close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

20540

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ПЕРВЫХ СДВОЕННЫХ
ПОГРУЖНЫХ
ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
P. Dodd, Santos Ltd., I. Ayling,H, Butcher и S. Brennan, Baker Hughes Centrilift
Метод па етно о за анчивания с важин на месторождениих М тинэ и Э сетер позволил омпании Santos со ратить время за анчивания на 30 %
Морские месторождения Мутинэ и Эксетер в
басс. Канарвон на шельфе Западной Австралии раз
рабатываются с использованием подводных эксплу
атационных скважин, сдвоенных погружных элект
ронасосов (electric submersible pump ESP) в четырех
скважинах и многофазного (multiphase pump МРР)
насоса в растворной линии на каждом месторожде
нии. Сдвоенные ESP системы были выбраны, чтобы
гарантировать максимальную готовность и гибкость
эксплуатации скважин. Используя MPP, компания
Santos смогла снизить мощность ESP и применить
метод регулируемой добычи.
Продукция, добываемая из каждой скважины, по
ступала в связанный с входом MРР манифольд, прохо
дящий между центрами скважин, и с помощью гибкой
водоотделяющей колонны подавалась в систему добы
чи, хранения и отгрузки нефти (floating production,
storage and offloading FPSO), находящуюся на рассто
янии 7 км от месторождения Экстер и 3 км от место
рождения Мутинэ в море с глубиной до 160 м.
Месторождения МутиннэЭкстер находятся в
шельфовом блоке WA 191P на расстоянии 150 км на
север от г. Дампьер (Западная Австралия). Компания
Santos Ltd. получила разрешение на разведку и добы
чу и разрабатывает эти месторождения вместе с парт
нерами компаниями Kufpec Rty Ltd., Nippon Oil
Exploration Pty Ltd. и Woodside Energy Ltd. (рис. 1). Это
первый проект компании Santos по освоению морско
го месторождения.
Месторождения находятся примерно в 10 км от
берега. Добываемая сырая нефть (43° API) обладает
очень низким газовым фактором (gasoil rate GOR)
около 10 фут 3/брл. Углеводороды добываются из
возникших в результате сбросов залежей в юрских
песчаниках верхнего анджела. Скважины обычно
находятся под давлением, равным пластовому
4500 фунт/дюйм 2 (1 фунт/дюйм 2 = 6900 Па) на
измеренной (measurement depth MD) фактической
вертикальной глубине (true vertical depth TVD)
3100 м. Температура в забое скважины составляет
106 °С. В попутном газе содержится 0,5 мол. % СО2 и
менее 10 млн1 H2S.
30
Нефтепровод
Газ. мест.
Газ. мест.
Нефт. мест.
Разрешение
Участо WA 191-P
Перспе т. или аренда
Гермес
Ламберт
И рет
И лхо
Вонейа
Монте
Косса
Эйнджел
Норт Рен ин
Рис. 1. Морс ие месторождения М тинэ и Э стер находятсяна част е WA 191-P на расстоянии 150 м на север от
. Дампьер (Австралия)
СТРАТЕГИЯ
РАЗРАБОТКИ
Для механизированной эксплуатации скважин
были выбраны погружные ESP насосы, что связано с
низким GOR не позволяет использовать газлифт. Срок
службы ESP и их надежность являются главными фак
торами, влияющими на текущий успех эксплуатации
месторождения, поскольку для капитального ремон
та подводных скважин требуется шесть месяцев для
вывода их из эксплуатации.
По плану освоения месторождения первоначальная
эксплуатация скважин осуществляется в режиме сво
бодного истечения добываемого продукта. По мере па
дения пластового давления скважины будут эксплуати
роваться с помощью MPP насоса для повышения давле
ния в растворной линии. Затем, если потребуется, будут
использоваться автономно ESP насосы. За счет после
довательной установки МРР насоса можно уменьшить
требуемую мощность двигателя ESP насосов, снизить
электрические и механические нагрузки на узлы ESP и
увеличить потенциальный срок службы. Возможность
использования ESP в байпасном режиме с МРР и эксп
№ 11 • ноябрь 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Планирование
освоения
месторождения
Прое т
1
3
Техни а безопасности
и охрана тр да
2
4
5
Пол чение
разрешения на
ведение развед и и
добычи в P(SL)A
9
Решение
8
8
11
Р оводство
разработ ой прое та
19
Решение
6
7
10
12
15
13
14
Доработ а с дна
17
20
18
16
FPSO обеспечивают прием до 100 тыс.
брл добываемой нефти в сутки с воз
можностью хранения до 930 тыс. брл.
Суммарная производительность обо
рудования обработки флюида на FPSO
равна 140 тыс. брл/сут с возможнос
тью нагнета ния воды в непредвиден
ных ситуациях около 150 тыс. брл/сут.
ГРАФИК ОСВОЕНИЯ
Первые разведочные скважины
Решение
23
были
пробурены в 19971998 г. после
25
24
Решение
Установ а
комплексной 3Dcейсморазведки и оце
обор дования под
26
водой
ночного бурения (2002 г.). В соответ
Из отовление ISU и HV
Решение
ствие с концептуальным планом освое
Подводные
19
27
Рабочий прое т
шлан о абели
28
ния месторождения планировалось на
Обор дование для
29
30
Детальное планирование
чать его эксплуатацию в январе 2003 г.
мех. э спл.
