УСТРОЙСТВО СОЕДИНЕНИЯ ПОВРЕЖДЕННОГО ТРУБОПРОВОДА И ВЫВЕДЕНИЯ УТЕЧКИ НЕФТИ ИЗ ПОДВОДНОЙ СКВАЖИНЫ НА ПОВЕРХНОСТЬ

Заявляемая полезная модель относится к средствам соединения поврежденного трубопровода подводной нефтяной скважины с целью прекращения утечки нефти в воду после аварии.
Наличие разведанных нефтяных и газовых месторождений с большим запасом нефти при глубинах моря 200...300 м, и свыше 600 м, удаленных от побережья на сотни километров, требует использования плавучих нефтяных платформ для разработки таких месторождений /1, с.3/.
При фонтанном способе добычи нефти для подводной эксплуатации нефтяной скважины применяют фонтанную арматуру /2, с.39/.
Фонтанная арматура с гидравлическими задвижками опускается с поверхности по четырем направляющим канатам и своей гидравлической муфтой сцепляется с головкой (корпусом) устья.
Контроль за работой фонтанной арматуры производят с поверхности по линиям связи гидравлической или электрической системы управления /2, с.38/.
Фонтанную арматуру на устье устанавливают, в основном, на глубине, доступной для водолазов /2, с.38/. Эта глубина составляет до 80 м /3, с.180/, и 300 м в жестких скафандрах /3, с.213/.
При больших глубинах фонтанную арматуру для ремонта отсоединяют и поднимают на поверхность. Но большинство зарубежных компаний при больших глубинах моря предпочитают продление эксплуатационной колонны на поверхность, и там устанавливают фонтанную арматуру /2, с.36/.
Для этого собирают морской стояк из трубы большого диаметра, например, 20" и другими частями, применяемыми в сборке водозащитной колонны.
Опускают сборку стояка с направляющей рамой к устью, где трубу закрепляют специальным замком с корпусом устья /2, с.37/.
Затем с поверхности опускают продленную эксплуатационную колонну, которая в устье сцепляется с хвостовиком эксплуатационной колонны скважины, а на поверхности эксплуатационную колонну закрепляют. Через эксплуатационную колонну с наружным диаметром 178 мм, например, с поверхности, через устье скважины и до забойной зоны опускают две подъемные трубы (НКТ) диаметром 73 мм, например. Затем концы подъемных труб на поверхности прикрепляют к трубной головке, которая опускается на фланец эксплуатационной колонны и скрепляется. При этом герметизируется пространство между полостью эксплуатационной колонны и подъемными трубами. Источник /11/ показал установку на устье гигантского превентора, через который проходит эксплуатационная колонна.
При аварии на плавучей платформе возможен разрыв подвески морского стояка, последний вместе с эксплуатационной колонной 5 и подъемными трубами 11 внутри нее хаотично упадут на дно. Разрыв стояка может произойти также от столкновения с подводным объектом, от цунами, от столкновения другого судна с платформой. Разрывы трубопроводов возможны также при расположении фонтанной арматуры на дне.
При этом будут разорваны электрические и гидравлические линии. Возможен разрыв только подъемных труб от нерасчетного давления нефти, что вызовет поступление нефти в воду. Места разрыва эксплуатационной колонны и подъемных труб не предсказуемы, а глубина моря может превышать 300 м и достигать 1,5 км.
Перекрыть утечку нефти в воду можно закрытием запорных устройств внутри подъемных труб ниже устья, или заглушением скважины в забойной зоне эксплуатационной колонны на глубине 2...4 км, например.
На больших глубинах непосредственное участие человека невозможно.
При установке в устье превентора /11/ он может сжать поперек эксплуатационную колонну с подъемными трубами внутри и перекрыть утечку нефти. Но при обрыве линий управления и силовых линий превентор не сработает.
Известны клапаны-отсекатели /4/, /5/, которые установлены на трубопроводе с возможностью перекрытия внутреннего канала трубопровода заслонкой от внешнего воздействия.
Такие клапаны-отсекатели нельзя смонтировать на подъемных трубах внутри эксплуатационной колонны по габаритам, из-за непрерывности подъемных труб от забоя до поверхности. Полости подъемных труб от поверхности до забоя должны оставаться свободными и гладкими для очистки забоя скважины и труб от парафина, солевых и песчаных пробок, для спуска контрольных приборов и подачи в забой уплотняющего раствора.
