В настоящее время до 70% всей энергии, потребляемой в мире, дают нефть и газ. Истощение этих природных ресурсов на суше обусловливает увеличение их добычи в море. Уже через 10-20 лет половину необходимой индустриальным регионам земного шара энергии смогут дать месторождения, расположенные в морских акваториях. Ни огромные затраты на сооружение сложнейших технологических объектов, ни крайне тяжелые природные условия освоения подводных месторождений не остановят роста добычи нефти и газа из-под морских глубин.

Основной ее объем будет обеспечен в результате разработки залежей в континентальном шельфе, где на 16 млн км 2 возможно скопление нефти и газа.

Объем морских поисково-разведочных работ и добыча нефти и газа будут продолжать расти, в том числе и в глубоководных районах, несмотря на то, что эти работы требуют огромных затрат. В морскую нефтегазовую промышленность каждый год вкладываются сотни миллиардов долларов США, причем более трети всех инвестиций приходится на разведку и эксплуатацию.

Весьма значителен парк передвижных плавучих буровых установок, с помощью которых ежегодно бурят более 2 тысяч скважин, включая примерно 850 поисково-разведочных. Спрос на подвижные буровые платформы достаточно устойчив и составляет почти тысячу единиц.

Мировая потребность в баржах-трубоукладчиках и трубозаглубителях, а также в плавучих кранах оценивается до 250 - 300, а во вспомогательных судах - до 1800 единиц. Сохраняется спрос на стационарные стальные и бетонные платформы и на подвижные буровые платформы.

Прогнозируется рост объемов работ, связанных с инспектированием и ремонтом морских сооружений (трубопроводов, платформ и т. д.). В связи с этим ожидается увеличение спроса на подводные суда для наблюдения за работами по прокладке и ремонту подводных нефте- и газопроводов, а также установки подводных систем для эксплуатации скважин.

Несмотря на расширение использования манипуляторов с дистанционным управлением, увеличится спрос на водолазные работы, так как во многих случаях робототехнические устройства по-прежнему не могут заменить человека при работе под водой.

К 2005 г. новые месторождения нефти и газа были открыты в 96 странах; разведанные запасы газа при этом составили (По данным журнала «Oil and Gas Journal») более 146 трлн куб. м, а накопленная мировая добыча газа - 69 трлн куб. м. Основные разведанные запасы газа сосредоточены в России, Иране, Катаре, Саудовской Аравии, Абу-Даби, США.

Большинство стран мира проявляет высокую активность в разведке и разработке морских месторождений. Важной составной частью этой деятельности является строительство морских трубопроводных систем.

В ближайшие годы Россия имеет хорошие перспективы в части освоения морских месторождений, обусловленные высокой перспективностью российского шельфа. Как показывают исследования, в России из общего объема неразведанных ресурсов на месторождения шельфа приходится более 42%.

Крупные ресурсы газа сосредоточены на шельфах Баренцева, Печорского, Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского, Японского морей, Восточно-Камчатского и Южно-Курильского секторов Тихого океана, а также Каспийского и Азовского морей.

Для шельфов морей России установлено следующее:

недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности; на долю арктических морей приходится 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов, дальневосточных - около 14% и внутренних- несколько более 1%; концентрация ресурсов на шельфе высокая;

основная часть наиболее достоверных ресурсов углеводородов сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 20 до 50 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4-5 км, и технически доступна для бурения;

на шельфах наиболее перспективных морей РФ в общем объеме начальных суммарных запасов углеводородов преобладают более достоверные ресурсы и выявленные месторождения газа.

Всего на шельфах открыто 34 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождения, в том числе на шельфе Балтийского моря - 2, Баренцева и Печорского морей - 10, Карского - 8, Охотского - 8, Каспийского - 1, Азовского - 5.

Среди перечисленных есть уникальные по запасам газа месторождения: Штокмановское, Русаковское и Ленинградское. Крупными являются месторождения Приразломное, Лудловское, Чайво-море, Одопту-море, Пилыун-Астохское и др.

До 2050 г. важное значение для добычи газа будут иметь северные акватории Западной Сибири и акватории южной части Карского и Баренцева морей. В подготовке новых запасов газа за счет неразве­данных ресурсов первостепенная роль будет постепенно переходить от Западной Сибири к западной части арктического шельфа, Восточной Сибири и дальневосточным акваториям. После 2050 г. роль акваторий, особенно северных, включая восточный сектор шельфа, будет возрастать.

Таким образом, в ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

Способ применения подводных промыслов является наиболее перспективным при освоении глубоководных месторождений. Он основан на использовании так называемых систем подводного заканчивания скважин, у которых устья располагаются на морском дне. Там же находятся оборудование системы сбора и транспорта продукции скважин, подводные нефтепроводы, системы ППД, энергоснабжения, телекоммуникаций и управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. По сравнению с традиционными методами освоения, когда устья скважин размещены на стационарных платформах, данный способ имеет следующие преимущества:

• ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с ПБУ скважин;
• гибкость технологии подводной добычи из-за возможности быстрой смены оборудования (например, при переходе с фонтанного на газлифтный способ добычи путем замены одной технологической платформы на другую);
• возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений, расположенных в суровых арктических условиях, независимо от наличия ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др.

Оборудование для подводной эксплуатации подразделяют на "мокрые", "сухие" и гибридные системы. Наибольшее распространение в мире получили "мокрые" системы (90% всех подводных скважин), которые отличаются большим конструктивным разнообразием - это может быть как отдельно стоящая фонтанная арматура, так и сложные, размещенные внутри подводных гидротехнических сооружений комплексы, включающие куст из 12-24 устьев скважин и более, манифольд, энергетический блок, систему управления и т.д.

Система добычи "мокрого" типа состоит из устья одной скважины, оборудованной подводной фонтанной арматурой и соединенной выкидной линией (подводным трубопроводом) и райзером со стационарной платформой или плавсредством, как правило, расположенными над скважиной. Для этой цели могут быть использованы переоборудованные танкеры, плавучие и стационарные платформы.

Для контроля за параметрами добываемой продукции, положением запорных органов и управления ими существует несколько типов систем, выполняющих указанные функции: с гидравлическим, электрическим и комбинированным приводом. При этом пульт управления расположен на платформе и связан с подводным устьем шлангокабелем.

Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с ППБУ или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов.

"Сухие" системы, разработанные, например, фирмой "Кэн Оушн", представляют собой одноатмосферную камеру с расположенным внутри нее устьевым оборудованием. Камера оснащена шлюзом для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим в нее оператора. Преимущества этого типа систем заключаются в том, что они могут работать на больших глубинах моря (до 800 - 900 м) без применения сложной водолазной техники, которая в настоящее время пока еще не соответствует требованиям для данных условий.

Гибридные системы состоят из основного комплекта оборудования устья скважин, размещенного на дне, и дополнительного - на стационарной платформе. Оба они находятся один над другим и соединяются вертикальным райзером. Число таких систем составляет около 5% общего числа подводных скважин.

Анализ современных тенденций освоения морских месторождений нефти и газа на средних и больших глубинах моря с использованием систем подводного заканчивания показал, что:

• для изолированных небольших (так называемых малорентабельных) месторождений, разрабатываемых 1 - 2 скважинами, в качестве технологической платформы используют переоборудованный танкер, на палубе которого размещают оборудование для подготовки нефти. Танкер посредством вертлюга швартуют к плавучему погрузочному бую, соединенному со скважиной глубоководным райзером;
• для месторождений средних размеров предполагают применять подводный манифольдный центр, включающий куст скважин на одной донной плите и ряд сателлитных, используемых как добычные или нагнетательные. Манифольд соединяют со стационарной или плавучей платформой с помощью нескольких гибких трубопроводов, которые, как показали натурные эксперименты в Северном море, успешно выдерживают возникающие при этом динамические напряжения. Такие системы проходили опытную проверку на месторождении Балморал;
• для крупных месторождений используют систему, состоящую из центрального куста скважин с подводным манифольдом, нескольких периферийных кустов и ряда одиночных скважин, управляемых со стационарных или плавучих технологических платформ.