31
32
и выйти на запланированный уровень
Решение
Б рение и
Б рение и за анчивание
Развед а
за анчивание
добычи в середине 2005 г. (рис. 2).
Проект был официально утверж
Рис. 2. План освоения месторождения, начало разработ и прое та январь 2003 .:
ден в октябре 2005 г. Исследование
1- планирование разработ и; 2- применение лицензии; 3- одобрение EPSC;
концепции, разработка проекта и
4- безопасность работ на шельфе; 5- провер а запланированных работ; 6- со л. плана
планирование работ проводились од
освоения и строит.; 7- со ласование использования; 8- определение онцепции; 9- тверждение; 10- выполн. и пр. взаимодействием; 11- план опытно- онстр торс их рановременно. Бурение было начато в
бот; 12- обор дование, поставляемое подрядчи ом; 13- рабочий прое т; 14- за п а
феврале 2004 г. Первое опробование
обор дования и из . мод.; 15- о ончательный ввод в э спл атацию 25.03; 16- плавание и
проводилось на месторождении Эк
станов а на точ б рения; 17- из отовление швартовой системы и т.д.; 18- ввод в э спл.;
стер на скважине 4АН в течение мая
19- тендерное с дно; 20- рабочий прое т; 21- за п а онтрольно о обор дования;
2004 г. Работы по заканчиванию на
22- за п а фронтальной армат ры; 23- рабочий прое т; 24- за п а тр б для вы идных
лин.; 25- подводная станов а; 26- рабочий прое т и за п а; 27- базовая онстр ция;
чались в октябре и были завершены
28- приобретение обор дования для механизированной добычи; 29- разработ а онцепв декабре 2004 г.
ции б рения и за анчивания; 30- рабочий прое т б рения и за анчивания; 31- перевод
Первая нефть была получена из трех
обсл. с дна на точ ; 32- за п а материалов и обор дования.
скважин Мутинэ и одной скважины
Экстер в конце марта 2005 г., через два года после пла
Колпа для лавливания облом ов породы
нирования проекта и через 17 месяцев после его утвер
Верхняя часть
Насосно- омпресс. тр ба
ждения. Нефть была получена на три месяца раньше гра
Манифольд обор. и арм.
фика в пределах запланированного бюджета и началь
Обсадная
TRSCSS
олонна, 30″
ная добыча нефти составила около 90 тыс. брл/сут.
Верхний
зел
Гл бина MD
Перевод FPSO
Обор дование для
э спл атации
подводных с важин
1850 м
Обсадная
олонна,
13 3/8″
21
22
2- ESP
Байпас
Извле аемый ниппель для л бо о
расположенной проб и
Гл бина MD
2000 м
Насосно- омпрессорная тр ба –
верхняя часть, 5 1/2″
Обсадная олонна, 9 5/8″
Кровля пласта- олле тора
Гл бина TVD 3100 м 4000-4500 м
Нижний зел
за анчивания
Песчаный
фильтр, 5 1/2″
Рис. 3. Запланированная станов а 30-дюймово о направления в с важине до л бины 230 м, 13 3/8-дюймовой обсадной олонны до л бины 2000 м и 10 3/4х9 5/8 -дюймовой
обсадной олонны до л бины 3100 м
луатации скважин только с использованием ESP являет
ся предпочтительной с точки зрения характеристик пла
ста/скважин или, если возникают проблемы с MPP.
На каждом месторождении подводные скважины
связаны с манифолдом, соединенным с МРР. Из ма
нифольда нефть подается по 12дюймовому трубопро
воду на FPSO. На меcторождении Мутинэ к манифоль
ду может быть присоединено максимум 10 скважин, а
на месторождении Экстер только пять. Емкости на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2007
КОНСТРУКЦИЯ ESP НАСОСОВ
Оборудование заканчивания скважин состоит из пос
ледовательно установленных верхних и нижних ESP, при
этом работать может любой из них, но не оба одновре
менно. При выборе конструкции ESP стремились обес
печить их дублирование, несмотря на то, что насосы не
одинаковы. Задача состояла в том, чтобы нижний ESP ис
пользовался на начальном этапе, когда эксплуатация дан
ной скважины уже не могла осуществляться в фонтан
ном режиме или перекачка нефти на FPSO не могла осу
ществляться с помощью МРР. Нижний ESР мог обеспе
чить эксплуатацию скважин при добыче нефти около
20 тыс. брл/сут. Мощность верхнего ESР больше, что по
зволяло ему создавать больший напор, чем нижний ESР,
и дало возможность использовать его для эксплуатации
скважин при уменьшении пластового давления.
Конструкция ESP удовлетворяет многим требова
ниям, предъявляемым к гидравлическим характерис
тикам насосов. Верхний насос может также включать
ся тогда, когда нижний насос либо выходит из строя,
либо не работает в оптимальном режиме.
Основной задачей было обеспечение подачи 20 тыс.
брл/сут как можно дольше с помощью нижнего ESP
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
без превышения ограничений, устанавливаемых для
оборудования. Такой подход обладает двумя преиму
ществами:
• верхний насос может обеспечить на выходе та
кие же гидравлические параметры, как и ниж
ний, в случае преждевременного выхода его из
строя;
• обеспечивается самый «худший случай» вариант
нагрузок на оборудование в системе.
