Отечественная технология подводной добычи углеводородов. Подводный комплекс добычи нефти


Подводный добычной комплекс

Подводный добычной комплекс представляет собой несколько скважин, оборудованных подводной фонтанной арматурой, системой управления, газосборными трубопроводами, и все это находится на морском дне. Газ от скважин поступает к манифольду (своего рода сборный пункт) и далее по основному газопроводу доставляется на берег на установку комплексной подготовки газа.

Подводное добычное оборудование, находящееся на дне Охотского моря без платформ и других надводных конструкций, дает возможность добывать газ подо льдом, в сложных климатических условиях, исключая влияние природных явлений. Это позволяет избежать многих рисков, присущих работам в неблагоприятных природных и климатических условиях.

Подобные технологии уже использовались в других странах, например, в Норвегии на месторождениях Снёвит и Ормен Ланге, но в России будут впервые применены именно на Киринском месторождении. Технологии подводной добычи надежны и позволяют осуществлять промышленную деятельность с минимальным негативным воздействием на экологическую систему региона.

Устьевое оборудование скважины
Проект освоения месторождения предусматривает 7 скважин. Подводная фонтанная арматура типа «елка» позволяет регулировать подачу газа из скважины. Противотраловая защитная конструкция защищает фонтанную арматуру от механического воздействия.
Вес вместе с защитой141 т
Размеры23x23x10 м
Манифольд
Газ от скважин поступает к манифольду (сборный пункт). Устройство представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Манифольд распределяет потоки газа, моноэтиленгликоля (МЭГ), химических реагентов и сигналы управления подводным добычным комплексом.
Расчетное давление коллектора250 атм
Расчетное давление шлейфов345 атм
Вес220 тонн
Размеры27,5x13x4,9 м
Глубина установки

около 100 м

Тройник
Тройник трубопровода предназначен для подключения средних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Ответвление8"
Вес12 тонн
Габариты4,3x3,5x2,5 м
Оконечное устройство
Оконечное устройство трубопровода предназначено для подлкючения под водой крайних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Вес 26 тонн
Габариты 8,5x3,0x3,0 м
Трубопровод моноэтиленгликоля (МЭГ)
По трубопроводу от УКПГ до манифольда подается моноэтиленгликоль, необходимый для предотвращения кристаллизации. От манифольда МЭГ подается в скважину по внутрипромысловому шлангокабелю.
Длина29,3 км
Диаметр114,3 мм
Шлангокабель
Основной шлангокабель проложен по дну моря и соединяет манифольд с площадкой управления подводным добычным комплексом. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Внутрипромысловые шлангокабели соединяют манифольд с фонтанной арматурой скважин.

Длина29 км
Диаметр120 мм
Газопровод

Газопровод соединяет месторождение и установку комплексной подготовки газа (УКПГ). По нему пластовая смесь газа, конденсата и воды поступает с месторождения на УКПГ.

Длина подводной части28,7 км
Общая длина43,2 км
Диаметр

508 мм

Толщина стенки22,2 мм
Подводный робот ROV

Производит подводный монтаж оборудования. Имеет 2 руки-манипулятора и обладает системой стабилизации положения.

sahalin-shelf-dobycha.gazprom.ru

Отечественная технология подводной добычи углеводородов

«Росатом» и «Газпром» планируют создать отечественную технологию подводной добычи углеводородов. Об этом в феврале 2016 года рассказал директор РФЯЦ-ВНИИЭФ Валентин Костюков на совещании о российских информационных и суперкомпьютерных технологиях с участием Дмитрия Медведева, следует из материалов, опубликованных на сайте правительства.

Технология будет включать отечественное подводное оборудование и автоматизированную систему управления технологическим процессом и подготовки химических составов. Этот комплекс должен обеспечить добычу углеводородов на шельфе, включая все этапы жизненного цикла: от обустройства до эксплуатации и технического обслуживания.

Первым объектом, где планируется применить отечественный комплекс для подводной добычи углеводородов, должно стать Южно-Киринское месторождение

В «Росатоме» отмечают, что пока российский рынок производства основного оборудования для подводного освоения месторождений представлен, главным образом, зарубежными поставщиками. В числе крупнейших - американские компании FMC Technologies, One Subsea, Vetco Gray и норвежская Aker Solutions.

