Месторождения природного газа находятся не только на суше. Существуют морские месторождения - нефть и газ иногда встречаются и в недрах, скрытых водой.
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.
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.
Полупогружные платформы используют на больших глубинах. Платформы не поднимаются над водой, а плавают над местом бурения, удерживаемые тяжелыми якорями.
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.
Добытый с платформы газ транспортируется на обработку либо на специальных танкерах, либо по подводному газопроводу (как, например, в проекте «Сахалин-2»)
Поскольку России принадлежит самый обширный в мире шельф, где находится множество месторождений, развитие морской добычи является крайне перспективным для нефтегазовой отрасли. Первые морские скважины для добычи газа в России начала бурить в 2007 году компания «Сахалинская энергия» на Лунском месторождении Сахалина. В 2009 году с платформы «Лунская-А» началась добыча газа. Сегодня проект «Сахалин-2» - один из крупнейших проектов «Газпрома». Две из трех платформ гравитационного типа, установленных на шельфе Сахалина, являются самыми тяжеловесными конструкциями на море за всю историю мировой нефтегазовой отрасли.
Кроме того, «Газпромом» осуществляется проект «Сахалин-3» в Охотском море, готовятся к разработке Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Приразломное - в Печорском. Геологоразведочные работы проводятся в акватории Обской и Тазовской губ.
«Газпром» также работает на шельфах Казахстана, Вьетнама, Индии и Венесуэлы.
В настоящее время в мире 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 первый добычной комплекс будет установлен «Газпромом» на шельфе Сахалина в рамках обустройства Киринского месторождения. Подводные технологии добычи планируется также применять в проекте освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.
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.
Гидрофоны для динамической стабилизации судна
На судне имеется дайвинговое оборудование
Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно
По гибким добычным райзерам добытый газ направляется от донной плиты на плавучую установку
Диаметр райзера - 36 см
Установка ПДК производится с помощью специальных судов, которые должны быть снабжены дайвинговым оборудованием для небольших глубин (несколько десятков метров) и робототехникой для больших глубин.
Высота защитной конструкции манифольда - 5 м
Колонны манифольда врезаются в морское дно на глубину 0,5 м
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.
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.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, преимущественно расположенных на континентальном шельфе. Устройство содержит буровую установку с приводом, палубу платформы, подъемный кран, тендерную установку, железобетонные сваи, ствол скважины, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, райзеры, точечные причалы и представляющую собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема. Две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи. Первая свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями. Внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема. В месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае. Вторая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива. Повышается надежность функционирования морской платформы. 3 ил.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, преимущественно расположенных на континентальном шельфе Северного Ледовитого океана.
В соответствии с новыми Правилами классификации, постройки и оборудования плавучих нефтегазовых комплексов, включая правила постройки и оборудования подводных добычных комплексов (см., например, Н.Решетов. Арктика диктует правила // Морской бизнес Северо-Запада. 2009, №1(14), с.43), объектами обустройства морских месторождений углеводородов являются не только плавучие буровые установки, морские стационарные платформы, морские ледостойкие стационарные платформы, но и морские подводные трубопроводы, подводные добычные комплексы, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов, а также плавучие объекты, осуществляющие подготовку, переработку, хранение и отгрузку углеводородных продуктов.
Основным типом морских платформ для добычи нефти и газа являются платформы, выполненные в виде сооружения, состоящего из одной или нескольких железобетонных оболочек, заглубленных в глубь водоема (см., например, Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М., Академия горных наук. - 1999, с.122.).
Строительство таких сооружений ведут как с ледяного покрытия, так и с поверхности воды. Подобные конструкции используют для освоения континентального шельфа.
Известны следующие конструкции морских платформ: полупогружная плавучая буровая установка «Уралмаш 6000/200 , самоподъемная ледостойкая плавучая буровая установка СПБУ 6500/10-30 , двухопорная конструкция гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, гравитационная железобетонная платформа , искусственное островное сооружение с бетонным укреплением откосов , искусственное островное сооружение с пологими неукрепленными откосами , искусственное островное сооружение с металлическим цилиндрическим каркасом .
Морские платформы используются (в зависимости от расположения месторождения) на глубинах 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 м (Штокмановское месторождение) . За рубежом на глубинах до 300-600 м .
Расстояния от морского месторождения до берега также имеют различную длину. Магистральный подводный трубопровод от Штокмановского месторождения имеет длину 635 км до берега Кольского полуострова .
При разработке залежей нефти и газа, расположенных под дном моря, учитывают особенности природно-климатических, гидрологических и горно-геологических условий в связи с необходимостью выбора способа их освоения и соответствующего вида морского промысла.
Гидрометеорологические факторы являются основными при выборе типа морского нефтегазового сооружения (МНГС). Одним из основных факторов при выборе типа ледостойких сооружений является ледовый режим, характеризующийся комплексом параметров (толщиной, пористостью, соленостью, скоростью и площадью ледяных образований и др.).
Для определения конструкции надводной части МНГС необходимы сведения о возможности ее обледенения, чтобы в проекте предусмотреть мероприятия по борьбе с этим явлением.
Данные обстоятельства требуют надежного электроснабжения МНГС.
Электроснабжение комплекса подготовки нефти и газа осуществляют централизованной подачей электроэнергии по подводному кабелю или линии электропередач либо с помощью автономной электростанции, установленной на морской стационарной платформе .
При использовании автономных источников питания, в качестве топлива применяют газ, а жидкое горючее применяют только как резервное.