КОНСТРУКЦИЯ
СКВАЖИНЫ
Скважины были пробурены со стволами диамет
ром 36″ и в них были спущены 30дюймовые кондук
торы до измеренной глубины 230 м (рис. 3). Затем про
бурили 17 1/2дюймовый ствол до глубины TVD при
близительно 2100 м и обсадили его 13 3/8дюймовой
колонной. После этого пробурили 12 1/4 дюймовый
ствол (с помощью вращательного управляемого буре
ния) до кровли пластаколлектора и обсадили его
10 3/4х9 5/8дюймовoй колонной до TVD 3100 м.
10 3/4дюймовая обсадная колонна была приспо
соблена для размещения узла заканчивания со сдво
енными ESP. Вертикальная часть ствола ниже ESP
на глубине TVD/MD около 2000 м он переходит в
9 5/8дюймовую обсадную колонну. Все обсадные ко
лонны были выполнены из углеродистой стали с резь
бой повышенного качества, за исключением интер
валов, которые могли смачиваться потоком добывае
мых флюидов, здесь использовались трубы из стали
13 Сr. В случаях, где определение кровли пластакол
лектора было проблематично, бурилась 12 1/4 дюй
мовая «пилотная» скважина для определения место
положения и оценки пластаколлектора. Это гаран
тировало зарезку только одного бокового ствола и
обеспечивало оптимальное направление ствола сква
жины. Затем пилотная скважина была затампониро
вана, и после чего был зарезан 12 1/4дюймовый бо
ковой ствол в кровле пластаколлектора для последу
ющего горизонтального бурения 8 1/2дюймового эк
сплуатационного ствола. С помощью геодезических
средств направления были пробурены 8 1/2дюймо
вые эксплуатационные стволы длиной до 400 м до
окончательной MD глубины около 40004500 м. Затем
осуществили спуск нижнего узла заканчивания и
скважину временно оставили.
Пакетное бурение и заканчивание скважин значи
тельно сократило время спуска и монтажа противо
выбросовых превенторов (blowout preventer BOP) и
улучшило эффективность логистических операций на
буровых, что позволило уменьшить расчетные затра
ты на 15 млн австрал. долл.
Разрабатывался также непредвиденный вариант
более глубокого спуска и установки ESP ближе к баш
маку 9 5/8дюймовой обсадной колонны, когда давле
ние в пласте коллекторе падает и в результате исход
ная установка ESP не обеспечивает требуемого отка
чивания нефти. Для этого случая участок 9 5/8дюй
мовой обсадной колонны из стали 13Сr должен спус
каться вниз ближе к башмаку обсадной колонны и на
ходиться в зонах смачивания.
32
УЗЛЫ
ЗАКАНЧИВАНИЯ
Спуск и установка нижнего узла заканчивания про
изводились в соответствии с одной из частей програм
мы бурения и временно оставлялись в скважине. Верх
ний узел заканчивания, включая подводную фонтанную
арматуру устья скважины и ESP, спускались и устанав
ливались на отдельном этапе пакетного заканчивания.
Нижний узел заканчивания. Нижний узел заканчи
вания состоит из 5 1/2дюймовых песочных фильтров с
проволочной обмоткой и ячейками 360мк внутри
8 1/2дюймовых не закрепленных обсадными трубами
участков стволов. Эти фильтры располагаются на
5 1/2дюймовых насоснокомпрессорных трубах из ста
ли 13 Сr 80 c резьбой повышенного качества. Трубы под
вешиваются на извлекаемом пакере с гидравлическим
уплотнением канала, спускаются в скважину и устанав
ливаются сразу же ниже 10 3/4х9 5/8дюймового пере
хода обсадной колонны на глубине около MD 2000 м.
Затем через пакер уплотнения ствола скважины спус
кается направляющая в сборе, включающая извлекае
мый ниппель с замком с предохранительной защелкой.
Это позволяет установить пробку в линии смазывающих
добавок непосредственно выше пакера уплотнения ство
ла, которая будет служить барьером. Замок с предохра
нительной защелкой был выбран потому, что он позво
ляет заменить ниппельный профиль позднее в процессе
эксплуатации месторождения и также устранить любые
потенциально слабые точки в 5 1/2дюймовой колонне
нижнего узла заканчивания в случае, если он будет вра
щаться вместе с песчаными фильтрами.
Скважина с установленным в ней нижним узлом
заканчивания, заполненная буровым раствором на
синтетической основе ниже пробки и задерживаю
щим морскую воду выше нее, была временно остав
лена. Полная программа очистки ствола скважины
была проведена до установки в скважине пробки на
большой глубине. Ближе к поверхности была также
установлена мостовая пробка приблизительно на
100 м ниже растворной линии. После установки ниж
него узла заканчивания была осуществлена пакетная
установка подводной фонтанной арматуры и после
этого установили верхние узлы заканчивания.
Верхний узел заканчивания. Верхний узел закан
чивания включает два ЕSP и байпасные линии, эксплу
атационный пакер, переводник с промежуточной ре
гулируемой распорной гильзой и предохранительным
клапаном в забое, вращающийся центрирующий пере
водник и устройство подвески насоснокомпрессорной
трубы. Верхний узел заканчивания сконструирован без
промежуточного переводника, что позволяет вставить
неуплотненный хвостовик в направляющую нижнего
узла заканчивания для обеспечения связи между дву
мя узлами заканчивания, извлечь глубоко устанавли
ваемую пробку и обеспечить течение добываемого про
дукта на поверхность. Все компоненты были изготов
лены в виде сборочных комплектов, которые были ис
пытаны перед доставкой на морскую буровую.
