1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды

На сегодняшний день подводная подготовка продукции скважин сводится исключительно к подводной сепарации, да и то, в основном, только для газлифтного способа эксплуатации скважин.

Для маргинальных и глубоководных месторождений, а также для замерзающих акваторий – это самый целесообразный путь.

Различают два варианта подводной сепарации:

• все технологические аппараты располагают в одном герметичном комплексе с нормальным давлением и температурой (так называемый сухой вариант);

• все технологические аппараты объединяют в один комплекс и располагают прямо на дне (так называемый мокрый вариант) с повышенным давлением и пониженной температурой, характерными для окружающей морской среды. Комплекс снабжают дистанционным управлением с берега или платформы. Комплекс состоит из легко съёмных модулей, легко поднимаемых на поверхность. Мелкий ремонт осуществляют либо с помощью водолазов, либо с помощью дистанционно управляемых манипуляторов.

Первый вариант характерен для Российской Федерации.

Второй – для Западного Мира.

Но в любом случае – это только единичные опытные проекты.

Пример № 1:

1989 г, месторождение Артджилл (Северное море), фирма «Квернер эйч энд Джи».

На дне вблизи скважины (или группы скважин) устанавливают сепаратор и раздельно транспортируют газ и жидкость на берег или на платформу. Если расстояние не превышает 25 км., то насос устанавливается только на жидкостной линии. Если расстояние достигает 100 км., то на газовой линии устанавливается компрессор. Подвод энергии осуществляется с берега или платформы.

Всё оборудование собирается в модуль с габаритными размерами 12 х 16 м и массой до 200 т. Модуль закрепляется на дне 4 скважинами по углам и имеет 3 насоса – 2 рабочих и 1 – резервный. Модуль рассчитан на 6 скважин и имеет на выходе две трубы одного диаметра. Трубы рассчитаны на пропуск очистного устройства, с его возвратом по другой трубе.

Пример № 2:

Проект «Закум» – реализован в Северном море в начале 70-х годов. На глубине 25 метров устанавливается трёхфазный сепаратор. Выделившийся газ через отдельный факельный сепаратор направляется на платформу, где и сжигается на факеле. Нефть и вода объединяются и по одной трубе длиной 4 км направляются на лёгкое основание, откуда насосом по трубе в 80 км направляются на берег.

Пример № 3:

Проект «PRIME», фирма АТЕ.

На дне устанавливаются три модуля:

- первичный;

• вторичный;

- модуль главного коллектора.

В первичный модуль входят элементы, требующие ремонта (клапаны, штуцера, сепаратор, КИП, насосы, Э/Д, трансформаторы и тд.). Любой элемент данного модуля можно обслужить дистанционно управляемыми подводными аппаратами. Любой элемент данного модуля (или весь модуль) можно поднять без водолазов и направляющих канатов.

Во вторичный модуль (обычно неподъёмный) входят пассивные элементы – обвязочные трубопроводы. Вторичный модуль служит рамой для установки первичного модуля.

Модуль главного коллектора собирает продукцию скважин из многочисленных первичных и вторичных модулей и направляет её или на платформу, или на берег.

Пример № 4:

Проект «DAMPS» фирма Agipp.

- устанавливает на дне турбосепаратор, использующий энергию нефтяного газа;

• использует бескабельную передачу информации на поверхность и команд на дно (система SWACS) с помощью акустических сигналов, передающихся по специальной трубе;

• обслуживает до 15 скважин.