В климатических условиях Северного Ледовитого океана и удаленности от стационарных промышленных источников энергии, проблема обеспечения необходимым по номиналу питанием не всегда может быть обеспечена, что вынуждает использовать существенное количество автономных электростанций, работающих на разных принципах (дизель-генераторы и т.д.).
Задачей настоящего технического предложения, является повышение надежности функционирования МНГС, путем обеспечения электроснабжения МНГС, расположенных на континентальном шельфе, преимущественно в труднодоступных регионах.
Поставленная задача решается за счет того, что морская стационарная платформа, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекса оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов - и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличается от прототипа тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.
Отличия заявляемого технического решения заключаются в том, две из железобетонных свай, выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.
Совокупность отличительных признаков заявляемого технического решения позволяет обеспечить МНГС стабильным автономным электроснабжением в труднодоступных регионах.
Сущность изобретения поясняется чертежами.
Фиг.1. Общий вид МНГС. МНГС состоит из морской стационарная платформы, которая включает буровую установку с приводом 1, палубу платформы 2, подъемный кран 3, тендерную установку 4, ледовое поле 5, железобетонные сваи 6, ствол скважины 7. МНГС также включает устройства энергообеспечения, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования углеводородов, морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов.
Фиг.2. Конструкция сваи. Две железобетонные сваи 6 выполнены полыми внутри, свая 8 и свая 9, и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой 10, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой 8 и второй 9 железобетонной сваи, первая железобетонная свая 8 снабжена ниже уровня моря водозаборными отверстиями 11 и 12, при этом внутренние стенки полой железобетонной сваи 8 снабжены направляющими 13, выполненными в виде треугольника, расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи 8 с грунтом дна водоема 14, установлено рабочее колесо турбины 15 гидроагрегата 16, установленного на фундаментной плите 17 водозащищенного контейнера 18, примыкающего к железобетонной свае 8. Вторая полая железобетонная свая 9, в верхней части снабжена отверстием 19, расположенным выше уровня моря 20 или ледового поля 5. Внутренний диаметр железобетонной сваи 9 уменьшается в сторону слива.
Фиг.3. Структурная схема гидроагрегата 16. Структурная схема гидроагрегат 16 включает: рабочее колесо турбины 15, лопатки 21 направляющего аппарата, турбинный подшипник 22, тормоза-домкраты 23, статор генератора 24, ротор генератора 25, ванны генераторного подшипника и подпятника 26 и 27 соответственно, генераторный подшипник 28, сегменты подпятника 29, зеркало подпятника 30, магистраль турбинного масла 31, магистраль технической воды 32, емкость дистиллированной воды 33, маслонапорную установку 34, магистраль подвода воздуха высокого давления 35, магистраль воздуха низкого давления 36.
Гидроагрегат 16 представляет собой гидрогенератор, выполненный в виде горизонтального капсульного гидрогенератора, аналогом которого являются гидрогенераторы, описанные в источниках информации: 1. Патент РФ №228532. 2. Гидроэнергетика. Под ред. В.И.Обрезкова. М., Энергоиздат, 1988. - 512 с., с.301.
Аналогом фундаментной плиты 17 является фундаментная плита, приведенная в описании к патенту РФ №2261956.
Конкретный тип гидрогенератора выбирается исходя из глубины водоема.
Устройство работает следующим образом.
Забортная вода поступает через водозаборные отверстия 11 и 12 в полость сваи 8, где посредством направляющих 14, выполненных в виде треугольника и расположенных в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, ламинарный поток преобразуется в турбулентный поток. Турбулентный поток достигает лопаток 21 направляющего аппарата, приводя их во вращательное движение, а соответственно запускается вся механическая система гидроагрегата, а затем и электрическая система.
Далее турбулентный поток через дугообразную перемычку 10 поступает во вторую сваю 9, в которой водяной поток, достигая отверстия 19, сливается на поверхность водоема или поступает в водопроводную систему, сочлененную с отверстием 19, которая может использоваться для обеспечения технических нужд МНГС.
При использовании заявляемого технического решения отпадает необходимость сооружения линий передач в труднодоступных районах, например в арктическом регионе.
Источники информации
1. Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М., Академия горных наук. - 1999.
Морская стационарная платформа для добычи углеводородов, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекс оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа и включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличающаяся тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.
Введение санкций три года назад лишило российские компании возможности использовать западное оборудование и технологии для освоения месторождений. Это стало толчком для отечественной промышленности и ИТ-сектора — в России появились свои уникальные разработки, которые уже проходят испытания. Как осуществляется импортозамещение в ТЭК, страшны ли отрасли хакерские атаки, почему в рамках программы газификации не стоит прокладывать трубы по всей территории РФ, в интервью РИА Новости рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов.
Как идет работа по импортозамещению оборудования для нефтегазовой отрасли, в том числе для работы на шельфе?
— В последние годы происходит постепенная переориентация российских нефтегазодобывающих компаний на размещение заказов на отечественных машиностроительных мощностях.
По добыче на шельфе мы определили порядка 20 приоритетных задач на ближайшую перспективу. В настоящее время активно внедряются отечественные образцы запорных арматур, предназначенных для транспорта нефти и газа, разработано оборудование для бурения наклоннонаправленных скважин.
На базе уже созданных опытных образцов в наших планах к 2019 году обеспечить нефтедобычу российскими роторно управляемыми системами, а к 2022 году — нефтепереработку качественными присадками.
Если говорить детализировано, то из 600 элементов, которые так или иначе задействованы в шельфовой добыче от дна и до берега, порядка 300 нуждаются в замещении. Из этих 300 особо критичными можно назвать примерно 50 элементов.
