцера на подводной устьевой арматуре, т.е. течение потока через многофазный расходомер в эксплуатационный трубопровод является настолько реалистичным и простым испытанием, насколько это возможно для обеспечения нормального режима работы скважины;

- возможно осуществлять контроль скважины в начальный период промывки, когда можно получить важную информацию о результативности и эффективности процедур заканчивания;

- больше данных в реальном масштабе времени (в случае, если многофазный расходомер монтируют на каждой отдельной скважине, а не на подводном манифольде), что улучшает понимание ситуации и управление продуктивным пластом;

- способность разделять добычу разных месторождений, принадлежащих разным собственникам, до смешения пластовой продукции и закачки ее в общую трубопроводную систему;

- повышение оптимизации добычи и продление эксплуатации промысла за счет осуществления контроля параметров добычи на каждой скважине в реальном масштабе времени и, следовательно, быстрого реагирования на возникающие проблемы, например, образование водяных или газовых пробок и плохое функционирование газлифта;

- снижение эксплуатационных затрат, по сравнению с затратами на поддержание и эксплуатацию испытательной линии и системы сепарации, включая затраты на контроль целостности трубопровода и сосудов, работающих под давлением.

Точность многофазного расходомера зависит как от типа измерительного устройства, так и конкретного исполнения. В мировой практике считается приемлемой следующая точность измерений:

(5 - 10) % для контроля за разработкой;

(2 - 5) % для распределения добываемой продукции;

(0,25 - 1,00) % для учета налогооблагаемой продукции.

А.8.5.3 Хотя современные многофазные расходомеры не подходят для учета налогооблагаемой продукции, они удовлетворяют потребностям управления месторождением и распределения продукции при выборе соответствующего расходомера. Тем самым значительно снижаются расходы по сравнению с другими системами в каждом конкретном случае.

А.8.5.4 Большинство многофазных расходомеров измеряют параметры потока, которые являются функциями расходов трех фаз, таких как фазовые скорости и профиль фаз. Основными измерительными приборами, используемыми для измерения этих параметров, являются:

- дифференциальные манометры;

- гамма-плотномер по двум уровням энергии;

- устройства измерения полного сопротивления и СВЧ-приборы.

А.8.5.5 В настоящее время отсутствует прибор, способный точно измерять расходы трех фаз во всем диапазоне возможных значений газового фактора (объемной доли газа), расхода, давления, содержания воды и режимов потока. Например, большинство многофазных расходомеров дают значительные погрешности в случаях, если объемная доля газа превышает 90 %.

А.8.5.6 Измерительные приборы, предназначенные для измерения потока с объемной долей газа свыше 95 %, при содержании жидкости, равном или меньшем 1 % объемной доли, обычно называют расходомерами сырого газа. Такие счетчики могут потребоваться для газоконденсатных месторождений, месторождений жирного газа и месторождений с очень высоким газовым фактором. Для оптимального выбора многофазного расходомера с учетом производительности, стоимости, надежности и т.д. в каждом конкретном случае важно учесть следующие факторы:

- уровень доверия к определенному типу измерительного прибора, основанный на предыдущем опыте и экспертизе внутри компании, включая вопрос о том, может ли быть увеличен масштаб измерений прибора без необходимости проведения полного квалификационного испытания;

- вопросы безопасности и охраны окружающей среды, связанные с использованием источников радиационного излучения и т.д.;

- возможность помещения прибора в скважину и связанная с этим возможность образования отложений парафина, солей и/или асфальтенов;

- соответствие рабочего диапазона измерительного прибора величинам газового фактора, расхода, давления, содержания воды и режима потока;

- калибровка прибора по изменениям свойств флюидов и режимов потока в течение всего срока эксплуатации месторождения;

- уровень послепродажного обслуживания со стороны поставщика, включая обучение персонала, калибровку и обслуживание приборов и т.д.;

- размер и масса полного модуля, включая гомогенизатор потока, и необходимость обеспечения определенного положения при монтаже, т.е. горизонтальное или вертикальное размещение;

- история конкретной модификации прибора с точки зрения его предыдущего использования под водой и насколько легко он может быть извлечен на поверхность в случае возникновения такой необходимости;

- предлагается ли прибор отдельно или как часть общего пакета управления месторождением, включая другое оборудование регулирования потока и/или мониторинга;

- капитальные затраты и ожидаемые эксплуатационные расходы для измерительного прибора в течение всего срока эксплуатации месторождения.

А.8.5.7 Использование многофазного расходомера может эффективно совмещаться с рядом других методов, включая контроль давления/температуры в скважине, регулирование потока и/или сепарацию, а также подводную сепарацию с использованием многофазных насосов для оптимальной разработки месторождения. Наличие в настоящее время программного обеспечения в некоторых случаях позволяет отказаться от применения многофазных расходомеров.

А.8.6 Детекторы выноса песка

При использовании подводного технологического оборудования необходимо уделить существенное внимание применению устройств контроля выноса песка, при этом лучше устанавливать детекторы выноса песка на отдельных скважинах, а не на трубной обвязке манифольда после смешивания потоков. Это позволит легче определить проблемные скважины и решить возникшие проблемы. Имеются два основных типа подводных детекторов выноса песка:

а) бесконтактные детекторы выноса песка

Акустический фланец, устанавливаемый на трубной обвязке подводной устьевой арматуры, регистрирует шум от ударов песчинок о внутреннюю стенку трубы. Акустические детекторы очень чувствительны к внешним шумам и, следовательно, на них могут влиять такие параметры, как режим потока, расход, газовый фактор, конструкция райзеров и т.д. Для получения надежных результатов требуется калибрование прибора непосредственно на промысле.

Ультразвуковые приборы, прикрепляемые зажимами к трубной обвязке подводной устьевой арматуры и обеспечивающие контроль толщины стенки трубы вследствие эрозии под действием песка. Расположение этих детекторов на трубной обвязке в точках, подверженных эрозии, является критическим фактором. Установка прибора непосредственно за эксплуатационным дросселем является общепринятой практикой, однако, в случае повреждения дроссельной заслонки (например, вследствие песчаной эрозии) поток может быть направлен по трубе, где контроль не осуществляется;

b) контактные детекторы выноса песка

На трубной обвязке подводной устьевой арматуры могут устанавливаться датчики электрического сопротивления, которые измеряют совокупную эрозию по мере увеличения сопротивления известного поперечного сечения. Эти датчики восприимчивы к изменениям температуры добываемых флюидов, поэтому для получения надежных результатов необходимо калибрование датчика непосредственно на промысле. Установка датчика непосредственно за эксплуатационным дросселем является общепринятой практикой, однако, в случае повреждения дроссельной заслонки (например, вследствие песчаной эрозии) поток может быть направлен в сторону от датчика.

Эксплуатационные характеристики датчика изменяются от месторождения к месторождению на протяжении эксплуатации, а также вследствие изменения условий добычи, например, введения газлифта, изменения давления в скважине и изменения газожидкостного фактора.

Для повышения эффективности датчиков выноса песка, их работе должны сопутствовать соответствующие мероприятия, например, регулярный анализ тренда параметров и модернизация процедур действий при возникновении аварийных сигналов.

А.8.7 Системы обнаружения утечек

А.8.7.1 Для обнаружения утечек в системах, содержащих углеводороды под давлением, может использоваться различное оборудование. Некоторые системы обнаружения утечек в подводной устьевой арматуре и манифольдах монтируют на самой верхней точке защитного укрытия от падающих предметов.

А.8.7.2 Для обнаружения утечек на внутрипромысловых трубопроводах используется большое число методов, включая:

- контроль температурного профиля с помощью оптического рефлектометра с временным разрешением на основе волоконно-оптического кабеля, который прокладывают вдоль внутрипромысловых трубопроводов. Этот метод основан на изменении амплитудно-частотной характеристики оптического волокна вследствие местных температурных колебаний, вызванных расширением или охлаждением газа, выходящего из трубы, либо утечек из линии жидкостей с высокой температурой;

- обнаружение падения давления с помощью датчиков давления на одном или обоих концах внутрипромысловых трубопроводов при возникновении не катастрофического разрыва стенки выкидной линии;

- обнаружение возникновения акустических шумов с помощью детекторов звука, установленных на стенке трубы на заданных расстояниях вдоль выкидной линии. Недостатком этого метода являются трудности различения нормальных шумов при турбулентном потоке от шума при утечке;

- расчет баланса массы и моделирование переходных режимов потока. Оба этих метода основаны на измерении массы входящего и выходящего потоков в сочетании с измерениями давления и температуры в точках входа и выхода;

- контроль давления в выкидной линии. Этот метод используется только на длинных газопроводах и не позволяет обнаруживать небольшие утечки, особенно если они расположены далеко от конца выкидной линии.

А.8.7.3 Рабочие характеристики всех упомянутых выше методов, за исключением оптического рефлектометра с временным разрешением, значительно ухудшаются на гибких выкидных линиях. С целью минимизации побочных аварийных сигналов при проектировании системы необходимо учитывать физические воздействия различных промысловых процессов, например, быстрое и значительное изменение расхода, запуск средств диагностики и очистки и др.

А.8.8 Высокоинтегрированные системы защиты от избыточного давления

А.8.8.1 Для защиты промыслового оборудования от гидростатического давления при закрытом устье скважины могут использоваться системы защиты от избыточного давления, которые позволяют:

- использовать выкидные линии, которые не рассчитаны на гидростатическое давление при закрытом устье скважины,

- осуществлять подсоединение новых добычных систем с высоким давлением к существующим или новым технологическим установкам низкого давления.

А.8.8.2 Эти варианты позволяют снизить начальные инвестиции при освоении новых месторождений с высоким давлением, что позволяет достичь рентабельности месторождений.

А.8.8.3 Главное требование любой системы защиты от избыточного давления - это надежная защита элементов, рассчитанных на работу при низком давлении, от гидростатического давления в НКТ. Для решения этой задачи система защиты от избыточного давления (конструкция оборудования, методы эксплуатации и испытания) подлежит тщательному анализу. Для этого, например, можно использовать комбинацию влияния видов отказов и анализа критичности, а также методы сценарного моделирования. До монтажа системы защиты от избыточного давления следует определить ее расчетный период функционирования, так как снижение пластового давления приводит к тому, что защита от избыточного давления требуется только на начальной стадии разработки месторождения.

А.8.8.4 Степень интеграции системы управления защитой от избыточного давления и системы управления добычей следует тщательно продумать на стадии проектирования. Подача электрической и/или гидравлической энергии для обеих систем по одному каналу допустима при условии, что система защиты от избыточного давления обеспечит безопасный режим при отключении общего источника электропитания/гидравлической энергии.

А.8.8.5 Требования к эксплуатационной надежности системы защиты от избыточного давления следует определять исходя из необходимого уровня безопасности, согласно ГОСТ IEC 61508-3, ГОСТ Р МЭК 61508-1, ГОСТ Р МЭК 61508-2, ГОСТ Р МЭК 61508-3, ГОСТ Р МЭК 61508-4, ГОСТ Р МЭК 61508-5, ГОСТ Р МЭК 61508-6, ГОСТ Р МЭК 61508-7.

А.8.8.6 Для достижения необходимого уровня безопасности необходимо выполнить три основных требования:

- количественное определение максимально допустимой вероятности отказа рабочей функции;

- количественное определение конструкционных ограничений на подсистемы, наделенные функциями безопасности, например, предельная возможность использования конструкции при отказе отдельных элементов;

- определение способов и средств, позволяющих исключить и контролировать систематические ошибки, например, применение датчиков различного типа с соответствующим резервированием датчиков и исполнительных механизмов.

А.8.8.7 Обычно система защиты от избыточного давления имеет два запорных клапана для изолирования элементов, рассчитанных на более низкое давление, от статического давления в НКТ. Помимо этого используются датчики давления с двойным резервированием, которые установлены по обеим сторонам клапанов и между ними. Отводы для измерения давления обычно размещаются таким образом, чтобы их можно было периодически промывать метанолом для предотвращения гидратообразования и проведения испытания системы.

