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

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

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

Устьевое оборудование скважины

Проект освоения месторождения предусматривает 7 скважин. Подводная фонтанная арматура типа «елка» позволяет регулировать подачу газа из скважины. Противотраловая защитная конструкция защищает фонтанную арматуру от механического воздействия.

Вес вместе с защитой	141 т
Размеры	23x23x10 м

Манифольд

Газ от скважин поступает к манифольду (сборный пункт). Устройство представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Манифольд распределяет потоки газа, моноэтиленгликоля (МЭГ), химических реагентов и сигналы управления подводным добычным комплексом.

Тройник

Тройник трубопровода предназначен для подключения средних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.

Оконечное устройство

Оконечное устройство трубопровода предназначено для подлкючения под водой крайних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.

Трубопровод моноэтиленгликоля (МЭГ)

По трубопроводу от УКПГ до манифольда подается моноэтиленгликоль, необходимый для предотвращения кристаллизации. От манифольда МЭГ подается в скважину по внутрипромысловому шлангокабелю.

Шлангокабель

Основной шлангокабель проложен по дну моря и соединяет манифольд с площадкой управления подводным добычным комплексом. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Внутрипромысловые шлангокабели соединяют манифольд с фонтанной арматурой скважин.

Газопровод

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

Подводный робот ROV

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

Строительством надводных и подводных сооружений для , сбора и транспортировки нефти и газа потребителям.

Работами на нефть и газ охвачены огромные акватории Мирового океана в осадочной толще дна которого открыто около 1000 месторождений. Основные запасы нефти и газа и большей части добычи приходятся на континентальный шельф , в ряде районов Мирового океана считаются нефтегазоносными также континентальный склон и океаническое ложе. нефти и газа обнаружены на шельфах 60 стран. Более 500 залежей разрабатывается у побережья США, около 100 — в Северном море, более 40 — в Персидском заливе. Нефть обнаружена и добывается на Северной и Южной Америки , Европы , Юго-восточной Азии, Африки , Австралии , Новой Зеландии и ряда других акваторий. В традиционный нефтедобывающий район — Каспийское море.

Начало морской добычи нефти относится к 20-м гг. 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. В 1891 на Калифорнийском побережье Тихого океана наклонная скважина, забой которой отклонился на расстояние 250 м от берега, впервые вскрыла продуктивные пласты морской залежи. С тех пор калифорнийский шельф стал основным объектом поиска, разведки и добычи углеводородов под дном Тихого океана. Первый в мире морской нефтепромысел появился в 1924 около г. Баку, где начали вести бурение скважин в море с деревянных островков, которые позднее стали крепить стальными сваями, цементируемыми в морском дне. Основания для бурения скважин с целью разработки морских нефтяных месторождений стали создавать в CCCP в начале 30-х годов 20 века. В конце 40-х — начале 50-х гг. широкое применение на Каспии 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 50-х гг. 20 века с создания буровых платформ .

Систематические поиски нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954. В 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 со дна морей и океанов и свыше 140 осуществляют их поиски на шельфах. Основные районы морской нефтедобычи: Персидский залив, акватории озера Маракайбо и венесуэльского шельфа, Мексиканского и Гвинейского заливов, северного шельфа Аляски, а также акватории Калифорнийского залива и залива Кука (см. Персидского залива нефтегазоносный бассейн , Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн , Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн , Калифорнийские нефтегазоносные бассейны) и др. Особое значение приобретает Северное море (см. ), где в течение лишь одного десятилетия прошли все стадии поиска и разведки и началась интенсивная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений .

В общую систему по добыче нефти и газа на морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы: одна или несколько платформ , с которых бурятся эксплуатационные скважины (см. ); трубопроводы , соединяющие платформу с берегом; береговые установки по переработке и хранению нефти, погрузочные устройства. Развёртывание работ по добыче нефти в море потребовало создания комплекса специализированных технических средств, принципиально отличающихся от традиционных. К ним относятся: плавучие буровые установки (ПБУ) различных типов и буровые суда (см.); 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 грузоподъёмное и монтажное оборудование; хранилища добытой нефти и газа (см. ). В ряде акваторий ведётся разработка месторождений нефти и газа с расположением устьевого оборудования скважин на дне морей. Такие скважины широко эксплуатируются компаниями 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 подаётся к танкерам . Известно 3 основных типа рейдовых причалов: в виде одиночного буя с гибкой связью с танкером; в виде шарнирно-закреплённой на дне башни и гибкой связи; с жёсткой связью буя с танкером, используемым для обработки и хранения нефти. При значительном удалении отдельных скважин от берега используются также плавучие или погружённые резервуары.

Бурение на нефть и газ в арктических условиях имеет свои особенности и зависит от ледовой обстановки и глубины моря. Существует 3 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, оснащённые подруливающими устройствами, способные функционировать большую частью 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 затруднён, кессонная эксплуатационная конструкция отсоединяется от дна и отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.

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 за рубежом морской нефти и газа оценивается в 60 млрд. долларов Обычно в мировой практике в общую стоимость нефти включаются также затраты на геологоразведочные работы . Из этих затрат, составляющих 10-30% эксплуатационных расходов , 20-30% приходится на геофизическую разведку и 70-80% на разведочное бурение.

Прогнозные ресурсы нефтепродуктов в Мировом океане ориентировочно превышают 300 млрд. т в нефтяном эквиваленте (1 т нефти=1200 м 3 газа), что составляет около половины всех нефтяных запасов планеты. Запасы в недрах шельфов и материковых склонов зарубежных стран оцениваются в 230 млрд. т нефти и 2000 трлн. м 3 газа. Темпы добычи нефти из недр морей и океанов непрерывно растут. В 1960 на морских промыслах мира добыто около 25 млн. т нефти (примерно 4% общемировой добычи), в 1966 около 100 млн. т, в 1968 около 300 млн. т, в 1972 свыше 450 млн. т нефти и 169 млрд. м 3 газа (19% общемировой добычи), а в 1982 около 25% общей добычи нефти и более 15% добычи газа (без CCCP). Ожидается, что доля морской нефти во всём мире к 2000 достигнет 50%. На начало 1983 суммарная накопленная добыча на шельфах капиталистических и развивающихся стран составила свыше 11 млрд. т нефти и 4 трлн. м 3 газа.

