- •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
IV 6 7 8 XXVI
5
VI
VII
VI
XIX
II
I
III
9
18
1
VI
2
VI
4
3
12
13
17
15
V
X
XII
XXVIII
XX
XXI
1
2
10
XIII
11
XVI
XV
XXVII
XVII
XXIII
16
XXV
14
XXIV
XXII
Рис.6
1 – водяной
холодильник; 2 – первичный сепаратор;
3 – трёхфазный отстойник; 4 – газовый
теплообменник; 5 – вторичный сепаратор;
6 – детандер; 7 – компрессор; 8 – трёхфазный
сепаратор; 9 – дожимная компрессорная
станция; 10 – установка регенерации
метанола; 11 – узел синтеза метанола;
12 – первичный конденсатный теплообменник;
13 – конденсатный сепаратор; 14 –
вторичный конденсатный теплообменник;
15 – колонна стабилизации конденсата;
16 – рибойлер; 17 – ёмкость; 18 – насос.
I
– продукция скважин; II
– охлаждающая вода; III
– жидкость из первичного сепаратора;
IV
– газ из первичного сепаратора; V
– жидкость из вторичного сепаратора;
VI
– метанол; VII
– газ из вторичного сепаратора; VIII
– газ из трёхфазного сепаратора; IX
– газ на берег; X
– газ из трёхфазного отстойника; XI
– конденсат из трёхфазного отстойника;
XII
– водо- метанольная фаза из трёхфазного
сепаратора; XIII
– сброс воды; XIV
– газ на синтез метанола; XV
– воздух; XVI
– синтезированный метанол на
концентрирование; XVII
– конденсат из трёхфазного сепаратора
на стабилизацию; XVIII
– газ из конденсатного сепаратора; XIX
– конденсат на орошение колонны
стабилизации; XX
– основной поток конденсата на
стабилизацию; XXI
– газ стабилизации конденсата; XXII
– пар в рибойлер; XXIII
– конденсат с глухой тарелки на нагрев
в рибойлере; XXIV
– пары конденсата (горячая струя) из
рибойлера в стабилизационную колонну;
XXV
– стабильный конденсат из колонны;
XXVI
– стабильный конденсат в хранилище;
XXVII
– водометанольная фаза из трёхфазного
отстойника.
Продукция скважин
(поток I) в которую
непрерывно дозируется метанол (поток
VI) поступает в водяной
(поток II) холодильник –
1, где охлаждается до +10 - +12 оС, и
направляется в первичный сепаратор –
2.
Вся выпавшая
жидкость (вода + конденсат) - (поток III)
– сбрасывается в трёхфазный отстойник
– 3.
Газ из сепаратора
– 2 (поток IV) после добавки
метанола дополнительно охлаждается в
газовом теплообменнике – 4 до –15 оС
и поступает во вторичный сепаратор –
5. Вся выпавшая жидкость (поток V)
сбрасывается в трёхфазный отстойник
–3, а оставшийся газ (поток VII)
после добавки метанола направляется
в детандер – 6, где охлаждается до
температуры порядка –30 оС и
сбрасывается в трёхфазный сепаратор
– 8.
Оставшийся газ
(поток VIII), отдав свой
холод в теплообменнике – 4, дожимается
компрессором – 7 до 85 атм. и направляется
на дожимную компрессорную станцию –
9, откуда с давлением 160 атм и температурой
порядка +30 оС (поток IX)
на берег.
Газ и конденсат
(поток X и XI)
из отстойника – 3 также сбрасываются
в сепаратор – 8.
Водо – метанольная
фаза из сепаратора – 8 (поток XII)
направляется на установку регенерации
метанола – 10. Туда же (поток XXVII)
сбрасывается водо – метанольная фаза
из отстойника – 3.
Регенерация
заключается в простом выпаривании. В
результате, получают 90 % метанол (поток
VI) и воду (поток XIII),
сбрасываемую либо в море, либо направляемую
в поглощение.
Конденсат из
сепаратора – 8 (поток XVII)
направляется на стабилизацию, для чего
он сначала подогревается в первичном
теплообменнике – 12 до +2 оС и
разгазируется в сепараторе – 13 при 10
атм.
Весь выделившийся
газ (поток XVIII) направляется
но дожимную компрессорную станцию –
9, а оставшийся конденсат делится на
две части. 30 % (поток XIX)
идёт на орошение колонны стабилизации
– 15 (8 атм), а 70 % подогревается до 160 оС
во вторичном теплообменнике – 14 и
подается в колонну.
Источником тепла
служит рибойлер – 16 в змеевик которого
подаётся пар (200 оС и 16 атм) –
(поток XXII). Конденсат
поступает в рибойлер с глухой тарелки
(поток XXIII). Образовавшиеся
в рибойлере горячие пары (поток XXIV)
возвращаются в колонну в качестве
горячей струи, а стабильный конденсат
выводится (поток XXV). Он
отдает свое тепло в теплообменниках –
14 и 12 и поступает в 200 м3 ёмкость
– 17, откуда насосом – 18 перекачивается
(поток XXVI) в подводное
хранилище конденсата установки
беспричального налива танкеров.
Синтез метанола
осуществляется в узле – 11 из газа (поток
XIV) и воздуха (поток XV)
при 40 – 60 атм и 400 – 500 оС путём
прямого окисления. Получается метанол
с концентрацией порядка 40 %, что явно
недостаточно. До необходимой концентрации
(90 %) его доводят на установке регенерации
– 10 .