- •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
Белое море
а) Терминал «Талаги» (точка 9 на рис.1), расположенный возле Архангельска на берегу реки Северная Двина, используется с 2002 г. компанией «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» для отгрузки экспортного сырья, добываемого в Тимано – Печорской провинции дочерним предприятием «Роснефти» - «Северная нефть».
Оно поступает по магистральному трубопроводу Уса – Ухта – Ярославль на нефтеперекачивающую станцию Приводино на юге Архангельской области. Здесь сырьё переваливается в железнодорожные цистерны и доставляется на нефтехранилище в Талаги, где и загружается в танкеры, дедвейтом 20 тыс.т., транспортирующие его на танкер – накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе.
Перевозка челночными танкерами осуществляется предприятием «Роснефтефлот» - дочернее предприятие «Роснефти». В 2005 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» отгрузила через БТ «Талаги» 4,2 млн.т. нефти и нефтепродуктов; в 2006 г. – 3,1 млн.т. В январе 2007 г. «Роснефть» и «Совкомфлот» подписали соглашение об образовании на базе «Роснефтефлота» совместной компании по обслуживанию морских проектов.
В 2006 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» приступила к реконструкции терминала «Талаги», которая завершилась в 2007 г. В результате, мощность терминала была увеличена до 6 млн.т в год. Включая 4,5 млн.т сырой нефти. В дальнейшем планируется поэтапно увеличить пропускную способность до 10 млн.т.в год.
б) В 2006 г. компания «Роснефть» завершила строительство терминала «Приводино» (на рис.1 не показано), мощностью 4,5 млн.т в год, призванного служить промежуточным звеном транспортной схемы.
в) В 2003 г. компании «Татнефть» и «АРМ-нефтесервис» заявили о намериниях соорудить терминал в Северодвинске (точка 10 на рис.1) мощностью до 5 млн.т. в год для перегрузки нефти, доставляемой по железной дороге. Полагалось, что нефть будет накапливаться в береговом резервуарном парке в районе Онеги. Затем по 30 км подводному трубопроводу она будет транспортироваться на танкер – накопитель в Онежской губе и далее отгружаться в линейные танкера на экспорт.
Но в 2004 г. «АРМ-нефтесервис», а в 2005 г. и «Татнефть» отказались от своих планов. Позднее «АРМ-нефтесервис» обсуждала новый проект возведения терминала в Онежской губе Белого моря, а «Татнефть» начала строить свой собственный терминал в Калининградской области.
г) В 2003 г. ОАО «Волготанкер» осуществляло перевалку мазута в Онежской губе Белого моря (точка 11 на рис.1).
Речные танкеры типа «нефтерудовоз» доставляли его через Беломоро – Балтийский канал в Онежский залив, где и перегружали на танкеры «Латвийского морского пароходства» дедвейтом 28 тыс.т., перевозившие его непосредственно в Роттердам. В 2003 г. таким образом было экспортировано 320 тыс.т. мазута и сырой нефти. Но, данные операции были прекращены вследствие аварийного разлива мазута, произошедшего в сентябре 2003 г.
д) «Витино» - (точка 12 на рис.2) – первый частный морской порт в новой России.
Отгрузка сырья на экспорт началась ещё в 1995 г. Нефть и нефтепродукты доставляются на «Беломорскую нефтебазу» по железной дороге и переваливаются в Витино в танкеры дедвейтом до 80 тыс.т., которые транспортируют их на экспорт либо напрямую, либо с перегрузкой в Баренцевом море. В 2003 г. терминал «Витино» отгрузил на экспорт 5,7 млн.т. нефти, в 2004 г. – 3,7 млн.т (транспортные потоки были переориентированы на Мурманск), в 2005 г. – 1,6 млн.т. (включая 800 тыс.т. газового конденсата), в 2006 г. – 3,7 млн.т.
В 2004 г. на терминале была начата масштабная реконструкция и к 2005 г. пропускная способность терминала была доведена до 11 млн. т. в год. Одновременно компании «НОВАТЭК» совместно с «Беломорской нефтебазой» нарастили мощности по перевалке газового конденсата.
е) В 2005 г. компания «Рос-ойл» - дочернее предприятие ЗАО «ОБЛ нефтепродукт» - начала строительство терминала «Бакланка» в Вологодской области.
Нефть, поступающая по трубопроводу Ухта – Ярославль, будет перегружаться в железнодорожные цистерны и отправляться в «Витино». Данный терминал мощностью 3,8 млн.т. в год в конце 2007 г. сдан в эксплуатацию.