Оборудование для глубинной добычи нефти и газа с августа 2014 года - в списке технологий, которые запрещены к поставке в Россию в связи с санкциями США против российских компаний нефтегазовой отрасли. Помимо этого, Вашингтон ввел запрет на поставку оборудования для разработки арктического шельфа и сланцевых нефтяных и газовых запасов.

Южно-Киринское месторождение на шельфе Охотского моря, открытое «Газпромом» в 2010 году, должно стать первым, где будет применяться созданный «Газпромом» и «Росатомом» отечественный комплекс для подводной добычи углеводородов.

К 2020 году компании планируют разработать технологию монтажа, наладки и эксплуатации подводно-добычного комплекса на дне моря, к 2021 году – завершить изготовление оборудования подводно-добычного комплекса, а в 2023 году - начать с его помощью добычу на Южно–Киринском месторождении в режиме опытной эксплуатации.

По задумке «Газпрома» и «Росатома», отечественный комплекс будет стоить примерно на 30% дешевле зарубежных аналогов при сопоставимых технических характеристиках.

Создание отечественного комплекса будет способствовать обеспечению энергетической и экономической стабильности России, отмечают в «Росатоме». В компании также уверены, что комплекс будет обладать высоким экспортным потенциалом.

Читайте также

www.tadviser.ru

Подводный добычной комплекс (ПДК) // Машиностроение // Наука и технологии

Подводный добычной комплекс (ПДК) с несколькими скважинами с виду напоминает паука, телом которого является манифольд.

Манифольд - это элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме.

На манифольде собираются углеводороды, добытые на нескольких скважинах.

Оборудование, которое установлено над скважиной и управляет ее работой, называется фонтанной арматурой, а в зарубежной литературе ее называют Christmas tree (или X-tree) - «рождественской елкой». Несколько таких «рождественских елок» могут быть объединены и закреплены одним темплетом (донной плитой), как яйца в корзинке для яиц. Также на ПДК устанавливаются системы контроля.

По сложности подводные комплексы могут варьироваться от отдельной скважины до нескольких скважин в темплете или сгруппированных около манифольда. Продукция со скважин может транспортироваться либо на морское технологическое судно, где производятся дополнительных технологические процессы, либо сразу на берег, если до берега недалеко.

Предыстория

Подводные технологии добычи углеводородов начали развиваться с середины 70-х годов прошлого века. Впервые подводное устьевое оборудование начало эксплуатироваться в Мексиканском заливе. Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов производят порядка 10 компаний в мире.

Изначально задачей подводного оборудования было лишь выкачивание нефти. Первые проекты снижали обратное давление (противодавление) в резервуаре с помощью подводной нагнетательной системы. Газ отделялся от жидких углеводородов под водой, затем жидкие углеводороды выкачивались на поверхность, а газ поднимался под собственным давлением.

В «Газпроме» уверены, что использование подводных добычных комплексов является безопасным. Но такие сложные современные технологии требуют персонала самой высокой квалификации, поэтому при подборе кадров для проектов разработки морских месторождений отдается предпочтение инженерам с большим опытом работы на промыслах. Такой подход позволит снизить риски возникновения происшествий, подобных аварии на буровой платформе BP в Мексиканском заливе, причиной которой, во многом стал именно человеческий фактор.

Сегодня технологии подводной добычи позволяют осуществлять под водой выкачивание углеводородов, разделение газа и жидкости, отделение песка, обратную закачку воды в пласт, подготовку газа, сжатие газа, а также мониторинг и контроль над этими процессами.

Где нужны «добывающие пауки»?

Сначала подводные технологии применялись только на зрелых месторождениях, поскольку они позволяли увеличивать коэффициент извлечения углеводородов. Зрелые месторождения обычно характеризуются низким пластовым давлением и высокой обводненностью (высоким содержанием воды в углеводородной смеси). Для того чтобы увеличить пластовое давление, благодаря которому углеводороды поднимаются на поверхность, в пласт закачивается вода, выделенная из углеводородной смеси.

Однако и новые месторождения могут характеризоваться низким начальным пластовым давлением. Поэтому подводные технологии стали применять как на новых, так и на зрелых месторождениях.