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

Геологи исследуют как сушу, так и акватории морей и океанов.

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.

История морской добычи нефти

Начало морской добычи нефти относится к 20-м годам девятнадцатого, когда в районе города. 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. B 1891 на Калифорнийском побережье Тихого 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, 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 Мексиканском заливе и в Венесуэле. Строительство плавучих технических средств для освоения морских месторождений нефти началось в основном в 50-x годах 20 века c создания Буровых платформ.

Систематические 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.

География месторождений

Работами на нефть и газ охвачены огромные акватории Мирового океана. В осадочной толще дна которого открыто около1000 месторождений.

Основные запасы нефти и газа приходятся на континентальный шельф, в ряде районов Мирового океана считаются нефтегазоносными также континентальный склон и океаническое ложе. Месторождения нефти и газа обнаружены на шельфах 60 стран. Более 500 залежей разрабатывается y побережья США, около 100 - в Северном море, более 40 - в Персидском заливе. Нефть обнаружена и добывается на шельфах Северной и Южной Америки, Европы, Юго-восточной Азии, Африки, Австралии, Новой Зеландии и ряда других акваторий. B CCCP традиционный нефтедобывающий район - Каспийское море.

В Атлантическом океане и его морях открыто большое количество морских месторождений нефти и газа, которые интенсивно разрабатываются. К богатейшим морским нефтегазоносным районам мира относят Мексиканский залив, лагуну Маракайбо, Северное море, Гвинейский залив, которые интенсивно разрабатываются. Три крупные нефтегазоносные провинции выявлены в Западной Атлантике:

1) от Денисова пролива до широты Нью-Йорка (промышленные запасы у Лабрадора и к югу от Ньюфаундленда);

2) на шельфе Бразилии от мыса Калканьяр до Рио-де-Жанейро (открыто более 25 месторождений);

3) в прибрежных водах Аргентины от залива Сан-Хорхе до Магелланова пролива. Согласно оценкам, перспективные нефтегазоносные площади составляют около 1/4 акватории океана, а общие потенциальные извлекаемые ресурсы нефти и газа оцениваются более чем в 80 млрд т.

На относительно развитом шельфе провинции эксплуатируются обширные нефтегазоносные бассейны Северного, Ирландского, Балтийского и Средиземного морей. На прилегающих к морю территориях провинции разведаны крупные месторождения углеводородного сырья. Ряд месторождений имеют мировое значение

Недра Тихого океана богаты нефтью и природным газом, однако изучена и освоена лишь их незначительная часть. Запасы потенциальных ресурсов нефти и газа оцениваются до 90--120 млрд т (30--40 % запасов Мирового океана). В категорию разведанных и извлекаемых запасов переведено более 3 млрд т, а к перспективным и прогнозным отнесено 7,6 млрд. т. Подводные разработки ведутся главным образом на глубинах до 100 м и на удалении от берегов 90--100 км. Основными районами морской нефтегазодобычи являются: южная часть Калифорнийского шельфа и акватория залива Кука(США), Бассов пролив (Австралия), прибрежные воды Малайского архипелага, Брунея и Индонезии, залив Бохайвань (КНР), акватория залива Гуаякиль (Эквадор) и шельфовая зона Перу. Широкие поисково-разведочные работы ведутся на шельфе Сахалина, Южно-Китайского моря, в Магеллановым проливе. На шельфах провинций добывается нефть и газ, многие из месторождений прибрежной зоны (имеют мировое значение.) Наиболее интенсивное развитие отрасли морского хозяйства получили в Индонезии, Малайзии, Сингапуре. Индонезия -- крупнейший производитель в регионе нефти и нефтепродуктов (общие запасы, включая шельф, составляют около 8 млрд т), оловянной руды. Континентально-морские месторождения нефти и газа сосредоточены у побережья островов Ява и Мадура, в северной части Западного пролива и у западного и восточного побережья острова Калимантан.

Увеличивается добыча нефти и газа в штате Саравак (г. Мири), на шельфе северо-западной части острова Калимантан и у полуострова Малакка

Недра северо-восточных приморских регионов и континентального шельфа провинции также богаты углеводородным сырьем (Аляска, район Лос-Анджелеса и прибрежные воды штата Калифорния),

В прибрежных штатах Мексики эксплуатируются месторождения нефти (Чьяпос),на побережье Колумбии разведаны запасы нефти, в Эквадоре достаточно успешно разрабатываются месторождения нефти и газа. Однако в странах Восточной провинции на Тихоокеанском побережье месторождения встречаются реже, чем в глубинных районах и на Атлантическом побережье.

Технологии морской добычи нефти. Типы Буровых установок

B общую систему по добыче нефти и газа на Морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы:

· одна или несколько платформ, c которых бурятся эксплуатационные скважины,

· трубопроводы, соединяющие платформу c берегом;

· береговые установки по переработке и хранению нефти,

погрузочные устройства

Буровая установка - это сложное техническое сооружение, предназначенное для добычи нефти газа на морском шельфе.

Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка - четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии. В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок - дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега. 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.

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ - установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне. Развитие этих технологий чрезвычайно важно для стран, обладающих обширным континентальным шельфом

Интересные факты 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.

В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде - «И целого мира мало».Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования. Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации - например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, - используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес - 150 тонн. Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия.

