- •Лекция № 1
- •1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- •1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- •Газпром
- •Роснефть
- •1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- •2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- •2.1. Размер месторождения
- •2.2. Количество жидких углеводородов
- •2.3. Величина транзитной доли мелководья
- •2.4. Зоны нефтегазонакопления
- •2.5. Приграничные акватории
- •2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- •Лекция № 2
- •1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- •1.1. Арктический регион
- •Баренцевоморский нгб
- •Расположение Баренцевоморского нгб
- •1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- •1.1.3. Южно - Карский нгб
- •1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- •1.1.5. Североморской нгб
- •1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- •1.1.7. Свердрупский нгб
- •1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- •1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- •1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- •1.2. Дальневосточный регион
- •1.2.1.Охотский нгб
- •Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- •1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- •1.3. Каспийский регион
- •1.4. Балтийский регион
- •1.5. Азово – Черноморский регион
- •Лекция № 3
- •1. Морское право
- •3.1. Международное морское право
- •12 Морских миль
- •24 Мор. Мили
- •Исключительная экономическая зона
- •1.2. Морское право рф
- •1.2.1. Законы рф и их анализ
- •Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- •Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- •Перспективы развития законодательства рф
- •Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- •Госкомпании и зарубежные инвестиции
- •Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- •Недостатки Госкомпаний
- •3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- •Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- •Лекция № 4
- •1. Системы сбора продукции скважин
- •1.1. Принципы формирования систем сбора
- •1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- •1.2.1. Размещение скважин на платформе
- •1.2.2. Замер добываемой продукции
- •1.3. Подводное окончание скважин
- •1.3.1. Нефтяные месторождения
- •1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- •Баренцево море
- •Карское море
- •Район Обской и Тазовской губ
- •6.3.3. Маргинальные месторождения
- •1.3.4. Газовые месторождения
- •Лекция № 5
- •1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- •1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- •II 7 10 VIII X 9 IX VII
- •1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- •С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- •VIII 9 12 XII XIII
- •1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- •X IX V VII VIII
- •1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- •VIII II III IV
- •1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- •IV 6 7 8 XXVI
- •Лекция № 6
- •1.1.2. Подготовка нефти.
- •Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- •1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- •III II III XI XIII
- •1 11 12 VIII
- •XVII XX XIX XVIII IX
- •Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- •1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- •1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- •С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- •VI V VIII
- •6 XI на лсп-ю XIII
- •С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- •1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- •3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- •4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- •Лекция № 7
- •1.1.3. Подготовка воды
- •1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- •Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- •Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- •Отстаивание
- •Флотация
- •Коагуляция
- •Применение циклонов
- •Центрофугирование
- •Фильтрование
- •Электрохимические методы
- •Озонирование
- •Перегонка, мембранные технологии
- •С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- •1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- •Лекция № 8
- •1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •2. Морские наливные устройства
- •2.1. Незамерзающие акватории
- •Наливные устройства причального типа
- •Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- •2.2. Замерзающие акватории
- •3. Береговые терминалы
- •Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- •Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- •Море Лаптевых
- •Карское море
- •Обская губа
- •Печорское море
- •Белое море
- •Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- •Западный берег Кольского залива
- •Норвежское море
- •Лекция № 9
- •Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- •1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- •Хранение
- •Погрузка
- •Хранение
- •Погрузка
- •Проект «Баренц-1»
- •1.2.1. Месторождение Медынское море
- •Месторождении Варандней – море
- •Сахалинские проекты
- •2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- •2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- •1 Этап.
- •2 Этап.
- •2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- •2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- •2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- •2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- •Каспийские проекты
- •Проект «Северный Каспий»
- •2.4 Северные проекты Газпрома
- •2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- •2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- •2.5. Южные проекты «Роснефти»
- •2.5.1. Черное море
1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
добычи углеводородов в условиях арктических морей
Баренцево море
С-З часть Баренцева моря
Данная часть акватории относится к числу незамерзающих с глубинами более 90 м. Применение в подобных условиях подводных добывных комплексов (ПДК) как технически, так и экономически выгодно.
Единственное затруднение связано с большим расстоянием до берега, которое может превышать 300 км. Отсюда определённые сложности с управлением процессом и транспортировкой добываемой продукции на берег без создания промежуточных компрессорных (насосных) станций.
С-В часть Баренцева моря
Данная акватория характеризуется всеми возможными условиями, затрудняющими применение подводных добывных комплексов: большая глубина, удалённость от берега, присутствие ледовых условий, возможность появления айсбергов, сложный волновой режим.
В то же время продолжительность межледового периода позволяет бурить эксплуатационные скважины с помощью неледостойких плавучих буровых установок; глубоководность не требует создания сложных специальных защитных конструкций для подводных комплексов (айсберги не достают до фонтанной арматуры). Единственное настоящее атруднение связано с большим расстоянием до берега.
Ю-В часть Баренцева моря (Печорский шельф)
Этот район отличается от предыдущих относительной мелководностью, устойчивым ледовым режимом и преобладанием нефтяных месторождений.
