Analiza experienței de utilizare sub apă mijloace tehnice producția și transportul de petrol și gaze pe raftul arctic arată că industria autohtonă de petrol și gaze din acest segment se confruntă cu un decalaj tehnologic clar în urma liderilor mondiali. Articolul prezintă principalele motive pentru o astfel de întârziere și sugerează modalități de intensificare a producției de mijloace tehnice moderne de dezvoltare a rafturilor, precum și mecanisme de atragere a investițiilor în acest sector industrial.

Unul dintre principalii vectori de dezvoltare a complexului mondial de petrol și gaze vizează dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi situate pe platformele continentale. Federația Rusă are cea mai mare suprafață a platformei continentale și cele mai mari resurse de hidrocarburi. Pentru a dezvolta acest potențial colosal al complexului autohton de petrol și gaze, dezvoltarea intensivă, eficientă și sigură a zăcămintelor offshore, este necesar să se asigure dezvoltare tehnologică industriile conexe care furnizează producție de petrol și gaze și echipamente electrice, flotă navală a câmpurilor petroliere, precum și asistență pentru cercetare, dezvoltare și servicii.

În ciuda unor întârzieri tehnologice obiective astăzi, Rusia a fost întotdeauna un lider în dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi offshore, deoarece țara noastră este cea care deține proiecte inovatoare de importanță mondială care au deschis posibilitatea dezvoltării acestora. În ciuda implementării unor proiecte inovatoare offshore în trecut și parțial în prezent, industria autohtonă de petrol și gaze este deja astăzi.

Flotă subacvatică

Cea mai mare parte a raftului rusesc este arctic cu condiții naturale și climatice extreme. Principalele probleme în dezvoltarea platformei arctice sunt condițiile dificile de gheață, și anume pericolul aisbergurilor și lipsa accesului pe tot parcursul anului la instalațiile plutitoare.
zăcămintelor și, prin urmare, lipsa oportunităților de explorare și dezvoltare pe tot parcursul anului. De exemplu, forarea folosind platforma Universitetskaya-1 va fi efectuată în timpul sezonului inter-gheață (din august până la sfârșitul lunii octombrie). În rest, pentru a asigura forarea pe tot parcursul anului, a fost necesară construirea unei platforme rezistente la gheață pe câmp. Este clar că atât prima, cât și a doua opțiune complică proiectul și duc la creșterea prețului acestuia.

În aceste condiții, cele mai eficiente sunt mijloacele tehnice subacvatice de dezvoltare a raftului: conducte subacvatice, instalații de foraj subacvatice, complexe de pompare subacvatică, complexe de preparare subacvatică a hidrocarburilor.

Companiile globale de petrol și gaze, inclusiv cele rusești, au o vastă experiență în construcția și operarea conductelor subacvatice trunchi și de câmp. Una dintre cele mai mari sub apă gazoductele principale Nord Stream leagă orașele Vyborg și Greifswald și transportă gaze naturale rusești în Germania, ocolind țările de tranzit. Conducte de câmp submarin în Federația Rusă sunt utilizate în dezvoltarea raftului insulei Sakhalin și, de exemplu, în Europa, a fost construită o rețea de conducte subacvatice în Marea Nordului, între Norvegia și Marea Britanie.
De cel mai mare interes pentru dezvoltarea platformei arctice sunt mijloacele tehnice subacvatice pentru forarea sondelor de explorare și producție, precum și mijloacele de colectare, pregătire și pompare a hidrocarburilor produse pe raft prin conducte subacvatice fără utilizarea mijloacelor tehnice plutitoare. Companiile norvegiene FMC Technologies și Aker Solutions sunt liderii mondiali în dezvoltarea și producția de echipamente tehnice subacvatice pentru diverse scopuri pentru zăcămintele offshore de hidrocarburi.
De asemenea, dezvoltarea echipamentelor și tehnologiilor subacvatice este realizată de Siemens și MAN. Liderul în utilizarea tehnologiilor subacvatice este compania norvegiană de petrol și gaze Statoil.
.
Complexe miniere subacvatice. Astăzi, Statoil utilizează tehnologia submarină în mai multe domenii. Un exemplu este câmpul Ormen Lange, situat în Marea Barents și dezvoltat din 2007. La începutul dezvoltării sale, în etapa forării puțurilor de producție, la fiecare cap de sondă a fost montată o placă de fund cu ferestre de foraj pe care, după finalizarea puțurilor, a fost amplasat un complex de producție subacvatică (MPS). Include un colector și tot setul necesar de echipamente pentru capul puțului pentru a asigura extracția în siguranță a hidrocarburilor. Aspect MPC este prezentat în Figura 1. În continuare, un flux de hidrocarburi multifazic format dintr-un amestec de hidrocarburi (petrol, gaz și condensat), nisip și apă este transportat printr-o conductă subacvatică de 160 km către un complex de procesare situat pe o insulă în apropiere. orașul Hammerfest, unde hidrocarburile sunt separate și purificate. După aceea, gazul este lichefiat și pregătit pentru încărcare în cisterne, iar dioxidul de carbon separat este pompat înapoi în puțuri.

La zăcământul Tordis, situat în Marea Nordului, producția de hidrocarburi a Statoil implică pregătirea submarină a hidrocarburilor extrase pentru transportul ulterioar. Separarea petrolului, gazelor și nisipului se realizează cu ajutorul separatoarelor subacvatice (Fig. 2).