А.8.8.8 Запорные клапаны должны обеспечивать безопасное закрытие при отказе отдельных элементов и в случае нарушения подачи электрической и/или гидравлической энергии на систему защиты от избыточного давления. Высокие величины давления, фиксируемые датчиками системы защиты от избыточного давления, также должны приводить к закрытию запорных клапанов. Выходной сигнал датчиков давления настраивают таким образом, чтобы при низком давлении датчик подавал сигнал высокого уровня, а при высоком давлении - низкого уровня. Подобная схема позволяет датчикам инициировать закрытие запорных клапанов, даже если они обесточены. Системы защиты от избыточного давления следует всегда подробно анализировать на надежность и ремонтопригодность.

А.8.8.9 В системе должны быть предусмотрены вспомогательные клапаны для сброса избыточного давления, возникшего до или между закрытыми запорными клапанами. После сброса давления датчики давления могут быть приведены в исходное состояние, а запорные клапаны открыты для возврата системы в рабочее состояние.

А.8.8.10 Обычно запорные клапаны устанавливают на общем добычном коллекторе, непосредственно перед выкидной линией. Однако использование клапана большого сечения может вызывать сложности с обеспечением необходимого времени его закрытия. В этом случае необходимо устанавливать запорные клапаны на отводах, идущих в главный коллектор, а иногда в качестве одного из запорных клапанов может использоваться главная эксплуатационная задвижка на подводной устьевой арматуре. Однако эта конфигурация имеет следующие недостатки:

- снижение общей надежности при подключении каждого дополнительного отвода по сравнению с системой, в которой запорные клапана установлены на общем коллекторе;

- необходимость в дополнительных высоконадежных элементах (запорные клапаны и система управления системой защиты от избыточного давления), если дополнительные скважины последовательно включают в добычную систему;

- повышенное энергопотребление, так как требуются дополнительные электромагниты с двойным резервированием;

- дополнительные датчики давления, клапаны для промывки метанолом и вспомогательные клапаны;

- большая протяженность и извилистость трубной обвязки между элементами системы, например, подводным модулем управления системой защиты от избыточного давления и отдельными запорными клапанами (особенно в случае, когда главная эксплуатационная задвижка на ПФА используется в качестве барьера, а в архитектуре системы имеются скважины-сателлиты).

А.8.8.11 Особое внимание следует уделить разработке и внедрению методов эксплуатации и испытания систем защиты от избыточного давления.

А.8.8.12 Следует постоянно проводить испытания системы защиты от избыточного давления для подтверждения ее работоспособности. Подобные испытания обычно включают:

- частичное закрытие запорных клапанов для подтверждения реакции запорного клапана на команды управления, а также правильной работы указателей положения регулирующего клапана;

- промывка каналов датчиков давления метанолом для контроля их состояния;

- полнофункциональные испытания для подтверждения правильной работы системы, а также герметичности запорных клапанов.

А.8.8.13 Частота испытаний системы оказывает значительное влияние на ее общую надежность.

А.8.8.14 Частота проведения испытаний системы в течение всего срока эксплуатации должна быть определена на основе анализа отказов системы с учетом параметров месторождения. Например, через некоторый период эксплуатации месторождения статический напор в НКТ может понизиться до значения, допустимого для выкидных линий и/или технологического оборудования. Следовательно, система защиты от избыточного давления больше не потребуется.

А.8.9 Системы закачки химических реагентов

А.8.9.1 Система закачки химических реагентов включает реагентный блок (насосы и резервуары для жидкостей), расположенный на главной установке и соединенный с системой распределения, состоящей из трубопроводов и системы клапанов. Линии для разных реагентов обычно входят в состав шлангокабеля управления, поэтому система закачки химических реагентов часто рассматривается как часть системы контроля и управления добычей. Такой подход обеспечивает удобное разделение работ, но он приводит к тому, что этой системе уделяется меньше внимания, чем она заслуживает.

А.8.9.2 Разные химреагенты закачиваются в систему для разных целей. Наиболее часто химические реагенты закачиваются в систему для обеспечения стабильности потока, см. приложение I. Также химические реагенты закачиваются в целях борьбы с коррозией и по другим причинам.

А.8.9.3 В простых системах с небольшим числом скважин специальные линии закачки реагентов, расположенные в шлангокабеле, могут непосредственно подсоединяться к каждой скважине. В системах с большим количеством скважин может потребоваться интеграция системы закачки химреагентов в манифольд с целью уменьшения общего числа линий в шлангокабеле. В этом случае обычно используются подводные дозирующие клапаны для подачи заданного количества химических реагентов в каждую отдельную скважину/точку закачки на манифольде.

А.8.9.4 Крайне важно обеспечить совместимость химических реагентов со всеми материалами, применяемыми в системе закачки реагентов и в СПД (после точки закачки). Известно, что некоторые химические реагенты, например метанол, могут проникать через стенки шлангов из термопластов, что привело к использованию в шлангокабелях металлических трубопроводов.

А.8.9.5 Несовместимые химреагенты могут также взаимодействовать друг с другом, образуя пробки в системе закачки. Обнаружение и удаление таких пробок является очень трудной задачей и связано с большими расходами. Это особенно актуально для ситуаций, когда список используемых реагентов изменяется в течение срока эксплуатации системы. Даже если система промывается взаимно нейтральным флюидом (как часть изменения процесса), то новое химическое вещество все еще может вступать в реакцию со старым химическим веществом, которое откладывается на стенках линий шлангокабеля.

А.9 Выкидные линии и шлангокабели

А.9.1 Компоненты выкидных линий и шлангокабелей

А.9.1.1 Общие положения

В целях более удобного описания разных компонентов выкидных линий и шлангокабелей следует их разделить на линии, по которым транспортируются флюиды, т.е. напорные линии, и линии, по которым не текут флюиды, т.е. электрические и волоконные оптические кабели.

Каждая выкидная линия и шлангокабель имеют соединительные устройства на концах для подключения к другому подводному или надводному оборудованию в соответствии с их предназначением. Такие соединения могут включать другие компоненты, известные как промежуточные переходники или перемычки, которые располагаются между окончанием основной выкидной линии или шлангокабеля и подводным/надводным оборудованием и предназначаются для упрощения процесса соединения. Концевые соединения, выбранные для каждой линии, должны быть совместимы с используемой технологией концевого соединения, согласно А.9.3.2.

Описание основных компонентов выкидной линии, включая разные типы концевых соединений, приведено в А.9.1.2 и А.9.1.3.

А.9.1.2 Трубопроводы

В СПД используются следующие виды трубопроводов:

- промысловые трубопроводы (включая сборные коллектора и линии для испытания скважин), предназначенные для транспортирования пластовой продукции;

- линии для транспортирования флюидов, предназначенных для закачки в пласт газа или воды;

- сервисные линии, например, для закачки химических реагентов, газлифта, контроля межтрубного пространства, глушения скважины, специальные линии для инструмента TFL и системы обогрева трубопровода;

- гидравлические линии системы управления;

- экспортные линии для транспортирования углеводородов после их подготовки, т.е. после сепарации и/или повышения давления.

Напорные линии изготовляют из жестких труб (из углеродистой или нержавеющей стали) либо из гибких труб. Линии небольшого диаметра, например, гидравлические линии системы управления, закачки химических реагентов и контроля межтрубного пространства, иготовляют из термопластических шлангов.

Конструкция концевых соединений трубопроводов зависит от диаметра, ее назначения и технологии монтажа. Обычно концевые соединения монтируют на поверхности до спуска трубопровода на морское дно. Ниже приведено описание основных видов концевых соединений, предназначенных для обеспечения герметичного уплотнения, стойкого к условиям подводной среды.

На фланцах с болтовым креплением используются металлические кольцевые прокладки, которые сдавливаются при натяжении болтов. Болтовые фланцевые соединения допускают некоторое осевое смещение соединяемых линий, однако имеют ограничения на угол поворота трубы вокруг оси, вызванные необходимостью совпадения отверстий болтового крепления. Для облегчения выравнивания болтовых отверстий могут использоваться шарнирные фланцы.

Соединители, использующие втулку с зажимом, в принципе подобны болтовым фланцевым соединениям. В них могут быть использованы либо те же металлические кольцевые прокладки, что и в болтовых фланцевых соединениях, либо прокладки специальной конструкции.

Для решения задач окончательного выравнивания и закрепления соединений и активации уплотнения в подводных условиях разрабатывают специальные соединители. В этих соединителях фиксация выкидной линии осуществляется различными методами, включая разжимной цанговый патрон, замковые защелки и другие механические устройства.

Гидравлические муфты являются отдельным видом специальных соединителей, который обычно используется для соединения под водой линий небольшого диаметра, например, менее 25 мм. Отличительной чертой этих соединителей является предотвращение поступления морской воды в линию во время операций соединения и разъема, выполняемых под водой, и, следовательно, предотвращение загрязнения системы морской водой. В частности, это свойство является особенно важным для гидравлических линий системы управления и линий для закачки химических реагентов.

Сварка трубопровода под водой обычно осуществляется в сухих условиях одним из двух методов, которые включают использование атмосферной камеры или кессона, заполненного инертным газом под давлением, равным давлению окружающей среды (гипербарическая). Для исключения влияния на качество сварного шва высокого давления и используемой газовой смеси при гипербарической сварке применяют специально разработанные процедуры. Существуют также технологии сварки в водной среде, обеспечивающие сварку трубопровода без использования подводных камер.

А.9.1.3 Электрические и волоконно-оптические кабели

Электрические силовые кабели могут быть использованы в СПД для подачи электроэнергии в электрогидравлическую систему управления подводным комплексом и/или подачи электроэнергии на подводное технологическое оборудование. Для этих систем требуются отдельные силовые кабели, поскольку их энергопотребление сильно различается. Электрические кабели могут также использоваться для нагрева выкидных линий с целью предотвращения проблем с обеспечением стабильности потока, вызванных образованием парафина и гидратов.

Для передачи сигналов управления и данных от оборудования в электрогидравлической системе управления могут использоваться специальные кабели. Альтернативным вариантом является передача информации по кабелю энергоснабжения.

Волоконно-оптические кабели могут использоваться для передачи сигналов управления и данных между главной установкой и подводным оборудованием.

Для электрических, сигнальных и оптоволоконных линий требуются разъемы, обеспечивающие надежное соединение и разъединение под водой. Соединяемые под водой электрические разъемы могут быть индуктивного типа или включать токопроводящие элементы.

А.9.2 Конфигурации выкидных линий и шлангокабелей и методы их монтажа

А.9.2.1 Общие положения

При проектировании выкидных линий и шлангокабелей для СПД необходимо учитывать ряд факторов. Анализ проектных требований на весь срок эксплуатации, возможных вариантов монтажа, капитальных и эксплуатационных затрат позволит определить наиболее предпочтительную конфигурацию и технологию установки. Ниже приведено описание возможных конфигураций выкидных линий.

А.9.2.2 Отдельные выкидные линии

Выкидные линии могут укладываться S-методом, J-методом, с барабана (в том числе в конфигурации "труба в трубе") и/или буксировкой и состоят в следующем:

- S-метод укладки. Плеть трубопровода собирается в горизонтальном или почти горизонтальном положении на трубоукладчике и опускается на дно моря в виде вытянутой буквы "S" по мере перемещения судна;

- J-метод укладки. Плеть трубопровода составляется в вертикальном или почти вертикальном положении на плавучем трубоукладчике и опускается почти вертикально на дно моря. Такой подход исключает перегиб трубопровода, который имеет место при S-методе укладки;

- укладка с барабана. Трубопровод формируется на берегу и наматывается на барабан. Затем линия транспортируется на заданное место и, разматываясь, укладывается на дно моря. Ось барабана может быть вертикальной или горизонтальной;

- буксировка. Трубопровод формируется на берегу или в спокойной прибрежной зоне и затем буксируется к месту конечного расположения, где его плавучесть изменяется, обеспечивая постепенное опускание на дно и соответствующую устойчивость. Существует несколько методов буксировки, включающих буксировку в приповерхностной зоне воды, буксировку под водой с контролем глубины погружения, придонную и донную буксировку. Способы буксировки в основном отличаются требованиями к управлению плавучестью и чувствительностью к внешним нагрузкам при буксировке.