Т.к. бурение нефтяных скважин требует больше времени чем газовых, то без создания специальных мобильных ледостойких платформ здесь не обойтись. Кроме того, мелководность требует наличия защитной конструкции подводных комплексов от воздействий льда, мореходства, течений и ветровых волн. Зато расстояние до берега невелико и проблемы с транспортом и управлением можно считать решенными.
Карское море
При глубине более 60 – 80 м использование ледостойких платформ становится экономически невыгодным. т.к. из-за сложных гидрометеорологических и ледовых условий массогабариты платформ должны резко возрасти.
Следовательно – подводные комплексы самый обоснованный метод для данного региона, но требуется куст подводных эксплуатационных скважин, а для его создания подводная буровая установка, которой пока нет.
Месторождения в основном газовые. До берега 100 – 150 км, поэтому трудности с управлением и транспортом отсутствуют.
Район Обской и Тазовской губ
Данный район отличается предельной мелководностью, тяжелой ледовой обстановкой, полуморской средой, до берега не более 40 км. Основные месторождения газовые. Подводные комплексы подходят идеально.
Экспертная оценка степени готовности технологий и технических средств для условий арктического шельфа РФ приведена в табл. 2.
6.3.3. Маргинальные месторождения
Это небольшие (запасы от 4,8 – 6,4 до 8 – 16 млн.м3) или удалённые месторождения, разработка которых малорентабельна. В РФ к ним относят нефтяные месторождения с запасами до 50 – 100 млн.т. (например, Мурманское и С-Кильдинское).
У этих месторождений большое будущее; так, например, ожидается, что в Англии к 2010 году они будут давать не менее 80 % всей добычи нефти.
Типичная технология для подобных месторождений была разработана американской фирмой «Lockheed Petroleum Servius» для месторождения Гарупа, расположенного на шельфе атлантического океана.
Таблица 2.
Экспертная оценка степени подготовленности технологий и технических средств для применения подводных добывных комплексов в условиях шельфа арктических морей
Основные технические средства и технологии |
Районы шельфа Арктика |
||||
С-З Баренцева моря |
С-В Баренцева моря |
Ю-В Баренцева моря |
Карское море |
Обская и Тазовская губы |
|
Бурение эксплуатационных скважин в межледовый период
Мобильные ледостойкие платформы или подводные буровые установки для бурения эксплуатационных скважин
Конструкции для защиты ПДК от воздействия ледовых образований
Технология транспортировки продукции без предварительной подготовки
Системы дистанционного управления ПДК |
+
-
+
+
+ |
±
-
+
±
+ |
-
-
±
+
+ |
-
-
+
+
+ |
-
±
±
+
+ |
+ - возможно (да)
± - вероятно (да+нет)
- невозможно (нет)
Нефть от каждой сухой скважины по гибкой выкидной линии поступает к сухому манифольдному узлу; от него по двум сборным гибким коллекторам на так называемую главную башню, шарнирно закрепленную на дне, и по гибким же райзерам на танкер, пришвартованный к главной башне. На танкере сосредоточена вся подготовка продукции. Готовая нефть вновь подаётся на главную башню и по гибкому райзеру поступает на дно в гибкий подводный трубопровод, по которому она транспортируется к наливной башне (гибкая упругая платформа); после подъёма по вертикальному гибкому райзеру нефть подаётся в челночные танкеры.
К настоящему времени существует 2 пути совершенствования подобной технологии.
Первое направление базируется на следующих положениях:
размеры пришвартованного танкера должны быть уменьшены, тип швартовки заменен, а число технологических операций на нём сокращено. Это современные танкера с так называемым динамическим позиционированием. Такая система получила название «SWOPS» и впервые была применена фирмой «Бритиш Петролеум». Дрейф танкера остается в допустимых пределах даже при скорости ветра до 18,8 м/с и высоте волн до 4,5 м.
в качестве главной башни более целесообразно использовать монобашню с натяжными опорами (система «TLM» – рассмотрена ниже).
устья скважин более рационально выполнять в мокром варианте и располагать их вблизи поверхности моря. Это система «NSC» разработанная фирмой «SEA Engineering» – Хьюстон. Подобный подход уже реализован на месторождениях Хаттон, Жолье и Кепитинг фирмой «Коноко». На них устья скважин были подняты до глубины 45 м с помощью жестких стальных райзеров, в качестве которых использовались 244,5 мм обсадные трубы.
Второе направление было реализовано на месторождении Хайлендер (Британский сектор Северного моря) с извлекаемыми запасами порядка 4,8 млн.т.
Была смонтирована уникальная донная опора массой 1000 т и размерами 140 х 60 х 30 м, установленная на глубине 128 м. Она имеет 12 отверстий для устьев мокрых скважин, расположенных в два ряда и заключенных в защитную рамную конструкцию. Добыча продукции газлифтная. ППД осуществляется путем закачки газа и воды. Управление электрогидравлическое с ближайшей платформы, расположенной на месторождении Тартан на расстоянии 13 км (рекорд удаленности для электогидравлических систем). От платформы по дну проложен ряд трубопроводов: 305 мм – для доставки продукции на платформу; 203 мм – для доствки воды для целей ППД; 203 мм – испытательный трубопровод; 203 мм – газлифтный трубопровод; 102 мм вспомогательный трубопровод; а также линии для реагентов и линии управления.