Complexe subacvatice de pompare. În marea majoritate a cazurilor, navele-cisternă sunt folosite pentru a transporta materii prime extrase la raft. Cu toate acestea, în unele câmpuri din mările arctice se folosesc complexe de pompare subacvatică. Acest lucru asigură funcționarea câmpurilor pe tot parcursul anului, indiferent de condițiile de gheață. De exemplu, sistemele de pompare submarină sunt în funcțiune la zăcământul Asgard din 2013 și sunt planificate să fie instalate până în 2017 la zăcământul Ormen Lange.

Primul complex de pompare subacvatică a fost creat de General Electric cu o capacitate de 850 kW, a fost testat în 1992 în fabrică. Astăzi, dezvoltarea unor astfel de complexe este realizată de companii electrice de top. În Norvegia, a fost testată o unitate de tip MAN Hofim (Fig. 3), iar în 2009 a fost testat un compresor Siemens ECO-II (Fig. 4).

Complexe subacvatice din Rusia. În prezent, peste 130 de zăcăminte offshore din întreaga lume utilizează tehnologii de producere a hidrocarburilor submarine. În Rusia, primul MPC a fost amplasat pe raftul Mării Okhotsk, ca parte a dezvoltării câmpului Kirinskoye, și există planuri de utilizare a acestora în dezvoltarea câmpului de condensat de gaz Shtokman.

Complexul de producție submarin utilizat la zăcământul Kirinskoye asigură exploatarea a șapte sonde, gazul din care este alimentat colectorul, care este veriga centrală a complexului. Gazul produs este colectat la un colector și apoi transportat printr-o conductă offshore către o instalație de procesare pe uscat. Transportul se efectuează fără comprimare suplimentară, sub acțiunea presiunii de formare. La instalația de procesare terestră, după ce a fost pregătit pentru transport, gazul este trimis printr-o conductă de gaz de 139 de kilometri către stația principală de compresoare a sistemului de transport de gaze Sahalin-Khabarovsk-Vladivostok. Producătorul MPC este FMC Technologies.

Motivele restanțelor

Companiile autohtone au experiență în cooperare și producție de instalații tehnice plutitoare pentru dezvoltarea raftului, cu toate acestea, toate realizările în acest domeniu au fost realizate în alte conditii economice funcționarea statului nostru. Până în prezent, producția propriilor platforme plutitoare finite se desfășoară în cantități insuficiente. Cu toate acestea, dezvoltările tehnice și tehnologice ale plantelor, experiența oamenilor de știință și a specialiștilor care au luat parte la dezvoltarea și producția lor, sunt de neprețuit pentru țara noastră astăzi. De asemenea, atenția acordată de companiile autohtone tehnologiilor subacvatice nu corespunde importanței și perspectivelor acestora pentru dezvoltarea platformei arctice. Deficiențele din ambele domenii reprezintă o provocare serioasă pentru industria modernă de petrol și gaze a țării.

Principalele motive pentru întârzierea în producția de echipamente tehnice și complexe subacvatice pentru dezvoltarea raftului sunt complexitatea condițiilor naturale și climatice ale mărilor arctice rusești și un numar mare de zăcăminte continentale cu hidrocarburi relativ ușor recuperabile, a căror dezvoltare acoperă în totalitate nevoile interne și piețele externe. Inca Motivul principal Una dintre problemele care astăzi nu reușește să asigure construcția intensivă a instalațiilor tehnice de explorare și producere a hidrocarburilor la raft este lipsa infrastructurii eficiente de cercetare, dezvoltare, producție, testare, organizatorică și financiară. Trebuie înțeles că atunci când rezolvăm problemele de funcționare a elementelor enumerate ale infrastructurii inovatoare de petrol și gaze, este recomandabil să ne bazați nu numai pe evoluțiile interne, ci și să luați în considerare și să utilizați experiența pozitivă a companiilor străine. .

Consorțiul Național

Baza de producție și testare industria petrolului si gazelorîn ceea ce privește proiectarea, construcția și testarea mijloacelor tehnice ale flotei marine ale câmpului petrolier, Statele Unite corporație de construcții navale". Există speranța că o astfel de coordonare a eforturilor statului în dezvoltarea, producerea și testarea atât a flotei de suprafață, cât și a flotei offshore subacvatice va putea asigura dezvoltarea și implementarea eficientă a acestor tehnologii.

Pentru rezolvarea problemelor asociate dezvoltării infrastructurii educaționale, de cercetare, dezvoltare și creșterea eficienței acesteia, resursele Consorțiului Național de Inovare Științifică și Educațională și Tehnologică al Instituțiilor Superioare de Învățământ de Resurse Minerale și Complexe Combustibile și Energetice, creat cu participarea universități de conducere din industrie, pot fi utilizate țări. Membrii consorțiului, cu sprijinul companiilor rusești de petrol și gaze, pot acoperi toate nevoile industriei autohtone de petrol și gaze, nu numai în pregătirea specialiștilor de înaltă calificare și recalificarea acestora, ci și în cercetare și dezvoltare, precum și în transferul şi adaptarea tehnologiilor străine.

După cum arată practica, atunci când se creează consorții și societăți mixte de către companiile de petrol și gaze autohtone și străine pentru implementarea proiectelor individuale offshore, toate tehnologiile importate nu primesc un studiu profund și o distribuție largă în continuare. De asemenea, măsurile politice ale guvernelor statelor străine pot crea dificultăți în funcționarea unor astfel de „uniuni”, ceea ce poate duce la oprirea completă a proiectelor interne offshore cu participarea acestora. În schimb, atunci când companiile rusești de petrol și gaze lucrează cu Consorțiul Național al Universităților din Rusia, specialiștii și oamenii de știință pe care îi vor absolvi vor avea cunoștințe necesareși abilități de a lucra cu echipamente și tehnologii moderne implementate. Crearea acestui consorțiu, ținând cont de condițiile politice de astăzi, este foarte oportună și promițătoare.