Все эти способы имеют свои ограничения относительно наибольшего диаметра линий, которые могут быть изготовлены и установлены. Намотка на барабан и буксировка имеют ограничения относительно длины трубопровода, которая может быть составлена и установлена за один проход трубоукладчика.

Поскольку у главного сооружения трубопровод выходит на поверхность в виде J- или l-образной трубы, то в большинстве случаев используются катушки или перемычки. В случае подсоединения к плавучей добычной системе, конечная часть жесткого или гибкого трубопровода может быть спущена с плавучей добычной системы, формируя райзер, как описано в А.10.3.

Детальное описание вариантов соединения концов отдельных выкидных линий приведено в А.9.3.

А.9.2.3 Связки трубопроводов

Внутрипромысловые трубопроводы и/или шлангокабели могут быть связаны и намотаны на барабан для укладки на дно моря. Данная конфигурация, имея некоторые преимущества, такие как устойчивость на дне, характеризуется определенными ограничениями, так как каждая линия, по крайней мере, в какой-то своей части, должна быть спроектирована как автономная.

Связка труб в стальной оболочке может включать большое число линий, в том числе отдельные добычные и сервисные линии, а также гидравлические и электрические линии управления и линии закачки химических реагентов, которые могут быть проложены в отдельном шлангокабеле. Линии циркуляции теплоносителя могут быть включены в связку труб с целью предотвращения проблем с обеспечением стабильности потока. На каждом конце связки труб устанавливается PLET.

Связки труб в стальной оболочке могут укладываться обычными способами, описание которых дано выше, т.е. за счет буксировки в приповерхностной зоне, буксировки под водой с контролированием глубины погружения, придонной и донной буксировки.

Изготовление связки труб является сложной задачей, максимальная их длина ограничивается размером места сборки, а также возможностью транспортирования связки, так как полученная конструкция является громоздкой, тяжелой и относительно негибкой.

Связки труб могут соединяться с помощью жестких/гибких переходников-катушек или перемычек, как изложено в А.9.3.

Катушки-переходники и перемычки также часто используются на концах связки для подсоединения отдельных линий к райзерам или подводному оборудованию, например, опорным плитам и манифольдам.

А.9.2.4 Многоканальные шлангокабели и шлангокабели, объединенные с трубопроводом

Многоканальные шлангокабели включают две или более линий (часто разного назначения), включая гидравлические линии, электрические и волоконно-оптические кабели, а иногда и сервисные трубопроводы малого диаметра (например, для закачивания химических реагентов). Многоканальные шлангокабели обычно армируют стальной проволокой, но они остаются достаточно гибкими для укладки с барабана или карусели на монтажном судне. В зависимости от ограничений, накладываемых при изготовлении и транспортировании, многоканальные шлангокабели могут иметь места для сращивания на поверхности, которые обычно подготавливают до размещения шлангокабеля на борту монтажного судна.

Другой формой шлангокабеля является шлангокабель, включающий трубопровод большого диаметра, одну или больше добычных или нагнетательных линий, разные сервисные трубопроводы, гидравлические линии системы управления, электрические и/или волоконно-оптические кабели и т.д. Такой тип шлангокабелей отличается от традиционных многоканальных тем, что в его состав входит сервисная или эксплуатационная линия относительно большого диаметра.

Шлангокабели, включающие трубопровод, могут состоять из разных комбинаций гибких трубопроводов, шлангов из термопластов, металлических труб и электрических и/или волоконно-оптических кабелей. Шлангокабели, включающие трубопровод, обычно обшивают снаружи, но не армируют, так как линия большого диаметра обеспечивает необходимый предел прочности на разрыв, чтобы противостоять нагрузкам, возникающим во время монтажа, а также достаточным весом для обеспечения стабильности после укладки на дне. Шлангокабели, включающие трубопровод, подобно многоканальным также укладывают с барабана или карусели судна трубоукладчика.

Подводный конец многоканального шлангокабеля или шлангокабеля, включающего трубопровод, обычно заканчивается оконечным устройством, которое служит для подсоединения всех линий. Оконечное устройство шлангокабеля может соединяться непосредственно с оборудованием для подводной добычи, например, подводной устьевой арматурой или манифольдом, также оно может соединяться с подводным блоком распределения шлангокабеля, что обеспечивает множество точек подключения при разработке месторождения с помощью скважин-спутников. С учетом ограничений по габаритам и возможности установки, подводный блок распределения шлангокабеля может устанавливаться с уже подключенным шлангокабелей, при этом отпадает необходимость осуществлять соединение на дне моря.

Подводный блок распределения шлангокабеля устанавливают на морском дне с использованием специального мата или свайного фундамента.

Второй конец шлангокабеля обычно вытягивают через J- или l-образную трубу на стационарную платформу или могут подхватывать и подвешивать к плавучей добычной установке (например, с плавучего основания на натяжных опорах или с плавучего добычного судна), образуя подвижный райзер. В этом случае нет необходимости в дополнительных соединениях на дне моря. Необходимо, чтобы элементы, обеспечивающие герметичность на конце шлангокабеля, удовлетворяли проектным требованиям, в том числе требованиям к проектированию райзеров.

А.9.3 Концевые соединения выкидных линий и шлангокабелей

А.9.3.1 Общие положения

Для подключения выкидных линий или шлангокабелей к подводному/надводному оборудованию используются разнообразные технические приемы, начиная от установки водолазами гибких перемычек на подводном конце выкидной линии до вытягивания шлангокабеля через J-образную трубу, предварительно смонтированную на эксплуатационной платформе. Процесс подсоединения выкидных линий и шлангокабелей к подводному/надводному оборудованию включает следующие основные этапы:

- две соединяемые части подтягиваются, так чтобы их лицевые поверхности были выровнены в непосредственной близости (как вариант, расстояние между соединяемыми частями может быть компенсировано за счет использования перемычки или катушки-переходника);

- две части соединяются;

- проводится испытание соединения для подтверждения его успешности.

Перед разъяснением изложенных ниже методов соединения необходимо дать определение некоторым общепринятым терминам, а именно:

В то время как большинство из изложенных ниже методов соединения в одинаковой степени применимы к соединениям на первом и втором конце (см. 3.1.3 и 3.1.9), некоторые из них могут быть применены исключительно только к первому или второму концу соединения.

В некоторых конфигурациях может быть применено несколько методов соединений для разных типов соединяемых труб. Например, для связки труб могут быть использованы перемычки (3.1.6), чтобы соединять добычные линии с трубной обвязкой подводного манифольда, в то время как быстро подсоединяемые питающие выводы (3.1.5) используются для подсоединения линий системы управления к подводному блоку распределения шлангокабеля и затем к отдельным модулям управления на подводной устьевой арматуре.

А.9.3.2 Методы концевого соединения

А.9.3.2.1 Общие положения

Необходимость осуществления надежных недорогих соединений, особенно на больших глубинах, где эта операция не может выполняться водолазами, привела к разработке широкого ряда методов соединения, основные из которых описаны ниже.

А.9.3.2.2 Трубные вставки и перемычки

Трубные вставки/перемычки (см. рисунок А.24) используются в качестве соединительного моста между концом выкидной линии и точкой соединения на подводном оборудовании, например, на подводной устьевой арматуре, донной плите, манифольде или на основании райзера. Этот способ также часто применяется для соединения смежного подводного оборудования, например, подводной устьевой арматуры и близлежащего подводного манифольда. Трубные вставки и перемычки могут использоваться в горизонтальных и вертикальных соединениях, а соединения могут быть выполнены с привлечением или без привлечения водолаза.

Жесткие трубные вставки обычно изготовляют после монтажа подводного оборудования, когда есть возможность сделать точные измерения взаимного положения соответствующих элементов. В этом случае можно избежать использования шаровых, шарнирных и телескопических соединений на трубных вставках, которые являются потенциальной причиной возникновения утечки. Жесткая вставка может быть оснащена гибкими трубами на любом из концов, что обеспечивает возможность соединения в вертикальном положении до укладки жесткой вставки в горизонтальное положение.

Трубная вставка/перемычка обычно опускается на место со специального судна, при этом может потребоваться обеспечить ее временную плавучесть для облегчения маневрирования в процессе укладки. При использовании жесткой вставки ее перемещение осуществляется с судна с помощью ТНПА, чтобы трубная вставка точно села на свое место. Гибкие перемычки часто опускаются рядом с местом установки и затем подтягиваются с помощью лебедки, установленной на поверхности, на дне или на ТНПА.

Тип соединительной муфты, используемой на концах перемычек, зависит от необходимости участия водолаза при подсоединении. Соединения, осуществляемые с помощью водолаза, часто включают болтовые фланцы, стыковочные втулки или специальные механические соединения. Соединения без помощи водолаза чаще всего осуществляются при помощи специально разработанных механических или гидравлических устройств (см. А.9.1.2).

Соединение неармированных перемычек шлангокабелей (т.е. гибкие выводные концы) часто осуществляется с использованием специального метода концевого соединения, называемого "fly-to-place method" (способ быстрой установки). Этот способ предусматривает спуск гибкого выводного конца в корзине или на раме на морское дно с последующим использованием ТНПА для захвата каждого конца перемычки и подсоединения к соответствующему подводному оборудованию, например, к подводному блоку распределения шлангокабеля и к подводному модулю управления на устьевой арматуре.

а) Общее расположение


б) Жесткая трубная вставка	в) Гибкая трубная вставка

1 - подводная установка; 2 - соединительная секция; 3 - выкидная линия (трубопровод); 4 - жесткая трубная вставка; 5 - гибкая трубная вставка

Рисунок А.24 - Метод соединения с помощью вставок

А.9.3.2.3 Метод подтягивания

При использовании этого метода (см. рисунок А.25) выкидная линия или шлангокабель соединяются путем подтягивания к точке соединения канатами, прикрепленными к концу выкидной линии (к тяговой головке, см. 3.1.8). Окончательное позиционирование требует применения специальных инструментов или рам для выравнивания. Для уменьшения тяговых усилий обеспечивается временная плавучесть, либо используются гибкие перемычки. В отсутствии водолазов подтягивание осуществляется с помощью ДУИ. Эти инструменты обеспечивают достаточное тяговое усилие, чтобы тащить, поднимать, изгибать и вращать линию до ее установки в окончательное положение в месте соединения. Тот же самый инструмент помогает фиксировать выкидную линию или шлангокабель в точке соединения и проводить испытание этого соединения.

1, 2 - подтягиваемая линия; 3 - тяговая головка; 4 - трубопровод; 5 - подтягиваемая линия; 6 - специальный тяговый инструмент; 7 - подводное основание; 8 - подводное основание

а) Общее расположение

1 - дополнительные рычажные лебедки для удержания линии и углового совмещения; 2 - рама для выравнивания; 3 - рычажная лебедка для подтягивания линии

b) Выравнивание с помощью рамы

Рисунок А.25 - Методы соединения подтягиванием

А.9.3.2.4 Метод вертикального спуска выкидной линии с ее последующим изгибом

Этот метод (см. рисунок А.26) предусматривает вертикальный спуск конца выкидной линии или шлангокабеля с последующим соединением с подводной конструкцией. Судно-укладчик смещается и укладывает линию в необходимое положение. По мере перемещения судна выкидная линия изгибается, доходит до своего конечного положения, после чего для соединения используется механический или гидравлический соединитель.