Для работы над созданием российских образцов шельфового оборудования предусмотрен механизм научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР). В период 2017-2019 годов выделены 2,7 миллиарда рублей на реализацию восьми НИОКР, в том числе в сфере применения подводных добычных комплексов.
Таким образом, к 2021-2022 году мы можем представить опытный образец собственных технологий подводной добычи. Это сложно, потому что к такому оборудованию предъявляются повышенные требования в части экологической и технологической безопасности. Но есть первые успехи, есть люди, которые реально занимаются этой проблематикой и имеют все шансы достигнуть необходимого результата.
Кроме того, существуют технологии, связанные с геологией. Это 2D-, 3D-сейсмика и другие. Здесь мы тоже в некоторой степени отстаем, а может быть, даже не столько отстаем, сколько думаем, что мы все еще отстаем.
Например, в 2016 году начато выполнение НИОКР по ряду направлений геологоразведки — проектам по геленаполненной косе, системам позиционирования, донным сейсмическим станциям, сейсмокосам, унификации оборудования для бурового комплекса.
Реализацию большинства этих проектов мы завершим в 2017 году, но уже сейчас можно говорить о наличии образцов оборудования, проходящих полевые испытания.
- При этом многие российские компании предпочитают использовать зарубежные технологии и оборудование.
— Если смотреть на опыт, скажем, Китая, то они в своих внутренних водах на своем шельфе производят сейсморазведку исключительно силами китайских компаний. А мы иногда умудряемся при наличии уже собственных разработок и собственных судов привлекать те же китайские компании, говоря, что это дешевле.
- Насколько это правильно?
— Я считаю — не очень. Нужно оценивать, какой результат мы достигнем в итоге.
Для меня создание технологий добычи на шельфе — больший приоритет, чем исключительно наращивание объемов добычи, которое мы можем получить в ближайшие годы. Потому что технологии необходимы для решения стратегических задач.
- Как идет разработка и внедрение российского программного обеспечения для нефтегазовой отрасли?
— Программное обеспечение в целом развивается достаточно хорошо, существуют известные бренды. С отраслевой точки зрения я бы сказал, что наши коллеги и мы в том числе в некоторой степени не дорабатываем.
Для многих использовать существующее всегда легче и проще, чем перейти на что-то новое. Поэтому нужно переломить ситуацию, когда наши пользователи боятся и не хотят переходить на новые продукты, разработанные российскими программистами.
Для этого необходимо постоянно информировать компании о том, что происходит, что делается. Например, осенью будет проходить первое мероприятие в своем роде — Российская энергетическая неделя, где Минэнерго России постаралось собрать вместе все отрасли ТЭК: нефтегаз, технологии энергоэффективности, электроэнергетику, уголь, инновации и так далее. Об инновациях, в том числе о программном обеспечении, будем говорить вживую, обсуждать.
Недавно "Роснефть", "Башнефть" и другие компании по всему миру сообщили о хакерской атаке. Какие-то меры противодействия Минэнерго планирует принимать, чтобы обезопасить отрасль?
— Есть государственные доктрины энергетической и информационной безопасности. Эти документы предстоит дополнять и изменять с учетом новых реалий.
Будем смотреть, как система должна локализовываться и управляться автономно. Главное — не допускать последствий, которые могут повлиять на обеспечение жизнедеятельности. Мы же умеем создавать автономные системы управления в судостроении например. И здесь тоже создадим. Может быть, это будет связано с внедрением новых технологий с автономными системами управления. Будем этим заниматься.
- Есть оценка ущерба от прошедшей атаки?
— Не заметил никакого ущерба. Во всяком случае, мы не обнаружили ни одного изменения потока информации по отрасли. Соответственно, все компании, которые так или иначе попали в подобные обстоятельства, видимо, были к ним готовы, что хорошо их характеризует. Получается, они могут прогнозировать ситуацию, что важно.
- Возвращаясь к теме арктического шельфа, когда могут появиться новые проекты по добыче углеводородов?
— "Газпром" и "Роснефть" уже работают на шельфе, появление новых проектов — вопрос экономической эффективности. С точки зрения добычи наши компании обеспечены запасами. В настоящее время добыча углеводородов на нашем шельфе не велика, она не превышает 5% от общероссийской.
При этом на арктическом шельфе содержатся предположительно значительные запасы нефти — более 15% от всех общероссийских, поэтому потенциал региона очень велик. Однако надо понимать, что затраты на освоение арктических акваторий значительно выше, чем на освоение других морских месторождений. И в этом смысле сегодня для компаний шельф — скорее вызов, чем потребность. Но средства, которые в настоящее время расходуются на освоение шельфа, обязательно окупятся в среднесрочной перспективе.
В то же время у нефтяников есть обязательства. Они получили лицензии, которые ограничены сроками. Государство говорит: мы вам шельф дали, будьте добры, разрабатывайте его. Поэтому работа идет поступательно.
Можно констатировать, что освоение месторождений арктического шельфа осуществляется в соответствии с лицензионными обязательствами, более того, планы недропользователей опережают их. В апреле был дан старт бурению на шельфе моря Лаптевых в пределах Хатангского участка. Также в этом году будут продолжены работы по разведочному бурению в акваториях Баренцева, Карского и Черного морей.
Сейчас много говорят о ситуации с газификацией регионов России. Все-таки возможно ли обеспечить газом все населенные пункты в стране?
— Газификация регионов России — одно из наиболее масштабных направлений деятельности Минэнерго на внутреннем рынке. С 2005 по 2016 год уровень газификации в стране повысился с 53,3 до 67,2%. За последние 12 лет "Газпром" построил порядка 2,5 тысячи межпоселковых газопроводов протяженностью более 28 тысяч километров.