Кроме того, организация части процессов под водой снижает затраты на строительство огромных стальных конструкций. В некоторых регионах целесообразно даже размещать под водой всю технологическую цепочку по извлечению углеводородов. Например, такой вариант может использоваться в Арктике, где надводные стальные конструкции могут повредить айсберги. Если же глубина моря слишком большая, то использование подводного комплекса вместо огромных стальных конструкций бывает просто необходимо.

neftegaz.ru

Подводные технологии добычи нефти и газа. Плавучие системы для освоения глубоководных месторождений (FPSO).

Якорная система, позволяет судну, оборудованному производственной, хранилищной и отгрузочной площадками, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь. Буровая шахта (англ. moonpool) проходит сквозь корпус судна, расширяясь к низу; буровые линии уходят от нее в глубину.

Рассмотрим структуру такой установки на примере бурового судна Terra Nova (рис. 22), участвующего в разработке одноименного месторождения, открытого компанией Petro-Canada в 35 километрах от Hibernia, близ острова Ньюфаундленд. Запасы нефти этого месторождения составляют 406 миллионов баррелей (55,6 млн. тонн).

Активное управление кораблем, основанное главным образом на GPS устройствах, предоставляет возможность проводить буровые операции непосредственно с корабля только в пределах площади, на которой его перемещения не будут мешать процессу бурения. Нижний корпус судна оборудован – азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими движение судна в любом направлении. Якорная система, позволяет судну, оборудованному производственной, хранилищной и отгрузочной площадками, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь.

При наличии небольших глубин (90-100 метров) этот район характерен сезонным присутствием ледяных масс от 0,5 до 1,5 метров толщиной, а также плавающими айсбергами. Поэтому система добычи включает подводную добывающую установку, расположенную на дне и связанную с буровым судном при помощи гибкого трубопровода. Для защиты от айсбергов подводные добывающие установки размещают в специально вырытых на дне моря колодцах (см.схему на рис. 23). При оценке рабочей стабильности всей системы учитывалось влияние сотен тонн льда в зимний период. Предусмотрена возможность управления процессом оледенения оффшорных средств обслуживания с помощью жидкостей, имеющих гораздо более

низкую температуру замерзания, а также специальной тепловой изоляции гибкого трубопровода. Terra Nova имеет двойной корпус и 3000 тонн дополнительной стали, чтобы противостоять столкновениям с айсбергами и защитить процесс производства.

Terra Nova имеет двойной корпус и 3000 тонн дополнительной стали, чтобы противостоять столкновениям

с айсбергами и защитить процесс производства.

В случае критической ситуации судно способно быстро отсоединить якорную систему и переместиться, что повышает безопасность рабочих.

Terra Nova имеет длину 280 метров и ширину 45 метров. 9000-тонное производственное оборудование установлено на 4,5 метра выше главной палубы, способно производить 150 000 баррелей нефти и 38 кубометров газа в день (рис.24). Емкость для хранения нефти в нижней части судна может вместить 900 000

бареллей нефти.

Техническое оборудование и силовые установки расположены на палубе, а добытая и очищенная нефть до того, как ее

загружают в челночные грузовые танкеры, хранится в резервуарах корпуса.Из нефтехранилища Terra Nova сырая нефть с помощью разгрузочной системы, расположенной на кормовой палубе, экспортируется в челночные нефтяные танкеры при волнении до 5 метров.

Глубоководные месторождения осваиваются с использованием плавучих платформ - технологических судов (FPSO), в том числе их новой разновидности – FDPSO включающей буровую установку. Также используются при этом подводные добычные комплексы, технологии транспорта продукции скважин по гибким трубопроводам и многофункциональным шлангам.

Якорная система, позволяет таким судам, вращаться вокруг вертикальной оси, и при наличии ветра, его воздействию подвержена минимальная площадь судна.

Суда оборудованы азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими перемещение судна в любом направлении.

Активное управление кораблем, основанное на GPS устройствах, предоставляет возможность FDPSO проводить буровые операции непосредственно с корабля в пределах площади, на которой его перемещения не мешают процессу бурения.

Суда в случае критической ситуации могут быстро отсоединиться и отойти.

FPSO и FDPSO имеют длину около 300 метров и ширину 40-50 метров.