Для установки жесткой трубы может потребоваться оснащение судна-укладчика устройствами компенсации вертикальной качки, чтобы снизить величину продольного изгиба и чрезмерного натяжения трубы после ее фиксации в подводной конструкции.

а) Начальная позиция, установка и фиксация

b) Начало движения трубоукладчика

с) Укладка трубы

1 - требуется компенсация вертикальной качки; 2 - узел цапфы; 3 - трубопровод опускается и фиксируется на подводной конструкции

Рисунок А.26 - Метод укладки путем вертикального опускания выкидной линии с ее последующим изгибом

А.9.3.2.5 Метод укладки с отходом судна-укладчика от плавучего основания

Данный метод (см. рисунок А.27) предполагает, что выкидная линия или шлангокабель заводится с судна-трубоукладчика с барабаном через низ буровой шахты плавучего основания, устанавливающего подводную устьевую арматуру. Выкидная линия или шлангокабель закрепляются на судне к ПФА до начала ее спуска. При этом необходима четкая координация между судном с шахтой, которое устанавливает устьевую арматуру, и судном с барабанным устройством. По мере опускания подводной устьевой арматуры на морское дно судно-трубоукладчик начинает стравливать выкидную линию и отплывать от плавучего основания с такой скоростью, чтобы исключить перегиб выкидной линии.

1 - судно-трубоукладчик; 2 - гибкая выкидная линия; 3 - райзер заканчивания скважины; 4 - устьевая арматура

Рисунок А.27 - Метод укладки с отходом судна-укладчика от плавучего основания

А.9.3.2.6 Метод соединения со смещением

Этот метод (см. рисунок А.28) используется, как правило, для соединения второго конца. При этом судно-трубоукладчик предварительно устанавливает цепь поплавков вдоль трассы выкидной линии или шлангокабеля. После установки конца выкидной линии или шлангокабеля в установленном месте судно-трубоукладчик отпускает трубопровод и контролирует его положение и плавучесть. Тяговая головка на конце линии соединяется тросом, проходящим через подводное оборудование, к которому она должна присоединяться, с тяговой лебедкой. Затем линия смещается таким образом, чтобы тяговая головка располагалась перед местом соединения на подводной конструкции. Завершение соединения осуществляется так же, как и при обычном протягивании, при этом используются тяговые и соединительные инструменты. Для предотвращения отклонения линии ее заполняют водой до осуществления соединения.

1 - буи обеспечения временной плавучести; 2 - линия для подтягивания

а) Подтягивание

1 - тяговая головка

b) До начала подтягивания

Рисунок А.28 - Метод соединения со смещением

А.9.3.2.7 Метод прямого вертикального соединения

При использовании этого метода (см. рисунок А.29) на конце выкидной линии устанавливается соединительная муфта с гидравлическим приводом, которая опускается непосредственно на вертикально ориентированный ответный соединитель, расположенный на подводной конструкции. Все операции осуществляются судном-трубоукладчиком. После спуска муфта фиксируется на втулке за счет давления жидкости в гидравлической системе, подаваемой с ТНПА или по специальной гидравлической линии с поверхности.


а) Соединение первого конца	b) Соединение второго конца

1 - судно-укладчик; 2 - гибкий напорный трубопровод; 3 - кабель

Рисунок А.29 - Метод прямого вертикального соединения

А.9.3.3 Специальное оборудование для соединения

Для подсоединения выкидных линий и шлангокабелей используется различное специальное оборудование, включающее, например:

- многоканальный соединитель трубопроводов

устройство, позволяющее подсоединять трубопровод, объединяющий несколько линий, в одной точке соединения. Такие соединители имеют эксцентрическую или концентрическую конструкцию в зависимости от требований к запуску СОД, диаметра линий и т.д.;

- предохранительное соединение (слабые звенья)

устройства, которые разрушаются при заранее заданной нагрузке. Предохранительное соединение применяется в случаях, когда повышенная нагрузка от выкидной линии или шлангокабеля может привести к повреждению подводного оборудования, добычной платформы или другой установки. В гидравлических линиях шлангокабеля может использоваться предохранительное соединение, предотвращающее действие высокого давления на систему за счет использования контрольных клапанов, которые устанавливают на разъеме со стороны подводного оборудования.

- втягивающие инструменты

устройства, используемые для подтягивания и совмещения конца выкидной линии, шлангокабеля или связки линий на подводной установке или у основания эксплуатационной платформы при подготовке к операции соединения;

- инструменты для соединения

устройства, используемые для стыковки двух сопрягаемых деталей соединительной муфты за счет приведения в действие зажима, специального соединителя или другого приспособления;

- комбинация инструментов для втягивания/соединения;

- устройства, осуществляющие как подтягивание, так и соединение.

Управление инструментами для подтягивания и соединения может осуществляться с поверхности системой управления ремонтом скважины, специальной системой для технического обслуживания, а также под водой ТНПА или водолазом.

А.10 Райзеры

А.10.1 Общие положения

Часть трубопровода, протянувшаяся между морским дном и поверхностью воды, называется райзером. Райзер предназначается для транспортирования добываемых или нагнетаемых флюидов между оборудованием на морском дне и главным сооружением. Такие райзеры принято называть эксплуатационными, в отличие от других типов райзеров, например, буровых райзеров, или райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин.

Эксплуатационные райзеры классифицируются в зависимости от типа главной добывающей установки, с которой связана СПД. В качестве главной добывающей установки может использоваться стационарная конструкция (например, стальная свайная или бетонная гравитационная платформа) или плавучее сооружение (например, ППБУ, плавучие сооружения с судовой формой корпуса или плавучие сооружения на натяжных связях с цилиндрическим корпусом типа "spar").

Эксплуатационные райзеры, подсоединенные к плавучим платформам, являются сложными конструкциями, поскольку они воспринимают перемещения платформы. Такие райзеры называют динамическими.

Некоторые расчетные параметры райзеров отличаются от расчетных параметров для выкидной линии и шлангокабелей, расположенных на морском дне. Этот вопрос подлежит тщательному рассмотрению на этапе проектирования напорных трубопроводов и райзеров, в частности, для конструкций, в которых конечная секция выкидной линии используется в качестве эксплуатационного райзера.

А.10.2 Райзеры для стационарных сооружений

На стационарных сооружениях эксплуатационные райзеры обычно представляют собой жесткие стальные трубы (см. рисунок А.30), которые крепятся к сооружению в нескольких точках на разных глубинах. Альтернативным вариантом является использование J- и l-образных труб, предварительно установленных на стационарном сооружении. Эти трубы образуют жесткий канал, через который затем протягиваются жесткие или гибкие трубы эксплуатационного райзера. Это позволяет исключить использование подводных фиксаторов или других устройств крепления нового райзера к существующей конструкции, а также соединение с трубопроводом у основания райзера. Для жестких трубопроводов требуется J-образная труба, для гибких линий подходят J- и l-образные трубы.

А.10.3 Райзеры для плавучих сооружений

А.10.3.1 Конфигурация

Райзеры СПД, которые подключаются к плавучему сооружению, в качестве которого может использоваться платформа на натяжных связях или технологическое судно, бывают следующих типов:

- гибкая труба, свободно свешиваемая с плавучего сооружения линия S-образной или волнообразной формы;

- металлическая труба, подвешенная к плавучему сооружению в виде свободно провисающей линии;

- многоканальные гибридные райзеры, представляющие собой комбинацию свободно стоящего жесткого плавучего райзера с расположенным на дне основанием и гибких труб, соединяющих верхнюю часть этого райзера и плавучее сооружение;

- многоканальные натяжные жесткие райзеры, расположенные между подводным основанием райзера и плавучим сооружением.

Примечание - В некоторых случаях компоненты райзера встраиваются в якорную систему плавучего комплекса хранения и отгрузки продукции, таким образом, что жесткие/гибкие линии присоединяются к анкерной лапе якорной системы, гибкие линии подсоединяются к цепям якорной системы.

Каждый из четырех основных типов райзеров может включать следующие линии:

- экспортные линии;

- сервисные линии;

- линии нагнетания химических реагентов;

- гидравлические линии;

- электрический и/или волоконно-оптический кабель и т.д.

Существуют следующие термины для обозначения исполнения райзеров:

- с отсоединяемыми наружными линиями;

- с неотсоединяемыми наружными линиями;

- многоканальные с неотсоединяемыми линиями.

Каждый из этих терминов кратко описывает исполнение райзера.


а) С отсоединяемыми наружными линиями	b) С неотсоединяемыми наружными линиями	с) Со встроенными отсоединяемыми или неотсоединяемыми линиями

1 - соединение; 2 - направление; 3 - линия флюида; 4 - центратор; 5 - устройство, обеспечивающее жесткость

Рисунок А.30 - Жесткие райзеры

А.10.3.2 Гибкие райзеры

Гибкие райзеры представляют собой многослойную конструкцию из слоев разных материалов, которые позволяют им воспринимать изгибы большой амплитуды без разрушения. Они могут поставляться в виде единой или составной конструкции с соединительными элементами.

Гибкие райзеры имеют длину больше, чем расстояние между соединяемыми точками, и за счет этого могут компенсировать смещение конструкции, к которой они подключены. Геометрическая форма райзера с избыточной длиной зависит от условий окружающей среды, нагрузок, которые он испытывает, перемещения и позиции плавучего сооружения относительно точки крепления на дне.

Основные виды гибких подвешенных райзеров, используемых в настоящее время, показаны на рисунке А.31. "Свободно подвешенный" райзер свисает с плавучего сооружения и уложен на морское дно. Райзер типа "пологой S-образной волны" представляет собой линию с двумя точками подвеса, спущенную с борта плавучего сооружения на морское дно через трубный желоб на средней глубине воды и поддерживаемую притопленным буем. Этот буй удерживается на точке цепью или тросом с донным якорем. Райзер типа "крутой S-образной волны" подобен предыдущему типу райзера за исключением того, что нижняя секция гибкой трубы между буем и основанием райзера натянута. Основание райзера представляет собой жестко закрепленный якорь. Для конструкций райзеров типов "пологой волны" и "крутой волны" используются небольшие элементы, обеспечивающие плавучесть, закрепленные вдоль определенного участка райзера, заменяющие трубный желоб и притопленный буй.


а) Свободно подвешенный райзер	b) Райзер типа "пологой S-образной волны"

с) Райзер типа "крутой S-образной волны"	d) Райзер типа "пологой волны"

е) Райзер типа "крутой волны"

1 - притопленный буй; 2 - направляющее устройство для трубы; 3 - основание райзера; 4 - распределенные элементы, обеспечивающие плавучесть

Рисунок А.31 - Гибкие райзеры

В гибких райзерах отдельные линии не соединяются друг с другом, хотя они могут иметь общие точки крепления к плавучей установке и морскому дну. Каждая линия может извлекаться отдельно для ремонта или замены.

Гибкие райзеры, состоящие из многих линий, могут быть сгруппированы следующим образом:

- гибкие райзеры с неотсоединяемыми линиями;

- гибкие райзеры с неотсоединяемыми линиями состоят из множества линий, которые не извлекаются по отдельности. Конструкции таких райзеров могут быть относительно простыми, например, когда несколько гибких эксплуатационных линий объединяются внутри общей внешней оболочки, или сложными, т.е. райзеры, включающие шлангокабель и многоканальные гибкие райзеры, как описано ниже;

- шлангокабель обычно включает в себя несколько линий небольшого диаметра, которые располагаются вокруг центрального трубопровода (эксплуатационной, нагнетательной или сервисной линии большего диаметра). Если центральная труба гибкая, то линии малого диаметра обычно изготовляют из термопластов, но могут использоваться и металлические трубы. При использовании такого вида шлангокабеля его конечная секция просто протягивается и подвешивается к борту плавучего сооружения, что позволяет избежать дополнительных соединений;

- многоканальный гибкий райзер может состоять из эксплуатационных, нагнетательных и/или сервисных линий, а также может включать один или больше шлангокабелей управления для уменьшения числа стояков между подводным оборудованием и плавучим сооружением;

- гибкие райзеры с отсоединяемыми линиями.

