УСТРОЙСТВО СБОРА И ВЫВЕДЕНИЯ НА ПОВЕРХНОСТЬ УТЕЧКИ НЕФТИ ИЗ ПОДВОДНОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Заявляемая полезная модель относится к средствам локализации утечки нефти из подводной нефтяной скважины вследствие разрыва трубопровода, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство и иных причин, при большой глубине моря.
Фонтанную арматуру на устье устанавливают, в основном, на глубине, доступной для водолазов /1, с.38/. Эта глубина составляет до 80 м 11, с.180/, и 300 м в жестких скафандрах 11, с.213. В практике нефтедобычи глубина моря достигает 1,5 км. Но большинство зарубежных компаний при больших глубинах моря предпочитают продление эксплуатационной колонны на поверхность, и там устанавливают фонтанную арматуру /1, с.36/.
Утечки нефти из скважины в воду возможны вследствие разрыва трубопроводов, превышения расчетного давления, отказа запорных устройств, разрыва линий управления и силовых линий, аварии на плавучей платформе, падении на дно морского стояка, прорыва нефти через цементированное межтрубное пространство.
Пример крупной аварии приведен в источнике /3/. В море поступало 800 т нефти в сутки.
На дно Мексиканского залива был спущен защитный купол с целью накрыть зону утечки нефти в воду и откачать ее на поверхность /4/.
Но работы были приостановлены после того, как на внутренней поверхности купола образовались кристаллы газовых гидратов - легко воспламеняющихся веществ. Купол получил нежелательную плавучесть и был сдвинут в сторону /5/.
Вместо этого был установлен новый усовершенствованный купол, показанный на фото 161.
Более полная информация о работе этой конструкции отсутствует. По данным источника /7/ утечку нефти удалось прекратить через 3 месяца, т.е. примерно через 2 месяца после установки нового купола.
Наиболее близким к заявляемому устройству являются спускаемые на дно защитные купола /4/, /6/. Они содержат непосредственно закрывающий скважину купол и соединенный с ним и выведенный на поверхность трубопровод.
Эти купола оказались неработоспособными из-за образования на внутренней поверхности кристаллов газовых гидратов /5/, вызывающих нежелательную плавучесть куполов и накопление газовых гидратов.
Задачей заявляемой полезной модели является создание устройства, которое в сочетании с известными средствами позволило бы в короткое время вывести утечку нефти из подводной нефтяной скважины на поверхность, в сепаратор, а затем в резервуар танкера.
Такое устройство должно действовать до полного заглушения аварийной скважины, например, 2-3 месяца.
Решение этой задачи содержит два направления:
1. Сбор и выведение на поверхность утечки нефти.
2. Принятие мер по ограничению накопления газовых гидратов внутри заявляемого устройства.
Первое направление - принимается, что утечки нефти возможны из скважины, из прорыва межтрубного пространства, из разрыва трубопровода в недоступном месте для присоединения к нему.
Задача решается ограждением поверхности дна вокруг центра скважины с куполом, соединенным телескопически с морским стояком, подвешенным на поверхности, с возможностью всплытия глобул нефти внутри морского стояка на поверхность от утечки нефти в огражденной зоне.
3
Плотность большинства видов нефти составляет от 0,85 до 0,9-0,95 от плотности пресной воды /9/. Средняя плотность поверхностных вод мирового океана 1,0247 г/см /10, с.33/. Это происходит из-за растворения соли. С поверхности до глубины 1000…1500 м океана плотность воды повышается /10, с.33/. Это способствует повышению плавучести нефти. Скорость всплытия глобул нефти в воде за счет архимедовой силы принята 0,2 м/с из источника /8, физика потока в нефтяной скважине/.
Примеры решения первого и второго направлений приведены в расчете, прилагаемом к данному описанию.
Второе направление задачи требует анализа процесса образования газовых гидратов ради работоспособности устройства. Нефть при обычных условиях почти не растворяется в воде. Газы тем более растворены в нефти, чем больше давление, под которым нефть находится в недрах земли. Количество газов в нефти составляет десятки, а иногда и сотни кубометров в 1 т нефти/11, с, 78/.
