Am vorbit deja despre cum se extrage uleiul. Astăzi voi vorbi despre cum este construită o platformă staționară rezistentă la gheață (OIRP) folosind exemplul unei platforme petroliere din Marea Caspică.

Această instalație de foraj a început să pompeze petrol cu ​​puțin mai puțin de un an în urmă pe 28 aprilie 2010 și este proiectată pentru 30 de ani de funcționare. Este format din două părți conectate printr-un pod de 74 de metri:

2.

Blocul de locuințe, cu dimensiunile de 30 pe 30 de metri, adăpostește 118 persoane. Lucrează în 2 schimburi de 12 ore pe zi. Turul durează 2 săptămâni. Înotul și pescuitul de pe platformă sunt strict interzise, ​​precum și aruncarea gunoiului peste bord. Fumatul este permis doar intr-un singur loc din blocul rezidential. Pentru că arunci un taur în mare, ești imediat concediat:

3.

Blocul rezidențial se numește LSP2 (Ice-resistant Stationary Platform), iar unitatea principală de foraj se numește LSP1:

4.

Se numește rezistent la gheață deoarece iarna marea este acoperită de gheață și este concepută să reziste. Furtunul pe care îl vedeți în fotografie este apă de mare care a fost folosită pentru răcire. A fost luată din mare, împinsă prin țevi și revenită înapoi. Platforma este construită pe principiul zero descărcare:

5.

O navă de sprijin navighează constant în jurul platformei, capabilă să ia la bord toate persoanele în caz de urgență:

6.

Muncitorii sunt transportați la stație cu elicopterul. Ora zborului:

7.

Înainte de zbor, toată lumea este informată și zboară în veste de salvare. Dacă apa este rece, atunci te obligă și să purtați costume de neopină:

8.

De îndată ce elicopterul aterizează, 2 furtunuri de incendiu sunt îndreptate spre el - le este foarte frică de incendii aici:

9.

Înainte de a intra pe platformă, toți sosirile urmează un antrenament obligatoriu de siguranță. Am primit un briefing extins de când am fost pentru prima dată pe platformă:

10.

Te poți deplasa prin LSP1 doar în căciuli, cizme de lucru și jachete, dar în blocul rezidențial poți merge chiar și în papuci, ceea ce mulți fac:

11.

O platformă offshore este un obiect de pericol sporit și aici se acordă multă atenție siguranței:

12.

Pe blocul de cazare și pe LSP 1 sunt bărci de salvare, fiecare dintre ele putând găzdui 61 de persoane. Există 4 astfel de bărci pe LSP2 rezidențial și 2 pe LSP1, adică toți cei 118 oameni se pot încadra cu ușurință pe echipamente de salvare - acesta nu este Titanic:

13.

Pasagerii sunt ridicați de pe navă într-un „lift” special care poate găzdui 4 persoane simultan:

14.

În fiecare cameră de pe fiecare punte există indicatoare de direcție de evacuare - săgeți roșii pe podea:

15.

Toate firele sunt bine ascunse, tavanele sau treptele joase sunt marcate cu dungi roșii și albe:

16.

La sfârșitul excursiei noastre, am aflat că această platformă a fost construită complet aici. Am fost surprins, pentru că eram sigur că era o „mașină străină” - nu simțea nici un miros de linguriță aici. Totul este realizat cu mare atenție și din materiale de înaltă calitate:

17.

18.

Deoarece există o mulțime de fotografii și informații, am decis să-mi împart povestea în 2 postări. Astăzi vă voi spune despre blocul rezidențial și despre cel mai interesant lucru - despre puțuri și procesul de producție - în următoarea postare.

Căpitanul însuși ne-a condus de-a lungul LSP2. Platforma este o platformă maritimă, iar cea principală aici, ca pe o navă, este căpitanul:

19.

Blocul rezidențial are un CPU duplicat (Central Control Panel). În general, tot controlul producției (lucrătorii petrolului pun accent pe O) se efectuează de la un alt panou de control situat pe LSP1, iar acesta este folosit ca rezervă:

20.

21.

Unitatea de lucru este clar vizibilă din fereastra consolei de rezervă:

22.

Biroul căpitanului, iar în spatele ușii din stânga este dormitorul lui:

23.

Cuverturile de pat și lenjeria de pat colorată sunt singurele lucruri care sunt disonante cu aspectul european al platformei:

24.

Toate cabinele erau deschise, deși proprietarii lor erau în tură. Nu există furt pe platformă și nimeni nu închide ușile:

25.

26.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Postat pe http://www.allbest.ru/

Introducere

Geologii explorează atât zonele de uscat, cât și zonele de apă ale mărilor și oceanelor.

Zăcămintele de gaze naturale nu se găsesc doar pe uscat. Există zăcăminte offshore - petrol și gaze se găsesc uneori în adâncurile ascunse de apă.

Aproape 70 la sută din suprafața Pământului este sub apă; Nu este deloc surprinzător faptul că companiile de explorare își îndreaptă atenția către roca de bază și sedimentele de sub nivelul mării ca surse de minerale.Această așa-numită „exploatare pe mare” nu este nouă. Prima explorare offshore a avut loc în anii 1960 și 1970. Dacă cea mai mare parte a suprafeței Pământului este acoperită de apă, de ce mineritul offshore a fost atât de lent pentru a câștiga tracțiune? Există două explicații pentru aceasta: politică și limitări tehnologice. Înainte de Conferința ONU privind dreptul mării, nu a existat un acord cu privire la cât de mult din platforma mării aparține țării și unde încep apele internaționale. Acum, că problemele legate de proprietate au fost soluționate, tehnologia a avansat și prețurile mărfurilor au devenit vertiginoase, problema explorării geologice offshore devine din ce în ce mai presantă.

În zilele noastre, problema îmbunătățirii platformelor de foraj offshore și a modului de a face producția de petrol offshore mai productivă și sigură este destul de acută.

Istoria producției de petrol offshore

Începutul producției de petrol offshore datează din anii 1920, când se afla în zona orașului. La Baku, la 20-30 m de țărm, s-au construit puțuri izolate de apă, din care s-a extras ulei de mare din orizonturi de mică adâncime. De obicei, o astfel de fântână a fost în funcțiune de câțiva ani. În 1891, pe coasta Pacificului din California a fost forată o sondă înclinată, al cărei fund a deviat la o distanță de 250 m de țărm, dezvăluind pentru prima dată cusături productive ale zăcământului marin. De atunci, platforma californiană a devenit ținta principală pentru căutarea, explorarea și producerea de hidrocarburi sub fundul Oceanului Pacific.

Primul zăcământ petrolier offshore din lume a apărut în 1924 lângă orașul Baku, unde au început să foreze puțuri în mare din insule de lemn, care ulterior au început să fie asigurate cu grămezi de oțel cimentați în fundul mării. Baza forării puțurilor în scopul dezvoltării câmpurilor petroliere offshore a început să fie creată în CCCP la începutul anilor 30. Secolului 20.

La sfârșitul anilor '40 - începutul anilor '50, metoda de producere a uleiului cu stacada a fost utilizată pe scară largă în Marea Caspică. Câmpuri similare de petrol din larg, la o adâncime de 15-20 de metri, au fost construite și în Golful Mexic și în Venezuela. Construcția de echipamente tehnice plutitoare pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere offshore a început în principal în anii 50 ai secolului XX, odată cu crearea platformelor de foraj.

Căutările sistematice ale zăcămintelor de petrol în apele mărilor și oceanelor au început în 1954. În 1965, doar 5 țări din lume desfășurau producție de petrol offshore, în 1968 -21 de țări, în 1973 peste 30 de țări, în 1984 peste 40 de țări extrage gaze și petrol din fundul mărilor și oceanelor și peste 140 le caută pe rafturi.

Geografia zăcămintelor

Lucrările la petrol și gaze acoperă zone vaste din Oceanul Mondial. În straturile sedimentare ale fundului au fost descoperite aproximativ 1000 de depozite.

Principalele rezerve de petrol și gaze sunt situate pe platforma continentală; într-o serie de zone ale Oceanului Mondial, versantul continental și albia oceanului sunt, de asemenea, considerate purtătoare de petrol și gaze. Zăcăminte de petrol și gaze au fost descoperite pe rafturile a 60 de țări. Peste 500 de zăcăminte sunt dezvoltate în largul coastei SUA, aproximativ 100 în Marea Nordului și peste 40 în Golful Persic. Petrolul a fost descoperit și produs pe rafturile din America de Nord și de Sud, Europa, Asia de Sud-Est, Africa, Australia, Noua Zeelandă și o serie de alte ape. Zona tradițională producătoare de petrol B CCCP este Marea Caspică.

Un număr mare de zăcăminte de petrol și gaze offshore au fost descoperite în Oceanul Atlantic și în mările acestuia și sunt dezvoltate intens. Cele mai bogate zone de petrol și gaze offshore din lume includ Golful Mexic, Laguna Maracaibo, Marea Nordului și Golful Guineei, care sunt dezvoltate intens. În Atlanticul de Vest au fost identificate trei provincii mari de petrol și gaze:

1) de la Strâmtoarea Denisov până la latitudinea New York (rezerve industriale lângă Labrador și la sud de Newfoundland);

2) pe raftul brazilian de la Capul Calcañar până la Rio de Janeiro (au fost descoperite peste 25 de câmpuri);

3) în apele de coastă ale Argentinei de la Golful San Jorge până la Strâmtoarea Magellan. Potrivit estimărilor, zonele promițătoare de petrol și gaze reprezintă aproximativ 1/4 din ocean, iar resursele totale de petrol și gaze potenţial recuperabile sunt estimate la peste 80 de miliarde de tone.

Pe raftul relativ dezvoltat al provinciei sunt exploatate bazine mari de petrol și gaze din Marea Nordului, Irlandei, Baltice și Mediteranei. În teritoriile adiacente mării provinciei, au fost explorate zăcăminte mari de hidrocarburi. O serie de depozite sunt de importanță globală

Subsolul Oceanului Pacific este bogat în petrol și gaze naturale, dar doar o mică parte din el a fost studiată și dezvoltată. Rezervele de resurse potențiale de petrol și gaze sunt estimate la 90--120 de miliarde de tone (30--40% din rezervele Oceanului Mondial). Peste 3 miliarde de tone au fost transferate în categoria rezervelor explorate și recuperabile, iar 7,6 miliarde de tone au fost clasificate ca promițătoare și prognozate.Dezvoltarea subacvatică se realizează în principal la adâncimi de până la 100 m și la o distanță de 90-100 km de coasta. Principalele zone de producție offshore de petrol și gaze sunt: ​​partea de sud a platformei California și apele Cook Inlet (SUA), Strâmtoarea Bass (Australia), apele de coastă ale Arhipelagului Malay, Brunei și Indonezia, Golful Bohai (RPC). ), apele Golfului Guayaquil (Ecuador) și zona de platformă a Peruului. Lucrări ample de prospectare și explorare se desfășoară pe raftul Sakhalin, Marea Chinei de Sud și în strâmtoarea Magellan. Petrolul și gazele sunt produse pe rafturile provinciilor, multe dintre zăcămintele din zona de coastă (au importanță globală.) Cea mai intensă dezvoltare a industriilor maritime a fost realizată în Indonezia, Malaezia și Singapore. Indonezia este cel mai mare producător de petrol și produse petroliere din regiune (rezervele totale, inclusiv offshore, se ridică la aproximativ 8 miliarde de tone) și minereu de staniu. Câmpurile continentale de petrol și gaze din larg sunt concentrate în largul coastei insulelor Java și Madura, în partea de nord a strâmtorii de vest și în largul coastelor de vest și de est ale insulei Kalimantan.