Astăzi, în Rusia operează o serie de consorții din amonte de companii de petrol și gaze interne și străine. Consorțiul Sakhalin Energy Investment Company Ltd a fost înființat pentru a implementa proiectul Sakhalin-2 și este format din Gazprom, Royal Dutch Shell, Mitsui și Mitsubishi. Un alt exemplu este consorțiul Exxon Neftegas Ltd, ai cărui membri sunt Rosneft și ExxonMobil: sub conducerea sa, proiectul Sakhalin-1 este în curs de implementare. Un exemplu de consorțiu străin tehnologic este asociația de companii
de FMC Technologies, Anadarko, BP, ConocoPhillips și Shell, cu scopul de a dezvolta o nouă generație de tehnologie submarină care va fi standardizată pentru a rezolva sarcini tipice cu care se confruntă dezvoltatorii de câmpuri offshore

experiență norvegiană

Viteza de dezvoltare și crearea unor mijloace tehnice promițătoare de dezvoltare a raftului și, în consecință, eficiența și siguranța proiectelor offshore în mările arctice determină condițiile și mecanismele financiare și organizatorice oferite de guvernele țărilor cu acces la raft. Odată cu crearea condițiilor financiare și organizaționale și sprijinul companiilor industriale autohtone, nu există nicio îndoială că acestea vor putea asigura dezvoltarea părții rusești a raftului arctic. În același timp, desigur, este necesar să se studieze și să se țină cont de experiența țărilor lider în acest domeniu.

Una dintre ele este Norvegia, care în anii 1970–80, cu o pregătire tehnologică aproape nulă, prin atragerea de investiții și tehnologie străină, a reușit să asigure dezvoltarea eficientă și sigură a propriilor zăcăminte de hidrocarburi offshore. Apoi creați un potențial de producție și transformați-l într-o industrie la scară largă care produce mijloacele tehnice necesare dezvoltării raftului. Pentru a asigura dezvoltarea și înființarea celor mai importante companii de producție și servicii de petrol și gaze din lume. Pentru a se extinde pe piața mondială a echipamentelor tehnice de suprafață și a deveni lider în dezvoltarea, testarea și implementarea echipamentelor tehnice subacvatice pentru dezvoltarea raftului. Astăzi, raftul norvegian al Mării Nordului și Norvegiei este, în esență, un „laborator” global pentru dezvoltarea, producerea și testarea mijloacelor tehnice moderne și promițătoare pentru dezvoltarea câmpurilor offshore.

Principala instituție pentru dezvoltarea industriei de petrol și gaze norvegiene este Consiliul de Cercetare din Norvegia, care formulează și coordonează toate industriile legate de complexul de petrol și gaze. Consiliul de Cercetare este finanțat de Guvernul Norvegiei. Consiliul de Cercetare oferă sprijin pentru proiecte semnificative la nivel național pentru dezvoltarea tehnologiilor petroliere și gaze, printre care PETROMAKS - un program de finanțare a proiectelor științifice în sectorul petrolier, GASSMAKS - un program de finanțare a proiectelor științifice în sectorul gazelor naturale, DEMO2000 - un program pentru finanțarea dezvoltării de noi tehnologii petroliere și gaze și comercializarea acestora, RENERGI - un program de finanțare a proiectelor de mediu pentru sectorul energetic, CLIMIT este un program de finanțare a proiectelor de gaze naturale curate.

În Federația Rusă, până în 2012, a existat un federal programul țintă„Oceanul Lumii”, al cărui obiectiv principal pe termen lung a fost o soluție cuprinzătoare la problema studierii, dezvoltării și utilizare eficientă resursele şi spaţiile Oceanului Mondial în interesul dezvoltare economicăși asigurarea securității țării. În prezent, nu există un program similar în ceea ce privește scopurile și obiectivele.

Experiența Norvegiei este indicativă și în dezvoltarea aspectului organizatoric la nivel legislativ. De exemplu, în procesul de atragere a investițiilor și tehnologiilor către proiecte offshore, au fost elaborate următoarele acorduri standard: „Fifty la sută” (50% Acord), „Financial” (Financial Agreement), „ Voință bună» (Acord de fonduri comerciale). Primul tip de acorduri prevede că companiile străine, atunci când dezvoltă un depozit, se angajează să îndeplinească cel puțin 50% din toate muncă de cercetare necesare dezvoltării acestui domeniu. Astfel de acorduri sunt încă o parte integrantă a contractelor de dezvoltare a raftului norvegian, iar controlul asupra executării lor revine direct Ministerului Combustibilului și Energiei din Norvegia. De exemplu, Shell, care a fost operatorul primei faze a domeniului Troll, a cheltuit 73% din fonduri pentru proiecte de cercetare pe serviciile companiilor și instituțiilor norvegiene, iar în cadrul proiectului Draugen - 80%. Al doilea tip de acord, financiar, obliga companiile străine să desfășoare lucrări de cercetare și dezvoltare în Norvegia în perioada de timp stabilită prin acord cu un buget prestabilit (de obicei o cotă din venitul din dezvoltarea domeniului). Al treilea tip de acorduri obliga companiile străine să desfășoare cât mai multă cercetare și dezvoltare în Norvegia, fără obligații legale stricte, dar au cerut companiilor străine să prezinte rapoarte anuale de progres către Consiliul de Cercetare.

