Читайте также:
  • Гироскутеры и сигвеи
  • ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ШЕЛЬФЕ
  • 8.1.5. Выводы по западно-арктическому шельфу

  • 8.1.4. Технология разведки и освоение месторождений нефти и газа на арктическом шельфе (2)

    — объем емкости:

    а) цемента............................................................350 м3;

    б) барита..............................................................200 м3;

    в) бентонита..........................................................50 м3;

    — предусмотрены:

    а) на каждой платформе комплекс оборудования для сбора, подготовки и транспорта нефти или газа;

    б) на платформах, предназначенных для обустройства месторождений совместно с подводными модулями, —возможность принятия и обработки сырья и с этого оборудования:

    в) на газовых эксплуатационных судах — размещение установок для повышения компрессии;

    г) системы инжекции химикатов для обработки морской воды (бактерицидами и ПАВ), эмульсии (деэмульгаторами), нефти, воды, газа (ингибиторами коррозии), продукции подводных скважин (ингибиторами гидратообразования).

    д) на всех платформах—типовой (расчетный) жилой блок на 250 человек персонала с учетом запасных мест.

    — на нефтяных платформах поддержание пластового давления обеспечивается нагнетанием воды;

    — энергообеспечение платформ осуществляется газотурбогенераторами. Их количество выбрано (с учетом резервного) для максимально возможной нагрузки.

    Предусмотренные в данной работе гюдеодные модули укомплектованы эксплуатационным оборудованием для подводной добычи с устьями "открытого" типа и обеспечивают:

    — проведение работ по подводному заканчиванию и освоению скважин;

    — герметизацию устья скважин;

    — направление продукции куста скважин в сборные трубопроводы;

    — дистанционное управление режимом работы скважин и подводным оборудованием;

    — дистанционный контроль параметров добываемой продукции и работ оборудования;

    — автоматическое перекрытие стволов скважин в аварийных ситуациях:

    — возможность проведения внутрискважинных работ с помощью оборудования канатной техники:

    — возможность закачки технологических жидкостей в подъемную колонну на с осно компрессорных труб и затруб-ное пространство;

    — аварийное глушение скважин через подъемную колонну насоено-компрессорных груб и затрубное пространство;

    — возможность проведения ремонта скважин и подводного оборудования без участия водолазов;

    — обнаружение и соединение с подводными устьями скважин с помощью табельной системы повторного ввода в скважину;

    — защиту подводного устьевого оборудования от механических повреждений;

    — антикоррозионную защиту;

    — регулированное распределение газа по нефтяным скважинам. переведенным на газлифт; воды и газа по нагнетательным ишкекционным скважинам.

    Для использования при бурении эксплуатационных скважин СПБУ и БС необходимо применять специальную подводную колонную головку. Такое оборудование широко используется в Мексиканском заливе. Оно позволяет осуществлять подвеску обсадных труб на уровне дна, если даже на БУ применяется поверхностная система иротивовыбросовых превенторов. После завершения бурения райзер поднимают на БУ, а подводную арматуру устанавливают на головку донной подвески обсадных колонн.

    il-шовая подводная арматура имеет высоту около 5 м. Общая высота опорной плиты с защитной конструкцией составит около 10 м. Поэтому в Печорском и Карском морях, где торосы могут иметь киль глубиной 20-25 м. подводная арматура может быть применена только на акваториях с глубиной 35 м и более (или углублена в грунт).

    Количество эксплуатационных скважин зависит от начального дебита скважин, запасов нефти или газа, числа объектов разработки (залежей или групп залежей), площади месторождения.

    Технические средства транспортировки добытого сырья на сборный пункт следующие.

    Освоение газовых месторождений Баренцева моря завязывается на инфраструктуру разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения. Газ с прогнозируемых месторождений Баренцева моря будет поступать в магистральный подводный газопровод диаметром 1020 мм от Штокмановского месторождения до Териберки (Кольский полуостров).

    Для нефти с месторождений Печорского и Карского морей предусмотрен танкерный вывоз в Печенгу (Кольский полуостров). Отгрузку нефти в танкеры можно выполнять непосредственно с МЛ СП (аналог — МЛ СП "Приразломная") либо через специальный морской ледостойкий отгрузочный терминал гравитационного типа. Дедвейт танкеров должен быть оптимизирован в рамках проектирования транспортной системы вывоза нефти с конкретного месторождения. В качестве расчетного значения можно принять челночный ледовый танкер дедвейтом 80 тыс. т ледовой категории ЛУ6 РМРС. Строительство таких танкеров намечено ИК "Лукойл" на ГУП "Севмашпредприятие".

    Для обеспечения танкерного вывоза нефти потребует ся использование линейных (атомных) ледоколов типа "Арктика" и "Таймыр" или дизельных ледоколов типа "Капитан Николаев", а также многофункциональных дизель-электрических по проекту 11040.

    Здесь предусмотрено строительство трех морских ледостойких отгрузочных терминалов в Печорском море. Первый — в районе Южно-Долгинского месторождения на глубине моря порядка 20 м. На этот терминал будет поступать нефть из прогс газируемых мес торождений блока ii Печорского моря. Второй — южнее прогнозируемого месторождения Седьяхинское 3 на глубине моря порядка 25 м (блок III). Третий — южнее Коргинского прогнозируемого месторождения на глубине моря порядка 25 м (блок V). Затраты на строительство терминалов отнесены на Русское, Седьяхинское 3 и Коргинское прогнозируемые месторождения.


    ::Предыдущая страница::::Следующая страница::