Экономические особенности разработки морских нефтегазовых месторождений

Экономические особенности разработки морских нефтегазовых месторождений

Как показывает опыт освоения нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов, несмотря на большие капитальные вложения добыча углеводородного сырья из морских месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на шельфе, прекрывают расходы в 4 раза. Затраты на поисково-разведочные работы в акваториях составляют от 10до 20 % от общих щатрат на освоение морских месторождений.

Общие капитальные вложения в разработку морских месторождений нефти и газа зависят от климатических условий, глубины и отдаленности месторождение от береговых баз обслуживания, от извлекаемых запасов месторождения, дебитов скважин, и наконец от научно-технического прогресса в области автоматизации всего процесса бурения, обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа в морских условиях.

2) Профиль шельфа и его образование

Под шельфом (анг. Shelf) понимается выровненная часть подводной окраины материков с незначительным уклоном, примыкающая к суше и характеризующаяся общим с ней геологическим строением. Глубины у внешней границы шельфа обычно составляют 100-200 м, но в отдельных случаях достигают 1500-2000 м (Южно-Курильская котловина Охотского моря). Ширина шельфа лежит в пределах от 1 до 1700 км (Северный Ледовитый океан), составляя в среднем 65-70 км, а общая площадь - около 32 млн. км² или почти 11, 3 % поверхности Мирового океана. Основная часть площади шельфа Мирового океана (примерно 70%) располагается на глубинах, не превышающих 180 м, а глубина моря в районе перехода шельфа в материковый склон колеблется от 200 до 600 м.

На рисунке 1 представлен профиль континентального шельфа. За береговой линией 2 следует континентальный шельф 3, за кромкой 4 которого начинается континентальный склон 5, спускающийся в глубь моря. За подножьем 6 склона находится область отложения осадочных пород, так называемый континентальный подъем 7, уклон которого меньше, чем у континентального склона. За континентальным подъемом начинается глубоководная равнинная часть 8 моря.

Рис.2-Профиль континентального шельфа.

Изучение показало, что глубина кромки шельфа по всему земному шару, составляет примерно 120 м, средний уклон континентального шельфа -1, 5-2 м на 1 км.

Континентальный шельф, или материковая отмель, в геологическом отношениии

топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Это зона вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно распологают на глубине 200м, но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400м или менее 130м. В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна и в ней встречаются глубины, намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

Окружающая среда и ее влияние на производство

. Окружающая среда характеризуется гидрометеорологическими факторами, определяющими условия проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов и технических средств.

Основные из них:

§ температурные условия

§ ветер

§ волнения

§ течения

§ уровень воды

§ ледовый покров морей

§ химический состав воды и др.

Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на экономические показатели поисково-разведочных работ и морской добычи нефти, и газа. Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. При проектировании фундаментов нефтепромысловых сооружений особое внимание уделяют полноте и качеству инженерно-геологических изысканий грунтов на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значительной мере определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Классы и типы плавучих буровых средств (ПБС) и условия их применения

два основных класса:

1. Опирающиеся при бурении на морское дно (относят плавучие БУ самоподъемного (СПБУ) и погружного (ПУ) типов);

2. Находящиеся при бурении и освоении в плавучем состоянии (полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС)).

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м

ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и месторождениях в акваториях с глубин 90—100 м, когда использование СПБУ становится экономически не оправданным, до глубин 200—300 м и более.

Удаление районов буровых работ от береговых баз, сложность и малая скорость буксировки, а также небольшая автономность снижают эффективность использования полупогружных буровых установок . Поэтому для поискового и разведочного бурения в отдаленных районах применяют буровые суда.

Установка СПБУ на точке бурения. Особенности эксплуатации

Не нужно

Рис. 25.11. Компенсатор вертикальных перемещений

Рис. 25.12. Схема пневматической системы компенсатора

Постоянное давление воздуха в аккумуляторах 35 поддерживается с помощью регулятора давления 32. Воздух подается через клапаны 33 с ручным управлением.

Для зарядки системы воздух подается через клапан 16, трубопровод 17, клапан 18, клапан 25, соединенные трубопроводом23. Дроссели 26 обеспечивают медленную зарядку. При достижении требуемого рабочего давления обратные клапаны 28 и29 устанавливаются в открытое положение, и система готова к работе.

Морские буровые вышки

Палубный комплекс ПУО

Подводный комплекс ПУО

Не надо

СПБУ «Бакы»

Рис.7.- Подвышечный портал на СПБУ «Бакы»

Ниже в качестве примера приведено описание размещения технологического оборудования на СПБУ «Бакы».

На подвышечном портале (рис.7) установлены: буровая вышка (рис.8), механизм крепления неподвижного конца талевого каната 1, вспомогательная лебедка 2, стойка для крепления машинных ключей 3, кассеты для установки УБТ 4, подсвечник 5 для ручной расстановки свечей бурильной колонны, ограничитель подъема талевого блока 6, ротор 7, главный пульт бурильщика 8, электропривод буровой лебедки 9, воздухосборник 10, регулятор подачи долота 11, буровая лебедка ЛБУ-1700 12, ключ АКБ-3М2 13, пневмораскрепитель 14, кабина с КИП 15, магазин автоматической расстановки свечей 16, пульт управления 17 СПО и пульт управления вспомогательной лебедкой 18. На буровой вышке (см. рис. 7) установлены: кронблок 1, балкон механизма переноса свечей 3, механизм захвата и механизм подъема свечей, талевый блок, подвешенный на талевом канате 4, автоматический элеватор и вертлюг 5.

Рис. 8 –Вышка СПБУ «Бакы»

При ручной расстановке свечей вместо талевого блока и автоматического элеватора применяют крюкоблок. Кроме этого, на вышке расположены монтажный блок, подвижный центратор 2, нижний блок, укрытие, подвески машинных ключей и др.

На главной палубе размещена циркуляционная система, включающая блок рабочих емкостей общей вместимостью 120 м³.

На блоках смонтированы: сдвоенное вибросито для очистки бурового раствора производительностью 50—60 л/с, вакуумный дегазатор для дегазации бурового раствора, пескоотделитель, шламовые насосы для подачи воды или раствора в гидросмесители, механические перемешиватели, гидравлические перемешиватели. В зоне обслуживания крана, у вибросит, установлены специальные контейнеры для сбора шлама выбуренной породы и отправки ее на берег.

Под порталом на площадке установлены: противовыбросовое оборудование, включающее два плашечных превентора; универсальный превентор, гидроуправление превенторами и задвижками, манифольд; аварийный (ручной) привод закрытия и открытия плашек превенторов и трубопроводы гидравлического управления. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется дистанционно с двух пультов: основного, размещенного вне буровой площадки, и вспомогательного, установленного у поста бурильщика. В трюмах размещены: в отсеке запасных емкостей запасные емкости бурового раствора, в насосном отделении — три буровых насоса У87-М2 с электроприводами, два шламовых насоса и насос 9МГР.

ППБУ «Шельф», «Садко»

34) Морской стояк (водоотделяющая колонна), назначение и конструктивное устройство

Морской стояк (рис 19).

Морской стояк является одним из важнейших и ответственных узлов общего комплекса ПУО.

В процессе буровых работ морской стояк эксплуатируется в сложных условиях. Практикой работ установлено, что такие условия эксплуатации приводят к повреждению его отдельных узлов. Причинами повреждений морского стояка могут быть длительный период воздействия на узлы суровых морских условий, использование буровых растворов большей плотности, нарушение рекомендации, недостаточное натяжение нижней секции морского стояка и слабый контроль за изменением угла поворота шарового соединения при отклонения стояка от вертикали, использование недостаточно надежных узлов соединений, не соответствующих условиям работы в данном районе, а также недостаточный опыт работы при эксплуатации стояков и отсутствие соответствующей теоретической базы для их расчета.

Рис.19 - Морской стояк

1-верхняя секция с отклонителем потока и шаровым компенсатором; 2- телескопический компенсатор; 3-натяжные канаты; 4- промежуточная секция; 5-нижняя секция с шаровым и гидравлическим соединителем

Нагрузка на морской стояк

Конструкции скважин

Не нужно

Якорные системы удержания

Буровое плавсредство и систему заякоривания рассматривают как единый комплекс, за исключением случаев экстремальных погодных условий.

Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс (устройство для изменения направления перемещения якорного троса). В зависимости от местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно ПБС.

На рис. 15 показаны шесть наиболее распространенных в мировой практике вариантов заякоривания при воздействии нагрузок с любой стороны; n- число якорных канатов.

Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них, глубины моря, характеристики рабочего оборудования, стоимости, наличия пространства для палубных устройств и других факторов.

Рис. 15- Типовых вариантов систем заякоривания: а, б, в – симметричные системы соответственно с n-9, 8, 10; г, д, е – системы с якорными канатами (n =8), расположенными соответственно под углом 45-90⁰ друг к другу, порд углом 30-70⁰ к оси платформы и под углом 30-60⁰ к продольной оси судна

Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой: цепь со сваренным встык звеньями и замковую цепь. В большинстве случаев для заякоривания применяют металлические канаты диаметром 57-76 мм (иногда 90мм). Преимущества металлических канатов: масса каната в морской воде ниже стоимости цепи. Недостаток металлического каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большое развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине.

Якорные системы оснащают комплексом оборудования для регулирования натяжения якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты волны или направления ветра.

Системой управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков, устанавливаемых на тросах.

Не нужно

Жесткие МСП

Морские стационарные платформы, закрепляемые сваями МСП пирамидального типа

МСП, закрепляемые сваями, представляют собой гидротехническое металлическое стационарное сооружение, состоящее из опорной части, которая крепится к морскому дну сваями, и верхнего строения, оснащенного комплексом технологического оборудования и вспомогательных средств и устанавливаемого на опорную часть МСП.

Опорная часть может быть выполнена из одного или нескольких блоков в форме пирамиды или прямоугольного параллелепипеда. Стержни решетки блока изготовляют в основном из металлических трубчатых элементов. Количество блоков опор определяется надежностью и безопасностью работы в данном конкретном районе, технико-экономическими обоснованиями и наличием грузоподъемных и транспортных средств на заводе — изготовителе опорной части МСП.

На рис. 21 а, б, в даны схемы МСП, применяемые на Каспийском море. Ниже приведены краткие технические данные морской стационарной платформы для одновременного бурения скважин двумя буровыми установками на месторождении им. 28 апреля на глубине 100 м. Платформа состоит из двух опорных блоков, установленных на расстоянии 31 м друг от друга, и трехпалубного верхнего строения, которое включает 14 модулей, в том числе: два подвышечных, шесть модулей нижней палубы с эксплуатационным оборудованием 450 т каждый, шесть модулей верхней палубы с буровым оборудованием до 600 т каждый.

На платформе размещен комплекс технологического и вспомогательного оборудования, систем, инструмента и материалов, обеспечивающих бурение скважин двумя буровыми установками.

Платформа оснащена блочными жилыми и бытовыми помещениями, вертолетной площадкой, погрузочно-разгрузочными кранами и др.

С платформы предусмотрено бурение 12 скважин.

Размер в плане, мм: Масса, тыс. т:

производственной площад- платформы.............. 12, 1

ки......................................... 71 Х50 опорного блока....... 2, 04

опорного блока.......................... 16 X 49

Опорные блоки крепятся к морскому грунту сваями. На опорные блоки устанавливается верхнее трехпалубное строение с модулями, оснащенными соответствующими технологическим и вспомогательным оборудованием и системами.

Как известно, затраты на обустройство морских нефтегазовых месторождении составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Достаточно сказать, что стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает 1—2 млрд долл.

Например, эксплуатирующаяся в настоящее время глубоководная гравитационная платформа для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму свыше 1 млрд долл. Затраты на прокладку современного глубоководного магистрального трубопровода составляют 2—3 млн долл. за километр. Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к жизни новые технические решения, соответствующие возникающей проблеме. Разработан целый спектр технических средств освоения шельфа, выбор которых определяется совокупностью технологических, геолого-, гидрометеорологических, экономических, политических и других условий.

22 Современные глубоководные платформы, используемые для разработки шельфовых нефтегазовых месторождений

. Так, например, для выполнения работ по разведке, бурению скважин и добыче нефти и газа используются различные типы технических средств, изображенных на рис.22.

Среди инженерных компаний, успешно работающих в области создания новой техники и морских нефтегазовых сооружений, приоритетные позиции занимают «Браун энд Рут», «Мак-Дермот», «Квернер», «Аккер» и др.

Советский опыт в этой области накоплен организациями Азербайджана, где институт Гипроморнефтегаз спроектировал, а Бакинский завод глубоководных оснований изготовил и установил более десяти металлических платформ на глубинах около 100 м. Институтом ВНИПИШельф разработаны платформы высотой около 30 метров для газовых месторождений Крыма. Морские трубопроводы диаметром до 500 — 700 мм проложены на Каспийском и Черном морях и на Дальнем Востоке через Татарский пролив.

Не нужно

Экономические особенности разработки морских нефтегазовых месторождений

2) Профиль шельфа и его образование

Рис.2-Профиль континентального шельфа.

Континентальный шельф, или материковая отмель, в геологическом отношениии

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