Cooperarea în cadrul acestor acorduri a făcut posibilă desfășurarea unei game largi de cercetări în domeniul explorării marine, energiei, ingineriei și altele legate de dezvoltarea industriei de petrol și gaze offshore în Norvegia. Trebuie menționat că partea care controlează astfel de acorduri în Norvegia este întotdeauna statul reprezentat de Ministerul Combustibilului și Energiei.

Concluzie

Rusia are un raft al mărilor arctice, unic în potențialul său de petrol și gaze și foarte inteligent prin resurse umane. În politica de azi şi termeni financiari Federația Rusă are acum ultimul stimul, absent de mult timp, pentru dezvoltarea intensivă a propriilor tehnologii moderne și promițătoare de petrol și gaze și pentru crearea unei industrie interne avansate de petrol și gaze - interdicția importului de tehnologii străine pentru dezvoltare. a zăcămintelor de hidrocarburi offshore. Fără îndoială că, odată cu crearea corectă și în timp util a unor condiții financiare și organizatorice stimulatoare din partea statului și a companiilor naționale de petrol și gaze, cele mai mari proiecte de petrol și gaze din lume vor fi implementate pe raftul rusesc cu cei mai înalți indicatori în ceea ce privește de eficiență și siguranță și utilizarea echipamentelor și tehnologiilor inovatoare casnice.

Odată, sa întâmplat cu mult timp în urmă, eram într-o călătorie de afaceri în orașul Murmansk. Am mers cu un prieten cu mașina. Dacă conduceți până la Murmansk pe uscat, de exemplu, de-a lungul autostrăzii, atunci portul se va deschide de sus, ca și cum ar fi o vedere de ochi de pasăre. Navele se înghesuie în gura îngustă a golfului Kola. Câte dintre ele - nu numără... Dar, printre siluetele familiare, s-a remarcat una, pe care nu o mai văzusem până acum. În general, nava este ca o navă, doar în centrul punții există un turn ajurat - un turn, vopsit etaj cu etaj în alb și roșu. Un coleg geolog a explicat că aceasta era o navă pentru foraj exploratoriu offshore la latitudini mari! Am auzit atât de multe lucruri interesante despre aceste noi nave de foraj încât m-am hotărât să o vizitez cu orice preț și să mă uit bine la toate.

Nava era la perete. Mâncarea a fost încărcată pe el, ceva a fost legat, ceva a fost împachetat. După câteva ore - plecare...

Însoțitorul m-a condus rapid pe coridoare lungi, cu ecou, ​​cu covoare, din care nici măcar nu avuseseră timp să scoată capacele de plastic. Totul aici era atât de nou, atât de curat... Mergeam repede și cu greu puteam citi semnele de pe uși: „Ofițer secund”, „Inginer șef”, „Navigator secund”... totul, așa cum trebuia să fie pe un nava obisnuita. Și deodată au apărut semnele unui plan complet diferit: „Geologi”, „Geofizică”, „Mecanica echipamentelor de foraj”. „Maeștri de foraj”, „Șef de foraj”...

După ceva timp, al doilea asistent al căpitanului, eliberat de ceas, a început repede să mă pună la curent.

Înseamnă asta: lungimea carenei navei este de o sută patruzeci și nouă de metri, lățimea este de douăzeci și cinci. Înălțimea, împreună cu instalația de foraj, este de cincizeci și doi de metri, deplasarea este de douăsprezece mii de tone ...

În mintea mea, traduc rapid numerele în imagini: cincizeci și doi de metri înălțime. Dacă numărați trei metri pe etaj, este vorba despre o clădire cu șaisprezece etaje!

Nava are șapte elice.

De ce atât de multe?

Cele două principale aleargă. Trei elice de prora, două elice de pupa pentru a menține nava la punctul de foraj selectat, dacă sunt vânturi, derivă, mare grea și așa mai departe. Datorită acestor elice, putem lucra pe un „punct” cu o înălțime a valului de până la aproximativ cinci metri. Pentru Marea Barents, aceasta este aproape limita.

Dar pe o suprafață tremurătoare precum apa, cum poți să stai într-un singur loc și să forezi, fiind conectat la puț cu un șir de foraj rigid?

După această întrebare s-au deschis porțile elocvenței interlocutorului meu. El a spus că trei computere puternice controlează modurile a șapte șuruburi. Nici măcar cel mai experimentat cârmaci nu este capabil să le controleze simultan, astfel încât să țină nava pe „punct”. Un alt lucru sunt computerele. Fără asistență umană, controlez în funcție de semnalele numeroșilor senzori! lucrează de la elice, iau în considerare semnalele sateliților artificiali de navigație ai Pământului, indicând navei cum să se apropie de o anumită zonă de recunoaștere. Asistentii electronici iau in calcul! toate datele primite și emit comenzi pentru a controla funcționarea elicelor.

Iată o mașină de foraj puternică, ca să spunem așa „mașină de forat”. Din aceasta, rotația este transmisă printr-un sistem de țevi către bitul din gaura de jos. În același timp, unghiul de înclinare se poate schimba ușor, ceea ce înseamnă că nava nu trebuie să stea „moartă” pe apă, are o oarecare oportunitate de a „dansa” pe valuri fără a întrerupe forajul. Și aici este mecanismul care asigură siguranța navei în cazul unei izbucniri neașteptate de gaz sau petrol - un întrerupător special „preventor” de tăiere. El instantaneu, ca un cuțit, taie șirul de foraj și închide ermetic capul sondei.

