- •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
Лекция № 8
1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
На сегодняшний день подводная подготовка продукции скважин сводится исключительно к подводной сепарации, да и то, в основном, только для газлифтного способа эксплуатации скважин.
Для маргинальных и глубоководных месторождений, а также для замерзающих акваторий – это самый целесообразный путь.
Различают два варианта подводной сепарации:
все технологические аппараты располагают в одном герметичном комплексе с нормальным давлением и температурой (так называемый сухой вариант);
все технологические аппараты объединяют в один комплекс и располагают прямо на дне (так называемый мокрый вариант) с повышенным давлением и пониженной температурой, характерными для окружающей морской среды. Комплекс снабжают дистанционным управлением с берега или платформы. Комплекс состоит из легко съёмных модулей, легко поднимаемых на поверхность. Мелкий ремонт осуществляют либо с помощью водолазов, либо с помощью дистанционно управляемых манипуляторов.
Первый вариант характерен для Российской Федерации.
Второй – для Западного Мира.
Но в любом случае – это только единичные опытные проекты.
Пример № 1:
1989 г, месторождение Артджилл (Северное море), фирма «Квернер эйч энд Джи».
На дне вблизи скважины (или группы скважин) устанавливают сепаратор и раздельно транспортируют газ и жидкость на берег или на платформу. Если расстояние не превышает 25 км., то насос устанавливается только на жидкостной линии. Если расстояние достигает 100 км., то на газовой линии устанавливается компрессор. Подвод энергии осуществляется с берега или платформы.
Всё оборудование собирается в модуль с габаритными размерами 12 х 16 м и массой до 200 т. Модуль закрепляется на дне 4 скважинами по углам и имеет 3 насоса – 2 рабочих и 1 – резервный. Модуль рассчитан на 6 скважин и имеет на выходе две трубы одного диаметра. Трубы рассчитаны на пропуск очистного устройства, с его возвратом по другой трубе.
Пример № 2:
Проект «Закум» – реализован в Северном море в начале 70-х годов. На глубине 25 метров устанавливается трёхфазный сепаратор. Выделившийся газ через отдельный факельный сепаратор направляется на платформу, где и сжигается на факеле. Нефть и вода объединяются и по одной трубе длиной 4 км направляются на лёгкое основание, откуда насосом по трубе в 80 км направляются на берег.
Пример № 3:
Проект «PRIME», фирма АТЕ.
На дне устанавливаются три модуля:
- первичный;
вторичный;
- модуль главного коллектора.
В первичный модуль входят элементы, требующие ремонта (клапаны, штуцера, сепаратор, КИП, насосы, Э/Д, трансформаторы и тд.). Любой элемент данного модуля можно обслужить дистанционно управляемыми подводными аппаратами. Любой элемент данного модуля (или весь модуль) можно поднять без водолазов и направляющих канатов.
Во вторичный модуль (обычно неподъёмный) входят пассивные элементы – обвязочные трубопроводы. Вторичный модуль служит рамой для установки первичного модуля.
Модуль главного коллектора собирает продукцию скважин из многочисленных первичных и вторичных модулей и направляет её или на платформу, или на берег.
Пример № 4:
Проект «DAMPS» фирма Agipp.
- устанавливает на дне турбосепаратор, использующий энергию нефтяного газа;
использует бескабельную передачу информации на поверхность и команд на дно (система SWACS) с помощью акустических сигналов, передающихся по специальной трубе;
обслуживает до 15 скважин.