4
2
6
3
8
2
2
2
3
Большинство природных газов (СН СН, CH, СО, N, HS, изобутан) образуют гидраты, которые существуют при определенных термобарических условиях /12/. Внешне они похожи на спрессованный снег или молодой лед. Плотность гидратов 900-1100 кг/м. Образуясь в потоке, гидраты накапливаются в призабойной зоне пласта, в скважине, в трубопроводах. Это бедствие при добыче газа в северных широтах. Зародыши гидратов образуются на свободной поверхности контакта газ-вода и остаются в объеме воды. Далее они за счет объемной диффузии вырастают в кристаллы. Зародыши гидратов также образуются на свободной поверхности газ-металл с водяной пленкой, далее они растут на поверхности металла за счет диффузии /13, с.68/. Линейная скорость роста кристаллов гидрата составляет 1…3 мм/ч в течение первых 8 часов, затем она снижается /13, с.65, рис.11. При выходе утечки нефти из земли часть гидратов выходит вместе с нефтью, а растворенные в нефти под большим давлением газы выходят и расширяются, насколько это позволяет давление водяного столба, и поступают в воду.
Здесь создаются идеальные условия для образования гидратов. Один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа /12/.
Но это происходит в течение времени. В зависимости от рода газа образуются легкие и тяжелые гидраты по отношению к воде. Определить общее количество и соотношение легких и тяжелых гидратов невозможно. Легкие гидраты будут всплывать вместе с нефтью к поверхности, оседать за счет адгезии (прилипания) на внутренних поверхностях ограждения и морского стояка. Накопление легких гидратов может привести к сужению проходного канала морского стояка.
С целью предотвращения этого внутреннюю поверхность ограждения с куполом следует покрыть способом напыления сверхвысокомолекулярным полиэтиленом, слоем 1 мм. Такое же покрытие следует сделать для внутренней поверхности морского стояка на всей длине /14/. Практическое отсутствие адгезии (прилипания) полиэтилена решает проблему легких гидратов, которые вместе с нефтью, водой и свободным газом будут всплывать на поверхность, в сепаратор, а нефть из него - в резервуар танкера.
Газовые гидраты тяжелее воды будут интенсивно накапливаться в огражденном объеме воды и через некоторое время там образуется нечто вроде каши из молодого льда, которая заполнит весь объем воды и закупорит вход в морской стояк.
Изложенный анализ происхождения и накопления газовых гидратов позволил сделать выводы, на которых построено заявляемое устройство - полезная модель. Здесь было найдено объяснение тому, что явилось «неожиданными трудностями» для специалистов компании ВР, и автор использовал также этот опыт /4, 05.07.2010/.
Проблема тяжелых газовых гидратов решена тем, что в обшивке ограждения, в нижней его части, образован ленточный проем, ограниченный углом 80°, а с противоположной стороны ограждения и снаружи него установлен насос с возможностью подачи воды извне внутрь ограждения, а затем выхода ее самотеком вместе с образовавшимися в воде тяжелыми и частично легкими газовыми гидратами через проем за пределы ограждения.
Заявляемое устройство позволяет:
- оградить поверхность дна концентрично оси скважины и тем ограничить утечку нефти в водное пространство;
- обеспечить всплытие глобул нефти, крупиц легких гидратов, газа и их направление в канал морского стояка, подъем по каналу с суммарной скоростью всплытия глобул нефти и подъема жидкости насосом на поверхность в сепаратор;
- исключить накопление кристаллов газовых гидратов внутри огражденного объема и внутри канала морского стояка.
Техническим результатом полезной модели является предотвращение накопления кристаллов газовых гидратов внутри ограждения и закупоривания выхода нефти в отводящий трубопровод, кроме того, предотвращается накопление кристаллов газовых гидратов на внутренней поверхности ограждения с куполом и на стенках канала морского стояка.
На фиг.1 показан общий вид «Устройства…».
На фиг.2 приведен разрез А-А, показанный на фиг.1.
На фиг.3 приведен разрез Б-Б, показанный на фиг.1.
На фиг.1 показано устьевое оборудование подводной скважины.
2
1
1
Оно содержит опорную плиту 1, фундаментную колонну 2, корпус (головку) устья скважины 3, постоянное направляющее основание 4, гидравлическую муфту 5, блок превенторов 6, сборку морского стояка 7 с эксплуатационной колонной и подъемными трубами внутри него. Корпус ограждения содержит два силовых пояса 8, соединенных стойками 9. По окружности корпуса приварена обшивка 10. Нижний силовой пояс 8 опирается на кольцевое основание 11. Площадь основания 11 рассчитана для удержания веса всего устройства (без морского стояка) на слабом донном грунте без погружения в него. Расчетная нагрузка 0,2 кг/см /15, с.32/. К основанию 11 приварена кольцевая обечайка 12 высотой h, равной 0,5 м. Она предназначена для погружения в грунт и изоляции от поступления внутрь ограждения воды. В обшивке ограждения, в нижней его части образован ленточный проем 13 (фиг.1, 2), ограниченный углом 80°. Угол 80° принят с целью ограничения площади проема. Высота проема h является расчетной (см. приложение «Расчет,.»), h=0,2 м. Ленточный проем 13 снабжен козырьками 14. Со стороны, противоположной ленточному проему 13, снаружи ограждения на раме установлены два насоса 15. Один из них является запасным. Насосы посредством отдельных электрокабелей связаны с поверхностью. Напор и производительность насосов являются расчетными. Трубопроводы 16 от насосов 15 заходят внутрь ограждения, на конце которых установлены стаканы 17. На обечайке 10 ограждения вблизи купола установлен фланец 18. К верхнему силовому поясу 8 прикреплен каркас конусного купола, состоящий из стержней 19, фланца 20, закрытых облицовкой 21. К фланцу 20 прикреплена труба 22. Внутренний диаметр ограждения D принят, например, 4 м, а высота ограждения Н принята, например, 4 м с целью обойти габариты устьевого оборудования.
Наружная труба 23 морского стояка посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений /15,с.10-11/.
1
Диаметр D морского стояка выбран расчетом, например, 508 мм. Внутренняя труба 26 перемещается вместе с судном. Посредством двух канатов 27 ограждение подвешено к нижнему концу морского стояка. Внутренние поверхности ограждения с куполом и канал морского стояка покрыты методом распыления полиэтиленом слоем 1 мм с возможностью исключения осаждения кристаллов газовых гидратов.
На обшивке купола установлен гидроакустический датчик позиционирования 28 с автономным питанием. На трубе 23 морского стояка закреплен конечный выключатель 29 с гидроакустическим сигналом и автономным питанием (фиг.3). Шток 30 под действием пружины 31 прижат к дну кольцевой канавки в трубе ограждения 22.
Применение устройства - полезной модели происходит при аварии на скважине 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 ТВ и камеры ТВ для непрозрачных сред. Делается анализ ситуации. Производится снятие с устья наибольшее возможное количество оборудования с применением грузоподъемного оборудования, режущих пил, подводных манипуляторов, шнуровой взрывчатки. Отрезка возможна в плоскости Т-Т. На судне установлено ограждение, его труба вставлена в нижнюю трубу морского стояка 23, а затем ограждение посредством канатов 27 привязано к кронштейнам нижней трубы 23. С помощью крана ограждение опускается к поверхности моря и подводится к оси проема на судне, к системе спускоподъемных операций. Последовательным соединением звеньев морского стояка ограждение опускается на дно моря глубиной, например, 1,5 км. Применение морских стояков - водозащитных колонн для разработки подводных скважин является обязательным многие годы.
Посредством видеокамер и гидроакустического датчика позиционирования 28 операторы устанавливают ограждение по оси скважины. Ограждение медленно опускают, обечайка 12 входит в грунт, а основание 11 ложится на грунт. Затем нижняя труба 23 морского стояка опускается, шток 30 (фиг.3) скользит и выходит из канавки трубы ограждения 22. При этом он отжимает пружину 31 конечного выключателя 29, который подает гидроакустический сигнал на поверхность. Опускание морского стояка прекращается, чтобы не погрузить в грунт ограждение. На поверхности верхняя труба морского стояка 23 посредством 4-х канатов 24 через блоки 25 подвешивается к телескопическому соединению для компенсации вертикальных перемещений платформы или судна. При этом положение верха морского стояка в пространстве остается на месте, а внутренняя труба 26 и канаты 24 перемещаются вертикально вместе с судном. Расчетное перемещение до 15 м. Намотка и размотка канатов на приводных барабанах управляется компьютером.
После установки ограждения на скважину и подвески верха морского стояка в трубу 26 опускается поплавковое заборное устройство с обратным клапаном (не показано). Насос соединен с заборным устройством и установлен на судне (не показано). Откачивание жидкости производится в сепаратор, а оттуда нефть подается в резервуар танкера другим насосом. Конкретная разводка может быть выполнена специалистами.
Рассмотрим работу «Устройства…» на примере, без чего описание не воспринимается как единое.
3
Задачей «Устройства…» является сбор и выведение на поверхность утечки нефти до 1600 т в сутки или 18,5 л/с. Внутренний диаметр ограждения 4 м, а высота также 4 м без купола. После обустройства верха морского стояка без задержки включаются один насос ограждения и откачивающий насос стояка. Нефть в виде глобул (пузырей) непрерывно всплывает из трубы или грунта под конусный купол ограждения, к каналу стояка. Из нефти выделяются газы, которые интенсивно образуют легкие и тяжелые гидраты в огражденном объеме воды. Свободный газ, крупицы легких гидратов смешиваются с нефтью и водой. Скорость всплытия нефти в воде 0,2 м/с. Производительность насоса на поверхности вдвое больше расчетной утечки и составляет 150 м/ч жидкости, т.е. он забирает столько же воды. Диаметр морского стояка вдвое больше расчетного диаметра только для нефти, что должно обеспечить прохождение смеси по каналу.
По мере откачивания жидкости на поверхности происходит непрерывный подпор водой снизу - столба жидкости в канале по принципу сообщающихся сосудов, т.е. наверху во внутренней трубе 26 поддерживается уровень моря. Поступление воды в ограждение происходит через фланец 18. Расчетная скорость подъема жидкости по каналу насосом 0,25 м/с. Хотя нефть всплывает в воде со скоростью 0,2 м/с, то суммировать эти скорости не следует ввиду сопротивления газовых пузырей. На поверхности происходит разделение нефти с гидратами, воды и газа.
3
1
Производительность насоса 15 ограждения 50 м/ч обеспечивает обмен воды внутри него 1 раз в 1 час. Это позволяет постоянно выводить из ограждения крупицы тяжелых и частично легких гидратов размером не более 3 мм и не допускать их накопление. Напор насоса 10 м не должен возмущать воду у поверхности дна. От насоса 15 по трубопроводу 16 вода поступает в стакан 17 для успокоения, и затем вдоль поверхности дна она направляется на выход к проему 13. Угол 80° проема (фиг.2) и его высота h (фиг.1) определяют скорость вытекания воды 0,025 м/с. При скорости 0,2 м/с всплытие нефти от дна к куполу малая скорость вытекания воды в сторону исключает вынос нефти за контур ограждения. При прохождении воды под козырьком 14 остатки нефти всплывут под козырек 14 и под ним войдут снова в ограждение.
Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины может работать два-три месяца, пока скважина не будет заглушена. После чего стояк может быть разобран, ограждение поднято, все очищено, проведена ревизия насосов и устройство готово для последующего применения. Создание рабочей конструкции устройства требует проведения опытно-конструкторских и экспериментальных работ. В случае успеха результат может быть весьма эффективным.
В этом случае не потребуется сбор нефти на морских просторах, а на любой подводной скважине при любой глубине моря утечку нефти при разрыве трубопроводов или прорыве межтрубного цементированного пространства достаточно накрыть ограждением, присоединенным к морскому стояку.
Источники информации
1. К.Н.Сгурский, Техника и технология бурения скважин с подводным устьем, М., ВНИИОНГ, 1976.
2. Николас Б. Зинковский, Подводные работы на нефтепромыслах, Л., Судостроение, 1984.
3. http://lenta.ru/news/2010/04/29/leak/.
4. http://lenta.ru/news/2010/05/07/containment/.
5. http://lenta.ru/news/2010/05/09/.
6. http:/lenta.ru/news/2010/05/12/box/.
7. http://lenta.ru/news/2011/01/06/.
8. http://www. smart-well.ru/42htm/.
9. B.A.Соколов, Нефть, М., Недра, 1970.
10. Б.С.Залогин, К.С.Кузьминская, Мировой океан, ACADEMA, 2001.
11. И.М.Губкин, Учение о нефти, М., Наука, 1975.
12. http://www.mining-lbk.ru/g/gidraty/.
13. Ю.Ф.Макогон, Гидраты природных газов, М., Недра, 1974
14. http://www.polimery.ru/material.php?id=8/.
15. К.Н.Сгурский и др., Техника и монтаж оборудования устья скважин на море, М., ВНИИОНГ, 1976.