СПОСОБ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА МОРСКОМ ГАЗОВОМ ИЛИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Изобретение относится к области освоения морских газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для добычи углеводородного сырья (УС) на морском газовом или газоконденсатном месторождении.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении, в котором осуществляют подводную добычу УС и подачу УС через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор, установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС) (патент RU 2296836 C2, E02B 17/00, опубл. 10.04.2007).

Недостатком упомянутого выше технического решения является низкая экономическая эффективность транспортировки добываемого УС.

Задачей заявленного изобретения является создание способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении без указанного выше недостатка.

Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении экономической эффективности транспортировки добываемого УС за счет обеспечения возможности использования избыточного пластового давления для транспортировки добываемого УС.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет того, что в способе добычи и транспортировки углеводородного сырья (УС) на морском газовом или газоконденсатном месторождении осуществляют подводную добычу УС и его подачу через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор (ГК), установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС), при этом на МГ последовательно размещают первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК, причем первый узел подключения ГК размещают на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда, а ближний к месторождению узел подключения ГК размещают на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда, добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов, причем транспортировку УС осуществляют с использованием избыточного пластового давления и давления, создаваемого ГК, на первом этапе ГК подключают к первому узлу подключения ГК, на следующем этапе ГК подключают к промежуточному узлу подключения ГК и на последнем этапе ГК подключают к ближнему к месторождению узлу подключения ГК, на каждом из этапов осуществляют постоянный контроль за значением давления в МГ, при снижении которого до значения ниже необходимого для транспортировки УС по МГ осуществляют повышение выходного давления ГК путем регулировки привода ГК и переходят к последующему этапу добычи и транспортировки УС.

Подключение и отключение ГК от узлов подключения ГК, размещенных на МГ и перемещение надводного или подводного НГПС на разные расстояния от добычного манифольда, обеспечивает возможность использования для транспортировки УС избыточного пластового давления добываемого УС, а не только давления, создаваемого дожимным компрессором. Кроме того, подключение и отключение ГК от узлов подключения ГК обеспечивает возможность сокращения расстояния от берега до надводного или подводного НГПС.

Использование избыточного пластового давления для транспортировки УС обеспечивает повышение экономической эффективности транспортировки добываемого УС к месту его подготовки за счет следующих факторов:

- возможность исключения использования газовых компрессоров, установленных непосредственно на морских газовых и газоконденсатных месторождениях при осуществлении начальных этапов добычи и транспортировки УС (в течение многих лет);

- оптимизация рабочего давления, предусматриваемая в технологическом оборудовании и позволяющая уменьшить его массогабаритные характеристики;

- уменьшение первоначальных капитальных затрат на оборудование и эксплуатационных затрат за счет снижения расхода топлива, обусловленного возможностью использования ГК небольшой производительности, а также снижением времени использования ГК для транспортировки УС.

Сокращение расстояния от берега до НГПС также обеспечивает повышение экономической эффективности транспортировки добываемого УС к месту его подготовки и обустройства месторождения в целом за счет уменьшения времени доставки обслуживающего персонала на НГПС, что в удаленных от берега морских условиях трудно переоценить.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к первому узлу подключения ГК.

На фиг. 2 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с подводным НГПС, подключенным к первому узлу подключения ГК.

На фиг. 3 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к промежуточному узлу подключения ГК.

На фиг. 4 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с подводным НГПС, подключенным к промежуточному узлу подключения ГК.

На фиг. 5 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении с надводным НГПС, подключенным к ближнему к месторождению узлу подключения ГК.

На фиг. 6 представлена схема реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении подводным НГПС, подключенным к ближнему к месторождению узлу подключения ГК.

Способ добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении может быть реализован с использованием надводного НГПС 1 или подводного НГПС 10.

На схемах реализации способа добычи и транспортировки УС на морском газовом или газоконденсатном месторождении (фиг.1 - фиг.6) показано расположение на МГ узлов подключения ГК надводного НГПС 1 или подводного НГПС 10.

МГ 4 соединяет подводный добычной манифольд 2 и береговой сборный пункт УС 3. На МГ 4 последовательно размещены следующие узлы подключения ГК: первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК.

Первый узел подключения ГК расположен на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда 2.

Ближний к месторождению узел подключения ГК расположен на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда 2.

Промежуточный узел подключения расположен между первым и ближним к месторождению узлом подключения ГК.

Первый узел подключения ГК снабжен подводным укрытием 5 и куполом 6, а также содержит задвижку входную 7, задвижку выходную 8, задвижку регулировочную 9.

Промежуточный узел снабжен подводным укрытием 11, куполом 12, а также содержит задвижку входную 13, задвижку выходную 14, задвижку регулировочную 15.

Ближний к месторождению узел подключения снабжен подводным укрытием 16, куполом 17, а также содержит задвижку входную 18, задвижку выходную 19, задвижку регулировочную 20.

Количество мест расположения НГПС и узлов подключения ГК к МГ 4 определяется конкретными характеристиками морских месторождений. При подсоединении ГК к ближнему к месторождению узлу подключения ГК предусматривается возможное исключение из составляющих элементов обустройства месторождения - подводного укрытия 16 и купола 17.

Способ добычи и транспортировки УС осуществляется следующим образом.

Добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов. На каждом из этапов осуществляют постоянный контроль за значением давления в МГ пластового давления, при снижении которого до значения ниже необходимого для транспортировки УС по МГ осуществляют повышение выходного давления ГК путем регулировки привода ГК и переходят к последующему этапу добычи и транспортировки УС.

На МГ 4 размещают следующие узлы подключения: первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК. Обустройство промежуточных узлов подключения ГК и ближнего к месторождению узла подключения ГК может производиться как непосредственно перед этапом добычи УС, на котором будет использоваться конкретный узел подключения ГК, так и одновременного с обустройством первого узла подключения ГК после уточнения эксплуатационных показателей месторождения и проведения расчетов величины пластового давления на каждом из этапов добычи УС. ГК, установленный на НГПС, обеспечивает транспортировку УС на береговой сборный пункт.

На первом этапе добычи УС оборудуют первый узел подключения ГК на максимально возможном удалении от добычного манифольда, при этом первый узел подключения ГК снабжают подводным укрытием 5 и куполом 6.

ГК подключают к МГ 4 посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 7, а посредством выходного газопровода ГК подключают к задвижке выходной 8. После чего осуществляют первый этап добычи и транспортировки УС по МГ 4 к береговому комплексу приема УС.

Расположение первого узла подключения ГК на максимально возможном удалении от добычного манифольда, позволяет длительное время (в течение многих лет) использовать пластовое давление для транспортировки УС от добычного манифольда 2 до места установки НГПС и последующей транспортировки УС на береговой сборный пункт 3 и, следовательно, позволяет на первом этапе минимально задействовать мощности ГК и отказаться от их использования на начальных этапах добычи и транспортировки газовых компрессоров, располагаемых непосредственно на месторождении для транспортировки УС.

При снижении в МГ 4 давления ниже значения, необходимого для транспортировки УС, предусматривают использование промежуточного узла подключения ГК с подводным укрытием 11 и куполом 12.

Место обустройство промежуточного узла подключения ГК определяют исходя из следующего:

- значения пластового давления, при котором возможно осуществить транспортировку УС через МГ к береговому комплексу приема УС, с учетом давления, создаваемого дожимным компрессором НГПС;

- количество запасов УС на месторождении.

ДК отсоединяют от первого узла подключения ГК и подключают посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 13, а посредством выходного газопровода ГК к задвижке выходной 14. После чего осуществляют второй этап добычи и транспортировки УС по МГ 4 к береговому комплексу приема УС.

На втором этапе добычи и транспортировки УС, также как и на первом этапе, используют для транспортировки избыточное пластовое давление, но при этом увеличивают использование мощностей ГК для транспортировки УС.

При необходимости возможно обустройство нескольких промежуточных узлов подключения. Место расположения промежуточных узлов подключения, а также количество обустраиваемых узлов подключения и времени эксплуатации НГПС на конкретном узле подключения определяется пластовым давлением и запасами УС.

При снижении в МГ 4 давления, необходимого с учетом давления, создаваемого ГК на промежуточном узле подключения для транспортировки УС, предусматривают использование ближнего к месторождению узла подключения ГК с подводным укрытием 16 и куполом 17.

ГК НГПС отсоединяют от промежуточного узла подключения ГК и подключают посредством выходного газопровода ГК к задвижке входной 18, а посредством выходного газопровода ГК - к задвижке выходной 19. После чего осуществляют заключительный этап добычи и транспортировки УС до исчерпания ресурсов УС.

На третьем этапе добычи и транспортировки УС, также как на первом и на втором этапах, используют для транспортировки избыточное пластовое давление, но при этом максимально используют ГК для транспортировки УС, а также при нехватке производительности ГК для транспортировки УС используют газовые компрессоры, располагаемые непосредственно на месторождении для транспортировки УС.

Заявленный способ добычи и транспортировки УС позволяет использовать для транспортировки УС дожимные компрессоры с меньшей производительностью, а также обеспечивает возможность уменьшения их количества и сокращения времени их использования при эксплуатации месторождения, а также позволяет отказаться на начальных этапах добычи и транспортировки УС от использования газовых компрессоров, устанавливаемых непосредственно на морских газовых и газоконденсатных месторождениях для транспортировки УС до ~200 км, что актуально на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося в 600 км от берега.