Созданы условия для газификации более 3,7 тысячи населенных пунктов (в среднем ежегодно около 300 населенных пунктов) и 5 тысяч котельных, а также порядка 815 тысяч домовладений и квартир.
При этом прокладывать трубы повсеместно — нелогично. В моем понимании примерно 15% населенных пунктов могут иметь сложности с проведением трубопроводного газа по нескольким обстоятельствам.
Например, у нас в стране несколько тысяч населенных пунктов с численностью менее десяти человек. Ни в коем случае не хочу сказать, что такие поселки останутся без газа. Газ — это наше достояние, которое мы должны прежде всего направлять на создание собственных благоприятных условий жизни. Поэтому населенные пункты должны быть газифицированы — либо трубопроводным газом, либо при помощи альтернативных источников. Создать условия для этого — наша задача.
Хотел бы напомнить, что у нас до 2020 года, а может быть, и чуть дальше, например до момента создания единого рынка газа ЕврАзЭС, будет существовать государственное регулирование цены на газ. Но одновременно существует цена альтернативного газа — СУГа (сжиженного углеводородного газа — ред.), который должен тоже поставляться населению. Можно вывести стоимость единицы теплотворности для потребности населения и, соответственно, понимать, какие обязательства государство может на себя взять с точки зрения обеспечения населения этим газом. Вот такую задачу пытаемся сейчас решить.
У нас есть своя инициатива, хотя некоторые наши коллеги называют ее анахронизмом, — законодательное регулирование задания производителям СУГ о поставках газа населению для бытовых нужд. Проект закона уже прошел обсуждение, в том числе и публичное. Более того, мне кажется, что даже Минэкономразвития услышало нашу позицию о том, что наша задача — прежде всего обеспечить население газом, и не важно — трубопроводным, сжиженным, сжатым или СУГом.
Какова ситуация с тарифом на транспортировку газа для независимых производителей? ФАС убрала из повестки к заседанию правления этот вопрос. Возможна ли ситуация, что второй год подряд не будет индексироваться этот тариф?
— Минэнерго подход по верхней границе индексации предложило, дальше — решение правительства.
- Минэнерго давало поручение Газпрому проработать возможность для "Роснефти" экспортировать газ?
— Мы получали поручение президента. Позиция Минэнерго была подготовлена и доложена. Обновленного запроса со стороны "Роснефти" я пока не видел.
- Каковы основные задачи Минэнерго по нефтегазовой отрасли на вторую половину 2017 года?
— Завершение работы по подготовке двух генеральных схем развития — нефтяной и газовой отраслей на период до 2035 года.
Одна из наиболее острых и актуальных проблем в настоящее время - обеспечение всевозрастающих потребностей многих стран мира топливно-энергетическими ресурсами. К середине XX в. их традиционные виды - уголь и древесное топливо - уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками , но и важнейшим сырьем для химической промышленности. За 20 лет, с 1950 по 1970 г., мировое потребление повысилось в 4 раза, а природного газа в 5 раз. В мировом энергетическом балансе доля нефти и газа достигла 64%, в том числе во всех развитых странах она превысила 75%, из которых на государства Западной Европы в 2000 г. приходилось 67%, а США - около 80%. Однако далеко не все районы земного шара в одинаковой степени обеспечены этими полезными ископаемыми.
Большинство промышленно развитых стран удовлетворяют свои нужды за счет импорта нефти. Даже США, одно из крупнейших государств - производителей нефти (примерно треть ее мировой добычи), более чем на 40% покрывает свой дефицит ввозимой нефтью.
Япония, вторая из стран по объемам использования нефти, добывает ее в ничтожно малых количествах, а закупает почти 17% нефти, поступающей на мировой рынок. Западноевропейские государства импортируют до 96% расходуемой нефти, и их потребности в ней продолжают расти.
К началу XXI в. ведущее место в энергетике принадлежит нефти, газу и отчасти углю, несмотря на интенсивное развитие и успехи атомной энергетики. Это повлечет за собой заметное уменьшение запасов горючих ископаемых, так как их возобновление требует многих тысяч лет. В настоящее время существуют довольно разноречивые оценки мировых нефтегазовых ресурсов и темпов их потребления, и все они носят ориентировочный характер. Обычно с учеличением добычи этих ископаемых пропорционально возрастают их разведанные запасы в мире в целом, но в развитых странах добыча нефти, например, опережает рост её разведанных запасов. Кроме того, потребление нефти и газа во многом определяется рыночной кноъюктурой, поэтому оно заметно изменяется от года к году, иногдав течении нескольких лет. Наконец, нехватка собственной нефти и газа и стремление уменьшить зависимость от их импорта стимулирует многие страны к расширению поисков новых нефтегазоносных месторождений. Развитие, обобщение результатов геологоразведочных работ за последнии 20-30 лет убедительно показали, что главным источником добычи нескольких десятков миллиардов тонн нефти и триллионов кубометров газа может служить дно Мирвого океана.
По современным представлениям, нефть и газ в недрах создаются в результате преобразования рассеянного оргаического вещества, свойственного субаквальным осадком. При этом необходимое геологическое условие такой трансформации – существование в районах образования и накопления нефти и газа больших по размерам осадочных толщ. Они формируют крупные нефтегазоносные осадочные осадочные бассейны, которые представляют собой целостные автономные системы, где протекают процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Морские месторождения нефти и газа распологаются в пределах этих бассейнов, большая часть площади которых находится в подводных недрах океанов и морей. Планетарные сочетания осадочных бассейнов представляют собой главные пояса нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли (ГПН), подразделяемые на три основных типа: эпигеосинклинальные, перикратонные (краевые) и периокеанические. Геологи установили, что в ГПН существует комплекс природных предпосылок, благоприятных для развития крупномасштабных процессов нефтегазообразования и нефте-газонакопления.