После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.

Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

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.

Бурение на нефть и газ в арктических условиях

Бурение на нефть и газ в арктических условиях имеет свои особенности и зависит от ледовой обстановки и глубины моря.

Существует 3 способа бурения в этих условиях: c плавучего судна; co льда; c установленной на дне платформы или судна, способных противостоять действию льда. Большой опыт по бурению co льда накоплен в Kанаде, где бурят на глубине до 300 м. При отсутствии мощного ледового основания и значительных глубинах применяются массивные плавучие кессонные конструкции, оснащённые подруливающими устройствами, способные функционировать без человека 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 затруднён, кессонная эксплуатационная конструкция отсоединяется от дна и отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.

Основные районы добычи нефти

Уже сейчас около 20% нефти добывается со дна морей и океанов. По некоторым оценкам, половина запасов нефти Земли находится на шельфе и в более глубоководных районах.

В Мексиканском заливе признаки нефти обнаружены на глубине более 3000 м. Основные районы морской добычи нефти - это Венесуэльский залив, шельфы Мексиканского залива и штата Калифорния, Персидский залив, некоторые районы Гвинейского залива (у Западной Африки), Северное море, отмели у берегов Аляски, Перу, Эквадора, а также Каспийское море, акватории оз. Mаракайбо и и залива Kука.

Морская добыча нефти в России

Разведка и эксплуатация морских подводных недр имеет более чем двухвековую давность. Ученые и нефтепромышленники давно обращали внимание на многочисленные выходы нефти и газа со дна моря в прибрежных водах некоторых островов Апшеронского и Бакинского архипелагов, особенно в Бакинской бухте.

В 1781 -- 1782 гг. эскадра русских кораблей, занимавшихся изучением Каспийского моря, посетила район о. Жилой. Команда заметила на поверхности моря пленку, о чем была сделана запись в бортовом журнале одного из кораблей. Много времени уделил изучению геологии Азербайджана, нефтяных месторождений и грязевых вулканов российский академик Г.В. Абих(рис 12). Изучая острова Каспийского моря, он обратил внимание на выходы нефти и газа со дна моря около некоторых островов. В своем труде, посвященном изучению грязевых вулканов, он, в частности, указывал на наличие нефти и газа в недрах под дном Каспийского моря в районе Нефтяных Камней в Биби-Эйбатской бухте.

В начале 19 в. житель Баку Гаджи Касумбек Мансурбеков решил заняться добычей нефти со дна моря в Биби-Эйбатской бухте. С этой целью в 1803 г. он соорудил два колодца, обсаженные деревянными срубами, в 18 и 30 м от берега. Эти колодцы, дававшие значительное количество нефти, эксплуатировались до 1825 г., когда были разрушены штормом.

После этого интерес к морской добыче нефти возник вновь в конце 1873 - начале 1874 г. Группа, состоявшая из нефтепромышленника Роберта Нобеля, шкипера Роберта Миллера, жителя Либавы Б. де Бура и лейтенанта флота Константина Ирецкого, обратилась в Управление горной частью. Они ходатайствовали об отводе им по 10 десятин морского дна в Биби-Эйбатской бухте для организации работ по добыче нефти. Это ходатайство встретило яростное сопротивление нефтепромышленников Зубалова и Джакели, владельцев нефтяных участков на берегу этой бухты. Они обратились с протестом к Бакинскому губернатору, обосновывая свои возражения тем, что вышки будут мешать их морским судам подвозить к причалам, сооруженным на берегу бухты, необходимые материалы для бурения и добычи. Лишь в 1877 г. Управление горной частью ответило отказом на просьбу предоставить участки на море.

Следующими просителями были В.К. Згленицкий, Н.И. Лебедев и И.С. Заковенко, которые ходатайствовали перед различными инстанциями в 1896, 1898, 1900 и 1905 г. о получении разрешения на морское бурение. В 1896 г. горный инженер В.К. Згленицкий подал прощение в Управление государственным имуществом Бакинской губернии и Дагестанской области, в котором он просил отвести ему участок морского дна для поисков и добычи нефти. Управление государственным имуществом ответило отказом, ссылаясь на то, что море и морское дно не находятся в его ведении.

В следующий раз прошение было подано на имя министра земледелия и государственного имущества и оставлено без ответа. Только после повторного обращения Министерство земледелия и государственного имущества передало прошение на рассмотрение Горного департамента, который, не разобравшись в сущности предложения, высказался отрицательно. Отказ обосновывался тем, что нефть, добываемая на море, будет дороже, чем на суше, организация нефтяной промышленности в море нанесет большой ущерб рыболовству, а наличие вышек в море и, возможно, открытые нефтяные фонтаны будут мешать судоходству. Однако департамент признал необходимость глубоко изучить наличие нефтяных пластов под дном моря. В 1897 г. изучение этого вопроса было передано инженеру Кавказского рудного управления Н.И. Лебедеву, который своими исследованиями подтвердил нефтеносность пластов Бакинской бухты. В результате Горный департамент принимает следующее решение: «В тех частях морского дна, где геологическими исследованиями установлено уже присутствие нефти и где наличность нефтяных промыслов не причинит вреда рыболовству и судоходству, добыча нефти может быть допущена, но не непосредственно, а после засыпки землей».