Возможно, существуют спускаемые в подъемные трубы запорные устройства ниже устья скважины. Но как ранее было сказано, линии управления могут быть оборваны.
Заглушение аварийной скважины является непреложным фактом. Это достигается подачей соответствующих растворов с поверхности в забойную зону по отработанным технологиям. Но для аварийной скважины все усложнено, потребуются многие попытки и время.
Неготовность к такой ситуации привела после аварии на скважине в Мексиканском заливе к тяжелым последствиям, когда в течение около трех месяцев в воду поступало по 800 т нефти ежесуточно /10/.
Эксплуатационная колонна является последней обсадной, спускаемой в скважину, и составлена из обсадных труб диаметром, например, 178 мм, 194 мм, 219 мм/6/.
Обсадные трубы длиной 5…13 м последовательно собираются в эксплуатационную колонну на платформе путем свинчивания резьбовых концов труб муфтами или без них /6, с.27, 28/, с применением средств удержания труб и массивных ключей.
Известно соединение обсадных труб /7/, в котором концы труб соединяются резьбовой муфтой и содержат уплотняющий материал.
Известно соединение обсадных труб, в котором резьбовые концы труб соединяются муфтой /8/.
Известно соединение обсадных труб /9/, в котором конец трубы соединяется резьбой с фланцем, содержащим отверстия, для присоединения фланца крепежными изделиями к фланцу другой трубы.
Разборка под водой всех приведенных соединений обсадных труб и присоединение к ним какого-либо устройства не доступны для водолазов, и тем более, для подводных манипуляторов.
Источник /11/ показал, что на большой глубине выходящую под высоким давлением нефть из «десятисантиметровой трубы» (по источнику) вывести на поверхность не удалось.
Задачей заявляемой полезной модели является создание устройства, которое в сочетании с известными средствами позволило бы в короткое время вывести вытекающий из разрыва трубопровода или из разрыва подъемных труб эксплуатационной колонны поток нефти на поверхность, в резервуар танкера.
Такое устройство должно действовать до полного заглушения скважины, например, два-три месяца.
Задача решается тем, что на усиленном вертикальном участке каждого выводящего нефть из скважины трубопровода и на эксплуатационной колонне в доступном месте выполнен резервный фланец в виде направленного к поверхности моря усеченного конуса.
После разреза трубопровода или эксплуатационной колонны с подъемными трубами к резервному фланцу может быть присоединено захватное устройство с проходным каналом внутри. На выходе проходного канала захватное устройство посредством двух подвижных шаровых соединений связано с закрепленной на поверхности и опущенной к скважине подъемной трубой.
Заявляемое устройство позволяет:
- обеспечить быстрое и доступное соединение эксплуатационной колонны или другого трубопровода с захватным устройством без участия водолазов;
- обеспечить простоту и надежность соединения по конусу резервного фланца;
- обеспечить простоту и надежность соединения при несоосности подъемной трубы и корпуса устья скважины за счет двух подвижных шаровых соединений.
Отличительные существенные признаки заявляемой полезной модели:
- место расположения фланца в виде усеченного конуса - известной геометрической формы, на эксплуатационной колонне или другом трубопроводе и его ориентация к водной поверхности;
- применение двух подвижных шаровых соединений трубопроводов;
- наличие связи между приведенными элементами, которая и обеспечивает получение технического результата.
Техническим результатом полезной модели является прекращение вытекания в воду фонтанирующего потока нефти через разрывы подъемных труб и эксплуатационной колонны и выведение его на поверхность, в резервуар танкера.
Настоящее описание содержит пример соединения поврежденной эксплуатационной колонны, но устройство пригодно для соединения поврежденных трубопроводов диаметром 63 мм и до диаметра 219 мм.
На фиг.1 показан узел соединения морского стояка и эксплуатационной колонны с устьем скважины.
При этом использована иллюстрация источника /2, с.37/.
На фиг.2 приведен вид А, показанный на фиг.1.
На фиг.3 приведен разрез Б-Б, показанный на фиг.2.