Не случайно поэтому из 284 известных на Земле крупных скоплений углеводородов 212 с запасами свыше 70 млн. тонн обнаружено в пределах ГПН, простирающихся на континентах, островах, океанах и морях. Однако значительные месторождения нефти и газа распределены неравномерно между отдельными поясами, что объясняется различиями геологических условий в конкретных ГПН.
Всего в мире известно около 400 нефтегазоносных бассейнов. Из них примерно половина продолжается с континентов на шельф, далее на материковый склон и реже на абиссальные глубины. Приуроченность осадочных бассейнов к участкам сочленения континентальных и океанических структур позволяет констатировать зависимость количества подводных бассейнов в том или ином районе Мирового океана от протяженности береговой линии.
Для морских нефтепромыслов характерны высокие темпы роста объемов добычи за последние полтора десятилетия. Морскими нефтеразработками ныне охвачено около 350 месторождений, расположенных в разных районах Мирового океана.
Существенная особенность современных морских нефтепромыслов - их размещение в пределах шельфа. Добыча нефти ведется главным образом до глубин 200 метров.
В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров подводных нефтеразработок, которые определяют ныне уровень добычи нефти в Мировом океане. Главный из них - Персидский залив. В его недрах сосредоточено 12-13 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти и 3,6- 3,9 трлн. м 3 природного газа. Здесь извлечено несколько более 200 млн. тонн нефти и 42,0 млрд. м 3 газа, что равно соответственно 40 и 25% от их мировой добычи на море в год.
Второй по объему добычи район - Венесуэльский залив и лагуна Маракайбо. Его запасы нефти на 2005 год оценивались в 1,5 млрд. тонн, а годовая добыча составляла более 100 млн. тонн.
Крупными запасами нефти (410 млн. тонн) и газа (1030 млрд. м 3) обладает Мексиканский залив, где извлекается более 50 млн. тонн нефти и 115 млрд. м 3 газа в год.
Богат нефтью Гвинейский залив, запасы которого оцениваются в 1,4 млрд. тонн, а ежегодная добыча составляет 50 млн. тонн.
Северное море сравнительно недавно стало важным районом добычи нефти и газа, запасы которого пока ориентировочно оценены в 3-7 млрд. тонн. В 2006 году. здесь было добыто 30 млн. тонн нефти.
Другие, довольно многочисленные нефтегазоносные участки Мирового океана с меньшими запасами и объемами добычи представляют существенный интерес для тех стран, которые ведут добычу.
Крупнейшие районы нефтегазодобычи из подводных недр -Персидский, Венесуэльско-Маракаибский и Гвинейский - расположены у берегов развивающихся стран, поставляющих на мировой рынок нефть и газ. Только Мексиканский и Североморский районы находятся у побережий развитых стран - крупных потребителей жидкого и газообразного топлива. Для некоторых европейских стран (Великобритания, Норвегия и др.) добыча нефти и газа со дна Северного моря стала существенным стимулом промышленного роста.
В настоящее время многие страны, в том числе и те, где добыча нефти и газа из подводных недр высокоразвита, ведут разведку новых нефтегазоносных акваторий.
Перспективная на нефть и газ площадь дна океанов и морей равна примерно 60-80 млн. км 2 , в том числе около 13 млн. км 2 приходится на районы с глубинами до 200 метров, что составляет почти половину всей площади шельфа Мирового океана. Прогнозные геологические запасы углеводородов в осадочной толще океанов и морей, по оценке советских и зарубежных специалистов, достигают 60-70% от общемировых. В недрах дна Мирового океана (без районов территориальных вод социалистических стран) может быть обнаружено 550 млрд. тонн нефти и 260 трлн. м 3 газа, из которых на современном уровне техники добычи (без учета стоимости) можно извлечь около 230 млрд. тонн нефти, 200 трлн. м 3 газа. При этом более 60% возможно извлекаемого количества нефти и газа приходится на долю шельфа. Пока еще не учтены возможности нефтегазо-накопления в осадочных породах подножия материков, где геологические условия благоприятны для генерации углеводородов.
Кроме того, добыча нефти и газа из морских недр требует применения дорогостоящей техники. Для нее характерны высокие общие производственные издержки. Например, стоимость буровой платформы для работы на глубинах порядка 45 м равна 2 млн. долл., на глубинах 160-320 метров от 6 до 30 млн. долл. Эксплуатационное основание для глубоководной добычи в Мексиканском заливе будет стоить 113 млн. долл.
Как уже отмечалось, с увеличением глубины в районах нефтяных и газовых промыслов заметно повышаются и эксплуатационные расходы. На глубинах порядка 15 метров при использовании передвижной буровой дневные затраты равны 16 тыс., на глубинах 40 метров 21 тыс. долл. Применение самоходной платформы на глубине 30 метров повышает расходы до 1,5 млн., а на глубине 180 метров до 7 млн. долл.
Таким образом, высокая стоимость нефти на глубинах 300 метров и более делает ее рентабельной только на крупныx месторождениях.
Неодинаковы затраты на добычу «подводной» нефти в разных географических условиях. Открытие одного месторождения в мелководном Персидском заливе обходится примерно в 4 млн. долл., во внутренних морях Индонезии - почти в 5 млн., а в Северном море - порядка 11 млн. долл.