Конструкции систем подводной добычи нефти

В случае разработки морских месторождений многоскважинными системами традиционную буровую технику можно применять лишь после сооружения и ввода в эксплуатацию стационарной платформы. Это затруднило бы окупаемость исходных капиталовложений вплоть до последних этапов освоения залежей. Вследствие этого разработка глубоководных месторождений и их периферийных участков, а также месторождений в районе Арктики стала бы экономически нерентабельной.

Если стоимость сооружения стационарной платформы оказывается экономически неприемлемой, следует использовать подводную добычную систему, содержащую комплекс средств эксплуатации: плавучие буровые системы, фонтанную арматуру, рабочие трубопроводы и приспособление для нагнетания газа и воды. В противном случае подводная система может служить лишь коллектором для скважин-спутников, которые соединены с мелководной стационарной платформой, либо посредством гибкого стояка с плавучей платформой в пределах промысла. Такое применение подводных эксплуатационных средств позволяет рентабельно разрабатывать периферийные месторождения и даже небольшие залежи крупного промысла, доступ к которым невозможен с центральной платформы при горизонтально или наклонно направленном бурении.

Подводные промысловые системы в своем многообразии могут включать как одну сателлитную освоенную скважину, так и кустовой эксплуатационный комплекс с полным обеспечением подсобной энергетикой. а также коллектор для транспортирования добытой продукции на плавучую установку. Тип выбираемой системы зависит от многих факторов: места, размера и глубины разрабатываемого месторождения и др.

Подводные промысловые системы подразделяют на четыре следующих варианта:

В начальный период разработки месторождения одиночные скважины-спутники могут служить для ранней добычи флюида. Разведочно-эксплуатационные скважины могут быть завершены посредством подводной "елки". Эксплуатацию осуществляют с помощью выкидных линий, подающих продукцию на подводный коллектор или платформу. Такой тип разработки пригоден и для дальнейшего использования в зависимости от глубины воды, в которой планируется размещение промысла.

Важное значение имеет защита устьев подводных скважин от механических повреждений льдом, тралами судов, якорями, при прокладке трубопроводов.

Известны несколько способов защиты устья скважины с помощью размещения фонтанной арматуры в углублении бункера под дном, либо использования специальной вставки или кессона. В этом случае запорную арматуру помещают в специальных обсадных трубах скважины непосредственно под дном.

Схемы подводной системы заканчивания скважин с различной защитной конструкцией устья.

Одиночные освоенные скважины, обычно называемые сателлитными, широко использовали при освоении подводных месторождений. Их применяли в Северном море в течение нескольких лет для разработки пласта с доступом к отдаленным его участкам, недосягаемым с помощью наклонно направленного или горизонтального бурения. Одиночные скважины соединяют с платформой, находящейся на расстоянии в несколько километров. Сателлитные скважины также можно использовать с целью нагнетания воды для увеличения отборов.

На небольшой глубине (меньше 50 м) особенно важным параметром является высота устья скважины и его защитной крыши (например, 8 м). Такая система подвергается высоким нагрузкам окружающей среды и представляет потенциальную опасность для мореходства. В случае мелководной конструкции следует учитывать следующие факторы:

• воздействие сильных течений, трение и перемещение волн;
• расстояние между защитной крышкой и уровнем моря, соотнесенное с осадкой судов, ожидаемых в зоне.

Схема с несколькими скважинами спутниками

Система, состоящая из нескольких скважин-спутников, включает центральный коллектор, связанный с ними выкидными линиями. Последний является центром сбора, распределения и управления сателлитными скважинами.

Данный вариант обладает следующими преимуществами:

• новые скважины могут осваиваться, подсоединяться к коллектору и вводиться в эксплуатацию с минимальным нарушением работающих;
• требуется только вертикальное бурение одиночных скважин, так как они размещаются в оптимальных местах;
• можно подсоединять любое число скважин к коллектору, что обеспечивает гибкость разработки месторождения;
• есть возможность вводить в коллектор контуры очистных скребковых устройств.

К недостаткам относятся следующие аспекты:

• для каждой сателлитной скважины требуются собственные выкидные линии и устройство управления, из-за чего компоновка морского основания может оказаться перегруженной, что способствует повреждениям при отсутствии защитных мер;
• разброс сателлитных скважин повышает возможность их повреждения рыболовными снастями или незакрепленными якорями;
• в зависимости от условий эксплуатации каждой скважине могут потребоваться индивидуальные защитные конструкции, изготовление и установка которых влечет за собой большие расходы, в особенности если необходимо применять опорные сваи;
• ремонтные работы предполагают значительные передвижения между скважинами, поэтому во избежание повреждения других установок следует тщательно укреплять ремонтные суда якорями;
• повреждение трубопровода управления либо нефтегазового экспортного влечет за собой потерю добычи всей установки.

Схема подводного промысла с кустом скважин

Система куста состоит из центрального коллектора и индивидуальных скважин, расположенных в непосредственной близости одна от другой и коллектора, причем скважины обычно размещают одно- или двухрядно.

Рассматриваемая система имеет следующие преимущества:

• число переходных соединительных муфт минимально, причем они могут быть стандартизированы;
• промысел имеет компактные размеры и не подвергается опасности повреждения рыболовными снастями или якорями;
• ремонтные работы довольно просты и требуют незначительных перемещений судов между скважинами;
• коллектор на 50 - 60% меньше по объему и массе, поэтому его гораздо легче изготовить, чем рабочий темплет. Конструкция позволяет также предусматривать дальнейшие изменения и дополнения;
• в коллектор можно включать очистные скребковые устройства.

Недостатки данного варианта состоят в следующем:

• полная эксплуатация промысла может потребовать бурения наклонно направленных скважин;
• больший риск повреждения предметами других подводных установок в период бурения и ремонтных работ;
• отсутствие темплетов для бурения скважин;
• могут понадобиться индивидуальные защитные крышки;
• необходимость установки между устьями скважин и коллектором переходных муфт, на что уходит много времени;
• возможность потери добычи с помощью всей установки при повреждении главного трубопровода управления жизнеобеспечением промысла либо экспортного (магистрального) трубопровода.

Схема подводного промыслового центра

Подводный промысловый центр аналогичен кустовой системе, но в этом случае все устья скважин, трубопроводы-коллекторы, блоки управления и дозировки химических реагентов объединены в одну конструкцию.

Другим примером системы с промысловым центром является устройство, где используют для защиты коллектора конструкцию из четырех отсеков и четырех фонтанных арматур. Наличие коллектора обеспечивает возможность добычи с помощью газлифта и нагнетания воды по каждой скважине. Системы напорных трубопроводов в данном случае подсоединены к платформе, находящейся на расстоянии около 7 км, а рабочий коллектор - к ее сепаратору для отделения газа. Последний затем либо используют вновь для нагнетания, либо сжигают на факеле. Продукцию (нефть) без газа потом направляют в главный экспортный трубопровод.

Преимущества такой системы состоят в следующем:

• схема имеет компактные размеры;
• нет необходимости в наличии связующих выкидных линий и переходных муфт, а нужна только магистраль к главной установке;
• одна рама защищает все подводные системы;
• имеет место более эффективная компоновка трубопроводов и коллектора;
• в конструкцию можно включать очистные скребковые устройства;
• минимальное число перемещений судов между отдельными скважинами, что снижает стоимость ремонтных работ;
• конструкция выполняет роль подводного комплекса для бурения;
• имеется возможность привязки скважин-спутников;
• требуется всего одна установка за исключением крепления фонтанной арматуры;
• несомненная универсальность обслуживания устья скважины.

Недостатки данной схемы состоят в следующем:

• большие капитальные затраты;
• необходимость наклонно направленного бурения;
• требование при необходимости значительной подъемной мощности для установки;
• возможная перегрузка запорной арматуры, что обусловлено сложными требованиями управления в связи с сообщением между собой разнопараметрических скважин при различных значениях расхода и давления потоков.