Подводные манифольды. Подводная фонтанная
арматура состоит из горизонтально расположенного
устьевого оборудования и катушки подводной фон
№ 11 • ноябрь 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
танной арматуры, размером 5х2 дюйма, с рабочим
давлением 5000 фунт/дюйм2, с электрогидравличес
ким приводом, съемным подводным модулем управ
ления и вставкой с фонтанным штуцером. В устрой
стве подвески насоснокомпрессорных труб с номи
нальными размерами 18 3/4х5 1/2″ имеется смещен
ное отверстие размером 3 3/4″ для соединителей
электрических кабелей, подводимых к оборудованию
в забое скважины. Установка двух бочкообразных
пробок в устройстве подвески насоснокомпрессор
ных труб обеспечивает механическое разделение зон
с различным давлением. Дополнительный запирае
мый снизу колпак устьевого оборудования заканчи
вания имеет два независимых механических замка.
Фонтанная арматура устанавливается на извлекае
мом направляющем основании, обеспечивающем
центрирование и точное фланцевое соединение ар
матуры. Для присоединения выкидных линий необ
ходима помощь водолазов.
В герметичном блоке для улавливания обломков
породы и песка находятся соединительные перемыч
ки ESP кабеля, соединяющие подводный силовой
шлангокабель с электрическими соединителями в ус
тройстве подвески. В фонтанной арматуре также
имеются 8 1/2дюймовые муфты, обеспечивающие
возможность спуска колонн бурильных труб. На каж
дом месторождении в скважинах обычно использу
ется 2дюймовый вспомогательный спускной трубо
провод, присоединяемый к межтрубному простран
ству водоотделяющей колонны, связанной с FPSO,
что позволяет обеспечить контролируемый выпуск из
нее независимо от трубопровода, идущего от скважи
ны к сепаратору. В фонтанной арматуре имеются де
текторы песка, установленные в соединительных пат
рубках катушек фонтанной арматуры, присоединяе
мых к выкидным линиям, и в них измеряется расход
с использованием многофазных расходомеров, рас
положенных непосредственно на выходе из подвод
ной фонтанной арматуры.
• Система управления насосом второй ступени
(booster pump control system BPCS) управляет МРР
насосами на обоих месторождениях. Для начала эксп
луатации скважины, МРР должен работать либо в бай
пасном, либо в рабочем режимах.
• Система управления подводной добычей (subsea
production control system SPCS) контролирует рабо
ту подводной фонтанной арматуры.
• Система управления ESP, регулирует все рабочие
режимы ESP и обеспечивает обратную связь для мо
ниторинга параметров в забое. ESP нельзя запустить
пока не будут получены соответствующие сигналы о
разрешении запуска из систем SPCS и BPCS.
Система управления ESP блоками. Система уп
равления ESP (ESP management system EMS) играет
главную роль в работе этих насосов. Все связанные
ESP рабочие и блокирующие команды передаются с
FPSO и обратно с помощью этой системы. Без функ
ционирования EMS системы запуск и управление
VSD приводами невозможны. Система EMS распре
деляет VSD приводы для обслуживания оборудования
в индивидуальных скважинах, обеспечивает защит
ные и контрольные блокировки между различными
FPSO и VSD системами, калибровку всех передавае
мых данных и препятствует, чтобы оба ESP работали
одновременно на одной скважине. Данные из систем
мониторинга VSD приводов и параметров в забое пе
редавались последовательно в EMS и затем на FPSO.
Пульт управления технологическим оборудованием
добычи на FPSO обеспечивает необходимый интер
фейс, но может также осуществляться и с помощью
пульта сервера.
Приводы с переменной скоростью. Многоступен
чатые PWM VSD приводы были выбраны компанией
Santos, поскольку они могут конкурировать с конст
рукцией VSD привода компании Hall: вопервых, из
за тепла, выделяющегося при работе VSD приводов,
вовторых, изза возможности разборки и снятия уз
лов и деталей для замены и ремонта.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
НА ПЛАТФОРМЕ FPSO
Электроприводы технологического оборудования
добычи включают 14х1500 л.с. многоуровневых при
водов с переменной скоростью (variable speed drives VSD) c широтноимпульсной модуляцией (pulse width
modulation PWM). Эти VSD приводы соединены с
главной энергетическую систему FPSO с помощью
пульта управления ESP.
Каждый VSD привод предназначен для одного ком
плекта технологического оборудования. На первых
этапах освоения месторождения все VSD приводы
были соединены с каждым ESP блоком, чтобы полу
чить легкий способ замены насосов без использова
ния спускаемых дистанционно управляемых подвод
ных роботов (ROV) для замены подводных соедини
тельных перемычек.
Система управления. Три подводных подсистемы
управления входят в распределенную систему управ
ления.
ПРИНЦИП
ОГРАНИЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Самым слабым местом сети подводных трубопрово
дов является то, что верхний предел их рабочего давле
ния равен 3000 фунт/дюйм2 с возможностью его уве
личения в аварийный ситуациях до 3300 фунт/дюйм2.
В то же время при выключении МРР давление может
быть равно 800 фунт/дюйм2, а номинальное давление
при выключении ESP равно 2200 фунт/дюйм2.