Сопоставление общих затрат на добычу нефти на суше и на море показывает, что частично они более значительны для первых, частично - для вторых разработок. К примеру, на суше более высоки издержки на разведку, так как здесь промышленный дебит нефти дают лишь 12% скважин, а на море - 42%. На континентальных месторождениях нефть залегает обычно глубже, чем на морских, поэтому на суше бурением проходится большая толща породы, чем на море, а бурение - один из наиболее капиталоемких процессов добычи. Довольно дорого на суше стоит подготовка участка для бурения.
Стоимость лицензии на разработку морского месторождения вдвое выше, чем континентального. Большие расходы связаны с применением специальной дорогостоящей техники. Значительных затрат требует сооружение хранилищ и транспортировка нефти и газа к берегу. Вместе с тем, как правило, высокий промышленный дебит морских скважин существенно снижает эксплуатационные расходы по сравнению с эксплуатационными расходами при добыче на суше.
В среднем пока извлечение нефти со дна моря обходится несколько дороже, чем ее добыча в соответствующих районах на суше. На некоторых акваториях поиск и добыча ее ещё не стали рентабельными. Однако для мирового производства жидкого топлива в целом нефть, добытая со дна моря, стала конкурентоспособной по сравнению с нефтью, добытой на суше. Кроме того, в современных условиях спрос на нефть опережает предложение. Это влечет за собой повышение цен на нее и стимулирует рост капиталовложений в освоение подводных нефтяных месторождений. Общие затраты на разведку и добычу нефти со дна моря в капиталистических странах достигают примерно 1/3 всех расходов по нефтегазовой промышленности. В начале 70-х годов на разработку морских нефтегазовых месторождений было израсходовано 25 млрд. долл., к началу 80-х годов эти расходы увеличились почти вдвое. Самые большие вклады в освоение подводных нефтегазовых месторождений в начале 70-х годов приходились на долю США (около 19 млрд. долл.), но в последующие годы по темпам роста капиталовложений их опередили Канада, Австралия и североморские государства.
По ценам на январь 2002 г. было продано нефти и газа, полученных из морских месторождений, на общую сумму порядка 100 млрд. долл., что в 4 раза превысило затраты на их добычу. Это свидетельствует о том, что морские нефтегазовые промыслы в настоящее время дают значительную прибыль. Заметное влияние на них оказывает рыночная конъюнктура, что проявляется в общем в двух основных аспектах.
Во-первых, регулярное повышение цен на нефть и газ в последнее десятилетие вместе с совершенствованием техники добычи увеличивает рентабельность морских промыслов, так как издержки на разведку и на извлечение этих видов топлива с лихвой покрываются его продажей по высоким рыночным ценам. Вместе с тем применение новой техники и современных способов хранения и транспортировки морской нефти снижает ее себестоимость.
Во-вторых, расширение производства нефти и газа в результате освоения морских площадей увеличивает топливные ресурсы развивающихся стран - основных экспортеров нефти и в значительной мере ослабляет зависимость ог импорта нефти некоторые развитые страны, в частности Норвегию и Великобританию.
В то же время многим развитым капиталистическим странам свойственна явно выраженная нефтяная экспансия, особенно в отношении подводных залежей, так как получение лицензий на морские месторождения, вероятно, проще, чем на континентальные, находящиеся на территории государства. Так, крупнейшие нефтяные компании США — страны, менее других капиталистических стран зависящие от импорта нефти, участвуют в эксплуатации морских месторождений на Ближнем Востоке, у берегов Мексики, Венесуэлы, в Северном море и в других районах Мирового океана, весьма удаленных от её берегов.
Япония, которая ввозит 99% потребляемой нефти и 74% природного газа, на правах долевого участия добывает нефть на акваториях некоторых Ближневосточных государств, но особенно активно она ведет разведку на шельфе стран Юго-Восточной Азии, Австралии, Новой Зеландии с перспективой развития здесь собственной добычи нефти и газа.
Подобные экспансионистские тенденции проявляют не только национальные нефтяные компании Великобритании, Франции, Германии и других развитых стран, но и межнациональные.
В настоящее время в Мировом океане широко развернулся поиск нефти и газа. Разведочное глубокое бурение уже осуществляется на площади около 1 млн. км 2 , выданы лицензии на поисковые работы еще на 4 млн. км 2 морского дна. В ближайшие 20 лет предполагается освоить глубоким бурением 3 млн. км 2 подводных пространств. Это позволит осуществить разработку новых доступных морских месторождений. Однако при всевозрастающих потребностях в этих видах топлива морские промыслы, по предварительным данным, смогут лишь наполовину обеспечить запросы в них развитых стран. В условиях постепенного истощения запасов нефти и газа на многих традиционных месторождениях суши заметно повышается роль Мирового океана как источника пополнения этих дефицитных видов топлива.
Оглавление
1
Введение
2
История
морской добычи нефти
3
География
месторождений
5
Технологии
морской добычи нефти. Типы Буровых установок.
7
Бурение
на нефть и газ в арктических условиях
15
Основные
районы добычи нефти
16
Морская
добыча нефти в России
17
УСЛОВИЯ
БУРЕНИЯ НА МОРЕ
24
Катастрофы
платформ
29
Аварии
на стадии бурения
30
Аварии
на трубопроводах
31
Крупнейшие
аварии на нефтедобывающих платформах
32
Затраты
35
Патенты
36
Заключение
38
Библиографический
список
Месторождения
природного газа находятся не только на суше.
Существуют морские месторождения - нефть
и газ иногда встречаются и в недрах, скрытых
водой.