Кратко рассмотрена история развития подводных технологий в мире и на российском шельфе. Для морей России характерен длительный сезонный ледовый покров, что мешает непрерывному развитию данных технологий или приводит к отсутствию их применения. Основная проблема связана с обеспечением надежности применения подводных технологий, поскольку в ледовых условиях техобслуживание и ремонт подводного оборудования затруднены и требуют больших затрат. В статье предлагается алгоритм оценки надежности подводных технологий и определяются требования к подводному оборудованию для применения в России: проектирование с дублированием стандартных компонентов, надлежащие испытания и строгий контроль качества при изготовлении. Развитие нового поколения подводного оборудования для России должно быть направлено на совершенствование технологий компримирования газа, очистки и утилизации пластовых вод, мониторинга состояния и контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин, проведения технологических операций автономными средствами, энергообеспечения, связи и управления. Показаны преимущества разработки морских месторождений с подводным расположением устьев скважин, основное из которых – это поочередной ввод в эксплуатацию, дающий ускоренное получение продукции. Представлена трехэтапная методология разработки и обустройства подводных месторождений и выделены основные факторы: минимизация буровых работ и финансовых затрат, рациональное размещение оборудования.

Ключевые слова: МОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА, ПОДВОДНЫЙ ДОБЫЧНОЙ КОМПЛЕКС, ГОТОВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОДВОДНАЯ СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОР, КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ.

УДК 622.323+324
Д.В. Люгай, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ)
М.Н. Мансуров, д.т.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», [email protected]

Литература:

API RP 17N Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Recommended Practice. Technology Qualification [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (дата обращения: 01.06.2018).

Мокшаев Т.А., Греков С.В. Опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа // Вести газовой науки: Науч.-техн. сб. 2015. № 2 (22). С. 69–73.

Открыть PDF

На российском Арктическом шельфе и шельфе дальневосточных морей в настоящее время открыты нефтегазовые месторождения, где сочетание глубин акваторий и ледовых условий не позволяет применять традиционные технологии добычи углеводородов с помощью стационарных или плавучих платформ. Для их освоения требуется создание специальных подводных комплексов. Номенклатура подводных технических средств, изготавливаемых в мире и обеспечивающих нефтегазодобычу, весьма широка. В статье рассматриваются разрывы и недостатки в развитии таких технологий в целях применения их в специфических условиях российского шельфа. Они в основном обусловлены надежностью и операциями по его обеспечению: техобслуживанием и ремонтом подводного оборудования, поскольку в ледовых условиях эти операции затруднены и требуют больших затрат.

Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине моря 11,5 м. В 1961 г. компанией Cameron была разработана и изготовлена первая промышленная подводная фонтанная арматура для скважины в Мексиканском заливе. Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи в мире стал нефтяной кризис 1970-х гг. из-за эмбарго, наложенного странами ОПЕК на поставку «черного золота» западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья путем создания новых технологий, позволявших бурить морские скважины на больших глубинах, и развития подводных технологий добычи углеводородов.

Первая система управления подводным добычным комплексом (ПДК) была установлена в 1963 г., а в 1979 г. появилась подводная система с мультиплексным электрогидравлическим управлением. Прогресс в разработке ПДК в течение 1980–2015 гг. был отмечен появлением подвод- ной фонтанной арматуры в горизонтальном исполнении, новых систем управления, в том числе с полным электроприводом.

Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов в мире производят не более 10 компаний, но насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка. В России первые добычные комплексы были установлены на шельфе Сахалина в 2013 г. в рамках обустройства Киринского месторождения.

ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ

Разработка морских месторождений с подводным расположением устьев скважин хотя и достаточно сложна, но обладает рядом преимуществ перед традиционными способами надводного оборудования устьев. Основное преимущество заключается в возможности ввода морского месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой продукции.

Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу для бурения с нее наклонно-направленных скважин. Кроме того, подводный метод разработки позволяет выявить некоторые геолого-физические и эксплуатационные параметры месторождений на более ранней стадии разработки.

Общая методология проектирования разработки и обустройства подводных месторождений, по существу, соответствует традиционным схемам, применяемым для ме- сторождений суши и морских место- рождений с платформенным обустройством. Она включает три этапа: анализ характеристик месторождения и условий его эксплуатации; обоснование принципов/концепций разработки залежей и обустройства промысла, которые варьируются в зависимости от региона, особенностей организации проектирования, строительства и эксплуатации месторождения и т. п.; анализ и оптимизацию технологических процессов, местоположения скважин, промысловых объектов и др.

Вместе с тем отличительная особенность проектирования подводных месторождений – выявление и проверка определяющих факторов, влияющих на выбор проектных решений. Например, известно, что низкие температуры требуют использования специальных материалов для подводных конструкций, удорожающих их стоимость, но температуры морской воды на глубинах более 30–50 м практически одинаковы во всех регионах. Температуры транспортировки и хранения оборудования в Арктике, как правило, ниже –40…–50 °С. Но надо ли транспортировать и хранить, а также испытывать подводные системы при таких экстремальных температурах, удорожая конструкцию?

В рамках проекта Arctic Development Roadmap были выявлены и систематизированы ключевые темы, решение которых, по мнению авторов проекта, необходимо для разработки нефтяных и газовых ресурсов в Северном Ледовитом океане. Согласно этому документу к существенным факторам, воздействующим на будущее развитие, отнесены технологии транспорта углеводородов, углубление дна и рытье траншей, моделирование и тренинги, а к потенциально неустранимым помехам – защита окружающей среды. По нашему мнению, подобные оценки не являются вполне убедительными.

При выборе решения по разработке месторождения определяющим фактором является минимизация буровых работ и финансовых затрат путем оптимизации числа и конструкций скважин, а также рационального размещения оборудования на морском дне. Должны проверяться функциональные требования к монтажу и эксплуатации, включая условия транспортировки, хранения и испытаний, а также требования по проведению одновременных операций (например, бурение и монтаж, бурение и добыча).

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является 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.

При этом существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при наличии ледового покрова и необходимости частых ремонтов скважин. Так, по данным компании Statoil, одного из лидеров в области технологий подводного освоения месторождений, сравнение статистических показателей эффективности добычи за 2010–2012 гг. при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря по всей цепочке от скважины до платформы показало, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) составляет 91,8 %, а для подводных скважин – 86,5 %, т. е. эффективность платформенной добычи на месторождениях на 5,3 % выше.

Повышенные потери добычи на месторождениях с ПДК связаны в основном с райзерами и промысловыми трубопроводами, приводящими к внеплановым потерям добычи в связи с необходимостью ремонтно-восстановительного обслуживания (3,7 %). Статистика внеплановых потерь добычи на ПДК приведена на рис. 1.

Очевидно, что для морей России, характеризующихся длительным ледовым режимом и относительной недоступностью устьев скважин в этот период, коэффициент эксплуатации подводных скважин может оказаться существенно ниже.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

При освоении морских месторождений и обосновании схем размещения подводного добычного оборудования весьма важным является учет специфических условий региона (например, Арктики) и выявление применимости существующих системных решений или выявление разрывов в развитии/отсутствии технологий для обеспечения проектных решений.

Разрывы в процессе развития технологий возможны двух типов: концепции, улучшение которых возможно за счет новых технологий, но при этом существуют апробированные технологии; концепции, которые полностью зависят от новых технологий, так как такие технологии отсутствуют.

Уровень готовности технологий определяется по API RP 17N (см. табл.). Как правило, многие нефтегазовые операторы заявляют о готовности новой технологии к внедрению на месторождениях при завершении стадий разработки TRL 4 и TRL 5.

Проблема обеспечения надежности – одна из важнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция подвод- ного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требуют 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.

Согласно данным компании FMC Technologies, оценку надежности новых технологий можно производить по схеме, приведенной на рис. 2, которая основана на методике, разработанной Норвежским квалификационным обществом (Det Norske Veritas) .