Было проверено несколько типоразмеров подвод
ных трубопроводов, чтобы оценить процедуры управ
ления и блокировки ESP блоков для сведения к мини
муму ситуаций с потенциально высокими давления
ми при их выключениях. Эти ситуации могут возни
кать при закрытии арматуры при последовательной
работе ESP блоков и МРР на начальных этапах освое
ния месторождений.
Защита ESP блоков. Давления, которые могут воз
никнуть в подводных трубопроводах при работе ESP с
МРР по последовательной схеме, подтверждают, что
их значения могут превысить предельные. Нужна на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2007
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
дежная система защиты для обеспечения безопасной
работы и поддержания давления на выходе ESP ниже
3000 фунт/дюйм2. Эта система не может быть систе
мой с исключительно программным управлением.
Наличие физического бартера является фундамен
тальным требованием вместе с дополнительными про
граммными средствами и управлением процессом для
обеспечения надежности.
Были внедрены следующие трехступенчатые сис
темы защиты.
1. Отключение VSD приводов. Первоначальное дав
ление в пластеколлекторе достаточно для эксплуата
ции скважины без использования ESP. На этом этапе
VSD приводы блокируются и отключаются с помощью
главных выключателей. Это предотвращает срабаты
вание любого привода или ESP
Можно также подвести питание к находящемуся
на поверхности модулю системы мониторинга пара
метров в забое и получить данные из этой системы.
Это позволяет контролировать забойное давление и
отслеживать его, пока оно не достигнет безопасного
статического давления.
2. Главные блокировки и предельные параметры
VSD приводов. Главная блокировка, программные ог
раничения и ограниченные функциональные возмож
ности использования клавиатуры обеспечивают тре
буемый физический барьер и защиту. При нормаль
ной эксплуатации вводится запрет на допуск к пара
метрам, задаваемым с помощью клавиатуры.
3. Управление процессом. Необходимость любого
изменения предела рабочих максимальных частот вра
щения ESP должна быть подтверждена и указана,
прежде чем оператор ESP сможет внести любые из
менения.
Изучение приобретенного опыта. Для уточнения
процедур монтажа оборудования должны быть про
ведены последовательные испытания, в ходе которых
следовало определить требуемые модификации для
оснащения нужными инструментами и для наладки
буровой установки перед первой доставкой оборудо
вания на морскую буровую.
Телеуправляемый подводный вертлюг для Yобраз
ного инструмента не дрейфовал. Это имело огромное
значение для установки, поскольку для очистки сква
жины нужно вытащить глубоко установленную проб
ку из нижнего узла заканчивания. Был изменен внут
ренний профиль телеуправляемого вертлюга во вре
мя установки верхнего и нижнего Yобразного инст
румента при испытаниях и при медленном перемеще
нии вместе с линией смазывающих добавок. Испыта
ния подтвердили, что при спускеподъеме пустотелых
трубных конструкций без повреждения ESP кабелей
может быть использован модифицированный спайдер.
Было отмечено проскальзывание кабелей при прохо
де через механизированное зажимное приспособле
ние, поэтому к зажимам кабелей добавили проклад
ки. Большинство операций для сборки Yобразного
инструмента, выполняемых без участия человека,
можно выполнить на стойке для наращивания обсад
ных труб на морской буровой установке. Отмечаются
рабочие высоты и для этого используются все площад
34
ки и платформы, имеющиеся на морской буровой, и
на всех собранных узлах отмечаются точки крепления
такелажных строп.
Основной персонал, выполнявший сборку и испы
тания вертикальных сборок узлов оборудования, был
сохранен для выполнения монтажа оборудования в
скважинах. Приобретенный опыт был бесценным для
успеха первой установки оборудования в морских
скважинах. Этот опыт был передан другому персона
лу, который должен был устанавливать оборудование
в следующих скважинах, за счет этого увеличилось
число людей, получивших необходимый опыт. При
настройке оборудования, подборе нужного инстру
мента и выполнении монтажных работ пришлось ре
шить множество небольших проблем. Это позволило
сократить время критического пути и обеспечить пра
вильный спуск оборудования в скважины и в установ
ленные сроки.
Трудно оценить значение испытаний узлов обо
рудования в сборе для таких сложных узлов, как
узлы заканчивания. Затраты на такие испытания эк
вивалентны затратам на один день работы буровой.
Однако решение идентифицированных проблем
контроля качества сэкономило много времени; боль
ше чем было затрачено на всю кампанию заканчи
вания.
КОНСТРУКЦИЯ
УЗЛОВ ЗАКАНЧИВАНИЯ
В подводной испытательной фонтанной арматуре
насоснокомпрессорных труб должен быть перевод
ник с резким изменением направления (непосред
ственно над инструментом для спуска и монтажа под
вески насоснокомпрессорных труб) изза смещения
ствола, приводящего к эксцентриситету подвески на
соснокомпрессорных труб. Чтобы спусковая колон
на с выравнивающим инструментом максимального
диаметра проходила через такой переводник, его дли
на должна составлять 38″. Поэтому для присоединения
BOP требуется катушка c промежуточным кольцом,
установленная между нижними трубными плашками
и соединительной муфтой. Вследствие этого BOP бу
дет находиться выше и его больше нельзя подхватить
и поднять над испытательной тумбой. Для устранения
этой проблемы была изготовлена смещаемая в сторо
ну испытательная тумба и модифицирована буровая
установка.