La platformă, toate mecanismele sunt încă noi, strălucind cu vopsea proaspătă. Și peste tot sunt țevi, țevi, țevi - de diferite diametre, cu grosimi diferite de perete. Avem nevoie de multe dintre ele, țevile astea. Anterior, știința considera raftul la o adâncime de două sute de metri. Au forat de la trei sute de metri, apoi au pășit imediat la șapte sute. Și acum forează deja undeva la adâncimi de până la o mie două sute de metri de nivelul mării... Vremuri noi, cerințe noi, tehnologie nouăși noi provocări.

Producția de petrol subacvatică este costisitoare. Și deși departe de orice adâncime sunt disponibile dezvoltare industriala de la suprafata apei. Astăzi, experții oferă o nouă modalitate: de a abandona platformele tradiționale de foraj și de a monta toate echipamentele direct în partea de jos.

Sub apă nu sunt furtuni, nici tulburări. Desigur, pentru aceasta, scafandrii vor trebui să stăpânească adâncimi serioase, să învețe cum să monteze instalații de foraj la fund, să separe apa de mare de petrolul care se amestecă inevitabil cu ea și să construiască spații de depozitare... Sunt multe probleme. Dar gândirea tehnică nu stă pe loc.

Construcția platformei de foraj constă în livrarea la șantier a producției propuse și inundarea ulterioară a bazei structurii plutitoare. Pe acest tip de „fundație”, se construiesc apoi restul componentelor necesare.

Inițial, astfel de platforme au fost realizate prin sudarea turnurilor cu zăbrele, în formă de trunchi de piramidă, din țevi și profile metalice, care apoi erau prinse ferm în cuie pe fundul mării sau oceanului cu grămezi. Ulterior, pe astfel de structuri au fost instalate echipamentele necesare de foraj sau producție.

Când a devenit necesară dezvoltarea depozitelor situate în latitudinile nordice, au fost necesare platforme rezistente la gheață. Acest lucru a condus la faptul că inginerii au dezvoltat proiecte pentru construcția de fundații casetate, care de fapt sunt insule artificiale. Un astfel de cheson în sine este umplut cu balast, care, de regulă, este nisip. O astfel de bază este presată pe fundul mării sub influența propriei greutăți, care este afectată de forțele gravitaționale.

Cu toate acestea, de-a lungul timpului, dimensiunea structurilor plutitoare offshore a început să crească, ceea ce a făcut necesară reconsiderarea caracteristicilor designului lor. În acest sens, dezvoltatorii companiei americane Kerr-McGee au creat un proiect al unui obiect plutitor sub forma unui reper de navigare. Structura în sine este un cilindru, a cărui parte inferioară este umplută cu balast.

Partea inferioară a acestui cilindru este fixată ziua cu ajutorul ancorelor speciale de fund. O astfel de soluție tehnică a făcut posibilă construirea unor platforme destul de fiabile de dimensiuni cu adevărat gigantice, care sunt utilizate pentru extracția materiilor prime de petrol și gaze la adâncimi ultra-mare.

În mod corect, trebuie spus că nu există diferențe fundamentale între procesul de extragere a materiilor prime de hidrocarburi și transportul ulterioar al acestora între sondele de producție offshore și onshore.

De exemplu, elementele principale ale unei platforme fixe offshore sunt aceleași cu cele ale unui pescuit onshore.

Caracteristica principală a instalației de foraj offshore este, în primul rând, autonomia de funcționare a acesteia.

Pentru a obține o astfel de autonomie, platformele de foraj offshore sunt echipate cu generatoare electrice foarte puternice, precum și cu instalații de desalinizare a apei de mare. Stocurile de pe platformele offshore sunt completate cu ajutorul navelor de serviciu.

De asemenea, folosirea transportului maritim este necesara pentru livrarea intregii structuri catre amplasamentul minier, in cazul masurilor de salvare si stingere a incendiilor. Transportul materiilor prime extrase din fundul mării se realizează prin conducte de fund, precum și cu ajutorul flota de cisterne sau prin instalații plutitoare de depozitare a petrolului.

Tehnologiile moderne, dacă locul de producție este situat lângă coastă, prevăd forarea puțurilor direcționale.

aligncenter="" wp-image-1366="" size-medium=""> producția de petrol și gaze” width=”600″ height=”337″ />

Dacă este necesar, aceasta proces tehnologic prevede utilizarea unor dezvoltări avansate care permit controlul de la distanță al proceselor de foraj, ceea ce asigură o precizie ridicată a lucrărilor efectuate. Astfel de sisteme oferă operatorului posibilitatea de a emite comenzi echipamentelor de foraj chiar și de la o distanță de câțiva kilometri.

Adâncimile de producție pe platforma mării, de regulă, sunt în limita a două sute de metri, atingând în unele cazuri o valoare de jumătate de kilometru. Utilizarea unei anumite tehnologii de foraj depinde direct de adâncimea stratului productiv și de distanța locului de producție de coastă.

În zonele cu ape puțin adânci, de regulă, se ridică fundații armate, care sunt insule artificiale, pe care se montează ulterior echipamentele de foraj. În unele cazuri, în ape puțin adânci, se folosește tehnologia care presupune împrejmuirea șantierului minier cu un sistem de baraje, ceea ce face posibilă obținerea unei săpături împrejmuite din care apoi să fie pompată apa.

