- •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
1.3.4. Газовые месторождения
Первый опыт был получен на маргинальном месторождении Норд – Ист – Фригг (извлекаемые запасы – 8 млрд.м3; срок разработки 5 лет).
На дне была сооружена опорная рама с размерами 17 х 30 х 8 м и суммарной массой 350 т с 8 гнездами для устьев скважин (5 скважин наклонно – направленных; 1 скважина вертикальная; 2 гнезда пустые). Выкидные линии подсоединены к манифольду, а от него проложен один газопровод 466 мм к платформе (ТСР-2), установленной на близко расположенном гигантском месторождении Фригг. Газ с платформы по подводному газопроводу через Сент Фергус в Великобританию.
Всё управление сосредоточено на шарнирной башне, расположенной в 150 м от скважин. Башня имеет железобетонное основание с размерами 45 х 42 х 6,5 м, суммарной массой 6800 т. Башня представляет собой стальную колонну диаметром 8 м. Внутри размещены отсеки с балластом, цистерны плавучести и остойчивости, а также райзеры для линий управления. На уровне моря расположена жесткая кранцевая защита и 4 палубы.
На 1 основной палубе манифольд управления;
на 2 палубе насосы и цистерны метанола;
на 3 палубе жилые помещения;
на 4 палубе – вертолетная площадка.
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
Вся подготовка газа и конденсата сводится только к осушке газа, чтобы иметь возможность не опасаясь гидратов доставить его на берег по надводному или подводному газопроводу.
Реализация технологии осушки определяется способом доставки на берег газа и конденсата.
Если газ и конденсат направляются на берег по одной трубе, то используют следующие технологии:
осушка газа метанолом;
осушка газа гликолями;
осушка гликолями с отдувкой конденсата;
осушка гликолями с подогревом газа.
Если газ направляется на берег по трубопроводу, а конденсат транспортируется танкерами, то используют следующие технологии:
осушка газа метанолом с применением низких температур.
Если газ и конденсат направляются на берег по разным трубопроводам, то используют следующие технологии:
нет данных.
Если газ и конденсат транспортируются танкерами, то используются следующие технологии:
н ет данных.
Если газ транспортируется танкерами, а конденсат направляется на берег по отдельному трубопроводу, то используют следующие технологии:
нет данных.
1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
Подобная технология внедрена на месторождениях Викинги Албушелл в Северном море; на многих месторождениях Голландской зоны Северного моря (Бэсс-Стрейт и др).
С хема установки осушки газа метанолом
1
1
2
2
I
II
II
IV
IV
IV
4
5
6
8
6
1
I
2
3
I
III
II 7 10 VIII X 9 IX VII
III
IV
IV
Р
III
V
VI
1-скважины; 2-трёхходовые краны; 3-замерной сепаратор; 4-сборный коллектор; 5,8-расходомер; 6-дроссель; 7-технологический сепаратор; 9-насос; 10- РВС
I-продукция скважин; II-поток продукции на замер; III-поток продукции в сборный коллектор; IV-метанол; V-газ из замерного сепаратора; VI-жидкость из замерного сепаратора; VII-высушенный газ; VIII-жидкость из технологического сепаратора; IX-конденсат; X-водный раствор метанола.
Продукция скважин – 1(поток I) по выкидным линиям подаётся на трёхходовые краны – 2, которые направляют её либо на замер дебита (поток II) в замерной сепаратор – 3, либо (поток III) в сборный коллектор – 4.
На устье каждой скважины в продукцию подаётся метанол (поток IV) для предотвращения гидратообразования.
В замерном сепараторе продукция делится на жидкость (конденсат) и газ.
Газовая фаза (поток V) проходит расходомер – 5 и поступает в сборный коллектор по которому через дроссель–6 подаётся в технологический сепаратор-7.
Перед дросселем в газ подают метанол.
Жидкая фаза из замерного сепаратора (поток VI) через расходомер – 8 также направляется в технологический сепаратор.
В технологическом сепараторе продукция делится на газ и жидкость, представляющую собой смесь водного раствора метанола и углеводородного конденсата, выпавшего после снижения давления на дросселе. Водный раствор метанола образуется при поглощении метанолом водяных паров из газа (высушивание газа).
Высушенный газ (поток VII) через ещё один дроссель выводится с установки. Жидкая фаза из технологического сепаратора (поток VIII) направляется в
Р
1
I
Углеводородный конденсат с помощью насоса – 9 (поток IX) сбрасывается в линию высушенного газа, а водный раствор метанола выводится с установки (поток Х) на регенерацию, либо на сброс в море.
НЕДОСТАТКИ ТЕХНОЛОГИИ:
необходимость установки регенерации метанола;
большие потери метанола, уходящего в виде паров с высушенным газом (до 30 % мас.), в следствии его высокого ДНП.