Для использования подводных технологий в условиях ледовых морей важно обеспечить приемлемость методов технического обслуживания компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены.

В связи с этим необходимо заложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который обеспечивал бы надежность и был гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с дублированием стандартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изготавливаться со строгим контролем качества.

В любой системе могут быть уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. В такой ситуации возможны два подхода: обеспечить высокую надежность этих компонентов подводной системы; проектировать системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Поэтому при решении задач обеспечения надежности подвод- ных систем необходимо сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей, а характер обслуживания подводных систем наряду с результатами анализа их рентабельности должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

Рассматривая развитие технологий подводной подготовки продукции скважин, следует отметить, что изначально перед подводным оборудованием ставилась только задача по добыче нефти. В первых проектах под водой проходила только сепарация газа от жидких углеводородов, после чего последние выкачивались насосом на поверхность, а подъем газа осуществлялся под собственным давлением. Вместе с тем задачи использования остаточного потенциала месторождений путем продления периода эффективной эксплуатации, снижения затрат на жизненный цикл месторождения и увеличение добычи обусловили активное развитие технологий подводной подготовки скважинной продукции.

В работе детально рассмот- рены мировой опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа. Согласно размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности: поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье; повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением; снижать риски, связанные с гидратообразованием в системе сбора; обес- печивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет использования сепараторов «нефть – вода»; более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне; значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (например, применяя однофазные насосы взамен многофазных).

Технологии подводного компримирования используются на газовых месторождениях при больших расстояниях до берега или существующих платформ и обеспечивают: снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов; увеличение коэффициента газоотдачи пласта; бесперебойность потока и исключение выбросов и сбросов в море.

Увеличение коэффициента извлечения газа на месторождении Ормен Ланге при применении подводного компримирования показано на рис. 3.

Первая подводная насосно-компрессорная станция была разработана компанией Kvaerner в 1989 г. На основе работ по изготовлению в 2001–2003 гг. компрессора Demo 2000 компанией Aker Solutions в 2004–2012 гг. была разработана и изготовлена пилотная станция Ormen Lange, которая прошла аттестацию технологии и строительства, а также испытания в бассейне. По результатам пилотных испытаний к 2016 г. была изготовлена полномасштабная компрессорная станция мощностью 58 МВт, включающая четыре параллельные линии компримирования, аналогичные пилотному образцу, с общей производительностью 70 млн м3/сут, и установлена на месторождении Ормен Ланге на расстоянии 120 км от берега и глубине моря 900 м.

В 2015 г. на месторождении Асгард, отстоящем на расстоянии 40 км от технологической платформы и глубине моря ~300 м, была также установлена подводная компрессорная станция мощностью 23 МВт и производительностью 21 млн м3/сут, что было обусловлено падением добычи из-за больших потерь давления по сравнению с ожидаемыми и ранним прорывом воды в скважине Z, а также необходимостью исключения динамической неустойчивости в трубопроводах.

Помимо этих двух проектов, компания Statoil реализовала третью программу, связанную с использованием подводной компрессорной станции для влажного газа на действующем месторождении Гуллфакс, которое было открыто в 1978 г. и с 1986 г. находилось в эксплуатации. В данном проекте использовался иной принцип, нежели в системах для месторождений Асгард и Ормен Ланге, а именно многофазная компрессорная технология, не требующая высокой производительности: два компрессора влажного газа мощностью 5 МВт, производительностью 12 млн м3 газа в сутки. Цель проекта заключалась в увеличении добычи на месторождении Гуллфакс путем закачки газа в скважину для повышения давления на нефтеносных горизонтах и дополнительного извлечения 22 млн баррелей нефти. Но уже через месяц после установки в 2015 г. первый в мире подводный компрессор для влажного газа HOFIM был снят с месторождения из-за обнаружения в нем утечки.

Тем не менее опыт применения технологий подводного компримирования на месторождениях Ормен Ланге, Асгард и Гуллфакс выявил преимущества подвод- ного компримирования, которые заключаются в следующем: создание более безопасных условий эксплуатации промысловых объектов (без присутствия людей); предотвращение накопления жидкости в трубопроводе за счет увеличения скорости перекачки; значительное снижение инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению с вариантом компримирования газа на платформе; повышение эффективности компримирования за счет расположения компрессора ближе к скважинам; возможность разработки месторождений с малым пластовым давлением, низкой проницаемостью пласта и сложными свойствами флюидов.

Хотя комплексы подводного компримирования газа в будущем позволят отказаться от объектов надводной инфраструктуры, современные технологии имеют ограничения по энергообеспечению. Они позволяют передавать мощности по энергопотреблению 20–30 МВт на расстояние до 50 км, а мощности 10–20 МВт – до 250 км.

Компания Aker Solutions, мировой лидер в области подводного компримирования, создала новый подводный компактный компрессор Compact GasBooster™ с малыми габаритными размерами (5,5 × 5,0 × 8,0 м), высокоэффективными компонентами, низким весом, упрощенной конструкцией и развивает следующие направления совершенствования компрессорных станций: использование высокоэффективных центробежных компрессоров, допускающих присутствие жидкой фазы в компримируемом газе; максимально компактные решения, ведущие к снижению веса и стоимости подводной компрессорной станции (ПКС); возможности расширения границ применения технологий подводного компримирования – на любых глубинах моря и при большом диапазоне давлений газа; совершенствование систем мониторинга в реальном времени состояния и эксплуатационных параметров работы ПКС, обеспечивающих надежную и безопасную работу подводных систем компримирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перспективы дальнейшего развития подводных технологий связываются с проблемами освоения месторождений арктических морей, максимизацией нефте- и газоизвлечения путем создания полного подводного обустройства месторождений.

Разработки нового поколения оборудования должны быть направлены на совершенствование подводных технологий в области: компримирования газа; обратной закачки попутного газа; очистки и утилизации пластовых вод; контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин; контроля состояния эксплуатационных характеристик подвод- ного оборудования; проведения технологических операций автономными средствами; энергообес- печения, связи и управления.

Уровень готовности технологий Level of the technology ready

	Стадия разработки Development stage	Описание технологии Description of technology
	Недоказанная идея	Предварительный план. Анализ или испытания не выполнены Preliminary plan. Analysis or tests are not performed
	Аналитически доказанная идея Analytically proven idea	Функциональность доказана путем расчета, отсылкой к общим характеристикам существующих технологий или испытана на отдельных компонентах и (или) подсистемах. Эта концепция может не отвечать всем требованиям на данном уровне, но демонстрирует базовую функциональность и потенциал соответствия требованиям при проведении дополнительных испытаний Functionality is proven by calculation, by referring to the general characteristics of existing technologies or it is tested on individual components and (or) subsystems. This concept may not meet all the requirements at this level, but demonstrates the basic functionality and the potential for compliance with the requirements for additional tests
	Физически доказанная концепция Physically proven concept	Концептуальное решение или новые характеристики решения, подтвержденного моделью или испытаниями в лабораторных условиях. Система выявляет способность функционирования в «реальной» среде с имитацией ключевых параметров окружающей среды Conceptual solution or new characteristics of a solution, confirmed by a model or tests in the laboratory. The system reveals the ability to function in a “real” environment with the imitation of key environmental parameters
	Испытание опытного образца Prototype testing	Создается опытный образец в реальном масштабе и подвергается испытаниям на соответствие техническим условиям в ограниченном диапазоне условий эксплуатации для демонстрации его функциональности Prototype is being created on a real scale and subjected to testing for compliance with specifications in a limited range of operating conditions to demonstrate its functionality
	Полевые испытания	Создается опытный полномасштабный образец и испытывается по программе на соответствие техническим требованиям при имитационных или фактических условиях природной среды Test full-scale sample is created and tested according to the program for compliance with technical requirements under imitation or actual environmental conditions
	Испытания на уровне интеграции в систему Integration-level testing	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям Test full-scale sample is created and integrated into the operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements
	Установка системы Installation of the system	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в предназначенную эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям в предполагаемой природной среде, где успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Test full-scale sample is created and integrated into the intended operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements in the proposed natural environment and successfully works for ≥10 % of the expected service life
	Доказанная технология Proven technology	Производственная единица интегрируется в эксплуатационную систему и успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Production unit is integrated into the production system and successfully works for ≥10% of the expected service life

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

• Введение
• 1.Причины аварий
• 2.Особенности морской добычи нефти
• 3.Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV
• Заключение

Введение

В последние десятилетия наблюдается активизация процессов добычи нефти на шельфах морей и, как следствие, увеличение объёмов транспортировки нефти и нефтепродуктов как морскими, так и сухопутными путями. Процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов сопряжены с повышенной экологической опасностью возникновения аварийных ситуаций, влекущих за собой потенциальную угрозу для здоровья и жизни людей, окружающей среды, объектов хозяйственной деятельности. В этой связи весьма актуальными являются исследования по оценке и управлению экологическими рисками.