Гибкие райзеры с отсоединяемыми (или скрепленными в связку) линиями представляют собой совокупность отдельных гибких труб, удерживаемых ограничителями, расположенными вдоль длины райзера. В качестве ограничителей могут использоваться пластины с фиксирующими отверстиями для труб, элементы обеспечения плавучести или распорки. В зависимости от конструкции узлов крепления отдельные линии могут быть извлекаемыми или неизвлекаемыми.

А.10.3.3 Металлические райзеры в форме свободно подвешенной цепи

Металлический райзер в форме свободно подвешенной цепи выполняется из стали или титана. Такой райзер имеет участок касания дна, который изменяется в зависимости от перемещений плавучего сооружения под действием волнения, течения, приливно-отливных колебаний и штормовых сгонно-нагонных явлений. В конструкции райзера применяются механические гасители, предотвращающие образование резонансных колебаний, вызванных завихрениями вследствие срыва потока воды при обтекании райзера, и воспринимающие изгибающий момент в верхней части райзера.

На больших глубинах предпочтение отдается металлическим райзерам в форме свободно подвешенной цепи по сравнению с гибкими райзерами, при этом конструкция райзера включает термоизолирующий слой. Это вызвано необходимостью обеспечения стабильности потока и предотвращения образования гидратов и отложений парафина при падении температуры.

Как и в случае с гибкими райзерами, металлические цепные райзеры могут содержать внутри общей оболочки сервисные линии, линии нагнетания химических реагентов, гидравлические линии, электрические и волоконно-оптические кабели и т.д. Если в качестве центральной линии используется металлическая труба, то для линий меньшего диаметра, как правило, применяются металлические трубы. Если на морском дне используется гибкий трубопровод, то его конечную секцию подтягивают и подвешивают к борту плавучего сооружения, что позволяет избежать дополнительных соединений.

А.10.3.4 Многоканальные гибридные райзеры

Многоканальные гибридные райзеры обеспечивают транспортирование флюида от морского дна до расположенной на поверхности платформы (судна) по нескольким каналам. Такие райзеры состоят из двух частей: вертикального жесткого участка (райзерной колонны), который поднимается от установленного на дне основания райзера до установленного на небольшой глубине плавучего буя, и гибкой трубы в форме свободно подвешенной цепи, соединяющей верх жесткого райзера с плавучим сооружением.

Райзерная колонна обычно объединяет все сервисные линии небольшого диаметра (например, газлифт, линию нагнетания химических реагентов), в то время как линии системы управления (гидравлические, электрические и/или волоконно-оптические) входят в состав шлангокабеля, свободно подвешиваемого с борта платформы (судна), что позволяет избежать дополнительных соединений. Райзерная колонна может иметь термоизоляцию, что позволяет предотвратить температурные потери и избежать образования гидратов и отложения парафина.

Жесткий участок райзера имеет конструкцию, схожую с многоканальным жестким райзером с верхним натяжением, описание которого приведено ниже.

А.10.3.5 Многоканальные жесткие райзеры с верхним натяжением

А.10.3.5.1 Общие положения

Жесткие металлические райзеры с верхним натяжением изготовляют из отдельных секций труб, которые после сборки формируют райзер заданной длины с необходимым числом линий. Такие жесткие райзеры должны находиться в напряженном состоянии для предотвращения продольного изгиба конструкции и обеспечения восприятия поперечных нагрузок. Жесткие райзеры могут иметь разборную и неразборную конструкцию, линии в которой могут располагаться снаружи или внутри относительно основного конструктивного элемента.

Данный вид райзеров может включать в себя сервисные линии небольшого диаметра (например, газлифт, линии нагнетания химических реагентов), но не включает линии системы управления (гидравлические, электрические и/или волоконно-оптические), которые обычно входят в состав шлангокабеля, опускаемого с борта платформы (судна), что позволяет избежать установки дополнительных соединений в системе управления. Применение жестких труб в отдельных линиях или в райзере в целом позволяет обеспечивать непрерывность потока и предотвращать температурные потери, способствующие гидратообразованию или отложениям парафина.

А.10.3.5.2 Жесткий райзер с неотсоединяемыми линиями

Трубопроводы жесткого райзера с неотсоединяемыми линиями не могут извлекаться из его конструкции без нарушения ее целостности. Конструкция такого райзера включает центральный трубопровод, который служит для транспорта флюида, а также обеспечивает механическую основу для крепления наружных линий. Для предотвращения продольного изгиба внутренних линий они крепятся в промежуточных точках к механической основе.

На концах звеньев райзера устанавливают соединительные элементы. Участок эксплуатационного райзера, состоящий из звена райзера, линий и соединительных элементов, называется "секцией райзера". При соединении двух секций райзера соединительный элемент обеспечивает соединение всех линий и полную производительность. Райзеры неразборной конструкции компактны и легко монтируются, но требуют остановки работы и извлечения для ремонта или замены.

А.10.3.5.3 Жесткий райзер с отсоединяемыми линиями

Линии в составе такого райзера могут устанавливаться на место эксплуатации и извлекаться отдельно от основного конструктивного элемента. Конструкция райзера с отсоединяемыми линиями включает натяжную центральную часть, которая, помимо выполнения функции несущего элемента, может служить для транспортирования флюидов или выполнять другие функции. Основная часть оснащена крепежными/направляющими устройствами, предназначенными для направления и крепления отдельных линий.

Оба конца звена райзера оснащены двумя частями соединительной муфты. Участок звена райзера, включающий соединительные и направляющие устройства называется "секцией", соответствующие участки линий также называются "секциями". Концы каждой секции линий оснащаются соединительными элементами (например, резьбовыми муфтами), которые не зависят от соединительных элементов центральной части. Линии райзера устанавливаются отдельно, после монтажа основного структурного элемента конструкции и его натяжения. Извлекаются линии также отдельно, до извлечения основного элемента конструкции.

Эта конструкция отличается простотой и позволяет извлекать отдельную линию (для ремонта или замены) без остановки добычи и извлечения всего райзера. Недостатком данного типа райзера являются большие затраты времени на его полную установку или демонтаж.

Компоненты эксплуатационного райзера

Конструкция эксплуатационного райзера включает следующие компоненты:

- отдельные звенья райзера;

- устройства интерфейса с трубопроводом, например, муфты и концевые соединения;

- устройства для управления флюидом, устройства для перекрытия потока и продувки;

- системы компенсации механических напряжений и перемещений;

- элементы обеспечения плавучести;

- механизмы компенсации изгибов;

- устройства обеспечения устойчивости;

- центрирующие устройства;

- устройства снижения гидродинамических нагрузок;

- системы управления и мониторинга;

- оборудование для направления при спуске;

- средства для предотвращения обрастания морскими организмами;

- системы защиты от пожара и повреждения;

- изоляция.

Эксплуатационные райзеры могут представлять собой как простую конструкцию (например, одиночный гибкий райзер для мелководья), так и очень сложную систему (например, многоствольный глубоководный гибридный райзер) и, следовательно, могут включать различные сочетания перечисленных выше элементов. Более сложные конструкции требуют специальной проектной проработки для обеспечения функционального назначения райзера и эксплуатации в сочетании с различными компонентами других систем.

А.11 Оборудование для ремонта скважин и технического обслуживания подводных систем

А.11.1 Общие положения

Для ремонта скважин и технического обслуживания подводного оборудования используются различные технические средства, которые можно разделить на четыре категории:

- системы райзеров для заканчивания/ремонта скважин (используются для установки оборудования и капитального ремонта скважин);

- системы для текущих внутрискважинных работ без использования буровой установки и/или райзера для бурения;

- системы обслуживания подводного оборудования, не предполагающего вход в скважину;

- другие технические средства, например, системы TFL, СОД, колтюбинговые технологии.

Примечание - Термин "техническое обслуживание" здесь включает монтаж, техническое обслуживание и вывод из эксплуатации.

А.11.2 Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин

А.11.2.1 Общие положения

Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин используются для установки подводного оборудования в процессе заканчивания скважин с подводным расположением устья и при капитальном ремонте скважин. Использование такой системы райзера требует привлечения бурового судна, оснащенного полнопроходным (по диаметру ствола скважины) оборудованием для регулирования давления в скважине. В состав системы входят два основных элемента - райзер для заканчивания/капитального ремонта скважин и система управления капитальным ремонтом скважин, описание которых приведено ниже.

Важно еще на стадии концептуального проекта освоения подводного месторождения разработать стратегию технического обслуживания и ремонта подводного оборудования, как на стадии обустройства промысла, так и на протяжении всего срока эксплуатации. Монтаж, ремонт и обслуживание должны осуществляться с учетом обеспечения надежности и безопасности выполняемых работ, для сведения к минимуму потенциальной угрозы для обслуживающего персонала, окружающей среды, подводного оборудования и ремонтных устройств. Проектирование оборудования должно осуществляться с учетом рабочих условий окружающей среды.

Краткое описание этих систем дано в последующих подразделах, более детально системы рассмотрены в [6].

А.11.2.2 Райзеры для заканчивания/капитального ремонта скважин

Конструкция райзера для заканчивания скважин должна обеспечивать его прохождение через морской буровой райзер и подводный блок противовыбросовых превенторов. Этот райзер используется для установки и извлечения НКТ и трубной головки в подводной скважине. Так как райзер для заканчивания спускается через райзер для бурения, то он не подвергается воздействию окружающей среды, например, ветра, волн и течения.

Райзер для капитального ремонта образует канал между верхней частью ПФА и поверхностью, через который обеспечивается прохождение в скважину спускаемых на канате инструментов. Такой райзер обычно используется во время монтажа/извлечения подводной устьевой арматуры вертикального типа, а также для внутрискважинных работ, не требующих извлечения НКТ.

Райзер для капитального ремонта не требуется при монтаже/извлечении устьевой арматуры горизонтального типа, так как ПФА может быть спущена на колонне бурильных труб или морском райзере для бурения до перфорирования скважины и установки НКТ/трубной головки. Однако система райзера для капитального ремонта используется для обеспечения доступа в скважину через устьевую арматуру горизонтального типа с целью проведения работ в скважине без извлечения НКТ, как описано в А.11.3.1.

Оба типа райзера обеспечивают передачу давления и доступ к НКТ. Райзеры должны выдерживать нагрузку от собственного веса и веса оборудования, воздействия давления, а также гидродинамические нагрузки, возникающие в результате смещения судов, поскольку такие нагрузки не полностью демпфируются системой компенсации механических напряжений и перемещений райзера.

Райзеры для заканчивания и капитального ремонта могут образовывать единую систему (обычно называемую райзером для заканчивания/капитального ремонта), предполагающую добавление или снятие отдельных узлов для выполнения тех или иных работ.

Как правило, райзер для заканчивания скважин включает (см. рисунок А.32):

- инструмент для трубной головки;

- устройства ориентирования трубной головки (если оно не включено в конструкцию самой трубной головки, как, например, при использовании устьевой арматуры горизонтального типа или трубной вставки при использовании с вертикальной устьевой арматурой);

- средства герметизации райзера внутри блока противовыбросового превентора при измерении давления и управлении скважиной;

- подводную испытательную устьевую арматуру для управления скважиной при аварийном разъединении;

- запорный клапан для удержания флюида в райзере при аварийном разъединении;

- промежуточные соединения райзера;

- клапан лубрикатора для изоляции райзера при спуске/подъеме инструмента на канате;

- надводную устьевую арматуру для регулирования давления в скважине и обеспечения точки соединения лубрикатора;

- средства натяжения райзера для предотвращения продольного изгиба от собственного веса.