На фиг.4 показан общий вид устройства соединения, установленного на резервном фланце эксплуатационной колонны.
На фиг.5 приведен вид В, показанный на фиг.4.
На фиг.6 приведен вид Г, показанный на фиг.4.
На фиг.7 приведен разрез Д-Д, показанный на фиг.6.
На фиг.8 приведен вид Е, показанный на фиг.4.
На фиг.9 приведен вид Ж, показанный на фиг.8.
На фиг.10 показана согнутая шаровая труба 30.
1
На фиг.1 показан морской стояк 1, соединенный с корпусом устья 3, с корпусом 3 также соединено направляющее и соединительное устройство 2, внутрь корпуса устья 3 заходит и там сцепляется хвостовик эксплуатационной колонны 4. Выше направляющего и соединительного устройства 2 по окружности эксплуатационной колонны 5 выполнен резервный фланец 6 в виде направленного к поверхности моря усеченного конуса. Высота l резервного фланца (фиг.2) выбрана конструктивно и составляет 2/3 наружного диаметра эксплуатационной колонны D. Длина lцилиндрической части резервного фланца 6 принята равной 20 мм.
1
2
Наружный диаметр D резервного фланца 6 должен быть менее диаметра D направляющего и соединительного устройства 2.
Поверхность резервного фланца и прилегающие части трубопровода должны быть покрыты путем распыления слоем сверхвысокомолекулярного полиэтилена (СВМПЭ) для предотвращения образования нароста в морской среде /12/.
2
Размер l до плоскости l-l поперечного разреза эксплуатационной колонны 5 можно принять 1,2…1,5 D. Угол α может быть принят 16°, чтобы не было затирания конуса. На трубу эксплуатационной колонны 5 вплотную к конусу резервного фланца 6 установлена распорная втулка 7 (фиг.2), затем одет фланец 8 и приварен к трубе 5 и втулке 7. Распорная втулка 7 содержит четыре продольных паза 9 в сторону конуса резервного фланца 6.
3
4
3
Части эксплуатационной колонны 5 соединяются резьбовой муфтой 10 (фиг.1) до поверхности. Внутри эксплуатационной колонны 5 от поверхности до забоя подвешены 2 непрерывные подъемные трубы (НКТ) 11. Проушины 12 (фиг.1) на трубе морского стояка предназначены для захвата грузоподъемными средствами. Внутренний канал корпуса 13 (фиг.4) захватного устройства выполнен переходом с диаметра D,, примерно равного наружному диаметру D эксплуатационной колонны, до диаметра D, который образует площадь сечения канала, равную сумме площадей сечения каналов двух подъемных труб 11, ранее проходящих внутри эксплуатационной колонны 5. Длина канала l может быть взята 1 м для плавного перехода. На корпусе 13 закреплены две штанги 14 для захвата манипулятором, и гидроакустический датчик позиционирования 15.
Корпус 13 (фиг.4) резьбовым соединением /6/ связан с шаровым корпусом 14 (фиг.6), который с шаровой трубой 15 и секторами 16 образуют подвижное шаровое соединение. Уплотнение шаровых соединений происходит за счет резиновых колец 17. А шары смазаны густой водостойкой смазкой. Болты 18 скрепляют шаровые узлы. На другом конце шаровой трубы 15 образуется второй шаровой узел. К этому узлу на резьбе присоединен переходник 19, к которому на резьбе присоединена подъемная труба 20. Площадь отверстия этой трубы равна сумме площадей отверстий двух подъемных труб 11. Подъемная труба 20 (НКТ) диаметром, например, 114х7 составлена из труб, соединенных резьбовыми муфтами и доходит до поверхности, где на платформе или судне закрепляется, как морской стояк /2, с.6, рис.2/.
На конце подъемной трубы 20 на поверхности должен быть одет гибкий рукав с возможностью залива фонтанирующего потока нефти в резервуар танкера.
На подъемной трубе 20 и гибком рукаве не должны быть установлены задвижки, так как это представляет большую опасность. Причина этого будет описана далее, в разделе «Работа устройства».
Наибольший угол β поворота шарового соединения определен 15° по кругу. Ограничения создают секторы 16.
4
При длине l 1 м несоосность «с» при β=15° достигает 250 мм. Применение этого будет описано в разделе «Работа устройства».