În cazurile în care există o sută sau mai mult de kilometri de la locul de dezvoltare până la coastă, este deja imposibil să se facă fără utilizarea unei platforme petroliere plutitoare. Platformele staționare sunt cele mai simple în proiectarea lor, dar pot fi utilizate numai la o adâncime de exploatare de câteva zeci de metri, deoarece în astfel de ape puțin adânci este posibilă fixarea unei structuri staționare folosind grămezi sau blocuri de beton.

Începând de la adâncimi de aproximativ 80 de metri, începe utilizarea platformelor plutitoare dotate cu suporturi. În zonele cu adâncimi mari (până la 200 de metri), fixarea platformei devine deja problematică, prin urmare, în astfel de cazuri, se folosesc instalații de foraj semi-submersibile.

În loc, astfel de platforme sunt ținute de sisteme de ancorare și sisteme de poziționare, care sunt un întreg complex de motoare și ancore subacvatice. Forarea la adâncimi ultra-mare se realizează cu ajutorul unor vase de foraj specializate.

La amenajarea puțurilor offshore, se folosesc atât metodele individuale, cât și cele de grupare. În ultimii ani a început să fie practicată utilizarea așa-numitelor baze mobile de foraj. Procesul de foraj în larg în sine se realizează cu ajutorul unor ridicători, care sunt coloane de țevi de diametru mare coborâte până la fund.

După finalizarea procesului de foraj, pe partea inferioară este plasat un dispozitiv de prevenire de mai multe tone, care este un sistem anti-explozie, precum și fitinguri pentru capul puțului. Toate acestea fac posibilă prevenirea scurgerii materiilor prime extrase dintr-un puț forat în apele deschise. În plus, este obligatorie instalarea și pornirea echipamentelor de control și măsurare care monitorizează starea curenta fântâni. Ridicarea uleiului la suprafață se realizează cu ajutorul unui sistem de furtunuri flexibile.

După cum devine clar, complexitatea și nivelul ridicat de fabricabilitate al proceselor de dezvoltare a zăcămintelor offshore sunt evidente (chiar fără a intra în profunzime). detalii tehnice astfel de procese). În acest sens, se pune întrebarea: „Merită o producție de petrol atât de complexă și costisitoare?” Cu siguranta da. Aici, principalii factori care vorbesc în favoarea ei sunt cererea în continuă creștere de produse petroliere cu epuizarea treptată a zăcămintelor de pe uscat. Toate acestea depășesc costul și complexitatea unei astfel de minerit, deoarece materiile prime sunt solicitate și plătesc costurile extracției lor.

Și gaz” lățime=”600″ înălțime=”414″ />

În prezent, Rusia și unele țări asiatice intenționează să își mărească capacitatea de producție de hidrocarburi offshore în viitorul apropiat. Și asta se datorează laturii pur practice a problemei, deoarece mulți Câmpurile rusești au un grad ridicat de epuizare, iar în timp ce generează venituri, este necesară dezvoltarea zăcămintelor alternative cu rezerve mari de materii prime pentru a trece ulterior la producția offshore fără consecințe grave.

În ciuda problemelor tehnologice existente, a costurilor ridicate cu forța de muncă și a investițiilor mari de capital, petrolul extras din mare și fundul oceanului este deja o marfă competitivă și își ocupă ferm nișa pe piața globală a hidrocarburilor.

cel mai mare platforma de uleiÎn lume, platforma norvegiană numită „Troll-A” se află în Marea Nordului. Înălțimea sa este de 472 de metri, iar greutatea totală este de 656 mii de tone.

În Statele Unite, data de începere a producției americane de petrol offshore este considerată a fi 1896, iar fondatorul acesteia este un petrolist din California pe nume Williams, care deja în acei ani a forat puțuri folosind terasamentul pe care l-a construit cu propriile sale mâini.

În 1949, la o distanță de 42 de kilometri de Peninsula Absheron, pe rafturi metalice care au fost ridicate pentru producerea petrolului din fundul Mării Caspice, a fost construit un întreg sat, care a fost numit „Oil Rocks”. În acest sat, oamenii care deservesc munca de pescuit au locuit câteva săptămâni. Acest pasaj superior (Oil Rocks) a apărut chiar și într-unul dintre filmele Bond, care s-a numit „Și lumea întreagă nu este suficientă”.

Odată cu apariția platformelor de foraj plutitoare, a devenit necesară întreținerea echipamentului subacvatic al acestora. În acest sens, echipamentele de scufundări de adâncime au început să se dezvolte activ.

Pentru etanșare rapidă sondă de țițeiîn caz de urgență (de exemplu, dacă o furtună răvășește atât de puternică încât nava de foraj nu poate fi ținută pe loc), se folosește un dispozitiv de prevenire, care este un fel de dop. Lungimea unui astfel de „plută” poate ajunge până la 18 metri, iar un astfel de preventor poate cântări până la 150 de tone.

Motivul principal al dezvoltării producției de petrol offshore a fost criza mondială a petrolului din anii 70 ai secolului trecut, provocată de embargoul impus de țările OPEC asupra aprovizionării cu aur negru. tarile vestice. Astfel de restricții au forțat americani și europeni companiile petroliere caută surse alternative de petrol brut. În plus, dezvoltarea raftului a început să fie mai activă odată cu apariția noilor tehnologii, care deja la acea vreme făceau posibilă efectuarea de foraje offshore la adâncimi mari.

Și gaz” width=”556″ height=”376″ /> Cea mai mare platformă de foraj offshore din lume Troll

Dezvoltarea platformei Mării Nordului a început odată cu descoperirea unui câmp de gaz numit Groningen în largul coastei olandeze (1959). Interesant este că numele acestui depozit a dus la apariția unui nou termen economic - efectul Groningen (cu alte cuvinte - „boala olandeză”). Esența acestui termen din punct de vedere economic este o apreciere semnificativă a monedei naționale, survenită ca urmare a creșterii puternice a volumului livrărilor de gaze la export, care a avut un impact extrem de negativ asupra altor sectoare ale economiei asociate exportului. -operatiuni de import.