а) Райзер для заканчивания с ПФА горизонтального типа	b) Райзер для заканчивания с ПФА с двумя стволовыми проходами

1 - вертлюг; 2 - морской райзер; 3 - гибкое соединение; 4 - система аварийного отсоединения; 5 - срезающий клапан; 6 - инструмент для установки трубной головки; 7 - трубная головка; 8 - буровая площадка; 9 - клапан лубрикатор; 10 - колонна для спуска; 11 - превентор межтрубного пространства; 12 - предохранительные плашки подводной устьевой арматуры; 13 - ПФА; 14 - трубная головка; 15 - устье скважины; 16 - райзер для капитального ремонта; 17 - компенсатор напряжений райзера; 18 - система аварийного отсоединения/нижний блок райзера; 19 - надводная устьевая арматура

Рисунок А.32 - Типовые системы подводной устьевой арматуры и райзера

Райзер для капитального ремонта состоит из следующих элементов (см. рисунок А.33):

- инструмента для спуска устьевой арматуры;

- противовыбросового превентора для гибких труб и троса, способного удерживать, срезать и обеспечивать уплотнение вокруг гибких труб и троса;

- блок аварийного разъединения при отклонении на большие углы;

- запорного(ых) клапана(ов) для удержания флюида в райзере во время аварийного разъединения;

- компенсатора напряжения, воспринимающего изгибающие напряжения в точке крепления райзера к нижнему блоку райзера;

- промежуточных секций райзера;

- клапана(ов) лубрикатора для изолирования райзера при спуске/подъеме инструмента на канате;

- надводной устьевой арматуры для регулирования давления в скважине и обеспечения точки соединения лубрикатора;

- средства натяжения райзера для предотвращения продольного изгиба от собственного веса.

Количество каналов в райзере изменяется в зависимости от ряда проектных факторов, которые включают:

- число стволовых проходов в трубной головке (обычно два в подводной устьевой арматуре вертикального типа и один в подводной устьевой арматуре горизонтального типа);

- метод циркуляции флюидов через межтрубное пространство, например, через колонну труб небольшого диаметра для двуствольной подводной устьевой арматуры вертикального типа или через гибкий шланг в составе шлангокабеля системы капитального ремонта для устьевой арматуры горизонтального типа;

- метод промывки ствола эксплуатационной колонны райзера от углеводородов перед его отсоединением от подводного оборудования (в большинстве случаев этот процесс осуществляется через канал доступа в межтрубное пространство);

- режим работы, например, операции заканчивания, когда райзер проходит внутри морского райзера для бурения и блока противовыбросовых превенторов или операции капитального ремонта, когда морской райзер зачастую не используется.

При проведении экономической оценки в процессе выбора между райзером с независимыми линиями и составным райзером необходимо учитывать требуемое количество линий в райзере, глубину воды, требования обеспечения доступа в межтрубное пространство, число предполагаемых операций и т.д.

Система райзера с независимыми линиями. Основой этих райзеров обычно является либо колонна бурильных труб (при использовании которой требуется минимальный доступ в межтрубное пространство), либо одна или более НКТ, скрепляемые вместе в разных точках по длине по мере их спуска, подобно двухканальной колонне для заканчивания. В любом случае функции управления капитальным ремонтом осуществляются через шлангокабель, который крепится к райзеру в разных точках по мере его спуска.

Система составного райзера. Райзер, состоящий из предварительно подготовленных секций/узлов, в которых многочисленные линии заканчиваются на каждом конце соединительными элементами, что упрощает его сборку. В тех случаях, когда райзеры могут подвергаться большим растягивающим и/или изгибающим нагрузкам, райзер может также включать внешний корпус для обеспечения дополнительной прочности. В случае составного райзера гидравлические и/или электрические линии управления могут быть также включены в предварительно подготовленные секции. Однако такой подход приводит к возникновению значительного числа дополнительных соединений в линиях системы управления капитальным ремонтом, которые увеличивают вероятность отказа.

В зависимости от типа используемой системы могут потребоваться различные специализированные инструменты для спуска, испытания и работы райзеров заканчивания/капитального ремонта.

1 - гидравлическая силовая установка и пульт управления; 2 - вертлюг (опция); 3 - местный пульт управления; 4 - надводная устьевая арматура; 5 - буровая площадка; 6 - лубрикатор; 7 - запорный клапан; 8 - система аварийного отсоединения; 9 - срезающий клапан; 10 - инструмент спуска трубной головки; 11 - трубная головка

Рисунок А.33 - Типовая система капитального ремонта с ПФА горизонтального типа

А.11.2.3 Системы управления капитальным ремонтом

Система управления капитальным ремонтом, которую также называют блоком райзера для монтажа/капитального ремонта, включает средства для дистанционного управления и контроля всех функций оборудования для заканчивания/капитального ремонта, подводной устьевой арматуры и скважинного оборудования на разных стадиях заканчивания и капитального ремонта скважин.

Система управления капитальным ремонтом обычно состоит из следующих элементов:

- насосного агрегата для обеспечения гидравлической энергией;

- главного пульта управления;

- дистанционного пульта управления на буровой площадке;

- пульта остановки технологического процесса, расположенного вблизи оборудования для пробной эксплуатации;

- пультов аварийной остановки, размещаемых на главных маршрутах эвакуации;

- шлангокабеля(ей) на лебедке(ах) с механическим приводом.

В зависимости от глубины воды использование системы гидравлического управления может не обеспечить необходимое время срабатывания в аварийных ситуациях оборудования для заканчивания/капитального ремонта скважин, подводной устьевой арматуры и внутрискважинного оборудования. При работе на глубоководных участках возможно применение электрогидравлических подводных модулей управления ремонтными работами (они монтируются выше точки аварийного отсоединения райзера заканчивания/капитального ремонта и/или на подводной устьевой арматуре), которые обеспечивают требуемое время срабатывания.

А.11.3 Системы для проведения несложных внутрискважинных работ (LWI)

А.11.3.1 Общие положения

Подводные системы для несложных внутрискважинных работ обеспечивают доступ в скважину без использования морской буровой установки или морского райзера для бурения. В настоящее время существует большое число таких систем, включая обычные жесткие райзеры для ремонта, подводные системы на кабеле и системы наматываемых на барабан гибких труб (системы колтюбинга), описание которых дается ниже. Возможны и другие подводные системы для проведения текущего ремонта скважин, использование которых возможно в будущем, например, системы гибких райзеров.

А.11.3.2 Жесткие райзеры для капитального ремонта

Большинство систем LWI представляют собой стандартную систему жесткого райзера (см. А.11.2), развернутую или с полупогруженного/однокорпусного судна, например, с судна обеспечения водолазных работ или с судна для несложных внутрискважинных работ.

Подобная система позволяет использовать для проведения скважинных работ канатную технику и гибкие трубы, намотанные на барабан. Системы жесткого райзера, предназначенные для текущего ремонта скважин с устьевой арматурой горизонтального типа, требуют применения компонентов большого диаметра. Сюда можно включить, например, соединительный узел подводной устьевой арматуры диаметром 476 мм, клапаны и райзер большого диаметра. Все это необходимо для соединения с верхней частью устьевой арматуры горизонтального типа и обеспечения извлечения из трубной головки (и, возможно, из колпака устьевой арматуры) пробки большого диаметра.

Хотя эта система обеспечивает максимальную оперативную гибкость при проведении работ в стволе скважины, она предъявляет очень высокие требования к размеру плавучего средства, возможности его удержания на месте, палубному пространству, грузоподъемности, погрузочно-разгрузочному оборудованию системы райзера и т.д.

А.11.3.3 Канатная техника для подводного применения

Канатная техника для текущего ремонта скважин с подводным расположением устья использует подводное оборудование для контроля давления (включая лубрикатор), установленное непосредственно на верхней части подводной устьевой арматуры.

Типовые системы ремонта скважин используют канатную лебедку, установленную на палубе ремонтного судна. Для исключения вертикального смещения каната при горизонтальном перемещении судна иногда используется лебедка, установленная на устьевой арматуре. Однако такое решение снижает возможности оператора по контролю процесса выполнения работ, увеличивает число потенциальных каналов образования утечки и требует использования более сложных подводных механизмов.

Основным признаком, характеризующим подводные канатные системы, является необходимость поднятия скважинной продукции на ремонтное судно во время проведения операций. Если углеводороды подаются или могут быть поданы на поверхность, то классификационные требования к судну являются более жесткими, чем для судна, использующего систему, в которой углеводороды не поднимаются или не могут быть подняты на борт.

Типовая канатная система для текущего ремонта подводных скважин состоит из следующих основных компонентов:

- соединительного узла подводной устьевой арматуры;

- узла нижнего лубрикатора, состоящего из срезающего канат клапана и противовыбросовых превенторов для регулирования давления в скважине в случае аварийного разъединения;

- узла верхнего лубрикатора, состоящего из соединительной муфты, ловушки для инструментов, превенторов через которые проходит канат, сальника (для каната), системы закачки смазки (для одножильной линии) для спуска и извлечения инструмента на канате;

- установленной на поверхности лебедки (с системой компенсации движения);

- системы управления, аналогичной системе управления капитальным ремонтом скважин (см. А.11.2.4);

- вспомогательных систем для установки и извлечения подводного оборудования (обычно с применением направляющих тросов);

- ТНПА для наблюдения и выполнения корректирующих действий (при необходимости).

Подводная канатная система обеспечивает доступ в эксплуатационную колонну и межтрубное пространство при использовании двуствольной устьевой арматуры вертикального типа, но для перехода в другой ствол требуется извлечение оборудования и изменение его конфигурации. Для устьевой арматуры горизонтального типа возможность подачи жидкости под давлением в межтрубное пространство определяется конфигурацией отводов и системой клапанов устьевой арматуры. Для этой цели используется гибкая линия небольшого диаметра, входящая в шлангокабель подводной системы управления.

Подводная канатная система, предназначенная для ремонта скважин, оборудованных устьевой арматурой горизонтального типа, подразумевает использование элементов с проходными отверстиями большого диаметра, например, соединительного узла подводной устьевой арматуры диаметром 476 мм, клапанов с каналами большого диаметра и райзера большого диаметра. Это необходимо для соединения с верхней частью устьевой арматуры горизонтального типа и обеспечения возможности извлечения пробки большого диаметра, установленной в трубной головке и, возможно, во внутреннем колпаке устьевой арматуры.

Если секции лубрикатора в подводной канатной системе являются достаточно большими, то можно осуществлять скважинные операции с использованием технологии протяжки. В этом случае отпадает необходимость применения технологии колтюбинга для выполнения ряда ремонтных работ, которые не требуют закачки флюидов в скважину.

А.11.3.4 Подводные колтюбинговые системы

Подводные колтюбинговые системы, как и подводные канатные системы, используют подводное оборудование для регулирования давления (включая лубрикатор), которое крепится непосредственно к верхней части подводной устьевой арматуры, в то время как барабан с трубами устанавливается на ремонтном судне.

Конфигурация подводной системы с гибкими трубами очень похожа на конфигурацию подводной канатной системы. Фактически, можно создать одну систему, которая бы позволяла работать как с барабаном гибких труб, так и с канатным барабаном.