Почти 70 процентов
поверхности Земли находится под водой;
неудивительно, что поисково-разведочные
компании обращают внимание на коренные
породы и отложения ниже уровня океана,
рассматривая их в качестве источника
полезных ископаемых
Эта так называемая
«морская добыча» - дело не новое. Первые
морские разведочные работы велись в 1960-х
и 1970-х годах, Если большая часть поверхности
Земли покрыта водой, так почему метод
морской добычи так медленно набирает
силу? Этому существует два объяснения:
политика и технологические ограничения.
До Конференции
ООН по морскому праву не было согласия
о том, какая часть морского шельфа принадлежит
стране, а где начинаются международные
воды. Теперь, когда урегулированы вопросы
владений, шагнула вперед технология,
а цены на товары стали заоблачными, все
острее встает вопрос морской геологоразведки.
В наше время достаточно
остро встает вопрос о совершенствовании
морских буровых установок, о том, как
сделать добычу нефти на акваториях более
продуктивной и безопасной.
Hачало
морской добычи нефти относится к 20-м годам
девятнадцатого, когда в pайоне города.
Баку в 20-30 м от берега сооружали изолированные
от воды колодцы, из которых черпали морскую
нефть из неглубоко залегающих горизонтов.
Oбычно такой колодец эксплуатировался
несколько лет. B 1891 на Kалифорнийском побережье
Tихого океана была пробурена наклонная
скважина, забой которой отклонился на
расстояние 250 м от берега, впервые вскрыла
продуктивные пласты морской залежи. C
тех пор калифорнийский шельф стал основным
объектом поиска, разведки и добычи углеводородов
под дном Tихого океан.
Первый в мире морской
нефтепромысел появился в 1924 около
города Баку(рис1), где начали вести
бурение скважин в море c деревянных островков,
которые позднее стали крепить стальными
сваями, цементируемыми в морском дне.
Основания для бурения скважин c целью
разработки морских нефтяных месторождений
стали создавать в CCCP в начале 30-x гг. 20
века.
B конце
40-x - начале 50-x годов широкое применение
на Kаспие получил эстакадный способ
добычи нефти. Подобные морские нефтепромыслы
при глубине моря 15-20 метров были сооружены
также в Mексиканском заливе и в Bенесуэле.
Cтроительство
плавучих технических средств для освоения
морских месторождений нефти началось
в основном в 50-x годах 20 века c создания
Буровых платформ.
Cистематические
поиски нефтяных месторождений на акваториях
морей и океанов были начаты в 1954.
B 1965 всего 5 стран мира осуществляли
морскую добычу нефти, в 1968
-21 страна, в 1973 более 30 стран, в
1984 свыше 40 государств добывают
газ и нефть co дна морей и океанов
и свыше 140 осуществляют их поиски на шельфах.
На
схемах предоставлены
данные по подтвержденным
запасам нефтм и газа(рис 2, 3)
Рисунок 2
Рисунок 3
В зависимости от глубины применяют различные технологии.
Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются
стационарные платформы (рис4), если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки (рис4), оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы (рис4,5), которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации . А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.Норвежская
платформа «Тролл-А», яркая «представительница»
семейства больших северных платформ,
достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.(рис
6)
Американцы
считают датой начала морского нефтепромысла
1896 год, а его первопроходцем – нефтяника
Уильямса из Калифорнии, который бурил
скважины с построенной им насыпи.
Рисунок 8
Рассмотрим
подробнее технологии бурения скважин
на акваториях и типы буровых установок.
Выделяют
следующие способы бурения скважин на
акваториях(рис 8):
1. с морских
стационарных платформ;
2. гравитационных
морских стационарных платформ;
3. самоподъемных
буровых установок;
4. полупогружных
буровых установок;
5. буровых
судов.
Морская
стационарная платформа - это буровое
основание, опирающееся на дно акватории
и возвышающееся над уровнем моря. Так
как по окончании эксплуатации скважины
МСП остается на месте сооружения, то схемой
бурения морской скважины в отличие от
схемы строительства наземной скважины
предусмотрено наличие водоотделяющей
колонны, изолирующей скважину от толщи
воды и соединяющей подводное устье с
буровой площадкой морской стационарной
платформы. Устьевое оборудование (превенторы
, головки обсадных колонн,
устройство для отвода промывочной жидкости
из скважины в системы очистки) монтируется
также на МСП.
Для буксировки
платформы к месту строительства скважины
требуется четыре или пять буксиров. Обычно
в буксировке МСП участвуют и другие вспомогательные
суда (портовые тягачи, суда сопровождения
и т.п.). В хорошую погоду средняя скорость
буксировки составляет 1,5 - 2,0 уз/ч.
Гравитационная
морская стационарная платформа - буровое
основание, изготовленное из
железобетона
и стали. Она строится
в глубоководных заливах и затем с помощью
буксиров доставляется на точку бурения
эксплуатационных и разведочных скважин.
ГМСП предназначена не только для бурения
скважин, но и для добычи и хранения черного
золота до отправки ее танкерами к месту
переработки. Платформа обладает большим
весом, поэтому для удержания ее на точке
бурения не требуется дополнительных
устройств.
После
разработки месторождения производится
консервация всех скважин, отсоединение
установки от устьев скважин, отрыв ее
от морского дна и транспортировка на
новую точку в пределах данной площади
или в другой регион бурения и нефтедобычи
и газа. В этом заключается преимущество
ГМСП перед МСП, которая после разработки
месторождения остается в море навсегда.