Подводное компримирование газа: технологический скачок

■ Для месторождений требующих увеличения потока пласта

■ Подводное компримирование заменяет необходимость морской платформы или береговой компрессорной станции

● Эффективное решение с точки зрения капитальных затрат (CAPEX)

● Сокращенные расходы на эксплуатацию (OPEX)

■ Преимущества размещения компрессорной станции близко к скважине

● Увеличение и ускорение добычи

● Снижение выбросов CO2 за счет меньшего потребления энергии

● Нет выбросов или утечек в море

■ Безопаснее за счет автоматической эксплуатации (без обслуживающего персонала)

Якорная система, позволяет судну, вращаться вокруг вертикальной оси, для того, чтобы, при наличии ветра, его воздействию была подвержена минимальная площадь.

Рассмотрим структуру такой установки на примере бурового судна Terra Nova, участвующего в разработке одноименного месторождения, открытого компанией Petro-Canada в 35 километрах от Hibernia, близ острова Ньюфаундленд. Запасы нефти этого месторождения составляют 55,6 млн. тонн.

Активное управление кораблем, основанное на GPS устройствах, предоставляет возможность проводить буровые операции непосредственно с корабля только в пределах площади, на которой его перемещения не будут мешать процессу бурения.

Судно оборудовано азимутальными подруливающими устройствами - азиподами, обеспечивающими движение судна в любом направлении.

При глубинах до 100 метров этот район характерен сезонным присутствием ледяных масс от 0,5 до 1,5 метров толщиной, а также плавающими айсбергами.

Для защиты от айсбергов подводные добывающие комплексы размещают в специально вырытых на дне моря котлованах.

Terra Nova имеет двойной корпус, чтобы противостоять столкновениям с айсбергами и в случае критической ситуации судно способно быстро отсоединиться и отойти.

Terra Nova имеет длину 280 метров и ширину 45 метров.

FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) - плавучее судно c функциями добычи углеводородов, их подготовки, хранения и отгрузки. Судно может оборудоваться турелями, способными принимать пластовую продукцию от подводных добычных комплексов и производить отгрузку на танкеры-челноки или в подводные трубопроводы.

FSO (Floating Storage and Offloading) - плавучее хранилище с отгрузочным устройством. Предназначено для приема и хранения нефтепродуктов, которые могут транспортироваться через подводный трубопровод либо перегружаться на танкеры-челноки.

SPM (Single Point Moored) - одноточечный перегрузочный причал, заякоренный на морском дне и оборудованный устройствами для приема продукции из скважины и передачи ее на FPSO, танкера и т.д.

Турель - устройство, позволяющее принимать и транспортировать пластовую продукцию, закрепленное к морскому дну якорями и допускающее маневрирование судна вокруг себя.



infopedia.su

         Надежность подводной технологии

Лекция № 12. Надводная и подводная эксплуатация.

                    

      Морские нефтегазовые промыслы (МНП): – технологические комплексы, предназначенные для добычи, сбора, нефти и газа и конденсата из морских месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей транспортировки.  

Добыча осуществляется преиму-щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с последующим переходом на газлифтную и др. механизированные способы добычи.

Нефть и газ добываемый при этом используется для внутренних нужд энергопотребления в газлифтном цикле. Газовые месторождения разрабатываются в случае сообщения с береговым потребителем подводным газопроводом. Отличие МНП от промысла на суше необходимость размещения основного и вспомогательного оборудования на морских нефте-газопромысловых гидротехнических сооружениях.

Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и (толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости ветра и др. природно-климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25-30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных островах и   дамбах (до 5-10 м) эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация – это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

      На глубине 25-30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые оборудование. До глубины 60-80 м главным образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

     Глубина больше 80 м – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатации высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м. 

 Первая скважина с подводным расположением устья была про­бурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным распо­ложением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже име­лось оборудование или оно было заказано.

 

                 Рис. 29- Комплекс подводной эксплуатации скважин.

 

Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод­ным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла­дает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Про­бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуа­тацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подвод­ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с неболь­шими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стацио­нарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установлен­ного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надвод­ные стационарные платформы представляют значительную нави­гационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность.

Существенным недостатком систем с подводным расположе­нием устья является трудность доступа к устьевому оборудова­нию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, не­достатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква­жин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях на­правленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравличе­ские системы. Управление каждой задвижкой осуществляется ли­бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

        Различают две системы подводной установки оборудования:

§  с открытым расположением оборудования устья под водой;

§  и с закры­тым оборудованием— «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо­дится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанав­ливают в специальных погружных камерах, внутри которых со­храняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили зна­чительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования от­крытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где опера­торы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением. 