При монтаже подвесок насоснокомпрессорных
труб с горизонтальной подводной фонтанной арма
туре замки поворачиваются по винтовой линии для
посадки труб на место по направлению завинчива
ния. ESP кабели проходят через подвесное устрой
ство труб с противоположной стороны относитель
но замка. После испытаний оборудования в сборе
максимальный угол поворота подвески насосноком
прессорных труб не может превышать 30° для сведе
ния к минимуму возможности повреждения кабеля.
Поскольку на буровой установке бухты с ESP кабе
лями размещались на нескольких площадках, указан
ное условие влияло на ее курс и ориентацию, что в
свою очередь определяло ориентацию фонтанной
№ 11 • ноябрь 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Б хты
абеля
Отверстие
Вперед
Север
Пал ба
б ровой
станов и
Направление
завинчивания
Корма
Правый борт
Э спл атационный
фланец
Направление
завинчивания
Горизонтальная ориентация фонтанной
армат ры
Рис. 4. Расположение б хт ESP абеля влияло на ориентацию и
рс б ровой станов и, оторый влияет на ориентацию подводно о манифольда и онфи рацию подводной инфрастр т ры
арматурыи конфигурацию инфраструктуры (рис. 4).
Это подчеркивает важность планирования работ всех
участников проекта.
ОПРОБОВАНИЕ
СКВАЖИНЫ
Опробование проводилось на скважине 4АН мес
торождения Экстер в мае 2004 г. за пять месяцев до
начала работ по заканчиванию скважин на месторож
дениях. Был выполнен спуск нижнего узла заканчи
вания и 5 1/2дюймовой испытательной колонны с це
лью моделирования обратного течения в скважине в
предстоящих операциях заканчивания. Была обеспе
чена циркуляция подушки из дизельного топлива,
чтобы получить первоначальный дисбаланс вслед
ствие смещения ствола скважины от вертикали на
глубине TVD около 2000 м почти на 1000 м выше пла
ста – коллектора. Поскольку скважина была гори
зонтальной и в кольцевом сечении размером 9 5/8х5
1/2″ находился большой объем бурового раствора
повышенной плотности для глушения скважины, по
этому была предоставлена возможность самостоя
тельного глушения скважины путем нагнетания ди
зельного топлива.
На основе требуемого объема нагнетаемого дизель
ного топлива, предположений о характере обратного
течения бурового раствора и стоимости проведения
опробования планирующие органы решили использо
вать метод многократного вытеснения дизельным топ
ливом, если скважина была самостоятельно заглуша
ющейся. Характер обратного течения при опробова
нии свидетельствовал, что не было самостоятельного
глушения скважины, и поэтому не потребовалось даль
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2007
нейшего нагнетания дизельного топлива. Однако вы
полненные подъемные операции оправдали решение
не использовать в качестве резерва насоснокомпрес
сорные трубы в бухтах или применять азот. Изучение
данных позволило использовать их при оценке обрат
ных течений в оставшихся cкважинах, в ходе которых
использовались многофазные расходомеры. Посколь
ку место на площадке буровой установки было огра
ниченным, при опробовании скважины отказались от
использования сепаратора и компактно разместили
оборудование.
ОПЕРАЦИИ
ЗАКАНЧИВАНИЯ
Работы по заканчиванию начались октябре 2004 г.
на трех скважинах Мутинэ, через 15 мес. после нача
ла детальной разработки конструкции скважин и пла
нирования работ. Эти работы начали выполняться
после успешной программы пакетного бурения сква
жин в марте 2004 г. Принцип выделения времени пер
соналу для отработки методов сборки и спуска обору
дования заканчивания, чтобы гарантировать успеш
ную его установку с первого раза, соблюдался в про
цессе всего этапа заканчивания. Персонал компании
Santos и подрядчика, который принимал участие во
всех работах на этапах планирования, испытаний и
отработки конструкции, на морской буровой стал
выполнять роль инспекторов и контролеров. Кроме
того, персонал, который занимался испытанием узлов
оборудования в сборе, был привлечен к выполнению
работ по заканчиванию скважин непосредственно на
буровой. Постоянство персонала и знакомство персо
нала с программой работ по заканчиванию скважин
имели очень большое значение, исходя из сложного
характера этих работ.
Поскольку не весь персонал буровой привлекался
к испытаниям вертикальных сборок узлов оборудо
вания заканчивания, были приняты меры для их обу
чения всем операциям заканчивания. Видеофильм,
снятый во время этих испытаний, был показан всему
персоналу в качестве исходной информации, а также
рассмотрены и обсуждены все комплекты инструмен
тов, которые былиподготовлены перед каждой сменой
и любой новой крупной работой. Последовательность
технологических операций была изображена на кар
тонных планшетах, чтобы персонал мог легко выпол
нять каждый этап.
Время заканчивания по оценкам AFE было равно
14 сут, включая установку подводной фонтанной ар
матуры. Работы по заканчиванию скважины 4, пер
вой скважины на месторождении Мутинэ, были вы
полнены за 15,2 сут и при этом был осуществлен не
разрушающий контроль (NPT) в объеме 21,1 %. При
заканчивании трех оставшихся скважин были учте
ны уроки и внедрены более эффективные рабочие
приемы, поэтому работы по заканчиванию последней
скважины, скважины 9Н, были завершены за 10,8 сут
с NPT, выполненном в объеме 9,2 % (на 30 % быст
рее). Полный объем NPT был равен 14,1% и из него
8,3 % это был NPT непосредственно узлов заканчива
ния (рис. 5).
