Подводный промысел является наиболее перспективным решением для разработки глубоководных месторождений. Подводные промыслы сооружают главным образом на нефтяных месторождениях и добычу производят фонтанным способом с последующим переходом на газлифт.
У подводного промысла устья скважин располагаются на морском дне. Там же находятся системы сбора и транспортировки продукции, системы поддержания пластового давления, энергоснабжения, телекоммуникаций, управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными или быть подводной частью добывающего комплекса, надводное оборудование которого устанавливается на стационарном или плавающем сооружении.
Подробнее о стационарных нефтяных платформах можно почитать в статьях: «Морская свайная платформа» и «Гравитационная платформа».
По способу эксплуатации и обслуживания системы обустройства подводных скважин подразделяются на «мокрые», «сухие» и гибридные.
В закрытых «сухих» конструкциях устьевое оборудование помещается в герметичную эксплуатационную камеру. При работе скважины камера заполнена азотом. Камера имеет шлюз для стыковки с ней подводного аппарата. Для ремонта или обслуживания устьевого оборудования с судна спускают подводный аппарат и стыкуют его с эксплуатационной камерой. Воздухом с подводного аппарата заменяют азот в камере. Оператор через шлюз переходит из аппарата в камеру и выполняет работу. Таким образом все необходимые операции происходят без участия водолазов.
Но наиболее распространенными и конструктивно разнообразными стали "мокрые" системы.
В системах открытого «мокрого» типа все устьевое оборудование находится в воде под гидростатическим давлением ее толщи.
Как мы знаем, выкидная линия скважины — это участок трубопровода, в который непосредственно поступает продукция скважины. Выкидная линия начинается от арматуры скважины и заканчивается на групповой или индивидуальной замерной установке. Диаметры линий могут быть от 75 до 150 мм, а протяженность может составлять сотни метров. Выкидные линии подводных скважин прокладываются по дну моря и приходят на замерной узел стационарной или плавающей платформы.
Подводная фонтанная арматура, как и наземная служит для герметизации устья скважины и добычи из нее продукции.
По окончании бурения, цементирования и перфорации эксплуатационной колонны противовыбросовое оборудование демонтируют и на устье устанавливают фонтанную арматуру. В эксплуатационную колонну с помощью райзера бурового судна спускают колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонны НКТ подвешивают на трубных головках фонтанной арматуры.
Контроль параметров работы скважины, а также управление гидро- или электроприводными задвижками и штуцерными узлами подводной арматуры производится дистанционно с пульта платформы. Подводная фонтанная арматура (ПФА) бывает вертикального или горизонтального типа.
Ниже представлена принципиальная схема оборудования нефтяной скважины в Мексиканском заливе. В скважину параллельно спущены две колонны НКТ. От фонтанной арматуры к полупогружной платформе проложены выкидные линии.
Подробнее о плавающей платформе в Мексиканском заливе можно почитать в статье: «Полупогружная платформа».
На выходе из Y-образной катушки арматуры трубопроводы выкидных линий закручены в петли. Это сделано для оборудования подводной скважины системой TFL.
TFL (tool flow-line – поточный инструмент) – это система проводки инструментов для обслуживания и ремонта скважины через выкидную линию.
Система TFL позволяет осуществлять различные операции по обслуживанию скважины, используя флюид для проводки инструментов через выкидные трубопроводы и трубные петли в насосно-компрессорные колонны и из них. То есть, для ремонта или обслуживания скважины без подъема колонны НКТ в выкидную линию через шлюз на платформе вводят инструментальную колонну. Продвижение инструментов по выкидной линии и колонне НКТ обеспечивает рабочий флюид, который нагнетает обслуживающий насос. Для проведения операций системы TFL обычно используют трехцилиндровые поршневые насосы. А рабочим флюидом может быть обработанная на месте дегазированная нефть или профильтрованная и ингибированная морская вода. Панель управления системой TFL обеспечивает контроль местоположения и скорость продвижения инструментов.
TFL-инструментами можно производить некоторые операции текущего ремонта скважины и дополнительные работы без подъема НКТ. Например перфорацию, очистку НКТ от парафина, освобождения от прихватов.
Также конструкцией подводной арматуры предусмотрен вертикальный вход в скважину с помощью райзера бурового судна для замены НКТ или установки пакера.
Подробнее о подземном ремонте скважины можно почитать в статье: «Подземный ремонт скважины».
Возможность оперативного дистанционного обслуживания и ремонта «мокрых» скважин и обусловило их приоритетное использование по сравнению с закрытыми «сухими» системами.
Подводный промысел изолированных небольших месторождений может иметь всего несколько отдельно стоящих скважин. На больших месторождениях подводные комплексы состоят из кустов, включающих десятки скважин, манифольды, энергоблоки, системы управления.
Все это сложное подводное хозяйство должно быть надежно защищено. Опасность для подводных объектов могут представлять рыболовные сети, траловое оборудование, якоря и якорные цепи, ледяные торосы и айсберги.
Как мы видим, добывать углеводороды в море значительно сложнее, чем на суше. Однако несмотря на большие капитальные вложения разработка шельфовых месторождений является рентабельной.
Далее читаем следующую статью: «Превентор.»