Район Обской и Тазовской губ

Карское море

Ю-В часть Баренцева моря (Печорский шельф)

С-В часть Баренцева моря

С-З часть Баренцева моря

Баренцево море

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.

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.

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.

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.

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.

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