Данное решение не заставило В.К. Згленицкого отказаться от своего проекта, и в 1900 г. он вновь обращается с ходатайством в Кавказское горное управление о предоставлении ему права на добычу нефти в Биби-Эйбатской бухте. Управление направило это ходатайство в Министерство земледелия и государственного имущества со своим заключением, которое гласило, что проект опасен в пожарном отношении и добычу нефти на морских участках можно допустить только после создания искусственной территории путем засыпки моря на отведенных участках. Проект В.К. Згленицкого передали на рассмотрение технической комиссии министерства. По проекту бурение скважин предусматривалось с отдельно стоящих площадок, сооружаемых на деревянных сваях, забитых в грунт. Во избежание загрязнения моря и потерь нефти в случае выброса на основании предусматривалось сооружение емкости на 3000 т. Для транспортировки нефти на берег проектировалось строительство нефтеналивной баржи грузоподъемностью 3000 т с необходимым насосным оборудованием. Техническая комиссия не приняла проект и, так же как Горный департамент, высказалась за разработку морских нефтяных участков только после их засыпки грунтом. Одновременно она признала возможным отвести в Биби-Эйбатской бухте под засыпку 300 десятин (одна десятина чуть больше 1 га). После обсуждения этого вопроса в кабинете министров 30 июня 1901 г. Горный департамент принял решение о засыпке части акватории Биби-Эйбатской бухты. Согласно этому решению выделенные под засыпку 300 десятин были разбиты на участки площадью по 4 десятины каждый. Было доведено до сведения нефтепромышленников о сдаче этих участков по цене 125 тыс. руб. Для руководства работами по засыпке был создан исполнительный комитет, состоявший из нефтепромышленников, который приступил к работе в конце 1905 г., когда было сдано в аренду уже 50 участков.

Однако несмотря на решение Горного департамента о возможности разработки морских месторождений только после засыпки грунтом отведенных территорий, в конце 1905 г. в департамент обратился инженер Н.С. Заковенко с ходатайством разрешить бурение скважин с помощью плавучей бурильной установки, размещенной на кессон-понтоне. Хотя эксперты дали высокую оценку этому проекту, он также был отвергнут Горным департаментом, который мотивировал отказ недоработанностью проекта. Окончательно был оставлен проект засыпки бухты. Согласно проекту, участок моря в 300 десятин предварительно подлежал ограждению каменным молом. Для руководства работами по засыпке бухты исполнительный комитет пригласил инженера П.Н. Потоцкого, работавшего в Херсоне на строительстве канала в устье Днепра.

Сооружение заградительного мола, начатое в январе 1910 г., было закончено в середине 1911 г., после чего общество «Сормово» приступило к засыпке. С этой целью Сормовский судостроительный завод построил специальный землечерпальный караван в составе двух землесосов мощностью по 1100 л. с, двух рефулеров, шести буксиров, десяти барж вместимостью 1100 м3 и двух вспомогательных судов. Работы продолжались 8,5 лет, и было засыпано 193 десятины (или 211 га) морского дна. 28 апреля 1920 г. в Азербайджане была установлена Советская власть, а 24 мая национализированы предприятия, занимающиеся добычей и переработкой нефти. С первых дней национализации нефтяники Баку приступили к восстановлению и реконструкции нефтяной промышленности. В скором времени были также возобновлены работы по засыпке бухты. Первая очередь засыпки площадью 27 га была закончена в течение двух лет. Уже в 1922 г. на отвоеванной у моря территории были заложены первые разведочные скважины. В начале 1923 г. в бурении находилось 10 скважин. Труды нефтяников по освоению нефтяных месторождений с искусственно созданной территории увенчались успехом. Первая законченная бурением скважина 18 апреля 1923 г. дала фонтан чистой нефти.

Исключительно хорошие результаты, полученные при бурении и эксплуатации первых скважин, побудили усилить темпы разработки засыпанной нефтяной площади и приступить к работам по засыпке второй очереди в соответствии с разработанным П.Н. Потоцким проектом.

Результаты, полученные при бурении скважин, и исследования, проведенные геологами, показали, что богатые залежи уходят в море, далеко за пределы засыпанной территории. Тогда появилась идея бурить скважины со специально сооружаемых островков в открытом море. Еще в 1925 г. из скважины, пробуренной с отдельно стоящего деревянного основания, сооруженного в Биби-Эйбатской бухте, ударил мощный фонтан. Скважина 61, законченная бурением с этого островка, -- первая в мире пробуренная в море. Этот успешный опыт привел к тому, что работы по освоению нефтяных залежей, залегающих под дном моря, продолжились при помощи бурения отдельно стоящих скважин.

За пять лет после ввода в эксплуатацию скважины 61 были пробурены 262 скважины и добыто 6600 тыс. т нефти и значительное количество газа. Первое время искусственные островки сооружались путем забивки в грунт деревянных свай копром, смонтированным на двух спаренных лодках -- киржимах. На основание одной скважины требовалось до 300 длинномерных свай. Необходимость завоза леса из северных районов страны, а также сезонность доставки серьезно тормозили разворот работ по вовлечению в эксплуатацию богатых нефтяных залежей. Недостатком было и то, что сваи нельзя было забивать в районах моря, где дно сложено крепкими породами, с наличием подводных скал. Только в 1934 г. молодые инженеры Н.С. Тимофеев и К.Ф. Михайлов предложили и осуществили на практике метод строительства морских индивидуальных оснований на металлических буро-заливных сваях. Началась разработка морских месторождений в прибрежных водах о. Артем.

Таким образом, можно констатировать, что разведка и разработка морских нефтяных месторождений методами создания искусственных территорий и строительства индивидуальных оснований островного типа впервые в море были осуществлены в СССР в бухте Ильича (бывш. Биби-Эйбатская).

Вплоть до начала Великой Отечественной войны шла планомерная работа по освоению подводных богатств Каспия. Вызванная войной перебазировка буровиков вместе с техникой на восток страны привела к резкому сокращению буровых работ везде, в том числе и на море. С окончанием войны и постепенным возвращением в Азербайджан буровиков вновь развернулись буровые работы. На море разведочное и эксплуатационное бурение долгое время осуществлялось на небольших глубинах с индивидуальных оснований конструкций Н.С. Тимофеева, Б.А. Рагинского и других нефтяников.