Nu există videoclipuri similare

Cronologia dezvoltării tehnologiilor de producere a hidrocarburilor submarine

Ultima tehnologie a tehnologiilor de producție submarine HC

10.

11.

12.

13. Complexul de producție subacvatică al zăcământului de gaz și condensat Kirinskoye

14. Condiții arctice – probleme subacvatice

15. Mediu sensibil  fără descărcare

16. Gheață și apă de mică adâncime - echipamente îngropate în solul fundului mării

17. Specificitatea MPC ca instalație de producție periculoasă

18. Soluții de bază de securitate (diminuarea riscurilor) pentru MPC

19. Soluții de bază de securitate (diminuarea riscurilor) pentru MPC

20. Soluții de bază de securitate (diminuarea riscurilor) pentru MPC

21.

După cum știți, dezastrele provocate de om nu se întâmplă de la sine. Sunt mulțumiți de oameni. În industria petrolului și gazelor, consecințele incompetenței sunt grave. Tragedia platformei Deepwater Horizon de la câmpul Macondo și eliberarea petrolului din puțul offshore Montara din Marea Timor în 2009 au demonstrat în mod clar potențialul diavolesc al „factorului uman”. Aproape că nu mai sunt locuri unde uleiul care curge din nisip să poată fi strâns cu găleți. Dar există încă o mulțime de hidrocarburi complexe din punct de vedere tehnologic în grosimea geosferei. Cu vreo 30 de ani în urmă, forarea pe fundul oceanului, în întuneric și frig etern, sub presiune care zdrobește corpurile de titan ale submarinelor precum cutiile de bere, a fost fantastic. Cu toate acestea, este și astăzi extrem de periculos. Și de aceea este extrem de scump.

De exemplu, primele 15 puțuri din câmpul Tupi de adâncime din bazinul Santos „au zburat un consorțiu de Petrobras și BP în 1 miliard de dolari și alți 5 km de „puff-cake” de roci cu căderi mari de presiune din rezervor.

Condițiile geofizice sunt la fel de dificile în largul coastei Angolei, unde forajul se efectuează la adâncimi de 1,5 până la 2,5 km, și în Golful Mexic, unde uraganele frecvente complică munca platformelor offshore și a navelor de foraj. În regiunile vestice ale Mării Nordului, unde au fost descoperite câmpurile North Uist (1,3 km adâncime) și Rosebank (1,1 km) nu cu mult timp în urmă, precum și pe Coasta de Est a Canadei, furtuni puternice cu un val de cinci metri. furie mai mult de 250 de zile pe an. În Marea Okhotsk și mai ales în Arctica, petroliștii sunt confruntați gheață grea, înghețul și fluctuațiile de temperatură în zona de lucru de la -1°C la capul sondei până la 130°C la fund.

În partea de jos

Înainte de forarea unui puț de apă adâncă, o navă de foraj (navă de foraj în jargon profesional) „atârnă” peste un punct de fund specificat de geofizician, corectându-și continuu poziția prin împingerea elicelor sistemului de poziționare dinamică bazat pe GPS. După aceea, prima verigă a viitoarei puțuri - conductorul - este coborâtă prin arborele de foraj din corpul navei pe garnitura de foraj. Aceasta este o fundație de țeavă din oțel cu pereți groși, care cântărește 200 de tone sau mai mult și cu o înălțime de până la 27,5 m, cu o flanșă pentru conectarea la fitingurile capului puțului.

Sub privirea atentă a camerelor TV ale vehiculelor subacvatice, dalta cu jet situată în interiorul conductorului erodează puțul din fund cu jeturi puternice, iar structura gigantică alunecă în ea sub presiunea apei. Conductorul este betonat strâns în puț cu pastă de ciment, care este alimentată prin garnitura de foraj și stoarsă în interior printr-un cap special.

Un test este o masă formată prin contactul unor substanțe minerale astringente cu apa de mare. Se transformă într-o piatră artificială în cel mult 18 ore. Imediat după aceea, un pic este coborât în ​​puț, rotindu-se sub presiunea apei de mare, ca o turbină, iar forătorii merg încă o sută de metri pentru a instala prima secțiune a carcasei.

Pentru a izola de acvifere și pentru a contracara presiunea rocilor, puțul este din nou umplut cu șlam de ciment. Astuparea - așa cum numesc profesioniștii acest proces - este o procedură critică în foraj. Calitatea scăzută a „blindei” care rezistă la presiunea colosală a rezervorului (până la 1000 atm) poate duce la pierderea unei fântâni în valoare de aproximativ 100 de milioane de dolari și chiar la un dezastru ecologic (cum s-a întâmplat în Macondo).

Apoi, un bloc de blocuri de prevenire a erupțiilor (BOP) cu o masă de aproximativ 100 de tone este coborât la gură din partea laterală a platformei.Aceste obloane automate cele mai puternice sunt concepute pentru a salva zona de apă de poluarea cu ulei în cazul în care a unui accident. De sus, o conductă verticală, sau ascensoare, este conectată la PVP.