Резиновые кольца 21, 22 создают уплотнение по конусному соединению (фиг.8). В проушинах корпуса захватного устройства 13 шарнирно установлены захваты 23 и закреплены осями 24 с шайбами 25 и шплинтами 26 (фиг.8). Направляющие пластины 27 раздвигают захваты 23 при одевании захватного устройства на конус резервного фланца 6. Пластинчатые пружины 28 удерживают захваты 23 в прижатом к корпусу 13 положении. Винтами 29 пластинчатые пружины 28 закреплены на корпусе 13. Запасная шаровая труба 30 (фиг.10) согнута под углом 120° и предназначена для присоединения устройства захвата к резервному фланцу трубопровода, отогнутого от вертикали по разным причинам.
Заявляемое устройство соединения является одним из средств технологии прекращения утечки нефти в воду и последующего заглушения скважины после аварии.
Необходимые средства технологии:
- плавучая платформа или судно со всеми средствами бурения и эксплуатации подводных скважин;
- стабилизация положения судна на поверхности моря;
- оснащение гидроакустической системой позиционирования над устьем скважины;
- оснащение обычной телевизионной установкой с подводными видеокамерами;
- оснащение специальной ТВ-установкой по типу средств досмотра непрозрачных предметов в аэропортах и таможнях;
- роботизированное устройство для разреза цепной пилой эксплуатационной колонны в заданном месте (l-l на фиг.2) - наиболее сложное;
- реконструкция узла крепления морского стояка /2, с.37/, которая обеспечивает снятие морского стояка 1 с направляющей рамой с корпуса устья 3 (фиг.1) после падения его на дно и отказе гидросистемы;
- реконструкция узла крепления конца эксплуатационной колонны 5 внутри корпуса устья 3, которая усиливает крепление нижней части эксплуатационной колонны в корпусе устья 3 (фиг. 1).
Такая технология может быть разработана с участием нефтяной компании и разработчиков подводного оборудования. При этом должны быть проведены компьютерное моделирование, экспериментальные и опытно-конструкторские работы.
В документацию на проектирование подводных скважин нужно ввести нормативы: перечень усиленных трубопроводов, оснащаемых резервными фланцами, их вертикальная ориентация; доступ устройства соединения к резервным фланцам; ограничение числа диаметров трубопроводов.
Надежду на успех этой работы дают достижения средств подводной нефтедобычи и робототехники, многие их которых воспринимаются, как фантастика. Приведенные средства, кроме реконструкции узлов, применимы в обычной практике подводной нефтедобычи и они существуют.
Расходы на изготовление непосредственно устройства соединения просто незначительны, но для проведения опытно-конструкторских работ и реконструкции узлов расходы возрастут многократно.
Результаты такой работы для новых подводных скважин на многие годы - готовность локализовать последствия аварии тренированной командой в течение 2-х суток.
Применение устройства соединения эксплуатационной колонны происходит следующим образом.
Аварийное судно со всеми средствами становится на поверхности моря над устьем скважины и стабилизирует свое положение.
С борта судна к устью опускаются видеокамеры обычного и специального ТВ. Операторы на судне проводят осмотр устья и морского стояка.
С борта судна опускают грузовой канат с захватами. Производится строповка нижней части морского стояка (фиг.1). Грузоподъемным краном судна снимается морской стояк с корпуса устья 3 (фиг.1), поднимается до освобождения резервного фланца 6 на эксплуатационной колонне и держится на весу. С борта судна на канате опускается роботизированное устройство резки. Это устройство сцепляется с трубой эксплуатационной колонны в нужном месте, затем по команде оператора производится разрез эксплуатационной колонны с подъемными трубами в сечении l-l (фиг.1, 2). Разрез производится и при прохождении нефтяного потока по подъемным трубам. Распорная втулка 7 (фиг.2) в процессе разреза предотвращает зажим цепной пилы трубой, а после разреза трубы и втулки 7, части втулки спадают и освобождают конус резервного фланца 6. Возможность взрыва газоконденсата при разрезе исключается ввиду отсутствия воздушной среды. Теперь вытекание потока нефти в воду происходит в месте разреза. Робототизированное устройство поднимается на борт. А подвешенный на канате морской стояк 1 с отрезанной эксплуатационной колонной отводится в сторону от устья и опускается на дно. Грузовой канат расцепляется и поднимается на судно. При плохой или нулевой видимости в воде операторы могут работать с камерами для непрозрачной среды. На фото источника /10/ в месте вытекания нефти из трубы в воду видимость хорошая.
