- •Лекция № 1
- •1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- •1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- •Газпром
- •Роснефть
- •1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- •2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- •2.1. Размер месторождения
- •2.2. Количество жидких углеводородов
- •2.3. Величина транзитной доли мелководья
- •2.4. Зоны нефтегазонакопления
- •2.5. Приграничные акватории
- •2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- •Лекция № 2
- •1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- •1.1. Арктический регион
- •Баренцевоморский нгб
- •Расположение Баренцевоморского нгб
- •1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- •1.1.3. Южно - Карский нгб
- •1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- •1.1.5. Североморской нгб
- •1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- •1.1.7. Свердрупский нгб
- •1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- •1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- •1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- •1.2. Дальневосточный регион
- •1.2.1.Охотский нгб
- •Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- •1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- •1.3. Каспийский регион
- •1.4. Балтийский регион
- •1.5. Азово – Черноморский регион
- •Лекция № 3
- •1. Морское право
- •3.1. Международное морское право
- •12 Морских миль
- •24 Мор. Мили
- •Исключительная экономическая зона
- •1.2. Морское право рф
- •1.2.1. Законы рф и их анализ
- •Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- •Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- •Перспективы развития законодательства рф
- •Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- •Госкомпании и зарубежные инвестиции
- •Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- •Недостатки Госкомпаний
- •3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- •Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- •Лекция № 4
- •1. Системы сбора продукции скважин
- •1.1. Принципы формирования систем сбора
- •1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- •1.2.1. Размещение скважин на платформе
- •1.2.2. Замер добываемой продукции
- •1.3. Подводное окончание скважин
- •1.3.1. Нефтяные месторождения
- •1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- •Баренцево море
- •Карское море
- •Район Обской и Тазовской губ
- •6.3.3. Маргинальные месторождения
- •1.3.4. Газовые месторождения
- •Лекция № 5
- •1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- •1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- •II 7 10 VIII X 9 IX VII
- •1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- •С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- •VIII 9 12 XII XIII
- •1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- •X IX V VII VIII
- •1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- •VIII II III IV
- •1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- •IV 6 7 8 XXVI
- •Лекция № 6
- •1.1.2. Подготовка нефти.
- •Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- •1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- •III II III XI XIII
- •1 11 12 VIII
- •XVII XX XIX XVIII IX
- •Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- •1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- •1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- •С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- •VI V VIII
- •6 XI на лсп-ю XIII
- •С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- •1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- •3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- •4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- •Лекция № 7
- •1.1.3. Подготовка воды
- •1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- •Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- •Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- •Отстаивание
- •Флотация
- •Коагуляция
- •Применение циклонов
- •Центрофугирование
- •Фильтрование
- •Электрохимические методы
- •Озонирование
- •Перегонка, мембранные технологии
- •С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- •1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- •Лекция № 8
- •1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •2. Морские наливные устройства
- •2.1. Незамерзающие акватории
- •Наливные устройства причального типа
- •Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- •2.2. Замерзающие акватории
- •3. Береговые терминалы
- •Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- •Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- •Море Лаптевых
- •Карское море
- •Обская губа
- •Печорское море
- •Белое море
- •Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- •Западный берег Кольского залива
- •Норвежское море
- •Лекция № 9
- •Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- •1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- •Хранение
- •Погрузка
- •Хранение
- •Погрузка
- •Проект «Баренц-1»
- •1.2.1. Месторождение Медынское море
- •Месторождении Варандней – море
- •Сахалинские проекты
- •2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- •2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- •1 Этап.
- •2 Этап.
- •2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- •2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- •2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- •2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- •Каспийские проекты
- •Проект «Северный Каспий»
- •2.4 Северные проекты Газпрома
- •2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- •2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- •2.5. Южные проекты «Роснефти»
- •2.5.1. Черное море
1.2. Надводное окончание скважин на платформе
1.2.1. Размещение скважин на платформе
На морских платформах, учитывая ограниченность их площади, все скважины группируются на выделенном для строительства скважин участке в зависимости от конфигурации опорной части и числа опорных блоков.
На одноопорной платформе (моноподе), естественно, этот участок расположен в центре, и скважины устанавливаются в шахматном порядке на концентрических окружностях (за исключением первой скважины в центре платформы, строящейся строго вертикально). При этом все скважины бурятся на продуктивный горизонт с заданным отклонением от вертикали, в результате чего создается куст нак:лонно-направленных скважин, охватывающих оптимальным образом продуктивную толщу по заранее намеченной сетке.
Обычно для нефтяных месторождений эта плотность колеблется в диапазоне 10—20 га/скв. На газовых месторождениях плотность доходит до 200 га/скв. для хорошо дренируемых коллекторов.
На двух- и многоопорных платформах скважины, как правило, группируются с одной стороны, и их стволы проходят через опорные блоки, защищающие скважины от волновых, ветровых и ледовых воздействий. Краевое расположение скважин также облегчает проведение противопожарных мероприятий.
На одноопорных платформах в силу центрального расположения скважин эти мероприятия несколько осложняются, но для создания безопасности создаются специальные проходы и возводятся брандмауэрные ограждения.
Расстояния между скважинами на платформах сведены до минимума, и с учетом проведения ремонтных на скважинах эти расстояния в РФ составляют на нефтяных месторождениях 2, а на газоконденсатных — 2,5 м. За рубежом эти расстояния еще меньше.
1.2.2. Замер добываемой продукции
Замер добываемой продукции осуществляется как в целом по платформе, так и по всем эксплуатационным скважинам.
Обычно замер продукции каждой скважины осуществляется с помощью замерного сепаратора. С этой целью обвязка всех эксплуатационных скважин производится таким образом, чтобы продукция каждой отдельной скважины при необходимости могла подступить на общий замерный сепаратор, в котором разделяется и по отдельности поступает на расходомеры. Продолжительность замеров одной скважины длится от 1 до 3 ч (иногда и дольше).
Продукция каждой скважины может подаваться либо в один из сборных коллекторов, либо в замерной коллектор.
Замерная установка подключена к отводу от замерного коллектора.
Газо- и нефтепровод от замерной установки соединены со сборными коллекторами высокого и среднего давлений, а на входе и выходе установлены приводные задвижки для дистанционного управления процессом замера дебита скважины из операторного пункта и на месте.
Кроме этого, на сепараторе и манифольде устанавливаются вспомогательные устройства:
вентили для пропаривания и опорожнения;
дренажные линии подключенные к блочной установке сбора и откачки стоков от сосудов под давлением. Дренажные емкости обычно располагают под палубой, чтобы благодаря разности отметок обеспечить хороший сток.
В последние годы ряд фирм принимает участие в создании бессепарационного метода контроля дебитов скважины, что в условиях моря имеет большое значение, поскольку открываются возможности существенно снизить затраты на технологический модуль (даже замена трехфазного сепаратора на двухфазный позволяет снизить затраты на строительство от 4 до 2 млн долл. на одну платформу).
Так, в Техасе разработана и испытана в промысловых условиях технология определения содержания воды и газа в продукции скважин – так называемый «Star-Сut» метод, который безошибочно определяет содержание воды и газа во всем диапазоне от 0 до 100%
Фирма «Chevron Research» (США) запатентовала метод и устройство измерения объемов нефти и воды, поступающих из скважины, с помощью прибора, принцип действия которого основан на простом соотношении между плотностью и коэффициентом теплового расширения для нефти и воды.
Фирма «Petro Canada» создала устройство объёмного контроля фаз в потоке, имеющее датчики расхода для всех трех фаз.
Фирма «Fiuenta» (Норвегия) уже использует в промышленных масштабах устройство контроля объёмного расхода всех фаз путем замера емкостного сопротивления флюида.
Все перечисленные новые технические средства измерения расхода добываемой продукции еще не нашли достаточно надежного применения. Однако перспектива их широкого использования экономически предопределена, и эти средства скоро заменят замерные сепарационные устройства.