Из-за частых штормов работы по сооружению оснований затягивались. Это очень сдерживало освоение морских месторождений нефти и газа. Отдельные скважины, заложенные на берегу и осуществляемые бурением наклонно-направленным способом в море, мало способствовали максимальному наращиванию добычи с акватории Каспия. Все это привело к появлению конструкции блочных оснований, отдельные узлы которой изготавливались на механическом заводе и переправлялись на берег, ближе к зоне намечаемого бурения. Первая подобная буровая вышка конструкции Л.А. Межлумова была установлена в районе о. Артем в 1948 г. С созданием нового, более эффективного стационарного основания буровые работы в море получили широкий размах. Потребности послевоенной страны в нефти обусловливали необходимость ввода в эксплуатацию новых богатых месторождений. В связи с этим остро встал вопрос о разведке и добыче нефти на морских акваториях.

Учитывая наличие положительных геологических и разведочных данных, в 1948 г. было решено заложить в районе Нефтяных Камней морскую разведочную скважину. Первый промышленный фонтан нефти на Нефтяных Камнях ударил 7 ноября 1949 г. Это было событие, возвестившее об открытии уникального нефтегазового месторождения на Каспии.

Большое значение в ускоренном освоении морских нефтегазовых месторождений имело внедрение морских эстакад и высокопроизводительных методов их строительства, разработанных Б.А. Рагинским, А.О. Асан-Нури, Н.С. Тимофеевым и др. В 1951 г. было начато строительство эстакад на месторождении Нефтяные Камни. К 1964 г. в море было построено более 200 км эстакад и приэстакадных площадок, освоены глубины моря до 40 м. На базе широкомасштабных работ по разведке и освоению морских нефтяных площадей появилась новая отрасль нефтегазопромыслового дела -- разработка морских нефтегазовых месторождений. На основании обобщения и систематизации опыта освоения и эксплуатации морских залежей нефти и газа был выработан ряд положений и принципов техники и технологии добычи нефти и газа в море. В настоящее время длина эстакад на Каспии превышает 350 км, освоены глубины до 70 м. В 1980 г. была сооружена плавучая полупогружная буровая установка (ППБУ) «Каспморнефть», построенная по заказу Мингазпрома фирмой «Раума Репола» в Финляндии и оснащенная мощным буровым оборудованием, которое позволяет бурить разведочные скважины глубиной 6000 м при толще воды до 200 м.

За время разработки с 1949 по 1980 г. из месторождений Южного Каспия было добыто свыше 260 млн т нефти и более 135 млрд м3 газа. В СССР уже в 1978 г. было создано специальное управление при Мингазпроме для разработки шельфовых морских месторождений. В 1990 г. в управлении работали почти 100 тыс, человек.

Тенденция роста добыч нефти и газа(1928-1965)(рис 13)

Морская добыча нефти и газа, начатая на Каспии, теперь распространилась и на другие моря и океаны. Интенсивное потребление топливно-энергетического сырья было причиной тому, что к началу 1980-х гг. поиски нефти и газа на континентальном шельфе проводили более 100 из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 50 стран разрабатывали морские месторождения нефти и газа. По Женевской конвенции 1958 г. территория моря до глубины 200 м, примыкающая к береговой линии, принадлежит территории страны, а дальше начинается свободная зона. Наиболее крупными районами морской добычи являются Мексиканский залив, оз. Маракайбо (Венесуэла), Северное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75 % мировой добычи нефти и 85 % -- газа. В настоящее время общее число морских добывающих скважин во всем мире превышает 100 000, и нефть добывается с глубин моря до 300 -- 600 м. По темпам морского бурения и по добыче нефти из морских месторождений впереди США, Норвегия и Великобритания. В США разведку шельфа субсидирует правительство, и размеры дотаций составляют до 80 % от общей стоимости проекта.За 20 лет, с 1960 по 1980 г., добыча нефти на континентальном шельфе увеличилась в 7 раз -- со 110 до 720 млн т и составила до 25 % всей мировой добычи. В настоящее время на долю нефти, добытой из морских месторождений, приходится около 30 % всей мировой продукции, а газа -- еще больше. Добыча нефти на шельфе ведется при помощи погружных и полупогружных буровых платформ. В нашей стране буровых установок, которые применяют в западных странах, мало, так как они дороги. Кроме того, это сложные инженерные сооружения. Одна из самых больших установок имеет высоту 170 м, весит 10 млн т, имеет четыре опоры, в каждую из которых мог бы войти трехсекционный девятиэтажный дом. Работает на ней кран грузоподъемностью 2,5 тыс. т. Он может поднять пятиэтажный 100-квартирный дом. Бурить с такой установки можно до 48 скважин, а добыча составляет до 8 млн т нефти, что равно всей годовой добыче Каспия. Стоимость такой установки 2 млрд дол. В России эксплуатируются четыре плавучие буровые установки(рис 14), закупленные в свое время в Канаде. Установлены они в Баренцевом море и на Сахалине. Для разработки континентального шельфа России создан консорциум, в который вошли Япония и США.

морской добыча нефть бурение

Условия бурения на море

На процесс бурения скважин на море влияют естественные, технические и технологические факторы (рис 15)Наибольшее влияние оказывают естественныефакторы, определяющие организацию работ, конструктивное исполнение техники, ее стоимость, геологическую информативность бурения и т.п. К ним относятся гидрометеорологические, геоморфологические и горно-геологические условия.