Далее, устройство соединения в сборе с нижней частью подъемной трубы 20, посредством соединения труб резьбовыми муфтами, наращивается и опускается к поверхности моря. Там к штанге 14 (фиг.4) присоединяется подводный манипулятор и сцепляется с ней.
Таким образом производится спуск устройства соединения к устью скважины. На поверхности подъемная труба 20 подвешивается. Оператор по картине видеокамеры и сигналу гидроакустического датчика 15 (фиг.4) подводит манипулятором устройство соединения к резервному фланцу 6 (фиг.2), и направляет его на конус фланца с одновременным опусканием всего набора. Захваты 23 под действием плоских пружин 28 сцепляются с торцем резервного фланца 6 (фиг.8). К моменту сцепления с резервным фланцем 6 канал захватного устройства и, далее, до верха подъемной трубы - все заполнено водой. Сила напора нефти меньше силы тяжести вертикального набора, поэтому соединение по конусу возможно. Манипулятор расцепляется и поднимается на борт судна. Выходящий из полости отрезанной эксплуатационной колонны объединенный поток нефти через канал захватного устройства, шаровые соединения и подъемную трубу 20 устремляется на поверхность, откуда по гибкому шлангу он поступает в резервуар танкера. В момент посадки захватного устройства на конус резервного фланца 6 несоосность «С» может достигать 250 мм при длине шаровой трубы 15 один метр, чем облегчается посадка (фиг.4). При понижении давления потока нефти он может не доходить до поверхности и зависнуть в подъемной трубе 20, что также решает проблему утечки нефти.
Установка задвижек на подъемной трубе 20 и гибком рукаве не допустима. В месте сопряжения канал захватного устройства соединяется с трубой эксплуатационной колонны. При внутреннем диаметре трубы 160 мм, например, и давлении 25 МПа...40 МПа, выталкивающая сила нефтяного потока составит 50...80 тс.
При закрытии задвижки захватное устройство сработает, как поршень, и вытянет конец эксплуатационной колонны из устья, т.к. на такой случай крепление эксплуатационной колонны в устье явно не рассчитано.
Непрерывное направление потока нефти из полости эксплуатационной колонны в резервуар танкера может продолжаться 2-3 месяца, пока аварийная скважина не будет заглушена по соответствующей технологии.
Таким образом на одной скважине можно соединить 2-3 поврежденных трубопровода в доступных зонах. После заглушения скважины и прекращения утечки нефти можно дополнительно закачать через подъемную трубу вниз некоторое количество заглушающего раствора. После чего сразу отрезать захватное устройство, и поднять на поверхность подъемную трубу путем свинчивания ее частей, и две шаровые трубы, все очистить от раствора.
События на известной скважине показали, что простые и быстрые способы локализации последствий аварии в апреле 2010 года не были известны /10/. Вероятность повторения этого события весьма мала, но если ее умножить на все возрастающее число подводных скважин при большой глубине моря, то проблема остается.
Источники информации
1. Сгурский К.Н. и др. Техника и монтаж оборудования устья скважин на море. М. ВНИИОЭНГ, 1976.
2. Сгурский К.Н. Техника и технология бурения скважин с подводным устьем. М. ВНИИОЭНГ, 1975.
3. Николае Б. Зинковский. Подводные работы на нефтепромыслах. Л.Судостроение, 1984.
4. Патент РФ №2315173, 2008.
5. Патент РФ №2271438, 2006.
6. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним.
7. Патент РФ №2161687, 2001.
8. Патент РФ на ПМ №20339, 2001.
9. Патент ЕР № 2231361, 2010.
10. Сайт в Интернете: http://www.expert.ru/news/2010/05/27/mexican/.
11. Т.В. DISCOVERY/16.01.2011/23.00 мск/. Нефтяная катастрофа. Наперегонки со временем.
12. Сайт в Интернете: http://www.polymery.ru/material.php?id=8.