Producția de petrol și gaze este în creștere în statul Sarawak (Miri), pe raftul părții de nord-vest a insulei Kalimantan și în largul Peninsulei Malaeze.

Subsolul regiunilor de coastă de nord-est și platforma continentală a provinciei este, de asemenea, bogat în hidrocarburi (Alaska, zona Los Angeles și apele de coastă ale Californiei),

Câmpurile de petrol sunt exploatate în statele de coastă ale Mexicului (Chiapos), rezervele de petrol au fost explorate pe coasta Columbiei, iar câmpurile de petrol și gaze sunt dezvoltate cu destul de mult succes în Ecuador. Cu toate acestea, în țările din Provincia de Est de pe coasta Pacificului, depozitele sunt mai puțin frecvente decât în ​​interior și pe coasta Atlanticului.

Tehnologii pentru producerea petrolului offshore. Tipuri de instalații de foraj

Sistemul general pentru producția de petrol și gaze în zăcămintele offshore de petrol și gaze include de obicei următoarele elemente:

una sau mai multe platforme de pe care sunt forate puțuri de producție,

· conducte care leagă platforma de țărm;

· instalații de prelucrare și depozitare a petrolului pe uscat,

dispozitive de încărcare

O instalație de foraj este o structură tehnică complexă concepută pentru a produce petrol și gaze pe platforma mării.

Depozitele de coastă continuă adesea pe partea subacvatică a continentului, care se numește raftul. Limitele sale sunt țărmul și așa-numita margine - o margine clar definită, în spatele căreia adâncimea crește rapid. De obicei, adâncimea mării deasupra marginii este de 100-200 de metri, dar uneori ajunge la 500 de metri și chiar până la un kilometru și jumătate, de exemplu, în partea de sud a Mării Okhotsk sau în afara coasta Noii Zeelande. În funcție de adâncime, se folosesc tehnologii diferite. În ape puțin adânci, se construiesc de obicei „insule” fortificate, din care se efectuează forarea. Așa s-a extras de mult petrol din câmpurile caspice din regiunea Baku. Utilizarea acestei metode, în special în apele reci, implică adesea riscul de deteriorare a „insulelor” producătoare de petrol prin plutirea gheții. De exemplu, în 1953, o masă mare de gheață care s-a desprins de pe țărm a distrus aproximativ jumătate din puțurile de petrol din Marea Caspică. O tehnologie mai puțin obișnuită este utilizată atunci când zona dorită este înconjurată de baraje și apa este pompată din groapa rezultată. La adâncimi de mare de până la 30 de metri, anterior au fost construite pasaje supraterane din beton și metal pe care au fost amplasate echipamente. Pasajul superior era legat de pământ sau era o insulă artificială. Ulterior, această tehnologie și-a pierdut relevanța.

Dacă câmpul este situat aproape de pământ, este logic să forați un puț înclinat de la țărm. Una dintre cele mai interesante evoluții moderne este controlul de la distanță al forajului orizontal. Specialiștii monitorizează trecerea puțului de pe mal. Precizia procesului este atât de mare încât puteți ajunge la punctul dorit de la o distanță de câțiva kilometri. În februarie 2008, Exxon Mobil Corporation a stabilit un record mondial pentru forarea unor astfel de puțuri, ca parte a proiectului Sakhalin-1. Lungimea sondei de aici a fost de 11.680 de metri. Forajul a fost efectuat mai întâi pe verticală și apoi pe orizontală sub fundul mării la câmpul Chayvo, la 8-11 kilometri de coastă. Cu cât apa este mai adâncă, cu atât se folosesc tehnologii mai complexe. La adâncimi de până la 40 de metri se construiesc platforme staționare (Fig. 4), dar dacă adâncimea ajunge la 80 de metri, se folosesc instalații de foraj plutitoare (Fig. 4), echipate cu suporturi. Platformele semi-submersibile funcționează până la 150-200 de metri (Fig. 4, 5), care sunt ținute pe loc folosind ancore sau un sistem complex de stabilizare dinamică. Iar navele de foraj pot fora la adâncimi mult mai mari. Cele mai multe dintre „fântânile record” au fost realizate în Golful Mexic - mai mult de 15 puțuri au fost forate la o adâncime de peste un kilometru și jumătate. Recordul absolut pentru foraj în apă adâncă a fost stabilit în 2004, când nava de foraj Transocean și ChevronTexaco Discoverer Deel Seas a început să foreze o sondă în Golful Mexic (Alaminos Canyon Block 951) la o adâncime de 3053 de metri.

În mările nordice, care se caracterizează prin condiții dificile, se construiesc adesea platforme staționare, care sunt ținute pe fund din cauza masei uriașe a bazei. De la bază se ridică „stâlpi” goli, în care poate fi depozitat uleiul extras sau echipamentele. Mai întâi, structura este remorcată până la destinație, inundată, apoi, direct în mare, partea superioară este construită. Uzina în care sunt construite astfel de structuri este comparabilă ca suprafață cu un oraș mic. Instalațiile de foraj de pe platforme mari moderne pot fi mutate pentru a foraj câte puțuri este nevoie. Sarcina proiectanților unor astfel de platforme este să instaleze un maxim de echipamente de înaltă tehnologie într-o zonă minimă, ceea ce face ca această sarcină să fie similară cu proiectarea unei nave spațiale. Pentru a face față înghețului, gheții și valurilor înalte, echipamentele de foraj pot fi instalate direct în partea de jos. Dezvoltarea acestor tehnologii este extrem de importantă pentru țările cu platforme continentale extinse

Fapte interesante Platforma norvegiană „Troll-A”, un „reprezentant” strălucitor al familiei de platforme nordice mari, atinge 472 m înălțime și cântărește 656.000 de tone (Figura 6).

Americanii consideră că data începerii zăcământului petrolier offshore este 1896, iar pionierul acestuia este petrolierul Williams din California, care a forat puțuri dintr-un dig construit de el.

În 1949, la 42 de km de Peninsula Absheron, un întreg sat numit Neftyanye Kamni a fost construit pe pasajele supraterane construite pentru extragerea petrolului din fundul Mării Caspice. Angajații companiei au locuit acolo săptămâni întregi. Pasajul superior Oil Rocks poate fi văzut într-unul dintre filmele James Bond - „The World Is Not Enough.” Necesitatea de a menține echipamentele subacvatice ale platformelor de foraj a influențat în mod semnificativ dezvoltarea echipamentelor de scufundări la adâncime. Pentru a închide rapid o sondă în caz de urgență - de exemplu, dacă o furtună împiedică nava de foraj să rămână pe loc - se folosește un tip de dop numit „preventor”. Lungimea acestor dispozitive de prevenire ajunge la 18 m, iar greutatea lor este de 150 de tone. Începutul dezvoltării active a platformei maritime a fost facilitat de criza mondială a petrolului care a izbucnit în anii 70 ai secolului trecut.

După anunțul embargoului de către țările OPEC, a existat o nevoie urgentă de surse alternative de aprovizionare cu petrol. De asemenea, dezvoltarea raftului a fost facilitată de dezvoltarea tehnologiilor, care până atunci ajunseseră la un asemenea nivel care să permită forarea la adâncimi mari de mare.

Câmpul de gaz Groningen, descoperit în largul coastei Olandei în 1959, nu numai că a devenit punctul de plecare pentru dezvoltarea platformei Mării Nordului, dar și-a dat și numele unui nou termen economic. Economiștii au numit efectul Groningen (sau boala olandeză) o creștere semnificativă a valorii monedei naționale, care a avut loc ca urmare a creșterii exporturilor de gaze și a avut un impact negativ asupra altor industrii de export-import.

Să aruncăm o privire mai atentă la tehnologiile de foraj de sonde în zonele offshore și la tipurile de instalații de foraj.

Se disting următoarele metode de forare a puțurilor în zonele de apă (Figura 8):

1. de pe platforme fixe offshore;

2. platforme staţionare gravitaţionale offshore;

3. instalații de foraj cu cric;

4. instalații de foraj semisubmersibile;

5. nave de foraj.

O platformă staționară offshore este o bază de foraj care se sprijină pe fundul zonei de apă și se ridică deasupra nivelului mării. Întrucât, la finalizarea exploatării sondei, MSP rămâne pe șantier, schema de forare a sondei offshore, spre deosebire de schema de construcție a sondei onshore, prevede prezența unei coloane de ridicare care izolează puțul de coloana de apă și conectează capul de sondă subacvatic cu locul de foraj al unei platforme staționare offshore. Pe MSP este instalat și echipamentul capului de sondă (preventori, capete de carcasă, un dispozitiv pentru drenarea fluidului de spălare din puț către sistemele de tratare).

Sunt necesare patru sau cinci remorchere pentru a tracta platforma la locul puțului. De obicei, alte nave auxiliare (tractoare portuare, nave de escortă etc.) participă și ele la IMM-urile de remorcare. Pe vreme bună, viteza medie de remorcare este de 1,5 - 2,0 kt/h.

Platforma staționară gravitate offshore este o bază de foraj din beton armat și oțel. Este construit în golfuri de adâncime și apoi livrat cu remorchere la punctul de foraj pentru producție și sonde de explorare. GMSP este destinat nu numai forării puțurilor, ci și extracției și depozitării aurului negru înainte de a-l trimite cu nave-cisternă la locul de prelucrare. Platforma este grea, așa că nu sunt necesare dispozitive suplimentare pentru a o ține la punctul de foraj.

După dezvoltarea câmpului, toate puțurile sunt blocate, instalația este deconectată de la capete de sondă, separată de fundul mării și transportată într-un nou punct din zona dată sau în altă regiune de foraj și producție de petrol și gaze. Acesta este avantajul GMSP față de IMM, care, după dezvoltarea domeniului, rămâne pentru totdeauna în mare.

Instalația de foraj plutitoare cu cric are o rezervă suficientă de flotabilitate, ceea ce este de mare importanță pentru transportul său la punctul de foraj împreună cu echipamentul de foraj, unelte și aprovizionarea necesară cu consumabile. La locul de foraj, folosind mecanisme și suporturi speciale de ridicare, pe fundul mării este instalată o instalație de ridicare. Corpul instalației este ridicat deasupra nivelului mării la o înălțime inaccesibilă valurilor mării. În ceea ce privește metoda de instalare a dispozitivelor de prevenire și metoda de conectare a locului de foraj la capul de puț subacvatic, o instalație de ridicare este similară cu un MSP. Pentru a asigura funcționarea fiabilă a puțului, șirurile de carcasă sunt suspendate sub masa rotorului. La terminarea forajului și după dezvoltarea sondei de explorare, sunt instalate poduri de lichidare și toate șirurile de tubaj sunt tăiate sub nivelul fundului mării.

O instalație de foraj plutitoare semi-submersibilă constă dintr-o carenă, care include platforma de foraj în sine cu echipamente și pontoane conectate la platformă prin coloane stabilizatoare. În poziția de lucru la punctul de foraj, pontoanele sunt umplute cu cantitatea calculată de apă de mare și scufundate sub apă la adâncimea calculată; în acest caz, efectul valurilor asupra platformei scade. Deoarece SSDR este supus pitch-ului, este imposibil să-l conectați rigid la capul de puț subacvatic folosind o coloană de ridicare. Prin urmare, pentru a preveni distrugerea conexiunii dintre capul sondei și SSDR, coloana de ridicare include o conexiune telescopică la unitatea de etanșare și îmbinări pivotante sigilate ale FOC. cu o ambarcațiune plutitoare și echipament de prevenire a exploziilor subacvatice a capului de sondă.Etanșeitatea elementelor mobile ale coloanei de ridicare trebuie să asigure izolarea fântânii de apa de mare și siguranța muncii în condiții acceptabile de funcționare.

SSDR este livrat la punctul de foraj cu ajutorul remorcherelor și ținut acolo de un sistem de ancorare pe toată perioada de forare și testare a sondei. La finalizarea construcției, SSDR este scos din punctul de foraj și transportat într-o nouă locație.

La construirea puțurilor de petrol și gaze în mare adâncime, se folosește o navă de foraj, pe care sunt montate toate echipamentele de foraj și auxiliare și se află aprovizionarea necesară cu consumabile.La punctul de foraj, BS procedează cu putere proprie; viteza sa atinge 13 kt/h (24 km/h). Vasul este ținut deasupra punctului de foraj folosind un sistem de poziționare dinamic, care include cinci propulsoare și două elice de plumb care sunt în funcțiune constant.

Echipamentul de prevenire a erupțiilor submarine este instalat pe fundul mării după ce BS este plasat la punctul de foraj; acesta este conectat la capul sondei folosind o coloană de ridicare cu un devier, două articulații pivotante și o conexiune telescopică pentru a compensa mișcările verticale și orizontale ale vas de foraj în timpul procesului de construcție a sondei.

Principalul factor care influențează alegerea tipului de echipament de foraj plutitor este adâncimea mării la locul de foraj. Până în 1970, instalațiile de foraj cu cric erau folosite pentru forarea puțurilor la adâncimi de 15-75 m, în prezent - până la 120 m sau mai mult. Se folosesc platforme plutitoare semi-submersibile cu un sistem de prindere a ancorei deasupra gurii puțului de forat. pentru explorare geologică la adâncimi de apă de până la 200 -300 m sau mai mult.

Navele de foraj, datorită manevrabilității și vitezei de mișcare mai mari, a autonomiei mai mari în comparație cu SSDR-urile, sunt folosite la forarea puțurilor de prospecțiune și explorare în zone îndepărtate la adâncimi de apă de până la 1500 m sau mai mult. Rezervele mari de consumabile disponibile pe vase, concepute pentru 100 de zile de funcționare a instalației, asigură forarea cu succes a puțurilor, iar viteza mare de deplasare a vasului asigură relocarea rapidă a acestora dintr-o sondă forată într-un punct nou. Spre deosebire de SSDR, BS au limitări mai mari în funcționare, în funcție de condițiile mării. Astfel, la forare, pasul vertical al vaselor de foraj este permis de până la 3,6 m, iar pentru SSDR - până la 5 m. Deoarece SSDR are o stabilitate mai mare (datorită scufundării pontoanelor inferioare la adâncimea de proiectare) în comparație cu navele de foraj , pasul vertical al SSDR este de 20--30% din înălțimea valului. Astfel, forarea puțurilor cu SSDR se efectuează în condiții de mare semnificativ mai ridicate decât la forarea cu BS. Dezavantajele unei instalații de foraj plutitoare semi-submersibile includ viteza redusă de mișcare de la un puț forat la un nou punct.O nouă direcție în producția de petrol subacvatic este crearea de complexe de producție subacvatică (Fig. 9), care creează condiții atmosferice normale. pentru munca operatorilor. Echipamentele și materialele (ciment, argilă, țevi, unități etc.) sunt livrate platformelor de foraj de către vase de aprovizionare. De asemenea, sunt echipate cu camere de decompresie și echipamentul necesar pentru scufundări și o serie de operațiuni auxiliare. Petrolul produs este transportat la țărm cu ajutorul conductelor offshore, care sunt așezate în larg cu ajutorul unor nave specializate pentru pozarea conductelor. Alături de conducte se folosesc sisteme cu dane de drum. Uleiul este furnizat la dană printr-o conductă subacvatică și apoi este furnizat cisternelor prin furtunuri flexibile sau coloane.

Foraj pentru petrol și gaze în condiții arctice

Forajul pentru petrol și gaze în condiții arctice are propriile sale caracteristici și depinde de condițiile de gheață și de adâncimea mării.

Există 3 moduri de foraj în aceste condiții: dintr-un vas plutitor; co gheata; c o platformă sau vas instalată pe fund care poate rezista la efectele gheții. În Canada s-a acumulat o vastă experiență în forarea gheții, unde se forează la adâncimi de până la 300 m. În absența unei baze puternice de gheață și la adâncimi semnificative, se folosesc structuri de cheson plutitoare masive, echipate cu propulsoare, capabile să funcționeze fără o persoană și rezistă la acțiunea gheții în mișcare, a valurilor și a vântului și a curenților. Navele auxiliare sunt folosite pentru a sparge bancurile mari de gheață și pentru a îndepărta aisbergurile. În prezența aisbergurilor mari, a căror îndepărtare este dificilă, structura operațională a chesonului este deconectată de la fund și mutată în lateral cu ajutorul propulsoarelor.

Principalele zone de producție a petrolului

Deja, aproximativ 20% din petrol este extras din fundul mărilor și oceanelor. Potrivit unor estimări, jumătate din rezervele de petrol ale Pământului sunt situate în larg și în ape mai adânci.

În Golful Mexic, semne de petrol au fost găsite la o adâncime de peste 3000 m. Principalele zone de producție de petrol offshore sunt Golful Venezuelei, rafturile Golfului Mexic și statul California, Golful Persic, unele zone din Golful Guineei (în largul Africii de Vest), Marea Nordului, bancurile de pe coasta Alaska, Peru, Ecuador, precum și Marea Caspică, apele Lacului. Maracaibo și Golful Cook.

Producția de petrol offshore în Rusia

Explorarea și exploatarea subsolului submarin datează de mai bine de două secole. Oamenii de știință și industriașii petrolier au acordat de multă atenție numeroaselor puncte de desfacere de petrol și gaze din fundul mării în apele de coastă ale unor insule din arhipelagurile Absheron și Baku, în special în Golful Baku.

În 1781 - 1782 o escadrilă de nave rusești angajate în studierea Mării Caspice a vizitat zona insulei. Rezidențial. Echipa a observat un film la suprafața mării, care a fost înregistrat în jurnalul de bord al uneia dintre nave. Academicianul rus G.V. a dedicat mult timp studierii geologiei Azerbaidjanului, câmpurilor petroliere și vulcanilor noroioși. Abich (Fig. 12). În timp ce studia insulele Mării Caspice, el a observat scurgeri de petrol și gaz din fundul mării în apropierea unora dintre insule. În lucrarea sa dedicată studiului vulcanilor noroioși, el a subliniat în special prezența petrolului și a gazelor în adâncurile de sub fundul Mării Caspice în zona Neftyanye Kamni din Golful Bibi-Heybat.

La începutul secolului al XIX-lea. Haji Kasumbek Mansurbekov, rezident de la Baku, a decis să înceapă extragerea petrolului din fundul mării în Golful Bibi-Heybat. În acest scop, în 1803 a construit două fântâni căptușite cu rame de lemn, la 18 și 30 m de mal. Aceste fântâni, care produceau cantități importante de petrol, au fost în funcțiune până în 1825, când au fost distruse de o furtună.

După aceasta, interesul pentru producția de petrol offshore a apărut din nou la sfârșitul anului 1873 - începutul anului 1874. Un grup format din industria petrolieră Robert Nobel, comandantul Robert Miller, rezidentul Libau B. de Boer și locotenentul naval Konstantin Iretsky a apelat la Administrația Minelor. Ei au solicitat alocarea a 10 acri din fundul mării în Golful Bibi-Heybat pentru a organiza lucrările de producție de petrol. Această petiție a întâmpinat o rezistență acerbă din partea industriașilor petrolier Zubalov și Jakeli, proprietari ai terenurilor petroliere de pe malul acestui golf. Aceștia au apelat la guvernatorul de la Baku cu un protest, justificându-și obiecțiile prin faptul că turnurile ar împiedica navele lor maritime să livreze materialele necesare pentru foraj și producție la digurile construite pe malul golfului. Abia în 1877 Administrația Minelor a refuzat cererea de a oferi pământ pe mare.

Următorii petiționari au fost V.K. Zglenitsky, N.I. Lebedev și I.S. Zakovenko, care a solicitat diferitelor autorități în 1896, 1898, 1900 și 1905 să obțină permisiunea de foraj în larg. În 1896, inginerul minier V.K. Zglenitsky a înaintat o iertare la Managementul Proprietății de Stat a Guvernoratului Baku și Regiunii Daghestan, în care a cerut să i se dea o secțiune din fundul mării pentru explorarea și producția de petrol. Conducerea proprietății de stat a refuzat, invocând faptul că marea și fundul mării nu se află sub jurisdicția sa.

Data viitoare, petiția a fost depusă la ministrul Agriculturii și Proprietății de Stat și a rămas fără răspuns. Abia după un recurs repetat, Ministerul Agriculturii și Proprietății de Stat a înaintat petiția către Departamentul de Mine, care, neînțelegând esența propunerii, a vorbit negativ. Refuzul a fost justificat de faptul că petrolul produs pe mare ar fi mai scump decât pe uscat, organizarea industriei petroliere pe mare ar provoca mari pagube pescuitului, iar prezența pe mare a unor dericks și, eventual, a unor țâșnitoare de petrol deschise. interferează cu transportul. Cu toate acestea, departamentul a recunoscut necesitatea studierii profunde a prezenței rezervoarelor de petrol sub fundul mării. În 1897, studiul acestei probleme a fost transferat inginerului Departamentului de Minere Caucazian N.I. Lebedev, care, prin cercetările sale, a confirmat capacitatea de transport de petrol a formațiunilor din golful Baku. Ca urmare, Departamentul de Mine ia următoarea decizie: „În acele părți ale fundului mării în care studiile geologice au stabilit deja prezența petrolului și în care prezența câmpurilor petroliere nu va aduce prejudicii pescuitului și navigației, extracția petrolului poate fi permisă. , dar nu direct, ci după ce l-am umplut cu pământ.”

Această decizie nu l-a forțat pe V.K. Zglenitsky și-a abandonat proiectul, iar în 1900 a solicitat din nou Departamentului de Mine din Caucaz să-i acorde dreptul de a extrage petrol din Golful Bibi-Heybat. Departamentul a transmis această petiție Ministerului Agriculturii și Proprietății de Stat cu încheierea sa, care a precizat că proiectul este periculos din punct de vedere al incendiului și producția de petrol în zonele offshore poate fi permisă doar după crearea unui teritoriu artificial prin umplerea mării. în zonele desemnate. Proiectul V.K. Zglenitsky a fost trimis comisiei tehnice a ministerului pentru examinare. Conform proiectului, puțurile au fost forate din locații separate construite pe piloți de lemn înfipți în pământ. Pentru a evita poluarea mării și pierderile de petrol în cazul unei deversări, pe bază a fost construit un rezervor cu o capacitate de 3.000 de tone.Pentru transportul petrolului până la țărm s-a planificat construirea unei barje petroliere cu o capacitate de ridicare de 3.000 de tone. cu echipamentul de pompare necesar. Comisia tehnică nu a acceptat proiectul și, ca și Departamentul de Mine, s-a pronunțat în favoarea dezvoltării zonelor petroliere offshore numai după ce acestea au fost umplute cu sol. Totodată, ea a recunoscut posibilitatea alocarii a 300 de desiatine (o desiatină este puțin mai mult de 1 hectar) în Golful Bibi-Heybat pentru rambleu. După ce a discutat această problemă în Cabinetul de miniștri la 30 iunie 1901, Departamentul de Mine a decis să umple o parte din zona de apă a Golfului Bibi-Heybat. Conform acestei hotărâri, cele 300 de desiatine alocate pentru rambleu au fost împărțite în parcele a câte 4 desiatine. A fost adus în atenția industriașilor petrolier cu privire la livrarea acestor zone la un preț de 125 de mii de ruble. Pentru gestionarea lucrărilor de umplere a fost creat un comitet executiv, format din industriași petrolier, care a început lucrările la sfârșitul anului 1905, când erau deja închiriate 50 de șantiere.

Cu toate acestea, în ciuda deciziei Departamentului de Mine privind posibilitatea dezvoltării zăcămintelor offshore numai după umplerea cu sol a zonelor desemnate, la sfârșitul anului 1905 inginerul N.S. a contactat departamentul. Zakovenko cu o petiție pentru a permite forarea puțurilor folosind o instalație de foraj plutitoare plasată pe un cheson-ponton. Deși experții au lăudat acest proiect, acesta a fost respins și de Direcția de Mine, ceea ce a motivat refuzul prin lipsa de dezvoltare a proiectului. Proiectul de umplere a golfului a fost în cele din urmă abandonat. Potrivit proiectului, o secțiune a mării de 300 de desiatine trebuia anterior împrejmuită cu un dig de piatră. Pentru a supraveghea lucrările de umplere a golfului, comitetul executiv l-a invitat pe inginerul P.N. Pototsky, care a lucrat la Herson la construcția unui canal la gura Niprului.

Construcția debarcaderului, care a început în ianuarie 1910, a fost finalizată la mijlocul anului 1911, după care compania Sormovo a început rambleul. În acest scop, Șantierul Naval Sormovo a construit o rulotă specială de dragare formată din două drage cu o capacitate de 1100 CP fiecare. s, două pline, șase remorchere, zece șlepuri cu o capacitate de 1100 mc și două nave auxiliare. Lucrările au durat 8,5 ani, iar 193 de acri (sau 211 hectare) din fundul mării au fost umplute. La 28 aprilie 1920 s-a stabilit puterea sovietică în Azerbaidjan, iar la 24 mai au fost naționalizate întreprinderile implicate în producția și rafinarea petrolului. Încă din primele zile ale naționalizării, muncitorii petrolieri din Baku au început să restaureze și să reconstruiască industria petrolului. Lucrările la umplerea golfului au fost și ele reluate în curând. Prima etapă de rambleu, care acoperă o suprafață de 27 de hectare, a fost finalizată în doi ani. Deja în 1922, primele puțuri de explorare au fost așezate pe teritoriul recuperat de la mare. La începutul anului 1923 erau forate 10 puţuri. Eforturile lucrătorilor petrolieri de a dezvolta câmpuri petroliere din teritorii create artificial au fost încununate cu succes. Prima fântână finalizată la 18 aprilie 1923 a produs un jet de ulei pur.

Rezultatele excepțional de bune obținute în timpul forajului și exploatării primelor sonde ne-au determinat să creștem ritmul de dezvoltare a zonei petroliere rambleate și să începem lucrările la rambleerea celei de-a doua etape în conformitate cu lucrările desfășurate de P.N. Proiectul Pototsky.

Rezultatele obținute în urma forajului puțurilor și a studiilor efectuate de geologi au arătat că depozitele bogate se extind în mare, cu mult dincolo de limitele zonei îngropate. Atunci a apărut ideea de a fora puțuri din insule special construite în larg. În 1925, o fântână puternică a erupt dintr-o fântână forată dintr-o bază separată din lemn construită în Golful Bibi-Heybat. Sonda 61, finalizată prin forarea de pe această insulă, este prima din lume forată în mare. Această experiență de succes a condus la faptul că lucrările de dezvoltare a zăcămintelor de petrol aflate sub fundul mării au continuat prin forarea unor puțuri separate.

În cei cinci ani de la punerea în funcțiune a sondei 61, au fost forate 262 de sonde și au fost produse 6.600 mii tone de petrol și o cantitate semnificativă de gaze. La început, insulele artificiale au fost construite prin introducerea grămezilor de lemn în pământ cu un piledriver montat pe două bărci pereche - kirzhims. Fundația unei puțuri a necesitat până la 300 de grămezi lungi. Necesitatea de a importa cherestea din regiunile de nord ale țării, precum și sezonalitatea livrărilor, au împiedicat serios progresul lucrărilor de exploatare a zăcămintelor bogate de petrol. Dezavantajul a fost că grămezii nu puteau fi bătuți în zonele mării în care fundul era compus din roci puternice și prezența unor roci subacvatice. Abia în 1934, tinerii ingineri N.S. Timofeev și K.F. Mihailov a propus și a pus în practică o metodă de construire a fundațiilor individuale offshore pe piloți metalici umpluți. Dezvoltarea câmpurilor offshore a început în apele de coastă ale insulei. Artem.

Astfel, se poate afirma că explorarea și dezvoltarea câmpurilor petroliere offshore prin metode de creare a teritoriilor artificiale și construirea de fundații individuale de tip insulă în mare au fost efectuate pentru prima dată în URSS în Golful Ilici (fostul Bibi-Heybatskaya).

Până la începutul Marelui Război Patriotic, s-a lucrat sistematic pentru a dezvolta resursele subacvatice ale Mării Caspice. Relocarea forajelor și echipamentelor în estul țării cauzată de război a dus la o reducere bruscă a lucrărilor de foraj peste tot, inclusiv în larg. Odată cu sfârșitul războiului și revenirea treptată a foratorilor în Azerbaidjan, lucrările de foraj au început din nou. Pe mare, forajele de explorare și producție pentru o lungă perioadă de timp au fost efectuate la adâncimi mici de la fundațiile individuale ale structurilor N.S. Timofeeva, B.A. Raginsky și alți muncitori ai petrolului.

Din cauza deselor furtuni, lucrările la construcția fundațiilor au fost amânate. Acest lucru a împiedicat foarte mult dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze offshore. Fântânile individuale așezate pe țărm și efectuate prin foraje direcționale în mare au făcut puțin pentru a maximiza producția din apele Caspice. Toate acestea au dus la apariția unui proiect de fundație de bloc, ale cărui componente individuale au fost fabricate la o fabrică mecanică și transportate la țărm, mai aproape de zona de foraj planificată. Prima astfel de instalație de foraj proiectată de L.A. Mezhlumova a fost instalată în zona pr. Artem în 1948. Odată cu crearea unei fundații staționare noi, mai eficiente, lucrările de foraj pe mare au câștigat o amploare largă. Nevoile de petrol ale țării postbelice au necesitat punerea în funcțiune a unor noi zăcăminte bogate. În acest sens, problema explorării și producției de petrol în apele offshore a devenit acută.

Ținând cont de disponibilitatea datelor geologice și de explorare pozitive, în 1948 s-a decis construirea unei sonde de explorare offshore în zona Neftyanye Kamni. Primul jet industrial de petrol la Neftyanye Kamni a avut loc pe 7 noiembrie 1949. Acesta a fost un eveniment care a anuntat descoperirea unui zăcământ unic de petrol și gaze în Marea Caspică.

De mare importanță în dezvoltarea accelerată a zăcămintelor de petrol și gaze offshore a fost introducerea platformelor offshore și a metodelor performante de construcție a acestora, dezvoltate de B.A. Raginsky, A.O. Asan-Nuri, N.S. Timofeev și alții.În 1951, a început construcția de pasaje supraterane la câmpul Oil Rocks. Până în 1964, în mare au fost construite peste 200 de km de pasaje și platforme de pasageri, au fost dezvoltate adâncimi mari de până la 40 m. Pe baza explorării și dezvoltării pe scară largă a zonelor petroliere offshore, o nouă ramură a petrolului și a apărut zăcământul de gaze - dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze offshore. Pe baza generalizării și sistematizării experienței în dezvoltarea și exploatarea zăcămintelor offshore de petrol și gaze, au fost elaborate o serie de prevederi și principii de inginerie și tehnologie pentru producția de petrol și gaze pe mare. În prezent, lungimea pasajelor din Marea Caspică depășește 350 km, s-au dezvoltat adâncimi de până la 70 m. În 1980, a fost construită instalația de foraj semisubmersibilă plutitoare (SSDR) "Kaspmorneft", comandată de Mingazprom de către companie " Rauma Repola" din Finlanda și echipat cu echipament de foraj puternic, care vă permite să forați puțuri de explorare la o adâncime de 6000 m într-o grosime a apei de până la 200 m.

În timpul dezvoltării din 1949 până în 1980, peste 260 de milioane de tone de petrol și peste 135 de miliarde de m3 de gaz au fost produse din câmpurile din sudul Mării Caspice. În URSS, deja în 1978, sub Mingazprom a fost creat un departament special pentru dezvoltarea câmpurilor offshore. În 1990, aproape 100 de mii de oameni lucrau în departament.

Tendința de creștere a producției de petrol și gaze (1928-1965) (Figura 13)

Producția offshore de petrol și gaze, care a început în Marea Caspică, s-a răspândit acum în alte mări și oceane. Consumul intensiv de combustibil și materii prime energetice a fost motivul pentru care până la începutul anilor 1980. Peste 100 din cele 120 de țări cu acces la mare căutau petrol și gaze pe platforma continentală, iar aproximativ 50 de țări dezvoltau zăcăminte de petrol și gaze offshore. Conform Convenției de la Geneva din 1958, zona mării până la o adâncime de 200 m adiacentă coastei aparține teritoriului țării, iar dincolo de aceasta începe zona liberă. Cele mai mari zone de producție offshore sunt Golful Mexic, Lacul. Maracaibo (Venezuela), Marea Nordului și Golful Persic, care reprezintă 75% din producția mondială de petrol și 85% din gaze. În prezent, numărul total de sonde de producție offshore la nivel mondial depășește 100.000, iar petrolul este extras din adâncimi maritime de până la 300 - 600 m. SUA, Norvegia și Marea Britanie sunt în frunte în ceea ce privește ritmul de foraj offshore și producția de petrol din offshore. câmpuri. În SUA, explorarea platformei este subvenționată de guvern, iar subvențiile se ridică la până la 80% din costul total al proiectului.Peste 20 de ani, din 1960 până în 1980, producția de petrol pe platforma continentală a crescut de 7 ori - de la 110 la 720 de milioane de tone și a reprezentat până la 25% din întreaga producție mondială. În prezent, petrolul produs din zăcăminte offshore reprezintă aproximativ 30% din întreaga producție mondială, iar gazul - chiar mai mult. Producția de ulei la raft se realizează folosind platforme de foraj submersibile și semisubmersibile. În țara noastră, sunt puține instalații de foraj care se folosesc în țările occidentale, deoarece sunt scumpe. În plus, acestea sunt structuri de inginerie complexe. Una dintre cele mai mari instalații are 170 m înălțime, cântărește 10 milioane de tone, are patru suporturi, fiecare dintre ele ar putea găzdui o clădire cu trei secțiuni și nouă etaje. Este operat de o macara cu o capacitate de ridicare de 2,5 mii tone. Poate ridica o clădire cu cinci etaje, cu 100 de apartamente. Dintr-o astfel de instalație pot fi forate până la 48 de puțuri, iar producția este de până la 8 milioane de tone de petrol, ceea ce este egal cu întreaga producție anuală a Mării Caspice. Costul unei astfel de instalații este de 2 miliarde de dolari. Rusia operează patru instalații de foraj plutitoare (Fig. 14), achiziționate la un moment dat în Canada. Sunt instalate în Marea Barents și Sakhalin. Pentru a dezvolta platforma continentală rusă, a fost creat un consorțiu, care includea Japonia și Statele Unite.

foraj pentru producția de petrol offshore

Condiții de foraj în larg

Procesul de forare a sondelor pe mare este influențat de factori naturali, tehnici și tehnologici (Figura 15), cea mai mare influență o exercită factorii naturali care determină organizarea muncii, proiectarea echipamentelor, costul acestuia, conținutul informațiilor geologice ale forajului. , etc. Acestea includ condiții hidrometeorologice, geomorfologice și miniere-geologice.

Condițiile hidrometeorologice se caracterizează prin valurile mării, regimurile sale de gheață și temperatură, fluctuațiile nivelului apei (maree, valuri) și viteza curgerii acesteia, vizibilitate (ceață, nori joase, furtuni de zăpadă, precipitații). Pentru majoritatea mărilor care spală țărmurile Rusiei (Japoneză, Ohotsk, Bering, Alb, Barents, Strâmtoarea Tătară), este caracteristică următoarea frecvență medie a înălțimii valurilor, %: până la 1,25 m (3 puncte) - 57; 1,25 -- 2,0 m (4 puncte) -- 16; 2,0 -- 3,0 m (5 puncte) -- 12,7; 3,0 -- 5,0 (6 puncte) -- 10. Frecvența medie a înălțimii valurilor de până la 3,0 m în Marea Baltică, Caspică și Neagră este de 93%, 3,0 --5,0 m -- 5%. Zona de coastă a mărilor arctice este acoperită cu gheață rapidă staționară cea mai mare parte a anului. Navigarea aici este posibilă doar 2 - 2,5 luni pe an. În iernile severe, în golfurile închise și golfurile mărilor arctice, este posibilă forarea din gheață și gheață rapidă. Forarea din gheață este periculoasă în perioadele de topire, rupere și derivă. În același timp, gheața în derivă netezește valurile. Acest lucru este tipic în special pentru mările Kara, Laptev, Siberia de Est și Chukchi. Aici, frecvența medie a înălțimii valurilor de până la 3 m este de 92%, 3 - 5 m - 6,5%. Pentru foraj în zonele offshore, temperaturile negative ale aerului sunt periculoase, provocând înghețarea bazei și a echipamentului de foraj și necesitând mult timp și forță de muncă pentru a pregăti echipamentul de putere după decontare. Timpul de foraj pe mare este limitat și de vizibilitatea redusă, care în perioada fără gheață se observă mai des noaptea și dimineața. Impactul vizibilității reduse asupra forajelor offshore poate fi redus prin utilizarea tehnologiei moderne de ghidare radar și de comunicații radio pe platformă și pe uscat. Fundațiile de foraj sunt supuse acțiunii curenților din mare asociați vântului, mareelor ​​și circulației generale a apei. Vitezele actuale în unele mări ating valori ridicate (de exemplu, în Marea Okhotsk până la 5 m/s). Influența curenților se modifică în timp, viteză și direcție, ceea ce necesită monitorizarea constantă a poziției instalației de foraj plutitoare (FDR) și chiar rearanjarea ancorelor acesteia. Funcționarea la curenți de peste 1 m/s este posibilă numai cu dispozitive de ancorare armate și mijloace de distribuție a acestora. În zona mareelor ​​înalte, fundul unei mari părți a apelor de coastă este expus și așa-numita zonă de inaccesibilitate, în care navele de foraj nu pot livra instalații, crește brusc. Înălțimea mareelor ​​chiar și în mările vecine și zonele acestora este diferită. Astfel, în Marea Japoniei, mareele practic nu sunt vizibile, dar în partea de nord a Mării Okhotsk ajung la 9-11 m, formând mulți kilometri de fâșii de fund gol la reflux. Condițiile geomorfologice sunt determinate de contururile și structura coastei, topografia și solul fundului, distanța locațiilor puțurilor față de uscat și porturile dezvoltate etc. Rafturile aproape tuturor mărilor sunt caracterizate de pante mici de fund. Izobatele cu marca de 5 m sunt situate la o distanta de 300-- 1.500 m de coasta, iar cu marca de 200 m - 20--60 km. Cu toate acestea, există jgheaburi, văi, depresiuni și maluri. Solul de jos, chiar și pe suprafețe mici, este eterogen.

Nisip, argilă, nămol alternează cu acumulări de scoici, pietriș, pietricele, bolovani și, uneori, cu aflorimente de stâncă sub formă de recife și pietre individuale. În prima etapă de dezvoltare a zăcămintelor maritime de minerale solide, obiectul principal al studiului geologic îl reprezintă zonele din zonele de coastă cu adâncimi ale apei de până la 50 m. Acest lucru se explică prin costul mai mic al explorării și dezvoltării zăcămintelor la adâncimi mai mici și o zonă de raft destul de mare cu adâncimi de până la 50 m. Puțuri de explorare unice forate în depresiuni de până la 100 m. Zona principală de raft explorată de geologi este o fâșie care variază de la sute de metri până la 25 km lățime. Distanța punctelor de amplasare a puțurilor de la țărm la forarea din gheață rapidă depinde de lățimea benzii de gheață rapidă și pentru mările arctice ajunge la 5 km. Mările Baltice, Barents, Ohotsk și strâmtoarea Tătar nu au condiții pentru adăpostirea rapidă a ambarcațiunilor în caz de furtună din cauza lipsei golfurilor închise și semiînchise. Aici, este mai eficient să folosiți MODU-uri autonome pentru foraj, deoarece atunci când se utilizează instalații neautonome este dificil să se asigure siguranța personalului și siguranța instalației în condiții de furtună. Lucrul în apropierea țărmurilor abrupte, abrupte și stâncoase care nu au o zonă de plajă suficient de largă reprezintă un mare pericol. În astfel de locuri, când un MODU neautonom se desprinde de ancorele sale, moartea sa este aproape inevitabilă. În zonele de raft ale mărilor arctice aproape nu există dane, baze și porturi echipate, astfel încât problemele de susținere a vieții platformelor de foraj și navelor care le deservesc (reparații, realimentare, adăpostire în timpul unei furtuni) trebuie să li se acorde o importanță deosebită aici. În toate privințele, cele mai bune condiții se găsesc în mările interioare ale Japoniei și Rusiei. Când se forează în zone îndepărtate de posibile locuri de adăpost, trebuie să fie bine stabilit un serviciu de avertizare privind prognoza meteo, iar ambarcațiunea folosită pentru foraj trebuie să aibă suficientă autonomie, stabilitate și navigabilitate. Condițiile miniere și geologice se caracterizează în principal prin grosimea și proprietățile fizice și mecanice ale rocilor intersectate de sondă. Depozitele de raft sunt de obicei compuse din roci libere cu incluziuni de bolovani. Principalele componente ale sedimentelor de fund sunt nămolurile, nisipurile, argilele și pietricelele. Depunerile nisipos-pietriș, lut, nisipos, nisipos-lutos etc. se pot forma în proporții diferite. Pentru raftul mărilor din Orientul Îndepărtat, rocile sedimentare de fund sunt reprezentate de următoarele tipuri, %: nămol - 8, nisipuri - 40, argile - 18, pietricele - 16, altele - 18. Boulders se găsesc în 4-6% din puțurile forate și 10-12% din numărul total de puțuri. Grosimea sedimentelor afânate depășește rar 50 m și variază de la 2 la 100 m. Grosimea straturilor anumitor roci variază de la câțiva centimetri la zeci de metri, iar intervalele de apariție a acestora în adâncime nu se supun niciunui tipar, cu excepția. de nămoluri, care în cele mai multe cazuri sunt situate la suprafața inferioară, ajungând la 45 m în golfuri închise „liniștite”, nămolurile din straturile superioare sunt în stare lichefiată, la adâncimi mari sunt oarecum compactate: rezistența la forfecare este de 16 - 98 kPa ; unghi de frecare intern 4 -- 26°; porozitate 50 -- 83%; umiditate 35 -- 90%. Nisipurile au o aderență aproape nulă, un unghi de frecare internă de 22 - 32° și o porozitate de 37 - 45%. Rezistența la forfecare a argilelor este de 60 - 600 kPa; indice de consistență 0,18--1,70; porozitate 40 -- 55%; umiditate 25 - 48%. Rocile sedimentare de fund, cu excepția argilelor, sunt incoerente și ușor de distrus în timpul forajului (categorii II - IV în ceea ce privește forajul). Pereții puțurilor sunt extrem de instabili și, fără fixare, se prăbușesc după ce sunt expuși. Adesea, datorită conținutului semnificativ de apă al rocilor, se formează nisipurile mișcătoare. Ridicarea miezurilor din astfel de orizonturi este dificilă, iar forarea lor este posibilă în principal prin avansarea fundului puțului cu țevi de tubaj.

Dezastrele platformei

Accidente în timpul producției de petrol (Figura 17) pe platforma continentală Producția de gaze și petrol pe platforma marină este însoțită inevitabil de diverse tipuri de accidente. Acestea sunt surse de poluare severă a mediului marin în toate etapele de lucru. Cauzele și gravitatea consecințelor unor astfel de accidente pot varia foarte mult, în funcție de setul specific de circumstanțe, factori tehnici și tehnologici. Se poate spune că fiecare accident individual se desfășoară conform propriului scenariu.

Cele mai frecvente cauze sunt defectarea echipamentelor, erorile de personal și fenomenele naturale extreme, cum ar fi vânturile de uragan, activitatea seismică și multe altele. Principalul pericol al unor astfel de accidente, deversări sau deversări de petrol, gaze și o serie de alte substanțe chimice și componente, duce la consecințe grave asupra mediului. Asemenea accidente au un impact deosebit de puternic atunci când au loc în apropierea litoralului, în ape puțin adânci și în locuri cu rotație lentă a apei.

Accidente în etapa de foraj Astfel de accidente sunt asociate în primul rând cu eliberări neașteptate de hidrocarburi lichide și gazoase din sondă ca urmare a trecerii forajului prin zone cu presiune ridicată. Poate că numai scurgerile de petrol de la cisterne se pot compara cu astfel de accidente din punct de vedere al forței, severității și frecvenței, putând fi împărțite condiționat în două categorii principale. Primul implică o explozie intensă și prelungită a hidrocarburilor, care are loc atunci când presiunea din zona de foraj devine anormal de mare și metodele convenționale de astupare eșuează. Acest lucru se întâmplă mai ales când se dezvoltă noi domenii. Un astfel de accident a avut loc în timpul dezvoltării câmpului Sakhalin-1. Al doilea tip de incident este asociat cu episoade regulate de scurgeri de hidrocarburi pe parcursul perioadei de foraj. Nu sunt la fel de impresionante ca evenimentele de explozie destul de rare, dar impactul pe care îl au asupra mediului marin este destul de comparabil datorită frecvenței lor.

Accidente la conducte

Conductele subacvatice complexe și extinse au fost și rămân unul dintre principalii factori de risc de mediu în producția de petrol offshore. Există mai multe motive pentru aceasta, acestea variază de la defecte materiale și oboseală, la mișcări tectonice ale fundului și deteriorarea ancorelor și a traulelor de fund. În funcție de cauza și natura daunelor, o conductă poate fi sursa unei scurgeri mici sau mari sau a unei eliberări de ulei.

Accidente majore pe platformele de producere a petrolului

Martie 1980 Platforma petrolieră Alexander Keilland din Marea Nordului se rupe din cauza „oboselii metalice” și se răstoarnă. 123 de oameni au murit.

· Septembrie 1982. Platforma de producție de petrol Ocean Ranger (SUA) s-a răsturnat în Atlanticul de Nord, ucigând 84 de oameni.

· Februarie 1984: O persoană este ucisă și alte două sunt rănite într-o explozie pe o platformă petrolieră din Golful Mexic, lângă coasta Texasului.

· August 1984: O explozie și un incendiu pe o platformă Petrobras în largul coastei Braziliei au ucis 36 de persoane și au rănit 17.

· Iulie 1988 Cel mai mare dezastru din istorie - pe platforma de producție de petrol Piper Alpha a Occidental Petroleum, o explozie care a urmat unei scurgeri de gaz a ucis 167 de persoane.

· Septembrie 1988: 4 persoane au murit în explozia și inundarea ulterioară a unei platforme de producție de petrol deținută de Total Petroleum Co. (Franța), lângă coasta Borneo.

· Septembrie 1988 Explozie și incendiu pe platforma petrolieră Ocean Odyssey din Marea Nordului, ucigând o persoană.

· Mai 1989: Trei persoane sunt rănite într-o explozie și incendiu pe o platformă de producție de petrol a Union Oil Co. (SUA) în largul coastei Alaska.

· Noiembrie 1989 Explozia platformei petroliere Penrod Drilling Co. în Golful Mexic, 12 persoane au fost rănite.

· August 1991 Explozie la o instalație de producție de petrol deținută de Shell

· Ianuarie 1995 Explozie pe o platformă petrolieră deținută de Mobil în largul coastei Nigeriei, ucigând 13 persoane.

· Ianuarie 1996: 3 persoane au fost ucise și 2 au fost rănite într-o explozie pe o platformă petrolieră Morgan din Golful Suez.

· Iulie 1998: 2 persoane au fost ucise într-o explozie pe platforma petrolieră Glomar Arctic IV.

· Ianuarie 2001: 2 persoane au murit într-un incendiu pe o platformă de gaz Petrobras în largul coastei Braziliei.

· 16 martie 2001. P-56, cea mai mare platformă petrolieră din lume, care a aparținut Petrobras, a explodat în largul coastei Braziliei. 10 muncitori petrolieri au fost uciși. Pe 20 martie, după o serie de explozii devastatoare, platforma s-a scufundat, provocând daune ireparabile mediului din regiune și pierderi totale, pe care experții le estimează (inclusiv profiturile pierdute) depășind un miliard de dolari SUA. În Brazilia, acest mesaj a provocat proteste în masă: în ultimii trei ani, la întreprinderile companiei au avut loc 99 de situații de urgență.

· 15 octombrie 2001. Potrivit ecologiștilor, construcția extinsă de platforme petroliere pe raftul Sahalin a pus în pericol populația balenei cenușii protejate. Compania petrolieră Sakhalin Energy a început să arunce deșeuri toxice din producția sa în Marea Okhotsk.

Documente similare

Cauzele și gravitatea consecințelor accidentelor în timpul producției de gaze și petrol pe platforma marină. Proiectare de platforme semi-submersibile. Schema de injectare subacvatică a puțului. Caracteristicile producției de petrol offshore. Caracteristicile instalației de foraj semisubmersibil Glomar Arctic IV.

rezumat, adăugat 10.11.2015


Dezvoltarea câmpurilor petroliere. Echipamente și tehnologie de producție a petrolului. Funcționarea cu curgere a puțurilor, subterane și reparații majore ale acestora. Colectarea și prepararea petrolului în câmp. Măsuri de siguranță la efectuarea lucrărilor la puțuri și echipamente de întreținere.

raport de practică, adăugat la 23.10.2011


Informații generale despre industria petrolului, atât în ​​lume, cât și în Rusia. Rezervele mondiale de petrol, producția și consumul acestuia. Luarea în considerare a organizării teritoriale a producției și rafinării petrolului în Federația Rusă. Principalele probleme ale dezvoltării industriei în țară.

lucrare curs, adaugat 21.08.2015


Metode de căutare și explorare a zăcămintelor de petrol și gaze. Etapele lucrărilor de prospectare și explorare. Clasificarea zăcămintelor de petrol și gaze. Probleme în căutarea și explorarea petrolului și gazelor, forarea puțurilor. Justificarea amenajării puțurilor de explorare delimitate.

lucrare curs, adaugat 19.06.2011


Lucrări pregătitoare pentru construcția unei instalații de foraj. Caracteristici ale modului de foraj folosind metode rotative și cu turbină. Metode de producere a petrolului și gazelor. Metode de influențare a zonei de fund. Menținerea presiunii din rezervor. Colectarea și depozitarea petrolului și gazelor în câmp.

lucrare curs, adăugată 06.05.2013


Fundamentele geologice ale prospectării, explorării și dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Ulei: compoziție chimică, proprietăți fizice, presiune de saturație, conținut de gaz, factor de gaz de câmp. Procesul tehnologic de producere a petrolului și gazelor naturale.

test, adaugat 22.01.2012


Orhidrografia câmpului petrolier Samotlor. Tectonica si stratigrafia. Proprietățile de rezervor ale formațiunilor productive. Proprietățile petrolului, gazelor și apei în condiții de rezervor. Tehnologia de producere a uleiului. Metode de tratare a complicațiilor utilizate la OJSC „CIS”.

lucrare curs, adaugat 25.09.2013


Alegerea metodelor de producere a uleiului. Diagrama echipamentului puțului de curgere. Metode de ridicare a gazului și pompare pentru producția de petrol. Construcția unei instalații de pompă cu jet de foraj. Criterii de evaluare a eficienţei tehnologice şi economice a metodelor de operare.

prezentare, adaugat 09.03.2015


Depuneri de petrol în intestinele Pământului. Explorarea petrolului prin operațiuni geologice, geofizice, geochimice și de foraj. Etape și metode ale procesului de producție a uleiului. Elemente chimice și compuși din ulei, proprietățile sale fizice. Produse petroliere și aplicațiile acestora.

rezumat, adăugat 25.02.2010


Caracteristici generale, istoria și principalele etape de dezvoltare a domeniului studiat. Echipamente și unelte utilizate în exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze. Drepturile și responsabilitățile profesionale ale unui operator de producție de petrol și gaze.

91. Producția de petrol și gaze naturale în Oceanul Mondial

Extracția petrolului și a gazelor naturale în apele Oceanului Mondial are o istorie destul de lungă. Producția de petrol marin a fost realizată folosind metode primitive încă din secolul al XIX-lea. în Rusia (în Marea Caspică), în SUA (în California) și în Japonia. În anii 30 secolul XX În Marea Caspică și în Golful Mexic s-au făcut primele încercări de forare pentru petrol din structurile de piloți și șlepuri. Creșterea cu adevărat rapidă a producției de petrol și gaze offshore a început în anii 1960. Acest proces s-a accelerat și mai mult în anii 1970 și 1980, după cum demonstrează numărul de țări producătoare de petrol și gaze naturale pe platforma continentală. În 1970 existau doar aproximativ 20 de astfel de țări, iar la începutul anilor 1990. – deja peste 50. În consecință, producția globală de petrol offshore a crescut (Tabelul 91).

Se poate susține că această creștere a producției de petrol offshore sa datorat a doi factori principali. În primul rând, după criza energetică de la mijlocul anilor 1970. iar creșterea bruscă a prețurilor petrolului a crescut interesul pentru bazinele de raft și zăcămintele care nu fuseseră utilizate atât de mult înainte. Erau mai puțin epuizați și promiteau anumite beneficii economice. După cum sa menționat mai sus, producția offshore de petrol și gaze a devenit un exemplu izbitor al politicii urmate în acel moment extinderea limitelor resurselor.În al doilea rând, dezvoltarea pe scară largă a câmpurilor offshore a fost posibilă datorită unui număr de inovații tehnice și în primul rând utilizării platformelor de foraj.

Tabelul 91

DINAMICA PRODUCȚIEI MONDIALE DE ȚEIUL OFFSHORE

De la astfel de platforme din lume până la începutul anilor 1990. Au fost forate aproximativ 40 de mii de sonde offshore, iar adâncimea de foraj a crescut tot timpul. Înapoi la începutul anilor 1980. 85% din petrolul marin a fost obținut la adâncimi de până la 100 m și practic nu a existat foraj la adâncimi mai mari de 200 m. La mijlocul anilor 1990. producția de petrol la adâncimi de la 200 la 400 m a încetat să fie rară, iar adâncimea maximă a crescut de la 300 m în 1984 la 1000 m în 1994 și 1800 m în 1998. Și asta ca să nu mai vorbim de faptul că forajul de explorare este acum. efectuate la adâncimi de 3000 m sau mai mult. Pe măsură ce adâncimile de foraj au crescut, pescuitul offshore a început să se îndepărteze mai mult de coasta terestră. La început, această distanță nu depășea de obicei 10–15 km, apoi 50–100 km, dar acum, în unele cazuri, ajunge la 400–500 km. De fapt, aceasta înseamnă că se poate extinde deja dincolo de platforma continentală.

Luând în considerare dinamica producției globale de petrol offshore, se atrage atenția asupra faptului că recent ritmul de creștere a acesteia a încetinit în mod clar. Cert este că, după depășirea crizei energetice și intrarea sectorului energetic mondial într-o nouă etapă destul de lungă de petrol ieftin, pur și simplu a devenit neprofitabilă continuarea dezvoltării multor zăcăminte offshore, în special la latitudini mari, din cauza costurilor de producție mai mari decât pe teren.

În general, forarea sondelor în zonele offshore este mult mai costisitoare decât pe uscat, iar costul crește progresiv pe măsură ce adâncimea crește. Costurile de foraj, chiar și la o adâncime a mării de 20–30 m, sunt aproximativ de două ori mai mari decât cele de pe uscat. Costul forajului la o adâncime de 50 m crește de trei până la patru ori, la o adâncime de 200 m – de șase ori. Cu toate acestea, valoarea costurilor de foraj depinde nu numai de adâncimea mării, ci și de alți factori naturali. În condiții arctice, de exemplu, costurile de producție depășesc indicatorii corespunzători pentru zonele subtropicale sau tropicale de 15-16 ori. Calculele arată că, chiar și la un preț de 130 USD per 1 tonă de petrol, producția sa la nord de paralela 60 devine neprofitabilă.

De aceea, prognozele anterioare privind creșterea producției mondiale de petrol offshore au fost recent revizuite în scădere (conform unora dintre ele, deja în 2005 petrolul offshore ar fi trebuit să asigure cel puțin 35–40% din întreaga producție). Același lucru este valabil și pentru gazele naturale, producția offshore din care în 2000 se ridica la 760 miliarde m 3 (31%).

Înființată la sfârșitul anilor 1990. Geografia producției offshore de petrol și gaze naturale este prezentată în Figura 70. Din aceasta putem concluziona că o astfel de producție se desfășoară în aproape 50 de locuri de pe glob în toate cele cinci părți locuite ale lumii. Dar ponderea lor, la fel ca ponderea oceanelor individuale și a zonelor de apă individuale, în mod natural nu pot să nu difere. Da, și în timp se schimbă. Astfel, în 1970, aproximativ 2/3 din producția maritimă provenea din America de Nord și de Sud și 1/3 din Asia de Sud-Vest. Până în 1980, ponderea Americii a scăzut, în timp ce Asia, Africa și Europa au crescut. În 1990, din cele 760 de milioane de tone de producție globală de petrol offshore, America de Nord și de Sud au reprezentat 230 de milioane, Asia 220 de milioane, Europa 190 de milioane, Africa 100 de milioane și Australia 20 de milioane.

În Europa străină, zăcămintele offshore asigură 9/10 din toată producția de petrol și gaze. Acest lucru se explică în primul rând prin rolul special al bazinului petrolier și gazier al Mării Nordului, ale cărui zăcăminte sunt exploatate activ de Marea Britanie, Norvegia și, într-o măsură mai mică, Țările de Jos. În plus, producția la scară mică se realizează în unele locuri din Marea Mediterană.

În Asia străină, principala zonă pentru producția de petrol și gaze a fost și rămâne Golful Persic, unde este realizată de Arabia Saudită, Iran, Emiratele Arabe Unite, Kuweit și Qatar. În anii 1980-1990. Producția de pe platforma continentală a mărilor din Asia de Sud-Est a crescut considerabil - în Malaezia, Indonezia, Brunei, Thailanda și Vietnam. Lucrări de explorare sunt, de asemenea, efectuate în largul coastei altor țări. Același lucru este valabil și pentru zona de raft a mărilor care spală coasta Chinei. Dintre țările din Asia de Sud, India are o producție offshore semnificativă.

În Africa, numărul țărilor producătoare de petrol și gaze pe platforma continentală a crescut recent în mod semnificativ. Nu cu mult timp în urmă, acestea includeau doar Nigeria, Angola (pe raftul Cabinda) și Egiptul, dar apoi s-au adăugat Camerun, Congo, Gabon - în general, întreaga fâșie a coastei de vest a continentului, de la Nigeria până în Namibia.

Orez. 70. Zonele de producție de petrol și gaze din Oceanul Mondial

În America de Nord, principalul producător de petrol și gaze offshore este Statele Unite. Câmpurile offshore din această țară reprezintă 15% din producția totală de petrol și 25% din producția de gaze naturale. Peste o sută de depozite de raft sunt implicate în exploatare, majoritatea fiind situate în Golful Mexic, iar restul în largul coastelor Atlanticului și Pacificului țării și în Alaska. În anii 1990. Canada a început, de asemenea, să extragă petrol offshore în zonele atlantice adiacente Newfoundland.

În America Latină se află Venezuela, care a fost una dintre primele care a început să producă petrol offshore (în laguna Maracaibo), iar chiar și acum aceste câmpuri asigură aproximativ 4/5 din producția sa totală din țară. Cu toate acestea, în anii 1980-1990. Venezuela a fost mai întâi prinsă și apoi depășită de Mexic, care a dezvoltat un bazin mare de petrol și gaze în Golful Campeche, în Marea Caraibilor. Alte țări producătoare de petrol offshore includ Brazilia și națiunea insulară Trinidad și Tobago. În același timp, Brazilia s-a dovedit a fi unul dintre liderii în forajele de adâncime, punându-l în funcțiune la sfârșitul anilor 1980. puțuri de producție în Atlantic, cu o grosime a apei de peste 400 m. Forajul exploratoriu pentru petrol și gaze se efectuează, de asemenea, în largul coastelor Argentinei, Chile, Peru și a altor țări de pe acest continent.

În Australia, producția de petrol și gaze pe platforma continentală a început încă din anii 1960. - în strâmtoarea Bass din sudul țării. După 10–15 ani, nivelurile de producție din acest bazin au început să scadă, dar acest lucru a fost compensat de dezvoltarea altor câmpuri offshore situate în largul coastei de vest a țării și la nord, în Marea Timorului. Cantități mici de petrol marin sunt, de asemenea, produse în largul coastei Papua Noua Guinee.

În Rusia în anii 1990. producția de petrol și gaze naturale în zăcămintele offshore (după transferul zăcămintelor caspice, care asigurau 1,5–2% din producția totală a acestui tip de combustibil în URSS, către Azerbaidjan) a fost practic inexistentă. Cu toate acestea, perspectivele de extindere a unei astfel de producții sunt acum evaluate foarte bine. Ele sunt asociate cu dezvoltarea industrială deja începută a celor două zone marine principale. Una dintre ele este Marea Okhotsk, unde aproape de marginea de nord-est a insulei Sakhalin în a doua jumătate a anilor 1980. Au fost explorate mai multe zăcăminte mari. Celălalt este mările Barents și Kara, unde tot în anii 1980. geologii au descoperit o provincie de raft și mai importantă, cu câmpuri mari și mari - zăcământul de condensat de gaz Shtokman, zăcământul de gaze Rusanov, zăcământul de petrol Prirazlomny etc. Conform calculelor, numai pe raftul Sahalin se preconizează creșterea în viitor. producția de petrol la 20-30 milioane de tone, iar producția de gaze la 15-15 milioane de tone 20 miliarde m3 pe an (în total, pe întreaga perioadă de funcționare, este planificată să producă 1,4 miliarde de tone de petrol și 4,2 trilioane m3 de gaz). Și nu mai vorbim de posibilitățile zonei de raft a altor mări din Orientul Îndepărtat. Programul de dezvoltare a resurselor de petrol și gaze ale platformei arctice ruse intenționează să pună în funcțiune 11 zăcăminte de petrol și gaze cu un nivel anual de producție de 20 de milioane de tone de petrol și cel puțin 50 de miliarde de m 3 de gaze. Atunci când se evaluează potențialul de petrol și gaze al Arcticii rusești, trebuie să se țină seama și de faptul că în întregul spațiu vast de la Marea Kara până la Marea Chukchi până la sfârșitul anilor 1990. nu a fost forat nici măcar un puţ de explorare. Partea de nord a Mării Caspice aparține și ea categoriei promițătoare.

Muncitorii și personalul călătoresc în satul Nogliki, o fortăreață a SE din nordul Sahalinului, cu trenul, cu vagonul privat al companiei. O mașină obișnuită cu compartiment - nimic special, deși puțin mai curată decât de obicei.

Fiecare pasager primește următoarea cutie de prânz:

La sosirea în Nogliki, toată lumea este întâmpinată de un supraveghetor și decide ce să facă în continuare - fie o tabără temporară, fie un aeroport - cu elicopterul sau (dacă vremea este imposibil de zburat) cu barca. Am fost trimisi direct la aeroport. Pentru a zbura într-un elicopter, trebuie să urmați în prealabil un curs de salvare cu elicopter (HUET) în Yuzhno-Sakhalinsk. În timpul acestui antrenament, ei îmbracă costume termice speciale echipate cu sistem de respirație și te întorc cu susul în jos într-o piscină, într-o cabină simulată de elicopter, dar asta e din nou altă poveste...

La aeroport, toți sunt supuși unei căutări personale (inclusiv cei care conduc câinii)

Briefing înainte de zbor care descrie situația în cazul în care elicopterul încă se prăbușește și îmbracă costume de salvare.

Costumele sunt teribil de incomode, dar dacă elicopterul se prăbușește, vă pot menține pe linia de plutire și vă pot menține corpul cald până sosesc salvatorii. Adevărat, dacă ieși dintr-un elicopter care se scufundă în costumul ăsta...

Platforma este situată la 160-180 km de Nogliki. Elicopterul parcurge această distanță în 50-60 de minute, zburând tot timpul de-a lungul țărmului pentru a minimiza riscul de cădere în apă, iar pe parcurs zboară o altă platformă a proiectului Sakhalin-2, Molikpaq.
După ce aterizați pe heliport, coborâți în camera de inducție:

Toate! Acum te afli pe o platformă offshore de producție de petrol, o bucată de pământ în mare și nu există nicio scăpare de la acest fapt.

Cum să lucrezi aici?

Platforma PA-B funcționează non-stop și viața aici nu se oprește nici măcar o secundă. Schimb de zi de 12 ore și schimb de noapte de 12 ore.

Am lucrat ziua, deși unii spun că noaptea este mai liniștit și nu este forfotă în timpul zilei. Toate acestea, desigur, creează dependență și, după câteva zile, deja te simți ca un dinte într-un mecanism uriaș, iar o comparație și mai bună este ca o furnică într-un furnicar. Furnica muncitoare s-a trezit la 6 dimineața, a luat micul dejun cu ce pregătise bucătarul furnici, a luat ordinul de lucru de la supraveghetorul furnicilor și a plecat la muncă până seara, până a venit furnica înlocuitoare să-l înlocuiască... La în același timp, parcă... atunci totul se unește.

După 3 zile îi cunoșteam deja pe aproape toată lumea din vedere...

Și mă simțeam de parcă toți facem parte dintr-un întreg, practic rude.

Dar sunt 140 de oameni care lucrează pe platformă (exact așa ar trebui să fie mulți oameni pe platformă și nu încă unul, pentru ca bărcile de salvare „alfa”, „betta” și „gamma” să poată evacua pe toată lumea. De aceea am fost transferați la petrece noaptea pe navă pentru câteva zile). Un sentiment ciudat... totul s-a simțit ca o zi continuă, continuă.

M-am trezit, m-am dus în sufragerie, am salutat persoana din tura de noapte, pentru care era cina, s-a culcat, iar seara ne-am reîntâlnit în sala de mese, doar că el deja lua micul dejun și eu eram. luând cina. Pentru el era deja o altă zi, dar pentru mine era la fel! Și așa din nou și din nou... un cerc vicios. Deci zi de zi, noapte de noapte, a trecut o săptămână.

Cum să locuiești aici?

În principiu, platforma are toate condițiile pentru un sejur confortabil și timp liber. Toate condițiile au fost create aici, astfel încât o persoană să nu se deranjeze cu problemele de zi cu zi, ci să se dedice complet două activități - muncă și odihnă.
Odată ce ați fost repartizat într-o cabină, puteți fi sigur că la sosire vă va aștepta un pătuț cu lenjerie de pat proaspătă deja făcută, care este schimbată la fiecare câteva zile. Cabinele sunt curățate și aspirate în mod regulat. Ele vin în 2 tipuri: „2+2” și „2”. În consecință, pentru 4 persoane și pentru două.