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Установ а ел и
М тинэ c . 4
М тинэ c . 5
Э стер с . 4АН
М тинэ c . 9Н
Прибл. оцен а вып. работ AFE
Установ а
XT
Установ а
ВОР
Установ а
верхне о зла
за анчивания
Сп с
олонны
Очист а
Временное
оставление
Рис. 5. Работы по за анчиванию с важины 4 было выполнены
за 15,2 с т; одна о, пос оль приобретенный опыт и эффе тивные приемы работы были быстро внедрены, поэтом
работы по за анчиванию последней с важины, М тинэ 9H,
были выполнены за 10,8 с т, что было быстрее на 30%
Все скважины были временно оставлены, при этом
было подтверждено, что электрические кабели подве
дены к обоим насоса и показатели очистки и опробо
вания скважин обеспечивали возможность их эксплу
атации и подачи продукта на FSPO. Не было происше
ствий, которые приводили к потере времени, и мини
мально использовалось резервное оборудование.
Монтаж и спуск узлов заканчивания завершили в
намеченные сроки и затраты соответствовали бюд
жетным. Прогресс был достигнут благодаря следую
щим факторам.
• Сосредоточение усилий. При выполнении всех
работ персоналу выделялось время для отработки ме
тодов сборки и спуска, чтобы гарантировать правиль
ность установки оборудования с первого раза. Не было
времени, чтобы както сосредоточить усилия на том,
чтобы уложиться в установленные сроки.
• Пакетное заканчивание. Быстро использовали
приобретенный опыт, что гарантировало сосредото
чение всех усилий на работах заканчивания. Програм
ма корректировалась и обновлялась при заканчивании
каждой скважины для учета приобретенного опыта и
использования эффективных приемов работы
• Постоянство персонала. В процессе всей кампа
нии заканчивания персонал приобретал все больший
опыт и знания.
• Позитивные моральные качества и высокая ква
лификация рабочих групп, участвующих в проекте
Изучение уроков. Повышение производительно
сти работ по установке подводной фонтанной арма
туры может быть обеспечено за счет использования
гидравлического инструмента для спуска вместо ме
ханического. В первом узле заканчивания верхний
кабель ESP был поврежден в процессе сборки под
вески насоснокомпрессорных труб изза неправиль
ного зазора между защитными корпусами расшири
телей «пилота» и профилем фонтанной арматуры. Во
время спуска колонны с оборудованием заканчива
ния она поднималась и опускалась изза вертикаль
ной качки FPSO в течение 24 часов. При этом кабель
терся о профиль манифольда, пока не произошло его
36
повреждение и разрыв. Узел заканчивания был под
нят вверх на 200 м для сращивания кабеля и измене
ния положения защитного корпуса расширителя «пи
лота» и хомута. Это было подтверждено результата
ми моделирования, которые доказали важность пра
вильного расположения защитного корпуса расши
рителя. Рабочий персонал изменил процедуру сбор
ки спусковой колонны и подвески с насоснокомп
рессорными трубами для уменьшения риска повреж
дения внутренней резьбы в спусковой колонне. Стра
тегия мониторинга отклонений водоотделяющей ко
лонны с непрерывным акустическим контролем угла
наклона и проверки состояния с помощью увеличи
тельного стекла гарантировала, что спуск и установ
ка узлов заканчивания не будет производиться при
отклонении водоотделяющей колонны больше пре
дельного значения, равного 1°.
В ходе испытаний вертикальных сборок узлов обо
рудования проверили возможность спуска и посадки
подвески с насоснокомпрессорными трубами на ме
сто без повреждения кабеля и был применен метод,
позволяющий свести к минимуму вращение подвес
ки во время спуска.
Изза невозможности пакетной установки колпа
ков для улавливания обломков породы электричес
кие штыревые контакты оставались открытыми в
течение 14 дней. В результате пришлось дополни
тельно поднимать и спускать ВОР, что потребовало
дополнительных затрат (500 тыс. австрал. долл.). Был
разработан колпак из смачивающегося материала
для головки подвески насоснокомпрессорных труб,
поэтому в будущем можно будет производить пакет
ную установку колпаков для улавливания обломков
породы. Было осуществлено успешное извлечение
глубоко расположенных пробок из каждой скважи
ны.
Пакетная установка узлов заканчивания повыша
ет эффективность логистических процедур и обес
печивает постоянную загрузку персонала и непре
рывность выполнения работ. Многие из запланиро
ванных процедур были сфокусированы на том, что
бы во время спускоподъемных операций предотвра
тить повреждение кабеля в тесном зазоре у профи
ля фонтанной арматуры. Риск повреждения ESP ка
беля мог быть значительно снижен при использова
нии большего диаметра профиля фонтанной арма
туры.
ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Месторождения Мутинэ и Экстер были введены в
эксплуатацию в марте 2005 г. и первая добыча соста
вила примерно 90 тыс брл/сут, добываемой при фон
танной эксплуатации четырех скважин. Ввод в эксп
луатацию ESP проводился в два этапа. На первом эта
пе были введены в эксплуатацию три нижних ESP,
а на втором этапе оставшийся нижний и четыре
верхних ESP. Ввод в эксплуатацию начался в сентяб
ре 2005 г. и был завершен в ноябре 2005 г.