Самоподъемная
плавучая буровая установка обладает
достаточным запасом плавучести, что имеет
большое значение для ее транспортировки
на точку бурения вместе с буровым оборудованием,
инструментом и необходимым запасом расходных
материалов. На месте бурения с помощью
специальных подъемных механизмов и опор
устанавливают СПБУ на морское дно. Корпус
установки поднимают над уровнем моря
на недосягаемую для морских волн высоту.
По способу монтажа превенторных устройств
и способу соединения буровой площадки
с подводным устьем скважины СПБУ аналогична
МСП. Для обеспечения надежности эксплуатации
скважины обсадные колонны подвешивают
под столом ротора. По завершении бурения
и после освоения разведочной скважины
устанавливают ликвидационные мосты и
все обсадные колонны обрезают ниже уровня
дна моря.
Полупогружная
плавучая буровая установка состоит из
корпуса, который включает в себя собственно
буровую площадку с оборудованием и понтоны,
соединенные с площадкой стабилизирующими
колоннами. В рабочем положении на точке
бурения понтоны заполняются расчетным
количеством морской воды и погружаются
на расчетную глубину под воду; при этом
действие волн на платформу уменьшается.
Так как ППБУ подвержена качке, то жесткое
соединение ее с подводным устьем скважины
с помощью водоотделяющей колонны (райзера
)
невозможно. Поэтому для предотвращения
разрушения связки устье - ППБУ в составе
водоотделяющей колонны предусмотрены
телескопическое соединение с герметизирующим
узлом и герметичные шарнирные соединения
ВОК. с плавсредством и подводным устьевым
противовыбросовым оборудованием Герметичность
подвижных элементов водоотделяющей колонны
должна обеспечивать изоляцию скважины
от морской воды и безопасность работ
при допустимых условиях эксплуатации.
На точку
бурения ППБУ доставляют с помощью буксирных
судов и удерживают на ней якорной системой
в течение всего периода бурения и испытания
скважины. По окончании ее строительства
ППБУ снимают с точки бурения и перегоняют
на новое место
При строительстве
глубоких морских нефтяных и газовых скважин
используется буровое судно, на котором
смонтировано все буровое и вспомогательное
оборудование и находится необходимый
запас расходного материала Па точку бурения
БС идет своим хо-дом; его скорость достигает
13 уз/ч (24 км/ч). Над точкой бурения судно
удерживается с помощью динамической
системы позицирования, которая включает
в себя пять подруливающих винтов и два
ходовых винта, постоянно находящихся
в работе
Противовыбросовое
подводное оборудование устанавливается
на морское дно после постановки БС на
точку бурения, оно связано с устьем скважины
с помощью водоотделяющей колонны с дивертором,
двух шарнирных соединений и телескопического
соединения для компенсации вертикальных
и горизонтальных перемещений бурового
судна в процессе строительства скважины.
Основным
фактором, влияющим на выбор типа плавучих
буровых средств, является глубина моря
на месте бурения. До 1970 г самоподъемные
буровые установки использовались для
бурения скважин при глубинах 15--75 м, в
настоящее время -- до 120 м и более Плавучие
установки полупогружного типа с якорной
системой удержания над устьем бурящейся
скважины применяются для производства
геологоразведочных работ при глубинах
акваторий до 200-300 м и более.
Буровые суда, благодаря более высокой
маневренности и скорости перемещения,
большей автономности по сравнению с ППБУ,
используются при бурении поисковых и
разведочных скважин в отдаленных районах
при глубинах акваторий до 1500 м и более.
Имеющиеся на судах большие запасы расходных
материалов, рассчитанные на 100 дней работы
установки, обеспечивают успешное бурение
скважин, а большая скорость передвижения
судна - быструю их перебазировку с пробуренной
скважины на новую точку. В отличие от
ППБУ для БС имеются большие ограничения
в работе в зависимости от волнения моря.
Так, при бурении вертикальная качка буровых
судов допускается до 3,6 м, а для ППБУ - до 5
м. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью
(за счет погружения нижних понтонов на
расчетную глубину) по сравнению с буровыми
судами, то вертикальная качка ППБУ составляет
20--30 % от высоты волны. Таким образом, бурение
скважин с ППБУ осуществляют при значительно
большем волнении моря, чем при бурении
с БС. К недостаткам полупогружной плавучей
буровой установки можно отнести малую
скорость передвижения с пробуренной
скважины на новую точку.Hовым направлением
подводной добычи нефти является создание
подводных эксплуатационных комплексов(рис
9), на которых созданы нормальные атмосферные
условия для работы операторов. Oборудование
и материалы (цемент, глина, трубы, агрегаты
и др.) доставляются на буровые платформы
судами снабжения. Ha них устанавливаются
также декомпрессионные камеры и необходимое
оборудование для проведения водолазных
и ряда вспомогательных работ. Добытая
нефть транспортируется на берег c помощью
морских трубопроводов, которые прокладываются
в открытом море c помощью специализированных
судов-трубоукладчиков. Hаряду c трубопроводами
используются системы c рейдовыми причалами.
Hефть к причалу поступает по подводному
трубопроводу и далее по гибким шлангам
или стоякам подаётся к танкерам.
Пояснения
к рисунку 9:
1 - кабель
для управления с корабля буровой установкой; 2
-
Направляющая воронка для кер-ноприемных
труб;3
- прожектор; 4
- передвигающаяся
подводная телевизионная установка; 5
-
гидравлические домкраты для выравнивания
бурового основания; 6
- прибор для
контроля установки бурового основания
горизонтально; 7 - силовой привод; 8 -
Буровой
насос; 9
- магазин с бурильными трубами; 10
-
Шланг для подачи