O coloană, constând din zeci și uneori sute de secțiuni individuale, conectează instalația de foraj de sondă. Riserul, ca și drumul vieții, furnizează tot ceea ce este necesar puțului - o garnitură de foraj cu un burghiu hidraulic, noroi de foraj, țevi de carcasă, pastă de ciment, echipamente de măsurare și unelte speciale. Potrivit acestuia, fluidul de foraj uzat ridică fragmentele de rocă.

După instalarea coloanei, începe procesul de găurire de rutină, care durează câteva luni: găurirea unei secțiuni, rularea unei alte secțiuni a carcasei, astupare, testare la presiune, teste de etanșeitate, schimbarea burghiei, găurire din nou etc. Dar pe măsură ce vă apropiați de ulei -formarea rulmentului, situația este literalmente cuvintele se încălzesc: la o adâncime de peste 5 km, temperatura sare la 130 ° C, iar presiunea - până la 900-1000 atm.

linie de apărare

Potrivit directorului Biroului de Siguranță și Protecție a Mediului din SUA (BSEE), James Watson, doar cerințele mai stricte pentru fiabilitatea echipamentelor de fund pot compensa manifestările catastrofale ale factorului uman. Dar inginerii de foraj care lucrează „pe teren” sunt siguri că elementele pot fi ținute sub control fiabil, fără prea multe inovații.

Prima linie de apărare a puțului este cimentarea competentă adecvată proprietăților geofizice ale formațiunii. A doua linie este eliminarea presiunii în exces a fluidului de sondă care a pătruns în sondă prin furnizarea de noroi de foraj cu argilă cu o greutate specifică de 2,5–3,5 t/m3. De regulă, un astfel de dop înfundă eficient uleiul și gazele care se repetă în gură.

Dar în cazul în care fluidul de foraj nu este capabil să rețină atacul fântânii, precum și în cazul unei demolări bruște a platformei de la punctul de foraj și al separării garniturii de foraj de pompă, operatorul este obligat să astupe puțul printr-un bloc de dispozitive de prevenire a erupțiilor. Un bloc BOP standard pentru apă adâncă este o structură cu mai multe etaje formată din două sau mai multe BOP-uri inelare și cel puțin trei BOP-uri de forfecare.

Unitatea BOP poate fi controlată printr-un semnal sonar electric sau codat, mecanic folosind drone subacvatice și în mod automat de urgență alimentat de un acumulator hidraulic inferior în cazul deteriorării sistemului hidraulic de pe verticală. În acest caz, berbecii de țeavă fixează mai întâi șirul de foraj în canal (dacă există unul), iar berbecii de forfecare în cele din urmă ucid puțul.

În 2010, la Deepwater Horizon, primele două linii de apărare au căzut din cauza incompetenței personalului, și nici un BOP din cinci din blocul VFR nu a funcționat. Cu toate acestea, ceva similar s-ar putea întâmpla mult mai devreme. În 2004, US Subsoil Service a publicat date șocante despre fiabilitatea BOP-urilor în puțurile de apă adâncă din Golful Mexic. S-a dovedit că 50% dintre blocurile BOP testate nu au putut ucide puțul în momentul în care garnitura de foraj sau carcasa se afla în el, din cauza puterii insuficiente a berbecilor de forfecare. Apoi scandalul a fost pus pe frână, iar șase ani mai târziu...

Afaceri ude

Imediat după eliminarea eliberării, companiile lider din sectorul petrolului și gazelor au început o dezvoltare febrilă a dispozitivelor similare, instrumente speciale pentru curățarea gurii puțurilor de adâncime de blocaje, elaborând tehnologia pentru aplicarea lor și livrarea către locul accidentului. Unul dintre cele mai atent sisteme, Global Deepwater Well Cap (GDWC) de 50 de milioane de dolari, a fost anunțat de inginerii British Petroleum și Cameron în luna mai a acestui an.

Baza GDWC, care cântărește 500 de tone împreună cu echipamente suplimentare, este un dop de oțel de 12 metri și 100 de tone. În cazul unui accident, acesta va fi instalat de pe vas direct pe blocul de prevenire, iar procesul de ucidere va fi asigurat de două supape cu poartă acţionate hidraulic. Corpul dopului are un sistem integrat de pulverizare cu dispersant (substanțe care sparg uleiul în picături minuscule) și un sistem de alimentare cu metanol pentru dizolvarea gheții de metan, care poate fi util în cazurile în care este necesară scurgerea uleiului din dop pe cisterne.

GDWC este echipat cu 28 fitinguri de tranziție pentru a se adapta la toate cele 15 tipuri de instalații de foraj care funcționează în câmpurile BP și pentru a rezista la presiuni de până la 1055 atm. În curând, este de așteptat să apară o priză similară cu un interval de funcționare de până la 1406 atm. Adâncimea maximă de desfășurare a GDWC este de 4000 m.

Setul GDWC include un acumulator hidraulic mobil și manipulatoare pentru roboții subacvatici Oceaneering: camere TV, sonare, proiectoare, hidromonitoare, dispozitive de prindere pentru țevi și un set de gheare pentru tăietorul de țevi capabile să muște bare de oțel de 1,5 m grosime. Potrivit vicepreședintelui BP, Richard Morrison, sistemul a fost dezasamblat ambalat în containere de 20 de picioare și situat la baza companiei din Houston. Dar dacă apar probleme, în decurs de o săptămână va fi livrat oriunde în oceanele lumii. Pentru aceasta vor fi necesare 35 de remorci și șapte avioane AN-124 sau Boeing 747. La sosirea la destinație, containerele vor fi ancorate la elicoptere de marfă și transferate pe platforma de foraj, unde, după asamblare cu ajutorul unei macarale, dopul va fi trimis către fundul.