Проблема обеспечения надежности — одна из наиважнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция под­водного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требует больших затрат. Кроме того, отказ подвод­ного оборудования непосредственно влияет на состояние окру­жающей среды. И, наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Чтобы свести к минимуму подводные операции, важно обеспе­чить извлекаемость компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены. В этой связи необходимо за­ложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который служил бы гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с включением стан­дартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изго­тавливаться со строгим контролем качества.

Одним словом, для обеспечения надежности подводных систем следует сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей. Девизом должна быть простота, а целью — надежность, а не техническая элегантность решений.

 

Как говорилось выше, проблема обслуживания подводного оборудования тесно связана с обеспечением его надежности. Обслуживание подводных и любых других систем основывается на одних и тех же принципах. Использование модульных систем предполагает применение опробованных компонентов, что поз­воляет извлекать их и заменять новыми. Однако в любой системе имеются уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. Другие части системы могут оказаться неисправными и потребовать ремонта или замены. Здесь, в принципе, возможны два подхода. Первый подход — обеспечение высокой надежности этих компо­нентов подводной системы. Второй подход заключается в проектировании системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Необходимо также расширить доступ к подвод­ному оборудованию водолазов и манипуляторов для прове­дения обслуживания и ремонта. Характер обслуживания подвод­ных систем, наряду с результатами анализа их рентабельности, должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

 

 Обзор проектов подводной добычи проект «Закум»

Осуществление проекта подводной добычи «Закум» началось в августе 1969 г., когда была забурена скважина, и продолжалось до апреля 1972 г., когда подводная система была законсервирова­на и нефть из скважины с подводной устьевой арматурой начала поступать непосредственно на близлежащую платформу. За этот период были опробованы подводное эксплуатационное оборудова­ние различных видов и разные подводные операции (рис.30).Осуществление проекта имело целью:

    1. Обеспечить добычу нефти с помощью подводных методов.

2. Накопить опыт применения подводного оборудования и под­водных методов нефтедо-бычи для дальнейшего их использования при разработке морских месторождений.

В рамках проекта были опробованы такие виды оборудования и такие операции, которые охватывают практически все аспекты подводной нефтедобычи. Помимо основного эксплуатационного оборудования (устьевая арматура, клапаны, выкидные линии и т. п.), в программу исследований входил целый ряд вспомога­тельных систем (сепараторы, источники электроэнергии, контрольно-измерительные приборы, водолазные системы и т. п.) и операций. Полный перечень оборудования и операций включал:

              –   устьевое оборудование;

–     сепараторы нефти и газа;

–     системы сброса газа;

–      устройства для регулирования работы клапанов;

–     контрольно-измерительные приборы и системы связи;

–      источники электроэнергии и системы ее распределения?

–      трубопроводы и манифольды;     

–      канатные работы;

–     водолазные работы;

–     вспомогательное судно.

 

Рис. 30-Схема   подводной нефтедобычи по проекту «Закум»:

1 — подводная скважина с двумя устройствами для приведения в действие клапанов и блоками питания; 2—основной блок питания; 3 —трансформаторы; 4 —генератор радиосигналов; 5 — радио­связь; 6,9 — трубопровод; 8 — кабель; 10 — сепаратор

 Условия эксплуатации подводной системы «Закум» были дос­таточно благоприятными. Глубина воды не превышала 20 м, что позволило выполнять операции по установке и обслуживанию оборудования с привлечением водолазов. Кроме того, основная береговая база находилась недалеко от центра проводившихся работ (остров Дас), что также облегчало условия эксплуатации. Тем не менее, благодаря проекту «Закум» был накоплен значитель­ный опыт проведения подводных операций, который оказался по­лезным при больших глубинах и в более суровых условиях.

Осн.:  2. [78-87], 5. [ 443-446],

Доп.: 7. [964-970 ],  [985-987 ]

Контрольные вопросы:

1. Что называют надводной эксплуатацией?

2. Основные преимущества подводной эксплуатаций.?

3. В чем заключается надежность подводного оборудования?

4. В чем суть осуществление проекта подводной добычи «Закум»?

         5. Проблема обслуживания подводного оборудования.

 

gabbassov-adilbek.narod.ru