Гидрометеорологические условия характеризуются волнением моря, его ледовым и температурным режимами, колебаниями уровня воды (приливы -- отливы, сгоны -- нагоны) и скоростью ее течения, видимостью (туманы, низкая облачность, метели, осадки). Для большинства морей, омывающих берега России (Японское, Охотское, Берингово, Белое, Баренцево, Татарский пролив), характерна следующая средняя повторяемость высоты волн, %: до 1,25 м (3 балла) -- 57; 1,25 -- 2,0 м (4 балла) -- 16; 2,0 -- 3,0 м (5 баллов) -- 12,7; 3,0 -- 5,0 (6 баллов) -- 10. Средняя повторяемость высоты волн до 3,0 м в Балтийском, Каспийском и Черном морях составляет 93 %, 3,0 --5,0 м -- 5 %. Прибрежная зона арктических морей большую часть года покрыта неподвижными припайными льдами. Судоходство здесь возможно лишь 2 -- 2,5 месяца в году. В суровые зимы в закрытых заливах и бухтах арктических морей возможно бурение со льда и ледяного припая. Представляет опасность бурение со льда в периоды его таяния, разламывания и дрейфа. В то же время дрейфующий лед сглаживает волнение. Особенно это характерно для морей Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского. Здесь средняя повторяемость высоты волн до 3 м составляет 92 %, 3 -- 5 м -- 6,5 %. Для бурения на акваториях опасны отрицательные температуры воздуха, вызывающие обледенение бурового основания и оборудования и требующие больших затрат времени и труда на приведение в готовность силового оборудования после отстоя. Ограничивает время бурения на море также снижение видимости, которое в безледовый период чаще отмечается в ночные и утренние часы. Влияние пониженной видимости на процесс бурения на море можно уменьшить, применив на буровой установке и на берегу современную технику радиолокационного наведения и радиосвязи. Буровые основания подвержены в море действию течений, связанных с ветровой, приливно-отливной и общей циркуляцией вод. Скорость течений в некоторых морях достигает больших значений (например, в Охотском море до 5 м/с). Воздействие течений изменяется во времени, по скорости и направлению, что требует постоянного контроля положения плавучей буровой установки (ПБУ) и даже перестановки ее якорей. Работа при течениях свыше 1 м/с возможна только при усиленных якорных устройствах и средствах их развоза. В зоне высоких приливов и отливов обнажается дно большой части прибрежной акватории и резко увеличивается так называемая зона недоступности, в которую буровые суда не могут доставлять установки. Высота приливов даже на соседствующих морях и их участках различна. Так, в Японском море приливы практически не ощутимы, а в северной части Охотского моря они достигают 9--11 м, образуя при отливе многокилометровые полосы обнаженного дна. Геоморфологические условия определяются очертаниями и строением берегов, топографией и почвой дна, удаленностью точек заложения скважин от суши и обустроенных портов и т.п. Для шельфов почти всех морей характерны малые уклоны дна. Изобаты с отметкой 5 м находятся на расстоянии 300-- 1 500 м от берега, а с отметкой 200 м -- 20--60 км. Однако имеются желоба, долины, впадины, банки. Почва дна даже на незначительных площадях неоднородна.

Песок, глина, ил чередуются со скоплениями ракушки, гравия, гальки, валунов, а иногда и с выходами скальных пород в виде рифов и отдельных камней. На первой стадии освоения морских месторождений твердых полезных ископаемых основным объектом геологического изучения являются участки в прибрежных районах с глубинами акваторий до 50 м. Это объясняется меньшей стоимостью разведки и разработки месторождений на меньших глубинах и достаточно большой площадью шельфа с глубинами до 50 м. Единичные разведочные скважины пробурены во впадинах глубиной до 100 м.Основная зона шельфа, разведываемая геологами, составляет полосу шириной от сотен метров до 25 км. Удаленность точек заложения скважин от берега прибурении с ледового припая зависит от ширины припайной полосы и для арктических морей достигает 5 км. Балтийское, Баренцево, Охотское моря и Татарский пролив не имеют условий для быстрого укрытия плавсредств в случае шторма из-за отсутствия закрытых иполузакрытых бухт. Здесь для бурения эффективнее применять автономные ПБУ, так как при использовании неавтономных установок трудно обеспечить безопасность персонала и сохранность установки в штормовых условиях. Большую опасность представляет работа у крутых обрывистых и каменистых берегов, не имеющих достаточно широкой зоны пляжа. В таких местах при срыве неавтономной ПБУ с якорей ее гибель практически неизбежна. В районах шельфа арктических морей почти нет обустроенных причалов, баз и портов, поэтому вопросам жизнеобеспечения буровых установок и обслуживающих их кораблей (ремонт, заправка, укрытие на время шторма) здесь необходимо придавать особое значение. Во всех отношениях лучшие условия имеются в Японском и внутренних морях России. При бурении в удаленных от возможных мест укрытий районах должна быть хорошо налажена служба оповещения прогноза погоды, а применяемые для бурения плавсредства должны обладать достаточной автономностью, остойчивостью и мореходностью. Горно-геологические условия характеризуются в основном мощностью и физико-механическими свойствами горных пород, пересекаемых скважиной. Отложения шельфа обычно представлены рыхлыми породами с включением валунов. Основными составляющими донных отложений являются илы, пески, глины и галька. В различных соотношениях могут образовываться отложения песчано-галечные, суглинки, супеси, песчано-илистые и т.д. Для шельфа дальневосточных морей породы донных отложений представлены следующими видами, %: илы -- 8, пески -- 40, глины -- 18, галька -- 16, прочие -- 18. Валуны встречаются в пределах 4 -- 6 % в разрезе пробуренных скважин и 1 0-- 1 2 % скважин от общего их количества. Мощность рыхлых отложений редко превышает 50 м и изменяется от 2 до 100 м. Мощность прослоек тех или иных пород колеблется от нескольких сантиметров до десятков метров, а интервалы их проявления по глубине не подчиняются никакой закономерности, за исключением илов, которые находятся в большинстве случаев на поверхности дна, достигая в “спокойных”закрытых бухтах 45 м.Илы в верхних слоях находятся в разжиженном состоянии, на больших глубинах несколько уплотнены: сопротивление сдвигу 16 -- 98 кПа; угол внутреннего трения 4 -- 26°; пористость 50 -- 83 %; влажность 35 -- 90 %. Пески имеют сцепление, практически равное нулю, угол внутреннего трения 22 -- 32°, пористость 37-- 45 %. Сопротивление сдвигу глин составляет 60 -- 600 кПа; показатель консистенции 0,18--1,70; пористость 40 -- 55 %; влажность 25 -- 48 % . Породы донных отложений, за исключением глин, несвязные и легко разрушаются при бурении (II -- IV категорий по буримости). Стенки скважин крайне неустойчивы и без крепления после их обнажения обрушиваются. Нередко из-за значительной обводненности пород образуются плывуны. Подъем керна с таких горизонтов затруднен, а их бурение возможно преимущественно с опережением забоя скважины обсадными трубами.