В процессе ввода в эксплуатацию ESP приходилось
дросселировать, чтобы они продолжали работать в
пределах огибающей насосных характеристик Посто
№ 11 • ноябрь 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
янство персонала от проектирования до пуска было
основным требованием, что позволило успешно ввес
ти ESP в эксплуатацию. Возникло несколько неболь
ших проблем, связанных с наладкой оборудования и
знанием персонала того, как работают ESP, а также и
другое оборудование. Все проблемы были устранены
и ESP были подготовлены для работы в оптимальных
режимах.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Ввод в действие трех эксплуатационных скважин
был запланирован на середину 2006 г. После анали
за данных пластаколлектора конструкция ESP была
доработана. Пласт имеет сильную опору на водонос
ный горизонт, что приводит к небольшому пониже
нию давления в пластеколлекторе. Поэтому верх
ний насос RC15500 (используется, если нужен бо
лее высокий напор) заменили более высокообъем
ным нижним насосом RC20000. Мощность электро
двигателя насоса была увеличена до 900 л.с. ESP был
доработан, после чего верхний и нижний насосы
стали одинаковыми.
Главным изменением в конструкции и установке
подводной фонтанной арматуры является то, что ее
начали использовать с системой, соответствующей
расходам жидкостей. Установка первых таких систем
должна выполняться водолазами. Поскольку фонтан
ная арматура может гидравлически запираться, для ее
спуска и установки не требуются водолазы.
Функционирование фонтанной арматуры и пре
дохранительных клапанов и их испытания под давле
нием проводятся каждые шесть месяцев. Планирует
ся использовать резервные ESP каждые тришесть
месяцев, чтобы гарантировать их пригодность к эксп
луатации.
ВЫВОДЫ
Месторождения Мутинэ и Экстер это первые под
водные месторождения, эксплуатируемые с помощью
сдвоенных ESP насосов. Месторождения связаны с
плавучей системой FPSO, а не с инфраструктурой. На
этих месторождениях впервые используются сдвоен
ные ESP вместе с последовательно установленным
МРР насосом в растворной линии и впервые одновре
менно эксплуатируются две отдельные скважины с
установленными между их центрами подводными ESP
насосами. На первом подводном месторождении ком
пании Sаntos из четырех скважин добывается нефти
в объеме 90 тыс. брл/сут. Проект уложился в бюджет
и был завершен на три месяца раньше намеченного
срока: через 17 мес. после официального утверждения
через 26 мес. после начала запланированных работ по
освоению месторождения.
Ключом успешной установки и ввода в эксплуата
цию подводных систем со сдвоенными ESP насосами
является тщательная отработка всех деталей проекта
и управление взаимодействием на всех этапах разра
ботки и планирования работ, постоянство персонала
на всех этапах, опора, как можно раньше, на нужных
специалистов, сотрудничество Santos и подрядчика,
строгий отбор и тестирование всех участвующих в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2007
проекте, быстрое изучение опыта, приобретенного в
ходе выполнения работ пакетного заканчивания, и
нацеленность на обеспечение длительного срока служ
бы ESP насосов
Перевел В. Клепинин
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. M. Horn, F. Coudeville, E. Bespalov and H. Burcher, «Otter: The
world’s longest subsea tieback with dual ESP», presented at Offshore
Technology Conference, May 58, 2003
2. J. S. MacFarlane, and E. Ganner, «The world’s longest subsea ESP
tieback», SPE 38534 presented at Offshore Europe held in Aberdeen,
UK, September 912, 1997
3. S. Dyer and C. Main, «The world’s longest subsea ESP tieback»,
SPE 38534 presented at Offshore European ESP Round Table, February
1516, 2000
4. S. J. Sawaryn, «The dynamics of electric submersible pump
populations and the implication for dual ESP system», SPE 63043
presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition
held in Dallas, Texas, October 14, 2000
5. S. J. Harrall and D. Nevelsteen, «Gannet E subsee ESP: The
application of technology in practice», SPE 50596 presented at the
Petroleum Conference held The Hague, Netherlands, October 2022,
1998
P. Dodd (П. Додд) получил степень бакалавра по химической тех
нологии в университете г. Аделаида (Австралия). Мр Додд рабо
тает в отрасли и является специалистом по заканчиванию,
ремонту и вмешательству в процессы эксплуатации скважин.
Мр Додд является руководителем бурения морских скважин в
отделении компании Santos Ltd. (г. Перт, Австралия).
I. Ayling (Я. Эйлин) является региональным менеджером ком
пании Baker Hughes Centrilift и работает в этой компании на
различных должностях в течение 11 лет, включая должность ру
ководителя по оценке эффективности добычи в проекте освое
ния подводных месторождений Мутинэ и Экстер в компании
Santos.
H. Butcher (Г. Батчер) получил диплом инженера по электротех
нике в университете г. Салфорд. Он начал работать на морских
промыслах в 1975 г. в компании Vickers Oceanics и в 1996 г. зак
лючил контракт с компаниейи Centrilift, где занимается проек
тами электрических систем.
S. Brennan (C. Бреннан), работает в нефтяной отрасли шесть лет в
различных регионах и в настоящее время занят в проекте компа
нии Santos в качестве старшего инженера по заканчиванию.
37
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
10
Размер файла
328 Кб
Теги
20540
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа