книги / Морская нефть. Развитие технических средств для освоения морских арктических месторождений нефти и газа. Переработка продукции скважин

тажно-демонтажные операции на дне с грузами весом до 80,0 т. Судно имеет систему статического и динамического позиционирования.

В отличие от зарубежных аналогов судно максимально приспособлено для работы в арктических условиях за счет ледовых подкреплений корпуса, расположения технических средств судна и его технологических комплексов, требующих постоянного обслуживания, в помещениях, защищенных от пря­ мого воздействия неблагоприятных факторов окружающей среды.

Наличие в центре судна шахты обеспечивает спускоподъемные операции и работу водолазного комплекса и комплекса подводных роботов непосредст­ венно из его подпалубных помещений.

К началу 1980 г. во ВНИИСТе была разработана технология строительства перехода через Байдарацкую губу газопровода Ямал — Центр. На этом пере­ ходе предполагалось укладку большого участка трубопровода производить с припайного льда. Общая длина морской части трубопровода от острова Литке на восточном берегу до поселка Яры на западном берегу составляет 67 км (из них 18 км с устойчивым припайным льдом у берегов). Примерно раз в 5 лет iy6a целиком промерзает. Время существования ледового покрова

столщиной 0,6-1,2 м составляет примерно 5-6 месяцев. Предполагалось через губу проложить пять ниток трубопровода из обетонированных труб сечением 1020x20 мм, укладываемых различными способами в двух раз­ нохарактерных зонах. В береговой зоне и на прибрежном участке траншею для заглубления труб предполагалось разрабатывать следового покрова роторными и одночерпаковыми экскаваторами на глубину до 2 м. Сваренный и испытанный трубопровод на бровке траншеи затем укладывают в траншею

спомощью трубоукладчиков. В целом процесс, представленный в проекте, не отличался от принятого для сухопутных трубопроводов. На участке, где глубина превышает 2-3 м при укладке необходимо использовать ледовый стингер или ледовый трубоукладчик. В район строительства трубы должны доставляться по льду вдоль трассы трубопровода с помощью саней-трубо­ возов с тягой по льду трактором, а расчистку трассы от торосов необходимо осуществлять с помощью бульдозеров и горизонтально-фрезерных агрегатов. Подводные траншеи для заглубления трубопроводов на этом участке необхо­ димо отрывать заранее (до ледостава) по чистой воде с помощью земснарядов. Засыпка будет проводиться путем естественного замыва придонным грунтом.

В2000 г. новым проектом перехода Байдарацкой губы было предусмот­ рено строительство восьми параллельных ниток (с учетом резервных) диа­ метром 1220 мм и рабочим давлением 7,4 МПа. На подводном участке про­ тяженностью 67 км при максимальной глубине воды 23 м.

В2006 г. «Межрегионтрубопроводстрой» приобрел в Великобритании баржу длиной 135 м и шириной 40 м, дедвейтом 16800 т, ставшую базовой

Технология сварки одиннадцатиметровых отрезков труб с толщиной стенок в 20 мм и диаметром до 1400 мм, изолированных бетоном и слоем полихлорвинила в единую плеть, автоматизирована. Отрезки труб подаются на поточную линию автоматической сварки. Вначале трубы разогреваются до температуры 150°С, затем на трех постах поочередно происходит их автома­ тическая сварка, шов подвергается ультразвуковой диагностике, зачищается, изолируется пластиком. На увеличение плети трубопровода на один отрезок длиной 11 м уходит всего 12 мин. Именно с такой скоростью по специальной стреле — стингеру длиной 38 м — под углом в 12° плеть уходит на дно моря.

Комплекс способен работать в море при высоте волн до 2,7 м.

По заказу НК «ЛУКОЙЛ» в Калининграде достраивается стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП), сложнейшее техни­ ческое сооружение, которое будет установлено в Печорском море, в 20 км от берега. Стальная восьмиугольная платформа высотой 65 и шириной 60 м, весом 12 тыс. т, способная противостоять напору ледовых полей, станет от­ грузочным комплексом, через который на экспорт в круглогодичном режиме будет уходить 12 млн т нефти в год. К этому причалу нефть будет поступать по двум ниткам трубопроводов.

Осенью 2006 г. от берега в море уже проложили 16,8 км нефтепровода. Также завершена прокладка первой его нитки и выполнены работы по второй, общей протяженностью 27 км. Эти работы выполнялись трубоукладочным судном «Дефендер».

Глава III

ОПЫТ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ

Освоение зарубежных морских месторождений северных морей началось с 60-х гг. XX в. Для рассмотрения методов разработки месторождений, техно­ логий и технических средств, необходимо знать какие характеристики имели нефть и газ первых морских месторождений, а также как использовались добываемые нефть и газ на протяжении более чем 40 лет. Этот опыт будет весьма полезен для России при освоении морских месторождений Северного Ледовитого океана.

3.1.Физико-химические свойства нефтей и газов, добываемых на морских месторождениях северных

иарктических морей

Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазовых месторождений (особенно в арктических районах) могут превратить рента­ бельную залежь в неэкономичную. При разработке морских месторождений большое значение имеет знание физико-химических свойств нефти, а также характеристик газа, поскольку от этого зависит правильный выбор варианта разработки месторождения, а также способа транспортировки продукции скважин на берег.

Промышленная добыча нефти, начавшаяся в 20-е гг. прошлого столетия в Калифорнии и продолжившаяся в 30-е гг. на Каспии в районе Баку, а также все освоенные в более позднее время морские месторождения нефти и газа (в том числе и арктические) убедительно показали, что нефти и газы морских месторождений имеют значительные отличия по своим физико-химическим свойствам и характеристикам. Этот факт хорошо просматривается при ана­ лизе свойств нефтей и газов морских месторождений. Учет свойств и харак­ теристик нефтей и газов позволит обоснованно выбрать метод разработки месторождения, а также произвести оценку возможностей транспортировки продукции скважин к существующим нефтеперерабатывающим и нефтехи­ мическим предприятиям или осуществления переработки непосредственно на

Морские месторождения нефти и газа включают два нефтегазовых бас­ сейна: НГБ Бофорта и НГБ Свердруп.

В НГБ Бофорта выявлено 3 нефтяных, 6 газонефтяных и 6 газовых мес­ торождений (рис. 3.2).

Рисунок 3.2 — Схема расположения месторождений нефти и газа

вбассейнах Канадской Арктики:

а— границы НГБ установленные и предполагаемые; б — изогипсы поверхности фундамента,

Основными продуктивными горизонтами служат песчаники нижнего мела и палеогена на глубине 1200-3600 м и девонские рифогенные известняки.

Нефти палеогеновых залежей обычно тяжелые, вязкие. Содержание серы изменяется в широких пределах — от 0,1 до 1,4 % (табл. 3.4). В газах присут­ ствует С 02 в количестве 4% (табл. 3.5).

В НГБ Свердруп обнаружено 2 нефтяных, 1 газонефтяное и 6 газовых месторождений (рис. 3.2). Продуктивны девонские, пермо-карбоновые и три­ асово-юрские песчаники на глубине 600-3300 м. Нефти легкие, малосернис­ тые (месторождения Тор, Ромулюс, Бент-Хорн). Газовые залежи более чем на 95 % состоят из метана.

Анализ характеристики добываемых нефтей и газов позволил разработчи­ кам технологий освоения морских месторождений в высоких широтах пра­ вильно оценить и возможности поставки продукции скважин потребителям. Для нефти, практически повсеместно, была выбрана схема транспортировки танкерами и по трубопроводам. Переработка на местах добычи не осущест­ влялась.