УСТРОЙСТВО ДЛЯ 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 /2, с.180/, и 300 м в жестких скафандрах /2, 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 арматру /1, с.36/.
Утечки нефти из скважиы 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 /6/.
Более полная информация о работе этой конструкции отсутствует. По данным /7/ утечку нефти удалось прекратить через 3 месяца, т.е. примерно через 2 месяца после установки нового купола.
В качестве аналогов подходят 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.
Наиболее близким аналогом-прототипом является полезная модель «Устройство сбора и выведения на поверхность утечки нефти из подводной нефтяной скважины» /8/.
Известное устройство содержит установленное на дне концентрично оси скважины круговое ограждение с конусным куполом, соединенное с подвешенным на поверхности и опущенным на дно морским стояком.
На поверхности в канале морского стояка установлено поплавковое заборное устройство, соединенное с откачивающим насосом. На обечайке кругового ограждения вблизи купола установлен открытый фланец. В обшивке снизу ограждения выполнен ленточный проем, а с противоположной стороны, снаружи ограждения установлены два насоса, один из них запасной.
Внутренние поверхности ограждения с куполом и морского стояка покрыты слоем сверхвысокомолекулярного полиэтилена.
Известное устройство построено на анализе процессов, происходящих внутри ограждения после установки его на устье скважины с утечкой нефти.
Понимание этих процессов обязательно также для осуществления заявляемого устройства.
Плотность большинства видов нефти составляет от 0,85 до 0,9-0,95 от плотности пресной воды /9/.
3
Средняя плотность поверхностных вод мирового океана 1,0247 г/см /10, с.33/. Это происходит из-за растворения солей.
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 /11, физика потока в нефтяной скважине/.
Нефть при обычных условиях почти не растворяется в воде. Газы тем более растворены в нефти, чем больше давление, под которым нефть находятся в недрах земли. Количество газов в нефти составляет десятки, а иногда и сотни кубометров в 1 т нефти /12, с.78/.
4
2
6
3
8
2
2
2
3
Большинство природных газов (СН, CH, CН, CO, N, HS, изобутан) образуют гидраты, которые существуют при определенных термобарических условиях /13/. 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 также образуются на свободной поверхности газ-металл с водяной пленкой, далее они растут на поверхности металла за счет диффузии /14, с.68/. Линейная скорость роста кристаллов гидрата составляет 1…3 мм/ч в течение первых 8 часов, затем она снижается /14, с.65, рис.2/. 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 /13/. 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 газовых гидратов невозможно.
Работает известное устройство /8/ следующим образом.
С плавучей платформы или судна на устье скважины опускается и устанавливается ограждение с куполом. Включаются насос снаружи ограждения и откачивающий насос на поверхности.
От места утечки пузыри нефти, газа и легкие гидраты всплывают в воде под купол и поднимаются по каналу морского стояка насосом на поверхность, в сепаратор.
Насос снаружи ограждения нагнетает воду внутрь ограждения, откуда вода через ленточный проем вытекает наружу и выводит тяжелые газовые гидраты. Смена воды внутри ограждения производится 1 раз в течение 1 часа, что не допускает разрастания кристаллов газовых гидратов и закупоривания ими огражденной зоны. Насосы работают непрерывно в течение 2-3 месяцев, до заглушения аварийной скважины.
Недостатком известного устройства является открытый ленточный проем ограждения.
Напор придонного морского течения на ленточный проем ведет к замедлению выходящего из него потока воды с газовыми гидратами, их накоплению в воде огражденной зоны, и закупориванию зоны.
Это препятствует получению технического результата в известной полезной модели.
Задачей заявляемой полезной модели является устранение приведенного недостатка.
Эта задача достигается тем, что в известном устройстве напротив ленточного проема снаружи ограждения на стойках установлен экран с возможностью отражения напора придонного морского течения на ленточный проем, при этом экран выполнен ввиде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения, с возможностью постоянного и равномерного выведения из огражденной зоны наружу водным потоком газовых гидратов и предотвращения закупоривания этой зоны независимо от направления и скорости придонного морского течения.
Техническим результатом полезной модели является постоянное и равномерное выведение из огражденной зоны газовых гидратов и предотвращение ее закупоривания.
Существенные отличительные признаки заявляемой полезной модели от прототипа: наличие конструктивного элемента - экрана, и форма выполнения экрана, в совокупности.
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 фил 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, 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 и наружные поверхности ограждения с куполом и канал морского стояка изнутри покрыты методом распыления сверхвысокомолекулярным полиэтиленом слоем 2 мм, с возможностью исключения осаждения кристаллов газовых гидратов /16/.
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.
Напротив ленточного проема 13 (фиг 1) снаружи ограждения на стойках 32 установлен экран 33 с крышкой 34. Экран 33 выполнен ввиде дуги окружности эквидистантно поверхности ограждения (фиг 2).
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 1-1. 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 4 м без купола. После обустройства верха морского стояка без задержки включаются один насос ограждения и откачивающий насос стояка. Нефть в виде шобул (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 65 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 направления 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 всплытия 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.
В районе устья скважины может действовать придонное морское течение разного направления и скорости. Экран 33 отражает напор придонного морского течения 35 на ленточный поем 13, а его расположение и форма обеспечивают плавное обтекание его.
При этом обеспечивается постоянное и непрерывное выведение водным потоком газовых гидратов из огражденной зоны наружу независимо от направления и скорости придонного морского течения.
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., ВНИИОЭНГ, 1975.
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. Патент №111549 RU на полезную модель, 7.04.2011.
9. В.А.Соколов, Нефть, М., Недра, 1970.
10. Б.С.Залогин, К.С.Кузьминская, Мировой океан, ACADEMA, 2001.
11. http://www.smart-well.ru/42htm/.
12. И.М.Губкин, Учение о нефти. М., Наука, 1975.
13. http://www.mining-lnk.ru/g/gidraty/.
14. Ю.Ф.Макогон, Гидраты природных газов, М., Недра, 1974.
15. К.Н.Сгурский и др., Техника и монтаж оборудования устья скважин на море, М., ВНИИОЭНГ, 1976.
16. http://www.polimery.ru/material.php?id=8/.