Катастрофы платформ

Аварии при добыче нефти(рис 17) на континентальном шельфе 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 и в местах с медленным водооборотном.

Аварии на стадии бурения Такие аварии 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 можно разделить 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

Аварии на трубопроводах

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.

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.

· 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

· 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.

Подобные документы

Причины и тяжесть последствий аварий при добыче газа и нефти на морском шельфе. Конструкции полупогружных платформ. Схема подводного закачивания скважин. Особенности морской добычи нефти. Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV.

реферат , добавлен 11.10.2015


Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

отчет по практике , добавлен 23.10.2011


Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.

курсовая работа , добавлен 21.08.2015


Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

курсовая работа , добавлен 19.06.2011


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


Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.

контрольная работа , добавлен 22.01.2012


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


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


Залежи нефти в недрах Земли. Нефтеразведка с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Этапы и способы процесса добычи нефти. Химические элементы и соединения в нефти, ее физические свойства. Продукты из нефти и их применение.

реферат , добавлен 25.02.2010


Общая характеристика, история и основные этапы освоения исследуемого месторождения. Используемое оборудование и инструментарий при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Профессиональные права и обязанности оператора по добычи нефти и газа.

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.

Арктика - единый физико-географический район Земли, примыкающий к Северному полюсу и включающий окраины материков Евразии и Северной Америки, почти весь Северный Ледовитый океан с островами (кроме прибрежных островов Норвегии), а также прилегающие части Атлантического и Тихого океанов.

Площадь Арктики около 27 млн. кв. км и максимальную протяженность границ там имеет Россия. Основное богатство Арктики - колоссальное количество неразработанных энергоресурсов, под ее льдами залегает около 90 млрд баррелей нефти и 47 трлн. кубометров природного газа. Но промышленное освоение этих территорий требует самых новых технологий. Что сегодня могут предложить отечественные ученые?

По мнению ученых из Геологического общества, в Арктике сосредоточено 13% от мировых неразведанных запасов нефти и 30% неразведанных газовых запасов в мире. В пределах материковой части Арктики располагаются уникальные запасы и прогнозные ресурсы медно-никелевых руд, олова, платиноидов, агрохимических руд, редких металлов и редкоземельных элементов, крупные запасы золота, алмазов, вольфрама, ртути, черных металлов, оптического сырья и поделочных камней.

В суровых климатических условиях Арктики апробированные технологии добычи углеводородов невозможно будет применить: месторождения располагаются далеко от береговой линии, транспортные коммуникации практически отсутствуют, продолжительная и очень холодная зима, полярная ночь, а толщина ледового покрова достигает двух и более метров, ему свойственна подвижность и образование торосов.

Основной недостаток надводного способа освоения для применения в Арктике в технико-экономической нецелесообразности использования конструкции объектов обустройства в сложных ледовых условиях. Опыт эксплуатации искусственных островов в мелководной части Канадской Арктики показал, что их основным недостатком является сложность обеспечения защиты откосов от волновой и ледовой эрозии и до настоящего времени указанная проблема практически не решена.

Применение подводных промыслов является наиболее перспективным, оно основано на использовании систем подводного заканчивания скважин, устья которых располагаются на морском дне. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами, т.е. как комбинированный промысел. По сравнению с традиционными методами освоения данный способ целесообразно рассматривать в качестве ведущих для освоения Арктических ресурсов углеводородов.

При разработке морских нефтегазовых месторождений редко применяют только один из методов, обычно используют комбинированные способы сооружения морских промыслов. Например, сочетают надводный промысел с подводным, причем надводную часть устанавливают на ледостойких платформах, на которых размещают буровые и эксплуатационные скважины, а также систему дистанционного управления оборудованием устьев подводных скважин.

Более двадцати лет подводные технологии добычи и подготовки углеводородов развивались и рассматривались как наиболее многообещающие направления в освоение ресурсов Арктики. Поэтому способ применения подводных промыслов является наиболее перспективным направлением при освоении месторождений, как в условиях замерзающих, так и незамерзающих морей, с использованием оборудования подготовки и нагнетания флюидов в подводном исполнении, в том числе многофазных насосов, сепараторов, компрессорных агрегатов.

Сегодня на мировом рынке среди компаний проектантов и изготовителей подводного оборудования мировое лидерство в основном у следующих компаний: FMC Kongsberg Subsea AS, Aker Solutions (Subsea), Cameron и GE Vetco. Подводное устьевое оборудование - комплекс специальную механизмов, устройств и систем, обеспечивающих при бурении разведочных скважин механическую связь буровой установки, находящейся на плавучем основании, с устьем скважины, расположенном на дне моря.