Типовая колтюбинговая система для подводного применения включает следующие основные элементы:

- соединительный узел подводной устьевой арматуры;

- узел нижнего лубрикатора, состоящего из ряда превенторов с глухими/срезающими плашками и трубных превенторов для управления давлением в скважине в случае аварийного разъединения;

- узел верхнего лубрикатора, состоящий из соединительной муфты, поперечной катушки (для подгонки длины разных скважинных инструментов), плашечного превентора для НКТ, сальника гибких труб (для удержания давления в скважине), устройство подачи труб (для регулирования спуска и подъема гибких труб), установки для очистки поверхности гибких труб (для предотвращения попадания морской воды в устройство подачи), устройство для отрезания и сматывания гибких труб (при аварийном отсоединении) и гибкой направляющей трубы (для защиты гибких труб от деформации при входе в устройство ввода);

- устанавливаемый на поверхности барабан с гибкими трубами;

- систему управления, подобную системе управления капитальным ремонтом скважин, описанную в А.11.2.3, для управления подводной устьевой арматурой, скважинными клапанами, а также всеми клапанами и функциями подводной системы с гибкими трубами;

- вспомогательные системы для установки и извлечения подводного оборудования (обычно с применением направляющих тросов);

- ТНПА для наблюдения и выполнения корректирующих действий (если требуется).

В отличие от подводной канатной системы, которая требует компенсации движения каната для точного контроля глубины спускаемых скважинных инструментов, система гибких труб регулирует глубину спуска инструмента с помощью подводного устройства подачи труб, которое не зависит от перемещения ремонтного судна, т.е. компенсация перемещения всей колонны гибких труб не требуется.

А.11.4 Системы обслуживания подводного оборудования

А.11.4.1 Общие положения

Обслуживание оборудования СПД может осуществляться с привлечением водолазов, ТНПА и ДУИ (спускаемых на тросе или колонне бурильных труб).

На разных стадиях эксплуатации промысла возможно применение разных систем. Например, помощь водолазов может потребоваться при начальном монтаже подводного оборудования, а затем текущие технические задачи могут решаться с помощью ТНПА.

При разработке любого подводного месторождения необходимо учитывать следующие основные факторы, влияющие на системы обслуживания подводного оборудования:

- глубина воды, которая влияет на возможность привлечения водолазов или использование ТНПА и ДУИ;

- профиль течения, влияющий на устойчивость шлангокабеля управления;

- характеристика морского дна, например, наличие мягких грунтов с низкой несущей способностью и плохая видимость;

- возможность ориентации, особенно в зонах сильных течений, необходимая для удержания требуемого положения водолазов и ТНПА во время их работы;

- возможность обеспечения маневрирования, предотвращения столкновения водолазов и подводных аппаратов;

- интерфейсы между подводным оборудованием и ремонтным инструментом;

- освобождение при отказе, т.е. оборудование должно быть конструировано таким образом, чтобы в случае отключения электропитания все устройства, обеспечивающие крепление аппарата к подводному оборудованию снимали блокировку и позволяли извлечь аппараты и инструменты на поверхность;

- защита от повреждения, т.е. ремонтное оборудование должно проектироваться с учетом минимизации возможного повреждения подводного оборудования во время позиционирования, причаливания и работы. Извлекаемую часть ремонтного оборудования, т.е. закрепленную на ТНПА, следует рассчитывать таким образом, чтобы усилие по ее отсоединению было меньше усилия, приводящего к повреждению участка на подводном оборудовании;

- реакция на нагрузку, т.е. при проектировании должны быть учтены нагрузки, возникающие при взаимодействии оборудования и системы обслуживания.

Интерфейсы с локальной нагрузкой предпочтительнее конструкций, требующих нагружения через конструкцию ремонтного оборудования.

А.11.4.2 Водолазные работы

Водолазные работы, проводимые на подводном оборудовании во время монтажных работ или технического обслуживания, широко используются в отрасли на протяжении многих лет. Водолазы имеют значительное преимущество с точки зрения быстроты реагирования при решении непредвиденных задач по сравнению с решением таких же задач с помощью ТНПА и ДУИ. Однако все водолазные операции связаны с определенным риском для самих водолазов, поэтому требуется осуществлять минимизацию этих рисков.

Обычные технические методы погружения водолазов, например, погружение с использованием воздуха, погружение с водолазным колоколом и погружение с использованием гелий-кислородной смеси, дополнены применением скафандров с атмосферным давлением и обитаемых аппаратов, хотя преимущества этих дополнительных систем по сравнению с современными ТНПА становятся все более незначительными.

А.11.4.3 Ремонт с помощью телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов и автономных подводных аппаратов.

ТНПА - свободно плавающий подводный аппарат с дистанционным управлением, осуществляемым с поверхности посредством шлангокабеля. Автономный подводный аппарат - свободно плавающий подводный аппарат, управляемый бортовой системой с заданной программой.

ТНПА и автономные подводные аппараты могут использоваться для решения разнообразных подводных задач, особенно в глубоководных зонах и в сложных или опасных для водолазов условиях.

В настоящее время применение автономных подводных аппаратов ограничено относительно простыми задачами, которые легко программируются в бортовой системе управления, такими как обследование трубопровода. Однако автономные подводные аппараты постоянно совершенствуются и ожидается, что в будущем их можно будет использовать для выполнения более сложных задач, в частности там, где подводное оборудование расположено относительно близко от находящегося на поверхности основного сооружения, тем самым исключая необходимость в использовании дорогостоящего ТНПА.

Практически все сложные задачи по ремонту подводного оборудования требуют применения подводных аппаратов, управление которыми осуществляется либо с борта специального вспомогательного судна, либо с передвижной морской буровой установки. Эти аппараты обычно используются для разнообразных монтажных и ремонтных задач. Для решения некоторых таких задач необходимы только фотокамера и/или манипулятор на ТНПА, для других задач требуется применения специального встроенного инструментального блока, обычно устанавливаемого под корпусом подводного аппарата.

Телеуправляемый необитаемый подводный аппарат предназначен для решения следующих задач:

- наблюдение за подводными операциями;

- помощь при ориентации совмещаемых компонентов;

- крепление подъемных канатов и/или направляющих стоек к подводному оборудованию;

- замена уплотнительной прокладки на устье скважины;

- замена направляющих стоек на направляющих донных конструкциях;

- очистка интерфейсов оборудования до начала соединительных операций;

- установка и снятие защитных крышек и колпаков, герметичных и негерметичных;

- управление клапанами;

- коррекция выполненных команд, например, положения клапанов устьевой арматуры;

- подача жидкости под давлением в линии небольшого диаметра, например, для блокировки управляемого с поверхности забойного клапана отсекателя или проверки соединений выкидных линий;

- подтягивание, соединение и испытание гибких внутрипромысловых трубопроводов и/или шлангокабелей, подсоединяемых к подводной устьевой арматуре/манифольду;

- развертывание, подсоединение и испытание легких перемычек шлангокабеля между устьевой арматурой/манифольдом и блоком подключения и распределения шлангокабеля.

ТНПА можно также применять для замены относительно легкого подводного оборудования, например, штуцеров, многофазных расходомеров, подводных модулей управления, модулей системы защиты от избыточного давления и т.д. с помощью инструментального блока для замены компонентов, установленного на аппарате, обладающем соответствующей плавучестью.

ТНПА не обладают степенью свободы водолазов и не могут адаптироваться на месте и быстро реагировать на изменения ситуации, как могут водолазы. Поэтому, задачи, планируемые для подводных аппаратов, следует тщательно прорабатывать и проверять до развертывания аппаратов на месторождении.

А.11.4.4 Обслуживание с применением дистанционно управляемых инструментов

ДУИ - подводные устройства для дистанционного монтажа или замены модулей, используемое в тех случаях, когда для решения этих задач требуется грузоподъемность, которой не обладают ни ТНПА, ни автономный подводный аппарат. Система ремонта с помощью ДУИ обычно состоит из подвешенного на тросе инструмента с соответствующей системой управления и вспомогательной/подъемной системы.

ДУИ, как правило, подвешивается на тросах или сочетаниях тросов и шлангокабеля. Некоторые ДУИ также могут крепиться на бурильной колонне. Подача инструмента осуществляется с помощью направляющих канатов, специальных регулирующих устройств и/или ТНПА.

ДУИ предназначены для решения следующих задач:

- подтягивание, присоединение и испытание внутрипромысловых трубопроводов, подсоединяемых к подводным устьевым арматурам/манифольдам;

- подтягивание, присоединение и испытание шлангокабелей, подсоединяемых к подводным устьевым арматурам/манифольдам (в отличие от легких перемычек шлангокабеля, которые устанавливаются с помощью ТНПА);

- извлечение и замена модулей подводного оборудования (отдельно от основного подводного оборудования, на котором эти модули устанавливаются) в процессе технического обслуживания следующих устройств:

штуцеров;

многофазных расходомеров;

датчиков обнаружения выноса песка;

клапанов манифольда;

подводных модулей управления;

блоков закачки химреагентов;

модулей гидравлического аккумулятора;

подводных насосов/электродвигателей;

подводных камер запуска СОД трубопровода и картриджей с этими средствами.

Дополнительное руководство по системам ремонтных ДУИ приведено в [11].

А.11.5 Текущий ремонт скважин с использованием TFL систем

TFL-система используется на подводных скважинах для выполнения разных операций по обслуживанию, включая:

- установку и извлечение регуляторов потока, например, заглушек (скважинных и устьевых), штуцеров, газлифтных и предохранительных клапанов;

- сбор информации о давлении и температуре на забое скважины с помощью временных скважинных измерительных приборов;

- кислотную обработку, очистку скважины желонкой, внутреннюю калибровку, ловильные работы, перфорирование, промывку скважины от песка, очистку от парафина, глушение скважины и т.д.

Обслуживание через выкидную линию включает остановку обслуживаемой скважины с последующим вводом с главного сооружения необходимых инструментов через выкидную/сервисную линию сначала до подводного устья, а затем до забоя. После ввода инструментов до заданной точки, необходимые операции проводят путем изменений давления на срезаемый штифт, скользящую муфту и т.д. По завершении поставленной задачи инструменты, введенные через выкидную линию, поднимаются обратно на главную установку.

Возможность применения инструментов TFL зависит от следующих технических (конструктивных) решений СПД:

- размеры выкидной/сервисной линии и конструкция соединений;

- размеры и радиус изгиба обвязки манифольда и трубной обвязки устьевой арматуры;

- проходной диаметр манифольда/устьевой арматуры/трубной головки;

- конструкция устьевой арматуры и манифольда, включая отклонители для направления инструмента в соответствующую скважину;

- размер НКТ;

- конструкция оборудования для заканчивания скважин, а также устройства контроля циркуляции для обеспечения подачи инструмента TFL в любом направлении, предотвращая при этом воздействие флюида на продуктивный пласт.

При проведении операций с применением инструмента TFL помимо специального подводного оборудования требуется также дополнительное надводное оборудование на главной установке, которое включает:

- сервисные насосы;

- манифольд управления системой ввода через выкидную линию;

- пульт управления системой ввода через выкидную линию;

- лубрикатор инструментов;

- емкости для перемешивания и хранения флюида;

- сепаратор;

- соответствующая трубная обвязка.

Подробное руководство по проектированию и работе системы ввода инструмента через выкидную линию и конструкции устьевой арматуры для этой системы приведено в ГОСТ Р 59299 и ГОСТ Р ИСО 13628-4 соответственно.

А.11.6 Использование средств очистки и диагностирования трубопроводов

А.11.6.1 Очистка подводных внутрипромысловых трубопроводов может проводиться по следующим причинам:

- как часть процедур сдачи в эксплуатацию новой линии;

- для удаления жидкостных пробок из трубопровода;

- для удаления жидкости из пониженных участков трубопровода;

- для удаления отложений, например, песка и парафина;

- для равномерного распределения ингибитора коррозии по внутренней поверхности трубы;

- для диагностики трубопровода с целью подтверждения его пригодности к дальнейшей эксплуатации;

- как часть процедур по выводу из эксплуатации старого трубопровода.