Существует ряд работ, посвящённых вопросам оценки экологического риска. Однако имеющийся инструментарий не достаточен для объективной, научно-обоснованной оценки уровня экологического риска аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на морских акваториях и использования этой оценки в целях эффективного управления. Анализ нормативно-законодательной базы показал, что на сегодняшний день отсутствует комплексная система законодательно утвержденных документов, охватывающая все стороны экологических правонарушений и мер борьбы с ними, включая экономико-правовые инструменты защиты окружающей среды от аварийных загрязнений нефтью и нефтепродуктами на морских акваториях.

Всё это обусловливает особую актуальность и важность разработки методики оценки экологических рисков - основополагающего, начального звена в процессе управления рисками возникновения аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

1.Причины аварий

При добыче газа и нефти на морском шельфе неизбежно сопутствуют различного рода аварии. Это источники сильного загрязнения морской среды на всех стадиях проведения работ. Причины и тяжесть последствий таких аварий могут варьироваться очень сильно, это зависит от конкретного стечения обстоятельств, технических и технологических факторов. Можно сказать, что каждая отдельная авария разворачивается по своему собственному сценарию.

Самые типичные причины - это поломка оборудования, ошибки персонала и чрезвычайные природные явления, такие как ураганный ветер, сейсмическая активность и многие другие. Основная опасность таких аварий, разливы или выбросы нефти, газа и массы других химических веществ и компонентов, ведет к тяжелейшим последствиям для окружающей среды. Особенно сильное влияние такие аварии оказывают, случаясь неподалеку от берега, на мелководье.

Аварии на стадии бурения - связаны, в первую очередь с неожиданными выбросами жидких и газообразных углеводородов из скважины в результате прохождения буром зон с повышенным давлением. Пожалуй, только разливы нефти с танкеров, могут сравнится с такими авариями по силе, тяжести, а также частоте. Их условно разделяют на две основные категории. Первая включает в себя интенсивный и длительный фонтанообразный выброс углеводородов, что случается, когда давление в зоне бурения становиться ненормально высоким и обычные методы заглушки не помогают. Это особенно часто происходит при разработке новых месторождений. Именно такая авария случилась при разработке месторождения Сахалин-1.

Второй тип происшествий связан с регулярными эпизодами утечки углеводородов в течение всего времени бурения. Они не так впечатляющи, как достаточно редкие случаи фонтанирования, однако влияние, оказываемое ими на морскую среду вполне сравнимы, в силу их частоты.

Случаются и аварии на трубах. Сложные и протяженные подводные

трубопроводы были и остаются одним из основных факторов экологического риска при добыче нефти на шельфе. Причин тому несколько, они разнятся от дефектов материала и его усталости, до тектонических движений дна и повреждения якорями и донными тралами. В зависимости от причины и характера повреждения, трубопровод может стать источником как небольшой, так и крупной утечки или выброса нефти. Необходимо также учитывать, что наземные трубопроводы, в случае аварии на них, также могут оказать влияние на морские экосистемы, так как загрязненная речная или подземная вода может попасть в море.

При разработке морских месторождений нефти и газа понимают систему организационно-технических мероприятий, обеспечивающих рациональное извлечение жидких и газообразных углеводородов из месторождений, расположенных под дном морей и океанов. Эти мероприятия включают в себя поисково-разведочные работы, бурение скважин, строительство надводных и подводных сооружений для добычи, сбора и транспортировки нефти и газа потребителям.

Работами по добыче нефти и газа охвачены огромные акватории Мирового океана. Основные запасы нефти и газа и их добычи приходятся на континентальный шельф. Более 500 залежей разрабатывается у побережья США, около 100 - в Северном море, более 40 - в Персидском заливе.

Начало морской добычи нефти относится к 20-м годам 19 века, когда в районе г. Баку в 20-30 м от берега сооружали изолированные от воды колодцы, из которых черпали морскую нефть из неглубоко залегающих горизонтов. Обычно такой колодец эксплуатировался несколько лет.

Первый в мире морской нефтепромысел появился в 1924 году около г. Баку, где начали вести бурение скважин в море с деревянных островков, которые позднее стали крепить стальными сваями, цементируемыми в морском дне. B конце 1940-x - начале 1950-x гг. на Каспии широкое применение получил эстакадный способ добычи нефти. Подобные морские нефтепромыслы при глубине моря 15-20 м были сооружены также в Мексиканском заливе и в Венесуэле. Строительство плавучих технических средств для освоения морских месторождений нефти началось в основном в 1950-x гг. с создания буровых платформ. Систематические поиски нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954 году. B 1965 г. всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 г.

Особое значение приобрело Северное море, где в течение лишь одного десятилетия прошли все стадии поиска и разведки и началась интенсивная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

B общую систему по добыче нефти и газа на морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы: одна или несколько платформ, с которых бурятся эксплуатационные скважины; трубопроводы, соединяющие платформу с берегом; береговые установки по переработке и хранению нефти, погрузочные устройства.

Развертывание работ по добыче нефти в море потребовало создания комплекса специализированных технических средств, принципиально отличающихся от традиционных. K ним относятся: плавучие буровые установки (ПБУ) различных типов и буровые суда; стационарные платформы для бурения эксплуатационных скважин; суда снабжения буровых платформ; специализированные несамоходные грузовые суда для доставки секций стационарных установок к месту монтажа; средства для строительства морских трубопроводов; плавучее грузоподъемное и монтажное оборудование; хранилища добытой нефти и газа. B ряде акваторий ведется разработка месторождений нефти и газа c расположением устьевого оборудования скважин на дне морей. Такие скважины широко эксплуатируются компаниями США на глубине до 250 м и более.

Новым направлением подводной добычи нефти является создание подводных эксплуатационных комплексов, на которых созданы нормальные атмосферные условия для работы операторов. Оборудование и материалы (цемент, глина, трубы, агрегаты и др.) доставляются на буровые платформы судами снабжения. На них устанавливаются также декомпрессионные камеры и необходимое оборудование для проведения водолазных и ряда вспомогательных работ. Добытая нефть транспортируется на берег с помощью морских трубопроводов, которые прокладываются в открытом море с помощью специализированных судов-трубоукладчиков.

Наряду с трубопроводами используются системы с рейдовыми причалами. Нефть к причалу поступает по подводному трубопроводу и далее по гибким шлангам или стоякам подается к танкерам. Известно три основных типа рейдовых причалов: в виде одиночного буя с гибкой связью с танкером; в виде шарнирно-закрепленной на дне башни и гибкой связи; с жесткой связью буя с танкером, используемым для обработки и хранения нефти. При значительном удалении отдельных скважин от берега используются также плавучие или погруженные резервуары.