Технологии подводной подготовки углеводородов существенно расширяют гибкость в добыче продукции скважин. В состав подводного комплекса подготовки продукции может входить следующее оборудование: центробежный газовый компрессор; электропривод с системой охлаждения; оборудование регулирования частоты вращения привода компрессора; оборудование подачи и распределения электропитания для потребителей блока; дистанционно-управляемая запорная арматура; контрольно-измерительные приборы; системы управления, аварийного выключения, мониторинга за текущим состоянием.

Подводные сепараторы - первоначально предназначались для использования при разработке небольших прибрежных месторождений в Северном море, затем нашли применение на месторождениях с уже установленными платформами, с которых осуществляется управление работой подводных систем и обеспечение их энергией.

В состав подводной установки разделения пластовой продукции помимо многофазного насоса и сепаратора входит устьевое оборудование для нагнетания пластовой воды в пласт и манифольд для распределения скважинных потоков. Наличие в продукции скважин значительного количества песка потребует совершенствования (модернизации) конструкции подводных сепараторов, особенно при совместном использовании с подводными агрегатами компримирования газа, в результате чего возрастают требования к качеству подготовки газа.

Для целей электроснабжения подводных объектов арктических шельфовых месторождений УВ наиболее существенным условием выбора вида электростанции является географическое положение потребителей электроэнергии. При использовании подводных объектов обустройства месторождения, источник электроснабжения может находиться на ближайшем побережье, платформе (стационарной или плавучей) или под водой. В настоящее время для электропередачи к морским объектам используется высоковольтная передача переменного тока ввиду простоты электрического оборудования.

Шлангокабели нашли универсальное применение для обеспечения объектов подводного промысла: электроэнергией, ингибиторами гидратообразования, гидравлическими жидкостями, линией оптоволоконной для системы управления ПДК.

Для освоения ресурсов Арктики, потребуются новые виды оборудования для разведочного и эксплуатационного бурения - рассчитанных на круглогодичную эксплуатацию и долговременную автономную работу в условиях Арктического шельфа, в этом плане перспективной выглядит полностью подводная технология бурения, обустройства месторождений и транспортировки углеводородов.

Несмотря на более высокую стоимость самих систем подводного обустройства месторождений по сравнению с традиционными, в последние годы количество месторождений, осваиваемых с использованием подводных добычных комплексов, быстро растет. Это связано со значительно меньшими эксплуатационными затратами и возможностью управления добычей с берега, без строительства и установки специальных морских добычных платформ.

Несомненным лидером в области применения подводных технологий при освоении шельфовых месторождений нефти и газа является Норвегия. Норвегия сумела одновременно создать свою национальную инновационную систему и сделать ее частью глобальной, смогла добиться того, чтобы иностранные корпорации, работающие на местном рынке, проводили локализацию своих технологий в стране или передавали их норвежским научно-исследовательским институтам.

Годовой бюджет Исследовательского совета Норвегии превышает 4 млрд. норвежских крон и финансирует одну шестую всех исследований, проводимых в Норвегии. В Норвегии реализуется несколько технических программ, которые поддерживаются и финансируются правительством страны.

Среди них: - PETROMAKS (правительственное финансирование проектов НИОКР для нефтяного сектора), GASSMAKS (правительственное финансирование проектов НИОКР для газового сектора), DEMO2000 (программа содействия развитию новых технологий и внедрению научно-технических разработок в практику), RENERGI (финансирует проекты экологически чистого использования энергетических ресурсов страны, обеспечения конкурентоспособности энергетического сектора), CLIMIT (программа для разработки проекта экологически чистого природного газа).

Одна из разработок в рамках программы DEMO2000 - проект WS Seabed Rig - испытания прототипа полностью автоматизированной подводной буровой установки. В 2001 году в Норвегии была принята национальная стратегия «Нефть и газ в 21 веке» (OG21), которая определила восемь целевых направлений для проведения исследований, а в 2008 году Научно-исследовательскому совету была выделена сумма в 5691 миллион крон (28 млрд 455 млн рублей) для поддержки инновационных разработок.

Они включают в себя экологические технологии будущего, комплексное изучение залежей и разведку месторождений, совершенствование нефтеизвлечения, экономически эффективное бурение, интегрированное производство и разработку пласта в реальном времени, подводную обработку и транспортировку, глубоководную и подводную технологии добычи, газовые технологии.

Сегодня в России большинство компаний нефтегазовой отрасли финансируют лишь стадию опытно-конструкторских работ. Для проведения дорогостоящих исследований целесообразно совместное их финансирование. Для эффективного использования средств компаний было бы целесообразно проработать механизм консолидации инвестиционных возможностей отдельных компаний.

Специализированные научные подразделения, могут внести и свой вклад в создании отдельных элементов подводных технологий. Однако конечная разработка соответствующих проектов потребует создания специализированного института по развитию подводных технологий добычи углеводородов на арктическом шельфе и немалой общегосударственной поддержкой. Основными проблемами, сдерживающими полномасштабное освоение нефтегазовых ресурсов арктического шельфа РФ, является отсутствие:

технических средств для проведения ГРР;
специальных промышленно-производственных мощностей для изготовления технических средств и оборудования;
производственных баз обеспечения;
специализированных научных и проектно-конструкторских организаций;
квалифицированного персонала;
всесторонней обоснованной концепции аварийно-спасательного обеспечения работ при освоении морских УВ ресурсов.

Создавая новую для России индустрию, необходимо организовать проектирование, используя научный потенциал РФ с привлечением ведущих зарубежных проектантов, приобретать передовые технологии и лицензии на производство и привлекать к участию ведущие зарубежные фирмы, в качестве субподрядчиков либо на условиях совместной деятельности.

Аккумулировать организационный, технологический и финансовый потенциал государства и ведущих российских нефтегазовых компаний для координации и отработки новых технологий и конструкций, а также выполнения программы разведки и освоения минеральных ресурсов на континентальном шельфе Арктики

Д.А. Мирзоев,

И.Э. Ибрагимов,