De regulă, jumătate dintre rezidenți lucrează în tura de zi, restul în tura de noapte, pentru a nu interfera între ei. Mobilierul este spartan - un minim de mobilier din cauza lipsei de spațiu liber, dar totul este foarte ergonomic și eficient. Lângă fiecare cameră există un duș cu toaletă.

Articolele murdare sunt spălate în spălătorie.

Când faceți check-in, vi se oferă o geantă plasă pe care este scris numărul de cabină. Îți pui rufele murdare în el, apoi le aduci doar la spălătorie și după câteva ore te așteaptă rufele proaspete și călcate.

Salopetele de lucru sunt spălate separat în soluții speciale; substanțele chimice de uz casnic nu îndepărtează uleiul și alte facilități asociate.
La fiecare etaj al modulului rezidențial se află un punct cu Wi-Fi gratuit (în mod firesc, toate rețelele sociale sunt blocate). Există, de asemenea, o clasă de calculatoare - 4 calculatoare pentru acces general la Internet și alte nevoi. Ele sunt de obicei folosite de spălătorii pentru a juca solitaire.

Există și o mică sală de sport (apropo, destul de bună):

Biliard:

Tenis de masa:

Sala de cinema:

(băieții au atașat un Playstation la proiector și au alergat la cină) în care seara arată ceva din colecția de DVD-uri proaspăt completată.

Câteva cuvinte despre cantină...

Ea este o.f.i.g.i.g.e.n.n.a. În timpul săptămânii mele pe platformă am câștigat 3 kege.

Asta pentru că totul este foarte gustos, nelimitat și gratuit =)

În timpul săptămânii, nu-mi amintesc să se repete meniul, dar de Oilman’s Day este doar o sărbătoare a burtei: o grămadă de creveți, scoici și „nulevka” baltică merită bateriile!

Fumatul pe platformă este permis numai în zonele strict desemnate.

Mai mult, fiecare astfel de cameră are o brichetă electrică încorporată, deoarece utilizarea brichetelor și a chibriturilor este interzisă.

Se pare că nu pot fi transportate și vor fi confiscate pe aeroportul Noglik. De asemenea, este interzisă utilizarea telefoanelor mobile, dar cu excepția modulului rezidențial și doar ca ceas cu alarmă. Și pentru a fotografia orice în afara modulului rezidențial, va trebui să scrieți o ținută specială, să urmați un antrenament pentru permisul de gaz și să luați cu dvs. un analizor de gaz.

După cum am menționat deja, în primele zile am locuit pe nava de sprijin „Smit Sibu” datorită faptului că există o limită de persoane la bord din cauza numărului limitat de locuri în bărcile de salvare în caz de evacuare de urgență.

„Smit Sibu” merge constant de la „Molikpaq” la „PA-B” în caz de urgență. Pentru a reîncărca pe o navă, se folosește un dispozitiv „broască”:

Acest lucru chiar arată ca o broască - o cabină care nu se scufundă, cu o bază de fier și scaune înăuntru. Înainte de fiecare transfer, trebuie să vă îmbrăcați din nou costume de supraviețuire.

Broasca este agatată de macara și târâtă pe navă. Senzațiile sunt destul de ascuțite când ești ridicat la înălțimea etajului 9 într-o cabină deschisă legănându-se în vânt și apoi coborât la bord. Pentru prima dată, nu m-am putut abține un strigăt de încântare la această „atracție” gratuită.

Din pacate fotografia este strict interzisa in zona de la 500 de metri de platforma - este o zona de siguranta, si nu am nicio fotografie de la broasca cu vedere la platforma. Nu a fost nimic deosebit de interesant pe nava - a facut' T rock mult, la micul dejun au hrănit caviar proaspăt și ouă fierte și macaroane și brânză, iar prizele de peste tot erau de 120 de volți și plate ca în Japonia. A fost întotdeauna senzația că ești un oaspete, în casa altcuiva. Poate că echipajul a creat o astfel de stare...

Seara, singura distracție era să te plimbi pe puntea superioară și să te uiți la filme.

Pentru prima dată am văzut un apus de soare pe Sakhalin dinspre mare, când soarele trece în spatele insulei.

Și noaptea au venit foarte aproape de Molikpak. Milioane de pescăruși se învârteau în jur, iar torța ardea la putere maximă - probabil că presiunea era eliberată. Am reușit să dau clic pe o bucată din platformă din hublo:

Ei bine, dimineața a trebuit să ne îmbrăcăm din nou costume de salvare, să ne urcăm în „broască” și să ne întoarcem pe platformă.

Într-una din ultimele zile, am reușit să obțin permisiunea de a face fotografii la heliport

Și pe puntea superioară. Sistem de flare cu arzător pilot:

Mulți oameni se întreabă de ce se arde atât de mult gaz asociat, deoarece poate fi folosit în diverse scopuri! În primul rând, nu mult, ci o mică parte. Și în al doilea rând, știi de ce? Pentru ca, în caz de urgență, să fie posibilă eliberarea în siguranță a presiunii gazului prin sistemul de ardere, arderea acestuia și evitarea unei explozii.

Și acesta este modulul de foraj. De aici se realizează procesul de foraj, vezi cât de mare este!

Elicopterul care preia personalul vine la aterizare:

Încărcarea programată a pasagerilor care zboară spre Nogliki este în curs:

Drumul înapoi spre casă părea mult mai rapid și mai scurt. Totul a fost exact la fel, doar în ordine inversă. Tren-elicopter-Yuzhno-Sahalinsk...

Pentru a extrage minerale, este necesar să se utilizeze structuri speciale de inginerie care să ofere condițiile necesare dezvoltării. Mai mult, complexitatea unor astfel de obiecte va depinde de adâncimea materiilor prime și de factorii aferenti.

Platforma de foraj este utilizată pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze, care sunt de obicei situate la adâncimi mari și se caracterizează prin condiții dificile de producție. Dar valoarea acestor resurse și importanța lor strategică ridicată au dus la faptul că până și cele mai complexe zăcăminte sunt supuse dezvoltării.

Platforme de foraj pe uscat

După cum se știe, petrolul poate apărea nu numai pe uscat, ci și într-un penaj continental înconjurat de apă. Prin urmare, unele platforme trebuie să fie echipate cu elemente suplimentare care să le permită să plutească pe apă. Din fericire, astfel de metamorfoze nu se întâmplă cu obiectele terestre, așa că procedura de instalare va fi mult mai ușoară.

Platforma instalației de foraj este o structură permanentă monolitică care servește drept suport pentru toate celelalte elemente. Procesul de instalare se desfășoară în mai multe etape, care pot fi caracterizate după cum urmează:

• . Forarea unui puț de testare pentru a explora zăcământul. Doar zonele cele mai promițătoare vor merita dezvoltate.
• . Apoi, pregătiți site-ul pentru platformă. Pentru a face acest lucru, ei încearcă să niveleze zona înconjurătoare cât mai mult posibil, astfel încât nimic să nu interfereze cu instalarea.
• . După aceasta, fundația este turnată, deși uneori se obține prin simpla instalare a suporturilor dacă greutatea totală a turnului face posibilă evitarea construcției capitale.
• . Când baza este gata, deasupra acesteia sunt asamblate un turn de foraj și toate celelalte elemente care sunt implicate în procesul de extracție directă.
• . În etapa finală, se efectuează testarea și punerea în funcțiune.

Ca în orice afacere, atunci când echipați platforme staționare de foraj, trebuie mai întâi să aveți grijă de siguranță. Nerespectarea acestei condiții va atrage cele mai grave consecințe. Calculele incorecte pot duce la distrugerea obiectului. Pe lângă faptul că costă o mulțime de bani, poate provoca, de asemenea, răni sau deces. Dacă vreunul din personal este rănit, atunci persoana responsabilă de construcție va fi trasă la răspundere penală.

Sarcinile care acționează pe platformele de foraj pot fi clasificate după cum urmează:

• . Constante, care includ forțele care acționează pe toată perioada de funcționare. Aceasta este în primul rând masa tuturor structurilor metalice situate deasupra platformei. La efectuarea calculelor, în principal este utilizat numai acest parametru. Pentru elementele marine, rezistența la apă este încă relevantă.
• . Temporare, care sunt valabile numai în anumite condiții. Aceasta este o vibrație care apare doar în timpul pornirii instalației de foraj.

Platforme de foraj de suprafață

Datorită naturii funcționării lor, platformele de foraj offshore trebuie să aibă un design special care să le permită să plutească pe apă. De regulă, aceste tipuri de echipamente speciale sunt șlepuri plutitoare care pot extrage ulei și îl pot pompa imediat în rezervoarele lor. După ce un vas este umplut, se face o schimbare și procesul se repetă din nou. Acest lucru este foarte convenabil din punct de vedere practic, dar dacă nu este făcut cu atenție poate duce la pătrunderea uleiului în apă.

O platformă de foraj plutitoare poate funcționa la adâncimi de la 2 la 150 de metri, astfel încât diferite tipuri sunt concepute pentru a funcționa în condiții diferite. Unele barje au dimensiuni miniaturale și pot funcționa în râuri unde spațiul de manevră este foarte limitat. Iar „frații” lor mai mari sunt destinați lucrărilor pe mare deschisă, unde există loc pentru orice dimensiune să se întoarcă. Utilizarea lor va fi mult mai profitabilă, deoarece un volum mare de resurse poate fi pompat dintr-o dată pentru a economisi costurile de transport care trebuie suportate de fiecare dată pe drumul spre port și înapoi.

De obicei, o platformă de foraj petrece doar câteva zile pe mare înainte de a trebui să se întoarcă la bază pentru a-și goli rezervoarele. Numărul surselor de apă de producție este foarte limitat de severitatea condițiilor de așternut, așa că se recurge la acestea doar în cazul unor rezerve cu adevărat uriașe sau de înaltă calitate a produsului. Deși în viitor această industrie va trece în prim-plan atunci când rezervele de pe uscat se vor epuiza.

Tipuri de platforme

Platformele de foraj rusești sunt reprezentate de ambele tipuri. Petrolul este de maximă importanță pentru țară, de aceea producția lui este reglementată la nivel de stat și calculată în cel mai atent mod. Recent a fost planificat să dubleze toate platformele disponibile în prezent în 15 ani, dar criza economică a pus capăt acestor planuri. Acum vor apărea noi turnuri în cantități foarte limitate.

Dacă sunteți interesat de fotografiile platformei de foraj, atunci ar trebui să le priviți pe Internet. Descrierile celor mai comune modele pot fi, de asemenea, utile:

• . o platformă de foraj semisubmersibilă poate produce petrol de la o adâncime de 10 kilometri cu un strat de apă de maximum 3 kilometri;
• . o platformă de foraj cu cric funcționează la adâncimi de 6,5 kilometri, dar grosimea apei nu poate depăși 30 de metri;
• . Platforma de foraj a navei funcționează la adâncimi mici, când petrolul se află aproape pe suprafața penei continentale.

Puteți citi despre toate celelalte soiuri pe site-urile producătorilor.