Работы по морской добыче нефти и газа характеризуются высокой интенсивностью. Ежегодно на шельфе бурится 900-950 поисково-разведочных скважин суммарной проходкой около 3 млн. м и 1750-1850 эксплуатационных скважин общим метражом 4,4-4,7 млн. м. Затраты на бурение на глубине 20-30 м превышают аналогичные затраты на суше примерно в 2 раза, на глубине 50 м - в 3-4 раза, а на глубине 200 м - в 6 раз. Существенно выше и затраты на прокладку трубопроводов (в 1,5-3 раза), а также постройку нефтехранилищ (в 4-8 раз). Стоимость ежегодно добываемой за рубежом морской нефти и газа оценивается в 60 млрд. долл. Обычно в мировой практике в общую стоимость нефти включаются также затраты на геологоразведочные работы.

Бурение на нефть и газ в арктических условиях имеет свои особенности и зависит от ледовой обстановки и глубины моря. Существует три способа бурения в этих условиях: с плавучего судна; со льда; с установленной на дне платформы или судна, способных противостоять действию льда. Большой опыт по бурению со льда накоплен в Канаде, где бурят на глубине до 300 м. При отсутствии мощного ледового основания и значительных глубинах применяются массивные плавучие кессонные конструкции, оснащенные подруливающими устройствами, способные функционировать большей части года и противостоять действию движущегося льда, волн, ветра и течений. Для раскалывания крупных льдин и отвода айсбергов служат вспомогательные суда. При наличии крупных айсбергов, отвод которых затруднен, кессонная эксплуатационная конструкция отсоединяется от дна и отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.

Нефтедобывающая платформа Glomar Arctic IV построена в 1983г. Заказчик GlobalSantaFe разработчик Friede & Goldman. Платформа является полупогружной.

Это самое современное поколение морских платформ - Хполупогружные. Это гигантские понтоны с вертикальными стабилизационными колоннами, остойчивость которых регулируют заполнением балластных емкостей в горизонтальных погружных поплавках. Осадка платформы в рабочем состоянии составляет 15-25 м. На рис. 1.1 -а показан внешний вид первого поколения полупогружных платформ, на рис. 1.1- б - вид современной платформы с улучшенными навигационными характеристиками. Полупогружные платформы используют для бурения скважин при глубине вод, не доступной для стационарных и самоподъемных буровых оснований. В 2000 г. эта глубина составляла уже 1100 м, а двумя десятилетиями раньше - всего 500 м.

Фиксация платформы над устьем скважины обеспечивается якорямиидинамической системой стабилизации - несколькими двигателями, которые позволяют основанию маневрировать в зависимости от действия ветра, волн и течений, сохраняя нужное положение. Существует целая наука о якорях. Экспериментально установлено, что лучше всего якоря закрепляются в мягких грунтах, причем они глубже внедряются в грунт, если лапа может вращаться рис.1.2. Прочной установке и стабилизации якоря способствует также его большая масса, до 30-50 т.

Рис.1.1 Конструкции полупогружных платформ:

а - первые конструкции; б - современные с улучшенными навигационными характеристиками

Рис.1. 2. Закрепление якоря шарнирной конструкции:

1 - открытие лапы; 2 - проникновение в грунт;

3 - захоронение лапы;4 - стабилизация якоря в процессе протаскивания.

Полупогружную платформу при бурении иногда крепят ко дну натяжными опорами. В этом случае обеспечивается хорошая фиксация платформы над точкой бурения. Одиночные скважины и кусты скважин, закрепленные на донных платах, обвязывают единой системой трубопроводов. Действующая система сбора продукции на морском промысле в Мексиканском заливе показана на рисунке 1.3.

Рис.1. 3. Схема подводного закачивания скважин:

1 - панель дистанционного управления; 2 -манифольд; 3 - замерное эксплуатационное оборудование; 4 - стояк 275мм; 5 - эксплуа-тационная платформа; 6 - поверхность моря; 7 - скважины; 8 - возможный вертикальный вход в скважину; 9 - насосно-компрессор-ные трубы; 10 - затрубное пространство; 11 - задвижки; 12 - подводное оборудование устья скважины для.компрессорной эксплуа-тации; 13 -манифольд гидравлической линии для управляющих задвижек; 14 -пробка; 15 - продуктивный интервал; 16 - установочный патрубок; 17 - пакер; 18 - обсадная колонна; 19 - выкидные линии; 20 - дно океана; 21 - заглубленный трубопровод до берега или до центральной платформы; 22 - гидравлические линии для управляющих задвижек.

2. Особенности морской добычи нефти

Геологи исследуют как сушу, так и акватории морей и океанов. Если месторождение находят близко к берегу -- в прибрежной зоне, то с суши в сторону моря строят наклонные разведочные скважины. Месторождения, которые находятся дальше от берега, относятся уже к зоне шельфа. Шельфом называют подводную окраину материка с таким же геологическим строением, как у суши, и границей его является бровка -- резкий перепад глубины. Для таких месторождений используют плавучие платформы и буровые установки, а если глубина небольшая -- просто высокие сваи, с которых ведется бурение.

Для добычи углеводородов на морских месторождениях существуют плавучие буровые установки -- специальные платформы -- в основном трех видов: гравитационного типа, полупогружные и самоподъемные рис.2.1.

Рис.2.1.Платформы различных типов

Для небольших глубин - самоподъемные платформы представляют собой плавучие понтоны, в центре которых установлена буровая вышка, а по углам-- колонны-опоры. На месте бурения колонны опускаются на дно и углубляются в грунт, а платформа поднимается над водой. Такие платформы могут быть огромными: с жилыми помещениями для рабочих и экипажа, вертолетной площадкой, собственной электростанцией. Но используют их на небольших глубинах, и устойчивость зависит от того, какой грунт на дне моря рис.2.2.

Рис.2.2 Самоподъемная платформа

Где глубже - полупогружные платформы используют на больших глубинах. Платформы не поднимаются над водой, а плавают над местом бурения, удерживаемые тяжелыми якорями рис.2.3.

Рис.2.3Полупогружные платформы

Буровые платформы гравитационного типа наиболее устойчивы, так как имеют мощное бетонное основание, опирающееся о морское дно. В это основание встроены колонны для бурения скважин, резервуары для хранения добытого сырья и трубопроводы, а поверх основания располагается буровая вышка. На таких платформах могут жить десятки и даже сотни рабочих рис 2.4.

Рис.2.4 Буровые платформы гравитационного типа.

3.Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV

Дизайн: Фриде & Гольдман Л-907 Усиленной Лидерах

Производительность: глубина воды--3,000"; глубина бурения--25,000".

Буровое Оборудование: Лебедка--Попутного Е-3000;

Насосы--Скважинные Три В-1700;

Премьер-грузчики--четыре ОЕМ дизелей;

Поворотный Стол--Попутного 491/2";

Верхние привода Варко ТДС-4ч.

Системы ПБ две 183/4", 15,000-пси; два 183/4", 10,000-пси annulars.

Швартовка: восемь 26,500 фунтов якоря, каждый Вт/5,100" из 3" цепь с 31/2" с кабельными вставками.

Кварталы: 106 человек.

Хранение: грязь & СМТ оптом--15,500 МВ; жидкая грязь--2,374 баррель; базовое масло--1,100 барр.; Топливо--10,350 барр.; вода для бурения--9,000 баррелей; питьевой воды--1,670 баррель.

Корпуса: 217 х 164 х 116".

Деррик: 195", 1,400,000 фунтов крышки.

Вертолетная площадка: 85 х 87".

Краны: два Либхерр 77t, 120" стрелы; одна Либхерр 88t, 80" бум.

Строительство: Раума Репола Oy, Финляндия, 1983г.рис 3.1.

Авария на буровой платформе компании BP в Мексиканском заливе привела одной из самых серьезных экологических катастроф связанных с нефтегазодобычей. Транснациональная компания BP правда в качестве конкретного виновника аварии указывает на швейцарскую фирму Transocean, в свою очередь американцы требуют запретить иностранным компаниям добывать нефть на шельфе США, представляя ситуацию таким образом, что это только низкий технический и технологический уровень иностранных компаний, в частности англичан, мог привести к такой аварии. Складывается впечатление, что в целом в США высочайший технический и технологический уровень нефтегазодобычи, а аварию допустили какие-то швейцарцы, собственно не имеющие опыта работы на шельфе на таких глубинах, да и вообще - где Швейцария и где нефтегазодобыча.

Рис 3.1 Полупогружная бурова установка Glomar Arctic IV

Попробуем разобраться с высочайшим техническим и технологическим уровнем США, да и других западных нефтегазодобывающих компаний. Приведем некую статистику аварий.

Крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах

Март 1980 г. Нефтедобывающая платформа Alexander Keilland в Северном море разломилась в результате "усталости металла" и опрокинулась. Погибло 123 человека.

Сентябрь 1982 г. Нефтедобывающая платформа Ocean Ranger (США) перевернулась в Северной Атлантике, погибло 84 человека.

Февраль 1984 г. Один человек погиб и 2 ранены в результате взрыва на нефтедобывающей платформе в Мексиканском заливе около побережья Техаса. добыча нефть авария буровой установка

Август 1984 г. В результате взрыва и пожара на платформе Petrobras около побережья Бразилии 36 человек утонуло и 17 ранено.

Июль 1988 г. Крупнейшая катастрофа в истории -- на нефтедобывающей платформе Occidental Petroleum"s Piper Alpha в результате взрыва, последовавшего за утечкой газа, погибло 167 человек.

Сентябрь 1988 г. 4 человека погибли в результате взрыва и последующего затопления нефтедобывающей платформы, принадлежащей Total Petroleum Co. (Франция), около побережья Борнео.

Сентябрь 1988 г. Взрыв и пожар на нефтедобывающей платформе Ocean Odyssey в Северном море, один человек погиб.

Май 1989 г. Три человека ранены в результате взрыва и пожара на нефтедобывающей платформе Union Oil Co. (США) у берегов Аляски.

Ноябрь 1989 г. Взрыв на нефтедобывающей платформе Penrod Drilling Co. в Мексиканском заливе, ранено 12 человек.

Август 1991 г. Взрыв на принадлежащей Shell нефтедобывающей платформе Fulmar Alpha в Северном море, ранено 3 человека.

Январь 1995 г. Взрыв на принадлежащей Mobil нефтедобывающей платформе около побережья Нигерии, 13 человек погибли.

Январь 1996 г. 3 человека погибли и 2 ранены в результате взрыва на нефтедобывающей платформе Morgan в Суэцком заливе.

Июль 1998 г. 2 человека погибли в результате взрыва на нефтедобывающей платформе Glomar Arctic IV.

Январь 2001 г. 2 человека погибли в результате пожара на газодобывающей платформе Petrobras около побережья Бразилии.

16 марта 2001 г. У берегов Бразилии взорвалась Р-56 - самая крупная нефтяная платформа в мире, которая принадлежала фирме Petrobras. Погибли 10 нефтяников. 20 марта, после серии разрушительных взрывов платформа затонула, нанеся непоправимый ущерб окружающей среде региона и общие убытки, которые по оценкам специалистов (включая упущенную выгоду) превышают миллиард долларов США. В Бразилии это сообщение вызвало массовые протесты: за последние три года на предприятиях компании случилось 99 ЧП.

15 октября 2001 г. По заключениям экологов, развернутое возведение нефтяных платформ на сахалинском шельфе поставило под угрозу популяцию охраняемого серого кита. Нефтяная компания «Сахалинская энергия» начала сброс в Охотское море токсичных отходов своего производства.

22 ноября 2001 г. - нефтяная платформа норвежской компании Statoil оторвалась от буксирного судна и ушла вместе с 70 членами команды в свободный дрейф в Норвежское море. Такие ЧП происходят в этом регионе с регулярностью наступления зимы: предыдущий случай такого рода произошел в Норвежском море в июне 2000 г.

6 декабря 2001 г. - во время шторма нефтяная платформа, установленная в море напротив египетского порта Саид, сорвалась с опор. Около 70 человек, находившихся на ней, были смыты в море, затем платформу понесло к Израилю. В спасательной операции участвовали американские, британские и кипрские вертолеты.

11 мая 2002 г. В 27 милях от Бирмингема в Северном море произошло столкновение рыболовецкого судна «Марбелла» с нефтяной платформой. Только благодаря оперативным действиям спасателей и британских ВВС, которые эвакуировали из зоны ЧП более 100 человек, обошлось без человеческих жертв.

14 октября 2002 г. Авария в системе электроснабжения на бразильской нефтяной платформе П-34 привела к ее крену в 45 градусов и реальной угрозе затопления. Все 76 нефтяников, работавших на ней, были переправлены на соседние платформы. Платформа П-34, принадлежащая компании "Петробраз", расположена на континентальном шельфе в 100 км от берега в штате Рио-де-Жанейро. Ежедневно на ней добывается 34 тыс. баррелей нефти и 195 тыс. кубометров газа.

Заключение

Двадцатое столетие было началом развития работ по добыче нефти и газа на шельфе морей мира (шельф Северного моря, шельф Мексиканского залива, шельф моря Бофорта, шельф Каспийского моря и др.).

Проведены значительные сейсмические и разведочные работы в арктических морях.

Открыты значительные запасы нефти и газа на шельфе морей и океанов, которые являются основой для развития широкомасштабных работ по добыче нефти и газа в XXI столетии и связано с развитием мировой экономики при возрастающей потребности в моторных топливах.

Однако, сдерживающим фактором развития работ на шельфе морей является неподготовленность необходимых технических средств и технологий для разработки месторождений нефти и газа с учетом различных природно-климатических условий, особенно для арктических морей.

Анализ мирового опыта по освоению месторождений нефти и газа на шельфе морей накопленный в XX столетии показал, что существующие технические средства и технологии не отвечают в полной мере разнообразным природно-климатическим условиям, к которым могут быть отнесены:

высокая сейсмичность;

наличие айсбергов;

наличие ледовых полей;

возникновение цунами при землетрясениях;

смерчи и ураганы, усилившиеся в последние годы;

поверхностные течения, как следствие ураганов - из-за высоких скоростей ветра;

вечная мерзлота

глубины моря до 1000м и более.

Участившиеся аварии в ряде регионов служат подтверждением в необходимости решения этой проблемы.

Морская добыча углеводородных компонентов актуальна в наше время.

Ведь недаром геологи озадачились вопросом «Ведь когда-нибудь нефть на суше кончится…и что тогда?»Началось освоение акваторий всемирного океана.Сначала вблизи суши, потом постепенно отдаляясь от береговой линии. Углеводородное сырье играет большую роль в жизни человека. Рабочие специальности, связанные с добычей и переработкой нефти востребованы.Работа хорошо оплачивается,а также требует исчерпывающих знаний, в силу своей опасности.Но людей не пугает ответственность за свою жизнь и за жизнь людей,находящихся рядом. Ведь в Нефтяной промышленность крутятся огромные деньги. Особенно в Морской.

Ответственность, будь то материальная ответственность, или ответственность за жизнь,за произведенные действия, вместе с опасностью прямо пропорциональны заработной плате работников. На таких производствах нередки аварии и всевозможные осложнения.

Но человек верит в свои силы и продолжает освоение морских глубин. Одним словом, совершенству нет предела.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах.

курсовая работа , добавлен 30.10.2011


Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.

отчет по практике , добавлен 12.06.2015


Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.

отчет по практике , добавлен 21.07.2012


Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".

курсовая работа , добавлен 25.09.2013


Анализ неорганической и органической теорий происхождения нефти и газа. Залегание нефти и газа в месторождении, состав коллекторов, их формирование и свойства. Проблемы коммерческой нефте- и газодобычи на шельфе Арктики, устройство ледостойких платформ.

презентация , добавлен 30.05.2017


Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

презентация , добавлен 03.09.2015


Способы добычи нефти и газа. Страны-лидеры по добыче газа. Состав сланцев. Полимерные органические материалы, которые расположены в породах. Газ из сланцев. Схема добычи газа. Примерные запасы сланцевого газа в мире. Проблемы добычи сланцевого газа.

презентация , добавлен 19.01.2015


Подготовительные работы к строительству буровой. Особенности режима бурения роторным и турбинным способом. Способы добычи нефти и газа. Методы воздействия на призабойную зону. Поддержание пластового давления. Сбор, хранение нефти и газа на промысле.

курсовая работа , добавлен 05.06.2013


Происхождение нефти, образование месторождений. Оборудование, необходимое для бурения скважин. Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции. Особенности переработки нефти. Добыча растворенного газа в Томской области.

реферат , добавлен 27.11.2013


Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.

Современное состояние освоения морских месторождений

морской месторождение нефтяной газовый

Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения нефтегазовых ресурсов морского дна в недрах которого сосредоточено почти в 3 раза больше нефти и газа, чем на суше.

Около 22% площади Мирового океана (примерно 80,6 млн7 км 2) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн. км 2 (примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км 2 , на материковом склоне 20,4 млн. км 2 и в пределах материкового подножья -35 млн. км 2 . Наиболее доступной является шельфовая зона.

Под шельфом (анг. Shelf) понимается выровненная часть подводной окраины материков с незначительным уклоном, примыкающая к суше и характеризующаяся общим с ней геологическим строением. Глубины у внешней границы шельфа обычно составляют 100-200 м, но в отдельных случаях достигают 1500-2000 м (Южно-Курильская котловина Охотского моря). Ширина шельфа лежит в пределах от 1 до 1700 км (Северный Ледовитый океан), составляя в среднем 65-70 км, а общая площадь - около 32 млн. км 2 или почти 11,3 % поверхности Мирового океана. Основная часть площади шельфа Мирового океана (примерно 70%) располагается на глубинах, не превышающих 180 м, а глубина моря в районе перехода шельфа в материковый склон колеблется от 200 до 600 м.

На рисунке 1 представлен профиль континентального шельфа. За береговой линией 2 следует континентальный шельф 3, за кромкой 4 которого начинается континентальный склон 5, спускающийся в глубь моря. За подножьем 6 склона находится область отложения осадочных пород, так называемый континентальный подъем 7, уклон которого меньше, чем у континентального склона. За континентальным подъемом начинается глубоководная равнинная часть 8 моря.

Рис.2-Профиль континентального шельфа.

Изучение показало, что глубина кромки шельфа по всему земному шару, составляет примерно 120 м, средний уклон континентального шельфа -1,5-2 м на 1 км.

По прогнозам специалистов свыше 60% площади шельфа перспективны на нефть и газ. При этом прогнозируемые ресурсы и запасы, выявленные в месторождениях газа и конденсата, преобладают над соответствующими ресурсами и запасами нефти.

Освоение морских месторождений началось в 1824г., когда на шельфе Апшеронского полуострова в районе Баку в 25-30 м от берега стали сооружать изолированные отводы – нефтяные колодцы, и вычерпывать нефть из неглубоко залегающих горизонтов. Нефтегазовые месторождения в прибрежной зоне Каспийского моря начали осваиваться еще более 100 лет назад. С 1891 года в США стали продаваться участки моря, на дне которых были обнаружены запасы углеводородного сырья. В эти же годы на Калифорнийском побережье началось бурение наклонных скважин, достигающих залежей нети на расстоянии 200 м от берега. В 1936 г. на шельфе Каспийского моря, а с 1947г. на шельфе Мексиканского залива стали устанавливать буровые платформы на свайном основании.

В настоящее время на шельфе эксплуатируется достаточно большое количество буровых установок различного типа. Ежегодно бурится около 1000 поисково-разведочных и примерно 2000 эксплуатационных скважин. Всего же в мире пробурено более 100 000 скважин.

Россия в настоящее время находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на континентальном шельфе. Она располагает 22 % площади шельфа Мирового океана, 80-90% из которого считаются перспективными для добычи углеводородов.. Около 85 % запасов топливно- энергетических ресурсов приходится на шельф арктических морей, 12 %, а по некоторым данным 14 % приходится на шельф дальневосточных морей, а остальное на шельфы Каспийского, Азовского и Балтийского морей.

Наиболее перспективной по запасам углеводородов является акватория Западной Арктики, включающая регионы Баремского, Красного и Печорского морей. В последние годы здесь выявлены крупные структуры и открыто 10 месторождений нефти и газа и 2 газоконденсатных, среди которых 4 гигантских по запасам: Штокмановское-газоконденсатное, Ленинградское, Русановское- газовые и Приразломное- нефтяное.

Мировые запасы нефти оцениваются примерно в 90 млрд. тонн. Наибольщее запасы нети находятся в Саудовской Аравии, Кувейте, Иране, Ираке, США, Объединенных Арабских Эмиратах. В России впервые нефть начали добывать на Кавказе, позднее были открыты месторождения нефти в Поволжье, Западной Сибири, Темано-Печорской провинции, на Сахалине. Теперь на очереди Восточный Сибирь и континентальный шельф морей.

В 40-х гг. ХХ в. на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусственных насыпных островов, а затем – с металлических эстакад, что обеспечило добычу нефти с глубин моря от 0,2 до 2,9 м. На Каспии был создан целый город буровиков и добытчиков нефти и газа – Нефтяные Камни.

Существенно доля морской нефтегазодобычи в общемировом балансе стала проявляться лишь в 60-е гг. ХХ в. Рост морской нефтедобычи в настоящее время более чем в 5 раз превышает динамику роста добычи на суше (таблица 1).

Таблица 1. Доля морской нефтедобычи в мировом балансе

Главные ресурсы нефти и газа также расположены в Атлантическом и Индийском океанах. В начале 70-х гг. нефтегазодобычу в морях и океанах вело 21 государство, геофизические и буровые работы осуществляли 46 стран и 5 готовились к ним. В начале 80-х гг. более 100 стран участвовало в освоении континентального шельфа, 37 из них вели разработку морских месторождений нефти и газа. Поисками морских месторождений и их разработкой в начале 90-х гг. занимались уже 136 компаний и фирм из 118 государств. В эти годы добыча нефти и газа на континентальном шельфе Мирового океана достигла 900 млн. т. условного топлива (в пересчете на нефть, где 1 т нефти равна 1200 м 3 газа) в год и составила около 35 % мировой добычи.

В настоящее время более 120 государств вовлечены в работы по освоению углеводородных ресурсов на континентальном шельфе. На шельфах морей и океанов выявлено около 2000 месторождений нефти и газа, значительная часть которых может быть отнесена к гигантским или крупным (рис. 2).

Рис.2-Морские месторождения нефти и газа в мире (без России): 1-добыча на шельфе малым числом скважин; 2- зоны промышленной добычи; 3- перспективные районы добычи.

Наиболее богатыми нефтью и газом участками континентального шельфа Мирового океана являются Персидский (более половины общемировых запасов нефти), Мексиканский и Гвинейский заливы, моря Юго-Восточной Азии, Бофорта и Северное, морская лагуна Маракайбо (Венесуэла).

На них приходится большая часть запасов нефти и газа континентального шельфа. Открыты крупнейшие в мире морские месторождения нефти – Саффания с запасамим, оцениваемыми в 5 млрд.т, и с годовым дебитом 75,5 млн. т (Саудовская Аравия); лагуна Маракайбо с запасами, превышающими 7 млрд. т, и газа –Норз Доум с запасами 71 трлн. м 3 (Катар). В настоящее время все масштабнее развертывается морская нефтегазодобыча в Карибском море, в Мексиканском заливе, у берегов Саудовской Аравии и Кувейта, в Северном и Норвежском морях, на шельфе Аляски и других морских акваториях.

Контрольные вопросы:

1. Что такое шельф?

2. Когда началось освоение морских месторождений?

3. Сколько государств в настоящее время вовлечены в работы по освоению углеводородных ресурсов на континентальном шельфе?

4. Из каких зон состоит водная окраина метериков?

5.Какие участки континентального шельфа Мирового океана являются наиболее богатыми углеводородами?