А.11.6.2 Очистка внутренней поверхности подводного трубопровода может быть выполнена одним из следующих способов:

- однонаправленная прогонка очистного устройства по кругу, при этом СОД движется по внутрипромысловому трубопроводу от главного сооружения к подводному оборудованию, а обратно по другому внутрипромысловому трубопроводу такого же диаметра;

- прогонка очистного устройства со сменой направления, при этом оно закачивается и возвращается обратно по одной и той же трубе (такой способ используется в тех случаях, когда диаметр обратного внутрипромыслового трубопровода существенно отличается, что делает запуск устройства по кругу невозможным);

- запуск очистных устройств из подводной камеры, которые проталкиваются по направлению к главному сооружению либо за счет жидкости, подаваемой от главной установки по другому трубопроводу, либо за счет потока скважинной продукции.

А.11.6.3 Применяют следующие типы СОД:

- очистные устройства:

1) гелевые;

2) пенные;

3) цилиндрические/дисковые;

3) сферические;

- внутритрубные инспекционные приборы:

1) профилемеры;

2) магнитные дефектоскопы;

3) интроскопы;

4) акустические (ультразвуковые) дефектоскопы

А.11.6.4 Из всех приведенных типов только гелевые очистные устройства могут проходить через трубопровод с сильно изменяющимся диаметром и изгибами небольшого радиуса. Пенные, цилиндрические/дисковые и сферические очистные устройства должны иметь специальную конструкцию для прохождения по трубопроводу со значительным изменением диаметра и относительно крутыми изгибами. Однако такая конструкция СОД накладывает определенные ограничения на их эксплуатацию, кроме того, их использование связано с повышенным риском застревания устройства и/или разрыва трубопровода.

А.11.6.5 Очевидно, что упомянутые выше факторы следует принимать во внимание до начала проектирования системы. В процессе проектирования необходимо учитывать следующие параметры:

- допустимые изменения диаметра вдоль всей системы;

- радиус изгиба в случае, когда линия(и) часто меняет(ют) направление;

- средства ориентирования СОД в точке соединения нескольких труб с целью обеспечения заданной траектории;

- обеспечение канала циркуляции флюида и соответствующих клапанов;

- пространство для установки камер запуска/приема СОД на ВС платформы или под водой.

А.11.6.6 Подводные камеры запуска СОД обычно проектируют только для очистки трубопровода, т.е. они не предназначены для пуска автоматизированных дефектоскопов. В таких камерах обычно используются картриджи, содержащие несколько очистных устройств, что делает возможным проводить периодическую очистку трубопровода без привлечения специализированного судна, предназначенного для запуска СОД.

А.11.7 Ремонт внутрипромысловых трубопроводов с помощью гибких труб

В некоторых случаях возможно использование гибких труб для удаления пробок (например, парафина или гидратов) во внутрипромысловых трубопроводах, расположенных в непосредственной близости от главного сооружения.

А.12 Интерфейсы с внутрискважинным и специальным оборудованием на основном сооружении

А.12.1 Общие положения

А.12.1.1 Обычные подводные системы заканчивания имеют ограниченное число физических и функциональных интерфейсов с внутрискважинным оборудованием (например, с управляемыми с поверхности внутрискважинными клапанами-отсекателями и системой закачки химических реагентов в скважину). Однако развитие систем заканчивания скважин ведет к быстрому увеличению количества и сложности интерфейсов между подводной системой управления и внутрискважинным оборудованием.

А.12.1.2 СПД формирует большой объем данных, поступающих от разных контрольных устройств (в том числе от установленных на забое датчиков давления/температуры и многофазных расходомеров). Все это ведет к увеличению требований к подводным системам управления относительно скорости передачи и обработки данных. Кроме того, это влияет на интерфейс с автоматизированной системой управления главного сооружения.

А.12.1.3 Из вышесказанного следует, что инженеры, разрабатывающие системы управления для скважинного оборудования, подводного оборудования и оборудования ВС, уже на ранней стадии должны уделять соответствующее внимание интерфейсам и их эксплуатационным качествам для гарантированной реализации на практике всех проектных возможностей устанавливаемого оборудования.

А.12.1.4 Ниже приведено предварительное руководство по указанным вопросам. Более подробно взаимодействие систем управления скважинным, подводным и надводным оборудованием, объединенных понятием "интеллектуальная скважина", рассматривается в [12].

А.12.1.5 Кроме того, раньше "границей" СПД считался верх добычного райзера на главном сооружении (т.е. технологическое оборудование ВС не считалось частью СПД), сегодня использование оборудования ВС для активной борьбы с образованием пробок привело к появлению еще одного функционального интерфейса, на который следует обращать внимание при проектировании системы.

А.12.2 Управляемые с поверхности внутрискважинные клапаны-отсекатели

А.12.2.1 Для обеспечения требуемой надежности в настоящее время во многих подводных скважинах используются извлекаемые с помощью НКТ управляемые с поверхности клапаны-отсекатели.

А.12.2.2 Схема гидравлического управления клапана-отсекателя в большинстве случаев использует более высокое давление, чем гидравлическая система управления клапанами подводной устьевой арматуры. Этот факт следует учитывать при проектировании ПФА. Например, в устьевой арматуре вертикального типа герметичная область межтрубного пространства вокруг переводника клапана-отсекателя (между основанием блока устьевой арматуры и верхом трубной головки) должна выдерживать полное рабочее давление в гидравлической системе клапана-отсекателя на случай возможной утечки.

А.12.2.3 Может возникнуть необходимость в дополнительных каналах в трубной головке для прохождения линий управления и блокирующих линий спаренных клапанов-отсекателей или компенсационных линий, если этого требует конструкция клапана-отсекателя в случае высокого давления в НКТ. Следует также рассмотреть необходимость использования внутрискважинного предохранительного клапана для межтрубного пространства. Такая конструкция может включать установленный на забое предохранительный клапан межтрубного пространства или клапан-отсекатель, расположенный непосредственно под трубной головкой (для устьевой арматуры вертикального типа). Если забойный предохранительный клапан или клапан-отсекатель устанавливаются в межтрубном пространстве, то требуются дополнительные каналы в трубной головке.

А.12.2.4 Более предпочтительными являются клапаны-отсекатели, которые обеспечивают статическое уплотнение на каждом конце хода поршня в дополнение к динамическому уплотнению поршня, так как подобная конструкция снижает вероятность утечки флюидов из скважины/затрубья в подводную систему управления по мере изнашивания подвижного уплотнения поршня.

А.12.2.5 Если имеются линии для блокировки клапанов-отсекателей в случае выхода из строя основной гидравлической схемы управления, то необходимо уделить особое внимание конструкции этих линий во избежание блокировки клапана за счет термического расширения жидкости в этих линиях при их нагреве добываемым флюидом.

А.12.2.6 При использовании в НКТ двух клапанов-отсекателей основным, как правило, является верхний, так что утечка из скважины в систему управления верхнего клапана-отсекателя может быть исключена нижним клапаном, который используется реже. Аналогично, если отдельный, спускаемый на канате клапан-отсекатель устанавливается в насосно-компрессорной колонне, то его следует располагать ниже клапана-отсекателя, извлекаемого с НКТ.

А.12.2.7 Как правило, клапан-отсекатель следует устанавливать на глубине ниже уровня образования гидратов с учетом геотермального градиента. Если это невозможно, то этому аспекту конструкции скважины следует уделить особое внимание при разработке процедур запуска и остановки скважины.

А.12.2.8 Для скважин с подводным расположением устья следует тщательно проектировать систему клапана-отсекателя (включая соответствующую систему управления), учитывая высокую стоимость операций по его замене/ремонту. По этой причине следует уделять особое внимание применению защищенных от внешних воздействий линий управления, высококачественных защитных устройств для линии управления и фильтров очистки от твердых частиц для гидравлической системы.

А.12.3 Система закачки химических реагентов в скважину

А.12.3.1 Химические реагенты могут закачиваться на забой скважины наряду с реагентами, подаваемыми через устьевую арматуру в поток добываемого флюида, или вместо них. В этом случае реагенты предпочтительнее подавать в НКТ над клапаном-отсекателем. Это позволяет не подвергать риску целостность клапана-отсекателя, который является аварийным изолирующим барьером.

А.12.3.2 В случае, когда точка подачи химреагентов находится ниже клапана-отсекателя, соответствующее оборудование должно быть установлено на забое или на подводной устьевой арматуре для предотвращения попадания скважинного флюида в систему закачки химреагентов и минимизации возможности прохождения потока в обход клапана-отсекателя при извлечении устьевой арматуры в аварийной ситуации. Попадание скважинных флюидов в систему закачки химреагентов может привести к быстрому и непоправимому закупориванию ее линий, поскольку они имеют небольшой диаметр.

А.12.3.3 Следует рассмотреть возможность использования оправки съемного клапана в системе закачки химреагентов, поскольку это упростит изоляцию системы во время операций заканчивания, а также обеспечит возможность использования канатной техники для установки и замены скважинного устройства, обеспечивающего защиту этой системы от попадания скважинного флюида.

А.12.4 Эксплуатационные и пластовые приборы

А.12.4.1 Эксплуатационные приборы могут включать датчики забойного давления и температуры, устройства для измерения характеристик потока из продуктивных пластов, включая расход и плотность флюида, содержание в нем воды, вынос песка, образование отложений и т.д.

А.12.4.2 Пластовые приборы могут включать каротажное оборудование для замера сопротивления, давления и сейсмические датчики, зацементированные за обсадной колонной.

Установка в скважине таких датчиков потребует дополнительных каналов в подводной устьевой арматуре и трубной головке.

А.12.4.3 Может потребоваться модернизация стандартной системы управления добычей, включая шлангокабель и подводные электронные модули, в связи с увеличением потребляемой мощности и необходимостью обеспечения требуемой скорости передачи данных от скважинных датчиков, а также полной реализации возможностей скважинного оборудования.

А.12.4.4 В зависимости от расположения датчиков в скважине может потребоваться установка внутриколонных пакеров с соответствующими проходными отверстиями.

А.12.5 Регуляторы расхода с дистанционным управлением

А.12.5.1 Интеллектуальная система заканчивания скважины может включать различные устройства для регулирования притоков из отдельных интервалов эксплуатационного пласта. Такие устройства могут быть с гидравлической, электрогидравлической или полностью электрической системой управления, поэтому их применение требует наличия дополнительных каналов в подводной устьевой арматуре и трубной головке.

А.12.5.2 При использовании гидравлической системы следует обратить внимание на возможность попадания потока из ствола скважины в гидравлическую систему и минимизации истечения мимо клапана-отсекателя при извлечении устьевой арматуры в аварийной ситуации.

А.12.5.3 Для скважинных регуляторов потока, которые приводятся в действие за счет гидравлической или электрической энергии, следует учитывать требования к энергоснабжению.

А.12.6 Системы управления и связи

А.12.6.1 Широкое применение комплексных устройств контроля в СПД (таких как скважинные датчики давления и температуры, многофазные расходомеры) привело к необходимости совершенствования систем управления и связи для обеспечения возможности передачи, хранения и обработки большого объема получаемых данных.

А.12.6.2 При проектировании СПД следует учитывать требования к информационным интерфейсам во избежание возникновения проблем в каналах передачи данных.

А.12.7 Оборудование для предотвращения образования газожидкостных пробок

А.12.7.1 В настоящее время используются автоматизированные системы регулирования потока, устанавливаемые на главном сооружении, с целью уменьшения проблем, связанных с образованием газожидкостных пробок. Большинство этих систем обеспечивает регулирование давления в основании райзера за счет контрольного клапана, либо использования мини-сепаратора для регулирования расхода жидкости и газа.

А.12.7.2 Так как в ряде случаев газожидкостные пробки приводят к серьезным проблемам в процессе эксплуатации, необходимо провести анализ потенциальной возможности их образования и убедиться, что выбранные методы и устройства обеспечивают необходимый контроль и совместимы с остальной частью системы, включая систему управления технологическими процессами на ВС.

<< Назад		Приложение >> В (справочное). Окраска и маркировка
	Содержание Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 59305-2021 (ИСО 13628-1:2005) "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация...

Приложение А (справочное). Общие сведения по системам подводной добычи

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас