En analys av erfarenheterna av att använda undervattenstekniska metoder för olje- och gasproduktion och transport på den arktiska hyllan visar att den inhemska olje- och gasindustrin i detta segment upplever en tydlig teknisk eftersläpning efter världsledare. Artikeln ger huvudorsakerna till denna försening och föreslår sätt att intensifiera produktionen av modern teknisk utrustning för hyllutveckling, såväl som mekanismer för att attrahera investeringar i denna industrisektor.
En av huvudvektorerna för utvecklingen av det globala olje- och gaskomplexet är inriktat på utvecklingen av kolvätefält belägna på kontinentalsockeln. Ryska federationen har den största kontinentalsockeln i yta och de största kolväteresurserna. För att utveckla denna kolossala potential hos det inhemska olje- och gaskomplexet, intensiv, effektiv och säker utveckling av offshorefält, är det nödvändigt att säkerställa snabb teknisk utveckling av relaterade industrier som säkerställer produktion av olja och gas och elektrisk utrustning, oljefältsflotta, samt forskning, utveckling och servicestöd.
Trots en viss objektiv teknisk eftersläpning idag har Ryssland alltid varit ledande i utvecklingen av offshore-kolvätefyndigheter, eftersom det är vårt land som äger genombrottsprojekt av global betydelse som har öppnat möjligheten för deras utveckling. Trots genomförandet av banbrytande offshoreprojekt i det förflutna och delvis i nuet, är den inhemska olje- och gasindustrin redan idag.
Undervattensutrustningspark
Större delen av den ryska hyllan är arktisk med extrema naturliga och klimatiska förhållanden. Huvudproblemen i utvecklingen av den arktiska hyllan är svåra isförhållanden, nämligen risken för isberg, och bristen på tillgång till flytande teknisk utrustning året runt.
till fyndigheter, och därmed bristen på året runt prospekterings- och utvecklingsmöjligheter. Till exempel kommer borrningar med Universitetskaya-1-plattformen att utföras under off-ice-säsongen (från augusti till slutet av oktober). Annars krävdes byggandet av en istålig plattform på fältet för att säkerställa året runt borrning. Det är tydligt att både det första och det andra alternativet komplicerar projektet och leder till kostnadsökningar.
Under dessa förhållanden är de mest effektiva undervattenstekniska medel för hyllutveckling: undervattensrörledningar, undervattensborriggar, undervattenspumpningskomplex, undervattensbehandlingskomplex för kolväten.
Globala olje- och gasbolag, inklusive ryska, har lång erfarenhet av konstruktion och drift av undervattensrörledningar för stam och fält. En av de största undervattenshuvudgasledningarna, Nord Stream, förbinder städerna Vyborg och Greifswald, med hjälp av vilken rysk naturgas transporteras till Tyskland och kringgår transitländer. Rörledningar för undervattensfält i Ryska federationen används vid utvecklingen av Sakhalin-hyllan, och till exempel i Europa byggdes ett nätverk av undervattensrörledningar i Nordsjön mellan Norge och Storbritannien.
Av störst intresse för utvecklingen av den arktiska hyllan är undervattenstekniska anordningar för att borra prospekterings- och produktionsbrunnar, samt anordningar för att samla, förbereda och pumpa kolväten som produceras på hyllan genom undervattensrörledningar utan användning av flytande tekniska anordningar. De världsledande inom utveckling och produktion av teknisk undervattensutrustning för olika ändamål för offshore-kolvätefält är de norska företagen FMC Technologies och Aker Solutions.
Utvecklingen av undervattensutrustning och teknologier utförs också av Siemens och MAN. Ledande inom användningen av undervattensteknik är det norska olje- och gasbolaget Statoil
.
Undervattens gruvkomplex. Idag använder Statoil subsea-teknik inom flera områden. Ett exempel är Ormen Lange-fältet, beläget i Barents hav och utvecklat sedan 2007. I början av utvecklingen, vid borrningsstadiet för produktionsbrunnar, installerades en bottenplatta med borrfönster vid varje brunnshuvud, på vilken ett undervattensproduktionskomplex (SPC) efter färdigställandet av brunnarna placerades. Den inkluderar ett grenrör och hela uppsättningen av brunnshuvudutrustning som är nödvändig för att säkerställa säker utvinning av kolväten. Utseendet på MPC visas i figur 1. Därefter transporteras ett flerfas kolväteflöde, bestående av en blandning av kolväten (olja, gas och kondensat), sand och vatten, genom en 160 kilometer lång undervattensrörledning till ett bearbetningskomplex beläget. på en ö nära staden Hammerfest, där separering och rening av kolväten. Gasen kondenseras sedan och förbereds för lastning i tankfartyg och den separerade koldioxiden pumpas tillbaka in i brunnarna.
På Tordisfältet, beläget i Nordsjön, utför Statoil vid utvinning av kolväten undervattensberedning av utvunna kolväten för vidare transport. Olja, gas och sand separeras med hjälp av undervattensavskiljare (Fig. 2).
Undervattenspumpningskomplex. I de allra flesta fall används tankfartyg för att transportera råvaror som utvinns från hyllan. Vissa fält i de arktiska haven använder dock undervattenspumpsystem. Detta säkerställer året runt exploatering av fälten, oavsett isförhållanden. Till exempel har undervattenspumpsystem varit i drift på Asgardfältet sedan 2013, och deras installation är planerad till Ormen Lange-fältet 2017.
Det första undervattenspumpkomplexet skapades av General Electric med en kapacitet på 850 kW; det testades 1992 under fabriksförhållanden. Idag utförs utvecklingen av sådana komplex av ledande elföretag. I Norge testades en enhet av MAN Hofim-typ (Fig. 3), och 2009 testades en Siemens ECO-II-kompressor (Fig. 4).
Undervattenskomplex i Ryssland. För närvarande använder mer än 130 offshorefält i världen undervattensteknik för produktion av kolväten. I Ryssland installerades den första MPC på hyllan av Okhotskhavet som en del av utvecklingen av Kirinskoye-fältet, och det finns planer på att använda dem i utvecklingen av Shtokman-gaskondensatfältet.
Undervattensproduktionskomplexet som används vid Kirinskoyefältet säkerställer driften av sju brunnar, varifrån gas tillförs till grenröret, som är komplexets centrala länk. Den producerade gasen samlas upp vid ett grenrör och transporteras sedan via en offshore-pipeline till en bearbetningsanläggning på land. Transport utförs utan ytterligare kompression, under påverkan av formationstryck. Vid det tekniska komplexet på land, efter förberedelse för transport, skickas gas genom en 139 kilometer lång gasledning till huvudkompressorstationen i gasöverföringssystemet Sakhalin-Khabarovsk-Vladivostok. Tillverkaren av MPC är FMC Technologies.
Orsaker till eftersläpningen
Inhemska företag har erfarenhet av samarbete och produktion av flytande teknisk utrustning för hyllutveckling, men alla framsteg på detta område gjordes under andra ekonomiska förhållanden för vår stats funktion. Hittills sker produktionen av våra egna färdiga flytande plattformar i otillräckliga mängder. Men den tekniska och tekniska utvecklingen av fabrikerna, erfarenheten från forskare och specialister som deltog i deras utveckling och produktion är ovärderliga för vårt land idag. Också den uppmärksamhet som inhemska företag ägnar undervattenstekniker motsvarar inte deras betydelse och framtidsutsikter för användning för utvecklingen av den arktiska hyllan. Brister i båda dessa riktningar är en allvarlig utmaning för landets moderna olje- och gasindustri.
De främsta orsakerna till eftersläpningen i produktionen av tekniska medel och undervattenskomplex för utveckling av hyllan är komplexiteten i de naturliga och klimatiska förhållandena i de ryska arktiska haven och det stora antalet kontinentala fält med relativt lätt utvunna kolväten, vars utveckling till fullo täcker behoven på den inhemska och utländska marknaden. Ändå är det främsta skälet till att det idag inte är möjligt att säkerställa den intensiva konstruktionen av tekniska medel för prospektering och produktion av kolväten på hyllan är bristen på nödvändig effektiv forskning, utveckling, produktion, testning och organisatorisk och finansiell infrastruktur. Det är nödvändigt att förstå att när man löser problemen med att fungera för de listade delarna av innovativ olje- och gasinfrastruktur, är det tillrådligt att inte bara lita på den inhemska utvecklingen, utan också se till att ta hänsyn till och använda den positiva erfarenheten från utländska företag .
Nationellt konsortium
Produktions- och testgrunden för olje- och gasindustrin när det gäller design, konstruktion och testning av teknisk utrustning för oljefältsflottan bildas av United Shipbuilding Corporation. Det finns hopp om att en sådan samordning av statliga ansträngningar för att utveckla, producera och testa både ytflottan och undervattensflottan av teknisk utrustning till havs kommer att kunna säkerställa en effektiv utveckling och implementering av dessa teknologier.
För att lösa problem relaterade till utvecklingen av utbildning, forskning, utvecklingsinfrastruktur och öka dess effektivitet, resurserna från National Scientific and Educational Innovation and Technology Consortium of Universities of the Mineral Resources and Fuel and Energy Complexes, skapade med deltagande av ledande industri universitet, kan användas länder. Konsortiets deltagare, med stöd av ryska olje- och gasföretag, kan täcka alla behov hos den inhemska olje- och gasindustrin, inte bara i utbildning av högt kvalificerade specialister och deras omskolning, utan också i att utföra forsknings- och utvecklingsarbete, samt vid överföring och anpassning av utländsk teknik.
Som praxis visar, när man skapar konsortier och joint ventures av inhemska och utländska olje- och gasföretag för att genomföra individuella offshore-projekt, får all importerad teknologi inte djupgående studier och vidare utbredd spridning. Utländska regeringars politiska agerande kan också skapa svårigheter för sådana "fackföreningars" funktion, vilket kan leda till att inhemska offshore-projekt helt stoppas med deras deltagande. Och vice versa, när ryska olje- och gasföretag samarbetar med det ryska nationella konsortiet av universitet, kommer specialisterna och forskarna som de utexaminerar att ha nödvändiga kunskaper och färdigheter för att arbeta med modern utrustning och teknik som implementeras. Skapandet av detta konsortium, med hänsyn till dagens politiska förhållanden, är mycket lägligt och lovande.
Idag verkar ett antal produktionskonsortier av inhemska och utländska olje- och gasbolag i Ryssland. Konsortiet Sakhalin Energy Investment Company Ltd skapades för att genomföra Sakhalin-2-projektet och består av Gazprom, Royal Dutch Shell, Mitsui och Mitsubishi. Ett annat exempel är Exxon Neftegas Ltd-konsortiet, vars medlemmar är Rosneft och ExxonMobil: under dess ledning genomförs Sakhalin-1-projektet. Ett exempel på ett tekniskt utländskt konsortium är sammanslutningen av företag
joint venture mellan FMC Technologies, Anadarko, BP, ConocoPhillips och Shell, med målet att utveckla en ny generation undervattensutrustning som kommer att standardiseras för att lösa typiska problem som offshoreutvecklare står inför
norsk erfarenhet
Utvecklingshastigheten och skapandet av lovande tekniska medel för utveckling av hyllan och följaktligen effektiviteten och säkerheten för hyllprojekt i de arktiska haven bestäms av de finansiella och organisatoriska villkor och mekanismer som tillhandahålls av regeringarna i länder med tillgång till hyllan. Genom att skapa ekonomiska och organisatoriska förutsättningar och stödja inhemska industriföretag råder det ingen tvekan om att de kommer att kunna säkerställa utvecklingen av den ryska delen av den arktiska hyllan. I det här fallet är det naturligtvis nödvändigt att studera och ta hänsyn till erfarenheterna från ledande länder inom detta område.
En av dem är Norge, som under 1970–80-talet, med nästan noll teknisk beredskap, genom att attrahera utländska investeringar och teknologi, kunde säkerställa en effektiv och säker utveckling av sina egna kolvätefyndigheter till havs. Skapa sedan produktionspotential och omvandla den till en stor industri som producerar de nödvändiga tekniska medlen för hyllutveckling. Att säkerställa utveckling och etablering av världens ledande produktions- och servicebolag för olje- och gasolje. Att expandera till den globala marknaden för ytteknisk utrustning och bli ledande inom utveckling, testning och implementering av teknisk undervattensutrustning för hyllutveckling. Idag är den norska sockeln i norra och norska havet, i huvudsak, ett globalt "laboratorium" för utveckling, produktion och testning av moderna och avancerade tekniska medel för utveckling av sockelfält.
Huvudinstitutionen för utvecklingen av den norska olje- och gasindustrin är Norges forskningsråd, som formulerar och samordnar alla industrier relaterade till olje- och gaskomplexet. Forskningsrådet finansieras av den norska regeringen. Forskningsrådet ger stöd till nationellt betydelsefulla projekt för utveckling av olje- och gasteknologier, bland annat PETROMAKS - ett program för finansiering av vetenskapliga projekt inom oljesektorn, GASSMAKS - ett program för finansiering av vetenskapliga projekt inom gassektorn, DEMO2000 - ett program för finansiering av utvecklingen av ny olje- och gasteknologi och deras kommersialisering, RENERGI - ett program för finansiering av miljöprojekt för energisektorn, CLIMIT är ett finansieringsprogram för ren naturgas.
I Ryska federationen, fram till 2012, var det federala målprogrammet "World Ocean" i kraft, vars huvudsakliga långsiktiga mål var en övergripande lösning på problemet med att studera, utveckla och effektivt använda resurserna och utrymmena i världshavet i den ekonomiska utvecklingens intresse och för att säkerställa landets säkerhet. För närvarande finns det inget liknande program när det gäller mål och mål.
Erfarenheterna från Norge är också vägledande för utvecklingen av den organisatoriska aspekten på lagstiftningsnivå. Till exempel, i processen att attrahera investeringar och teknologier till offshore-projekt, utvecklades följande standardavtal: "Femtio procent" (50% avtal), "finansiellt avtal", "goodwill-avtal". Den första typen av avtal föreskriver att utländska företag vid utveckling av ett område åtar sig att utföra minst 50 % av allt forskningsarbete som behövs för utvecklingen av detta område i Norge. Sådana avtal är fortfarande en integrerad del av överenskommelser om utvecklingen av den norska sockeln, och kontrollen över deras genomförande ligger direkt hos det norska bränsle- och energidepartementet. Till exempel spenderade Shell, som var operatör för den första fasen av Trollfältet, 73 % av medlen för forskningsprojekt på tjänster från norska företag och institut, och inom ramen för Draugen-projektet - 80 %. Den andra typen av avtal, finansiella, förpliktade utländska företag att utföra forsknings- och utvecklingsarbete i Norge inom den tid som fastställts i avtalet med en förutbestämd budget (vanligtvis en andel av intäkterna från utvecklingen av området). Den tredje typen av avtal ålade utländska företag att bedriva så mycket vetenskaplig och teknisk forskning i Norge som möjligt utan strikta juridiska skyldigheter, men utländska företag måste lämna årliga lägesrapporter till Forskningsrådet.
Samarbete under dessa avtal har gjort det möjligt att bedriva ett brett spektrum av forskning i Norge inom området marina studier, energi, maskinteknik och annat relaterat till utvecklingen av olje- och gasindustrin till havs. Det bör noteras att den kontrollerande parten av sådana avtal i Norge alltid är den stat som representeras av bränsle- och energidepartementet.
Slutsats
Ryssland har en hylla av arktiska hav som är unik i sin olje- och gaspotential och högintelligenta mänskliga resurser. Under dagens politiska och finansiella förhållanden har Ryska federationen ett sista, länge frånvarande, incitament att intensivt utveckla sin egen moderna och lovande olje- och gasteknologi och skapa en avancerad inhemsk olje- och gasindustri - ett förbud mot import av utländsk teknologi för utvecklingen av kolvätefält till havs. Det råder ingen tvekan om att med det korrekta och snabba skapandet av stimulerande finansiella och organisatoriska villkor från statens och nationella olje- och gasbolags sida, kommer världens största olje- och gasprojekt att genomföras på den ryska hyllan med de högsta effektivitetsindikatorerna säkerhet och användning av inhemsk innovativ utrustning och teknologi.
Undervattensproduktionskomplexet består av flera brunnar utrustade med undervattens julgran, kontrollsystem, gasuppsamlingsledningar, och allt detta ligger på havsbotten. Gas från brunnarna tillförs ett grenrör (ett slags uppsamlingsställe) och levereras sedan till stranden genom huvudgasledningen till en komplex gasbehandlingsanläggning.
Undervattensproduktionsutrustning, belägen på botten av Okhotskhavet utan plattformar eller andra ytstrukturer, gör det möjligt att producera gas under is, under svåra klimatförhållanden, exklusive påverkan av naturfenomen. Detta gör att du kan undvika många av de risker som är förknippade med att arbeta under ogynnsamma naturliga och klimatiska förhållanden.
Liknande teknologier har redan använts i andra länder, till exempel i Norge vid Snøvit- och Ormen Lange-fälten, men i Ryssland kommer de att användas för första gången på Kirinskoyefältet. Undervattensproduktionstekniker är tillförlitliga och tillåter industriell verksamhet att utföras med minimal negativ inverkan på det ekologiska systemet i regionen.
Brunnshuvudutrustning
Fältutvecklingsprojektet omfattar 7 brunnar. Julgranar av undervattensträdstyp låter dig reglera gasflödet från brunnen. Den anti-sweep skyddande strukturen skyddar julgranen från mekanisk påverkan.
| Vikt med skydd | 141 t |
| Mått | 23x23x10 m |
Grenrör
Gas från brunnarna tillförs grenröret (uppsamlingspunkt). Enheten består av flera rörledningar fästa vid en bas, designade för högt tryck och anslutna enligt ett specifikt mönster. Förgreningsröret distribuerar flöden av gas, monoetylenglykol (MEG), kemiska reagenser och styrsignaler för.
Tee
T-röret är utformat för att ansluta medelstora brunnar till en ledning som är ansluten till grenröret.
Avsluta enhet
Rörledningens terminalanordning är utformad för att ansluta de yttre brunnarna under vatten till en ledning som är ansluten till grenröret.
Monoetylenglykol (MEG) pipeline
Rörledningen från gasreningsverket till grenröret levererar monoetylenglykol, vilket är nödvändigt för att förhindra kristallisation. Från grenröret tillförs MEG till brunnen via en in-field navelkabel.
Slangkabel
Huvudnavelsträngen läggs längs havsbotten och ansluter grenröret till styrplattformen för. Umbilicalen sänder kontrollkommandon från kontrollrummet till fältets undervattensutrustning.
In-field navelsträngar kopplar grenröret till brunnens julgran.
Gasledning
Gasledningen förbinder fältet och den integrerade gasbehandlingsanläggningen (CGTU). Genom den strömmar en reservoarblandning av gas, kondensat och vatten från fältet till gasbehandlingsanläggningen.
Undervattensrobot ROV
Utför undervattensinstallation av utrustning. Den har 2 manipulatorarmar och har ett positionsstabiliseringssystem.
Inom världshavet finns cirka 70 olje- och gasförande eller potentiellt olje- och gasförande bassänger eller provinser.
De är genetiskt heterogena, så vid analys är det tillrådligt att gruppera dem geografiskt i 7 huvudregioner: Ishavet, Nordatlanten, Sydatlanten, Västra Indiska oceanen, Östra Indiska oceanen, Västra Stilla havet, Östra Stilla havet.
Arktiska havet.
Den tillhör den minst studerade regionen i världshavet när det gäller olja och gas. Det kännetecknas av svåra natur- och klimatförhållanden som hindrar utvecklingen av dess olje- och gasresurser. Den sydvästra delen, där norra Alaskan och floddeltan särskiljs, har studerats relativt. Mackenzie - Beaufort Sea och Sverdrup olje- och gasbassänger. Dessutom anses bassänger på Grönlands och Eurasiska hyllor vara potentiellt olje- och gasförande områden. Olje- och gasbassängen i norra Alaska, med en yta på 462 tusen km, inkluderar Colvilles fördjup och två fördjupningar (Umnat i öster och Chukotka i väster), åtskilda av Barrow Arch. Över 30 kolvätefyndigheter har identifierats i bassängen, varav de flesta är belägna offshore.
Det största, övervägande oljefältet i Prudhoe Bay-bassängen upptäcktes 1968 i USA. De viktigaste oljefyndigheterna är koncentrerade i sandstenar från trias (på ett djup av 2460-2650 m), jura (2060-2150 m) och kalkstenar från karbon (2680-3190 m). Merparten av fyndigheterna finns på land. Geologiska oljereserver för detta fält uppskattas till 3 miljarder ton. Med en utvinningsfaktor på 32-43% kommer utvinningsbara reserver att vara 0,97-1,32 miljarder ton Utvinningsbara gasreserver - 736 miljarder m. Utbyggnaden av fältet påbörjades 1977. efter byggandet av oljeledningen Trans-Alaska med en längd på 1287 km. Exploateringen av detta fält under 10 år gav USA:s inkomst på 100 miljarder dollar.
Väster om Prudhoe Bay-fältet upptäcktes 1976 ett stort oljefält i Kuparuk River med utvinningsbara oljereserver på upp till 200 miljoner ton i sandstenar från Jurassic.1980 upptäcktes oljefältet Milne Point i Trias, Jurassic och Krita sandstenar. Öster om Prudhoe Bay-avlagringen vid kusten upptäcktes fyra avlagringar i sandiga reservoarer i Paleogenen och tre avlagringar på hyllan (Seg Delta, Duck Island, Flaxman Island) i avlagringar av karbon, övre trias och krita.
I allmänhet uppgår de bevisade utvinningsbara kolvätereserverna för 16 offshorefält i North Alaska Basin till 1,5 miljarder ton olja och 750 miljarder kubikmeter gas. Potentiella resurser uppskattas till cirka 3 miljarder ton olja och 1,7 biljoner. m. gas.
Olje- och gasförande bassäng av floddeltat. Mackenzie - Beaufort Sea täcker ett område på 120 tusen km, dess dimensioner är 120 X 500 km. Undersökningsborrningar påbörjades 1965. Det första oljefältet (Atkinson) upptäcktes här 1970. Totalt har 25 olje- och gasfält identifierats i bassängen. De största gasfälten vid kusten - Taglu och Parsons - har utvinningsbara gasreserver på cirka 100 miljarder kubikmeter vardera. Direkt på hyllan av Beauforthavet började borrningen 1979 från konstgjorda öar 10 - 15 km från floddeltat. Mackenzie. Två gas- och oljefält upptäcktes omedelbart - Adyu och Garry. Borrning från flytande riggar började 1976, vilket ledde till upptäckten av det största oljefältet, Copanoar, 1978. Fältet ligger 50 km från kusten, vattendjupet här är 57 m. Utvinningsbara oljereserver uppskattas till 247 miljoner ton.Fyndigheterna ligger på ett djup av ca 3,5 km.
1980 upptäcktes olje- och gasfälten Tarsyut, Nectoralik, Issungnak och gasfältet Ukalerk. Den största Tarsuit-insättningen. Utvinningsbara reserver är 54-220 miljoner ton olja. 1981 upptäcktes Coacoak-oljefältet 32 km öster om Copanoarfältet. Fyra fyndigheter ligger i djupintervallet 3240 - 3450 m. Den maximala oljeflödeshastigheten är 685 ton/dag, utvinningsbara reserver är 274 miljoner ton. 1984, 74 km från kusten på ett vattendjup av 33 m, Amauligakoljan och gasfält med reserver på 83-100 miljoner m3 olja och 42 miljarder m3 gas. Brunnsflöden är upp till 1600 m3/dag. Totalt vid kusten av olje- och gasbassängen i floddeltat. De beprövade oljereserverna i Mackenzie-Beauforthavet uppskattas till 720 miljoner ton, gasreserverna till 210 miljarder m3. På hyllan, respektive - 500 miljoner ton och 100 miljarder m3. De potentiella utvinningsbara resurserna i bassängen sträcker sig från 4,5 till 9,6 miljarder ton olja och cirka 1,7 biljoner. m3 gas.
Sverdrups olje- och gasbassäng har en yta på 280 tusen km2 och upptar större delen av Kanadas arktiska skärgård. I sin struktur särskiljs två fördjupningar: Parry och Elemir, åtskilda av horstformade höjningar av ön. Amund-Ringnes.
Sedan 1969 har 19 kolvätefält upptäckts i bassängen, inklusive ett oljefält. De största gasfälten, Drake Point (142 miljarder m3) och Hecla (198 miljarder m3), ligger i den sydvästra delen av bassängen, på Melville Islands norra kust. Avlagringarna är förknippade med antiklinala strukturer. 1979, vid borrning från frusna isfundament på den inre hyllan av Parry-skärgården på ett havsdjup av 277-318 m, upptäcktes de stora gasfälten sik och röding. De undersökta utvinningsbara gasreserverna i bassängen har nått nästan 600 miljarder m3.
I början av 80-talet upptäcktes lätta oljefyndigheter i ett revmassiv av devonsk ålder (Bent Horn-fältet), samt ett antal olje- och gasfält (McLean, Skate, Cisco). Med deras upptäckt nådde de utvinningsbara oljereserverna i Sverdrupbassängen 213 miljoner ton. Generellt sett uppskattas potentiella utvinningsbara kolväteresurser för denna bassäng till 250 miljoner ton olja och 1,13 biljoner. m3 gas. Den totala bedömningen av potentiella olje- och gasresurser i den sydvästra delen av Ishavet (Arctic megabasin of North America) är: 2,5-4,2 miljarder ton olja och 3,4-4,5 biljoner. m3 gas, eller 5,2-7,8 miljarder ton kolväten i termer av olja. 60 offshore- och kust-offshorefält har redan identifierats här, inklusive 35 olje- och olje- och gasfält och 25 gas- och gaskondensatfält.
Nordatlanten.
Den ligger mellan kontinenterna i Nordamerika och Europa till ungefär parallellen 20" N. I norr är den begränsad längs meridianen av de östra öarna i Spetsbergens skärgård. Bredden på Nordatlanten sträcker sig från 3500 till 6400 km Nordatlanten inkluderar Medelhavet och konventionellt Svarta, Azovska och Kaspiska havet. Tektoniskt representeras Nordatlanten av kontinenternas undervattensmarginal, havsbotten och åsen i mitten av havet. Olje- och gaspotentialen är förknippad med den första geotexturen av havsbotten.
Olje- och gasförande bassänger i Nordatlanten är belägna inom undervattensmarginalerna på de europeiska och nordamerikanska kontinenterna, såväl som i inre hav som Medelhavet och Svarta havet. De största olje- och gasbassängerna inkluderar: Norska, Nordsjön, Sydvästra Europa, Labrador, Mexikanska, Karibien, Västra Medelhavet, Adriatiska havet, östra Medelhavet och södra Kaspiska havet.
Den norska olje- och gasbassängen ligger längs den nordvästra kusten av den skandinaviska halvön (Norska havet).
Norska havets kontinentala sluttning kompliceras av att den marginella Beringplatån, cirka 200 km bred, sjunker till ett djup på upp till 1200 m och avgränsas från sydväst av Jan Mayens tvärförkastning. I den östra (inre) delen av platån finns Beringsriftbassängen med ett sedimentärt täcke som är mer än 8 km tjockt och skorpan tunnad till 15 km. Undersökningsborrningar började i slutet av 70-talet. 1979 upptäcktes gasfältet Troll i norska diket på gränsen till Nordsjön på ett vattendjup av 340 meter. Avlagringarna är belägna i högpermeabla sandstenar av jura ålder. Utvecklingen av fältet uppskattas till 10 miljarder dollar. Dess detaljerade egenskaper kommer att ges senare.
I början av 80-talet, i de norra delarna av norska bassängen (södra Barents hav), upptäcktes gasavlagringar i sandstenar från trias och jura, som ligger på ett djup av 2,5 km, i områdena Tromsø och Heidrun (Haltenbanken). Vid den första av dem uppgick gasflödet till upp till 1 miljon m3 och kondensatet upp till 30 m3 per dag.
Nordsjöns olje- och gasbassäng med en yta på 660 tusen km2 täcker större delen av Nordsjön. Hittills har mer än 100 olje- och cirka 80 gasfält upptäckts i Nordsjön, från vilka 24 % av oljan och 30 % av gasen utvinns från global olje- och gasproduktion till havs. De totala utvinningsbara kolvätereserverna uppskattas till 7,5 miljarder ton, varav mer än 4 miljarder ton är olja. Huvuddelen av reserverna (90 % olja och 34 % gas) dras till det centrala revsystemet i Nordsjön, som består av flera grabener (Central graben eller Ecofix, Fortis, Viking, North Dutch). Kolväteavlagringar inom det centrala revsystemet i Nordsjön är ojämnt fördelade. Det finns fyra områden med ökade halter av olja och gas: de norra och centrala delarna av vikingagraven, fyrtiotalet och Ekofisk (Centrala) graben.
Tätheten av reservat i den norra delen av vikingagraven är 230 tusen t/km2. De största oljefälten är koncentrerade här - Statfjord, Statvik, Brent, Ninian, Sleipner. Tätheten av kolvätereserver i den centrala delen av Viking-graben är 120 tusen t/km2; det finns sådana olje- och gasfält som Beryl, Heimdal, Frigg.
Fortiz-graben (avlagringstätheten är 100 tusen t/km2) är associerad med ett stort oljefält med samma namn.
Ekofisk (Central) graben med en reservdensitet på 210 tusen t/km2 innehåller stora gas- och oljefält Ekofisk och Eldfisk, gaskondensatfälten Albuskyl och Valhall.
Mer än hälften av de bevisade kolvätereserverna i Nordsjön är koncentrerade till Viking-, Fortyz- och Ekofisk-grabenen, vars yta är 22 tusen km2. På det återstående området av det centrala Nordsjörevets system är den genomsnittliga tätheten av reserver 14 tusen t/km2.
Ett antal avlagringar har identifierats på horstliknande landhöjningar i anslutning till grabens. Sålunda upptäcktes inom Vikingauppgången, som gränsar till graben med samma namn i öster, ett stort Osebergoljefält, begränsat till ett antiklinalt veck. Avlagringarna är belägna i sandstenar från mellersta jura. Oljeflöden är upp till 770 ton/dag, gas - 535 tusen m3/dag, kondensat - 150 ton/dag. De totala utvinningsbara oljereserverna uppskattas till 100 miljoner ton, gasreserverna till 50 miljarder m3.
I den västnorska graben 1979, i vatten 340 m djupt, upptäcktes det gigantiska gas- och oljefältet Troll, begränsat till ett antiklinalt veck med en yta på 700 km2.
Mestadels har gasfält identifierats i södra Nordsjön. Sådana stora fyndigheter som Leman, Indyfatigable, Hewitt, Viking och Placid är kända här. På land finns det gigantiska gasfältet Groningen (cirka 2 biljoner m3 gas).
Olje- och gasbassängen i sydvästra Europa täcker sin undervattensmarginal. Undervattensmarginalen inkluderar Frankrikes sydvästra hylla i Biscayabukten (Armorica-hyllan), hyllan på den iberiska halvön (spanska hyllan) och den portugisiska hyllan. Hyllzonerna är smala (upp till 160 km) och slutar med en brant kontinental sluttning. Hylllängden är mer än 2500 km.
På Armorica-hyllan gav inte brunnar som borrades till ett djup av 4,5 km några positiva resultat. Oljefältet Cantabrico Mar upptäcktes på spanska hyllan, 60 km från kusten på ett havsdjup av 146 m. Lätt olja (0,837 g/cm3), erhållen från ett djup av 1450 m från nedre eocen. Ett gasfält med en flödeshastighet på upp till 1,4 miljoner m3/dag upptäcktes 13 km från hamnen i Bermeo (nära Bilbao). I Cadizbukten, på fortsättningen av Guadalquivirbassängen, på ett havsdjup av 120 m, upptäcktes sju små gasfält i Miocenas sandstenar. Ett 30-tal brunnar har borrats på den portugisiska hyllan, varav endast tre har upptäckt icke-kommersiell olja. De potentiella resurserna på hyllan i sydvästra Europa uppskattas vara låga: 0,3-0,6 miljarder ton olja och 0,1-0,3 biljoner. m3 gas. Små kolvätefyndigheter har upptäckts på Irländska sjön, i synnerhet Kinseil Head-gasfältet med reserver på 40 miljarder m3 och ett oljefält med reserver på 40 miljoner ton (Porcupine reef bassin).
Labradors olje- och gasbassäng upptar den nordöstra delen av Nordamerikas atlantiska marginal. Som en del av Labradors olje- och gasbassäng kan flera olje- och gasförande områden (delbassänger) urskiljas, av vilka de viktigaste är Baltimore Canyon, Nova Scotia, Great Newfoundland Banks och Labrador.
Det olje- och gasförande området i Baltimore Canyon är associerat med en grabenliknande depression som mäter 300X150 km; områdets potentiella resurser uppskattas till 81 miljoner ton olja och 116 miljarder m3 bassäng.
Mer betydande utsikter är förknippade med den nedsänkta revmassan öster om Baltimore Canyon, såväl som med den subducerade Blake Plateau och Georges Bank.
Olje- och gasregionen Nova Scotia ligger i området Sable Island. Här har omkring 150 brunnar borrats och flera mindre fyndigheter av olja och gas har upptäckts. Gasreserverna för det största Tebofältet är 13,5 miljarder m3, Venturefältet uppskattas till 47,6 miljarder m3 gas och 2 miljoner ton kondensat.
Olje- och gasförande område på Great Newfoundland Bank. Det största oljefältet, Hibernia, upptäcktes 1977. Fältet ligger 310 km från kusten, där havsdjupet är 80-90 m. Oljeavlagringar är belägna i djupintervallet 2164-4465 m, i sandstenar av krita och sen jura ålder. Fältets reserver uppskattas till cirka 90 miljoner ton olja. Inom banken har 15 gas- och oljefält redan identifierats (Terra Nova, Ben Nevis, Hebron, South Tempest, etc.), vars totala reserver uppskattas till 177 miljoner m3 olja och 150 miljarder m3 gas. 1979 borrades en brunn i detta område till ett djup av 6103 m med ett vattendjup av 1480 m.
Labradors olje- och gasregion ligger mellan 55° och 60° N. sh., är förbunden med Nain spricktråget. Ett antal gas- och gaskondensatfält har upptäckts i regionen - Bjarni, Gudrnch, Snorri och Hopdyle. Regionens utvinningsbara reserver uppskattas till 1,4 miljarder m3 gas och 600 miljoner ton olja.
Norr om Labradors olje- och gasbassäng i Davissundet har icke-kommersiella inflöden av kolväten erhållits som ett resultat av prospekteringsborrningar.
Mexikansk olje- och gasbassäng (Figur 3) Dess yta är nästan 2 miljoner km2. Enligt amerikanska geologer är detta den enda platsen i världshavet där det är tillrådligt att borra brunnar för olja och gas på mer än 7,5 km djup. På den norra hyllan av Mexikanska golfen, 200 km från kusten, har mer än 130 olje- och 410 gasfält upptäckts med initiala utvinningsbara reserver på mer än 1 miljard ton olja och 2,33 biljoner. m3 bäcken; i mängden nästan 3 miljarder ton kolväten. Tjockleken på det sedimentära täcket här når 17 km, inklusive 12 km deltaiska sandig-leravlagringar från kenozoikum som bildas av Paleo-Mississippi. 85 % av de bevisade oljereserverna på den norra hyllan av Mexikanska golfen (gulf Coast) är associerade med 27 fält som ligger på hyllan i delstaterna Louisiana och Texas. Avlagringarna är koncentrerade i zonen av den begravda Mississippi-sprickan, uttryckt i bottentopografin som en kanjon. I vattnet i Mississippi - en kanjon 2292 m djup - har den djupaste brunnen i viken borrats, från vilken olja kan utvinnas. De flesta fält har utvinningsbara reserver på 200 miljoner ton olja och 100 miljarder m3 gas. Här finns den största oljeansamlingen i USA (exklusive Alaska) - östra Texas, vars initiala utvinningsbara reserver uppskattades till 850 miljoner ton. Ett betydande antal stora kolvätefyndigheter har också identifierats i den kustnära delen av bukten: Bay Marchand, Timbalier Bay, Bay -Caillou, Keilloo Island, South Pass. Totalt har mer än 1 500 fält med utvinningsbara oljereserver på 7,7 miljarder ton och gasreserver på 4,3 biljoner upptäckts inom Gulf Coast (tillsammans med den intilliggande marken). m3.
Geofysiskt arbete har etablerat fortsättningen av den produktiva zonen och djupvattensdelen av Mexikanska golfen (Mississippis ubåtskanyon), där Cognac-oljefältet upptäcktes på ett havsdjup av 375 m.
Perdido antikliniska zon, belägen i djuphavsområdet Sigsbee Basin på Texas kontinentalsluttning, anses lovande.
Under de senaste åren, tillsammans med en nedgång i oljeproduktionen till havs, har gasproduktionen ökat längs Gulf Coast. Totalt producerades nästan 1 miljard ton olja och 1,3 biljoner på den norra hyllan av Mexikanska golfen. m3 gas, vilket är cirka 70 % av de initiala utvinningsbara kolvätereserverna i detta område. Den ekvatoriala delen av olje- och gasbassängen Tampico-Tuxpai ligger på den västra hyllan av Mexikanska golfen. Regionen kännetecknas av den utbredda utvecklingen av fossila rev, som bildar en gigantisk ring ("Golden Belt"), vars västra del ligger på land och den östra delen ligger i vattenområdet. Längden på både land- och sjörevssystem är 180 km med en bredd på upp till 3 km. Revens höjd är cirka 1 -1,5 km, ibland upp till 2,5 km. För närvarande producerar havsreven i Gyllene Bältet nästan 2 miljoner ton olja per år. I den norra delen av Gyllene Bältet finns det största oljefältet i denna region - Arenque, vars utvinningsbara reserver uppgår till 141 miljoner ton.
De initialt utforskade reserverna på den västra hyllan av Mexikanska golfen uppskattades till 300 miljoner ton olja och 70 miljarder m3 gas, oupptäckta reserver - till 100 miljoner ton olja och 30 miljarder m3 gas.
I den sydvästra delen av Mexikanska golfen finns en hylla av Campechebukten, där prospekteringsarbete har bedrivits sedan 50-talet av förra seklet. De största avlagringarna - Chak, Nooch och Akal är belägna inom den Cantarel horst-liknande höjningen. Utvecklingen av Cantarelfälten påbörjades 1979. Fältets bevisade utvinningsbara reserver uppskattas till 1,2 miljarder ton olja. Krita- och övre jurakomplexen är lovande. Ett antal andra oljefält har upptäckts i omedelbar närhet av Cantarelfältet (Bakai, Abkatun, Malub, etc.). De initiala utvinningsbara olje- och gasreserverna i Campechebukten, inklusive djupvattensdelen, uppskattas till 5 till 10 miljarder ton.
Det finns också stora utsikter för olje- och gaspotentialen på hyllorna på halvöarna Yucatan och Florida. Nederbördstjockleken här är 3-6 km. De borrade brunnarna har dock ännu inte gett positiva resultat. Djupvattensdelen av Mexikanska golfen (Sigsbee Deep) är också lovande.
De totala initiala potentiella utvinningsbara resurserna i Mexikanska golfen uppskattas till 6,3 miljarder ton olja och 4,8 biljoner. m3 gas. I termer av olja kommer detta att uppgå till mer än 10 miljarder ton kolväten, inklusive 4,5 miljarder ton i USA:s vatten och 5,6 miljarder ton i Mexikos vatten.
Karibiska olje- och gasbassängen. Inom bassängen är de högsta koncentrationerna av kolväten kända i Maracaibobukten (lagunen) (delbassängen för olja och gas i Maracaibo). Maracaibobukten är begränsad till bergssänkan med samma namn, omgiven av Anderna. Fördjupningen har formen av en triangel med en yta på 30 tusen km2. Från Karibiska havet, genom ett smalt sund, invaderar havsvatten landet och bildar en havslagunsjö med ett maximalt bottendjup på 250 m. Dess yta är 11,2 tusen km2, vilket är ungefär 1/3 av arean på hela depressionen.
Regionen kännetecknas av utvinningsbara oljereserver på mer än 7 miljarder ton, och nästan 2/3 av dem (från 3,12 till 4,5 miljarder ton) är koncentrerade i djupet av oljejätten - Bolivar Coastal (Bolivar Coast)-fältet. Den senare ligger längs den östra stranden av sjön Maracaiba och täcker delvis det intilliggande landet. Dess dimensioner är 85 X (20-80) km, yta - 3,5 tusen km2. Jättefältet omfattar flera oberoende fält: Tia Juana, Lagunilas, Bachakuer, Mene Grande, förenade av en enda olje- och gasreserv. Lagunens vatten täcker 4/5 av fältområdet, vars utveckling sker med hjälp av 4 500 brunnar.
Bolivar Pribrezhnyfältet har mer än 200 oljefyndigheter av olika slag, varav upp till 85 miljoner ton olja producerades årligen i slutet av 70-talet. De huvudsakliga avlagringarna (miocen-oligocen), som står för upp till 80 % av produktionen, ligger i djupområdet 170-3400 m. Stora avlagringar är kända i eocena bergarter på djup över 4 km.
Väster om Bolivar Coastal har ytterligare två oljejättar upptäckts i sjöbassängen - Lama och Lamar. Lamafältets utvinningsbara reserver uppskattas till 285 miljoner ton. Lamarfältet har utvinningsbara oljereserver på 180 miljoner ton och en årlig produktion på 6 miljoner ton. Mindre fält är också kända i vattnet i Maracaibasjön, som, som en regel, är delvis belägna på land. Under senare år har ytterligare ett lättoljefält med utvinningsbara reserver på mer än 100 miljoner ton upptäckts i den södra delen av bassängen.
På den södra hyllan av Karibiska havet är betydande utsikter förknippade med undergrunden i Venezuelabukten. Potentiella resurser uppskattas till 800 miljoner ton olja och 200 miljarder m3 gas. Två gasfält har upptäckts väster om viken. Öster om den har även industrigashalt etablerats inom Columbia-hyllan. Hyllorna i Panama och Nicaragua är lovande när det gäller olja och gas.
Flera små oljefält har identifierats inom Antillernas vikta zon (Barbados Island).
På den atlantiska marginalen av Karibien finns olje- och gasdelbassängen Trinidad, som täcker ön Parnabukten. Trinidad och dess Atlanthylla. Över 30 kolvätefält med utvinningsbara oljereserver på 181 miljoner ton och gasreserver på 282 miljarder m3 har redan upptäckts inom vattenområdet.
Medelhavets olje- och gasbassänger ligger i de västra och östra delarna av Medelhavet, vars totala yta är 2,5 miljoner km2. Av dessa ligger 529 tusen km2 på hyllan (upp till 200 m), 531 tusen km2 ligger på kontinentalsluttningen (från 200 till 1000 m) och 1440 tusen km2 ligger i djuphavsområden. Enligt egenskaperna hos den regionala tektoniska strukturen är Medelhavet uppdelat i två tektoniska regioner: västra Medelhavet och östra Medelhavet. Geofysiskt arbete har fastställt förekomsten av en subduktionszon i den norra delen av Medelhavet, som registrerar subduktionen av den afrikanska litosfäriska plattan under den europeiska kontinenten. Denna zon är hem för jordbävningszoner och aktiva vulkaner.
Västra - Medelhavets olje- och gasbassäng ligger på ett nedkastat block av den västeuropeiska Hercynian-plattformen. Området är omgivet av alpina veckstrukturer i Pyrenéerna och Atlas. I västra Medelhavets olje- och gasbassäng har kolväteavlagringar identifierats endast på hyllan. Spanien - i Valencia Rift upp till 10 km bred. Här har åtta oljefält identifierats, fälten är relativt små; deras reserver är inom de första tiotals miljarder ton. Fem fält har också utvecklats: Amposta Marino, Casablanca, Castellon, Dorado och Tarraco med initiala utvinningsbara reserver på cirka 70 miljoner ton olja och 20 miljarder m3 gas. Mer än hälften av den nuvarande oljeproduktionen kommer från Casablancafältet med reserver på 11,5 miljoner ton.
Adriatiska olje- och gasbassängen. De första gasfälten upptäcktes i början av 60-talet nära staden Ravenna (Ravenna Mare, Ravenna Mare Sud, Porto Corsini Mare och Cesatino Mare). Inlåningsreserverna är 20-30 miljarder m3. Senare upptäcktes små oljefyndigheter. Totalt har mer än 40 gasfält med initiala bevisade reserver på mer än 160 miljarder m3 upptäckts på Adriatiska hyllan i Italien.
Olje- och gasbassängen i östra Medelhavet (siciliansk-tunisisk) ligger på den maltesiska plattan på den antika afrikanska plattformen.
Flera oljefält har identifierats på hyllan på Sicilien: Gela, Perla, Mila, Vega, Nilde. Flera olje- och gasfält har också identifierats på den tunisiska hyllan. Det största Ashmarditfältet har oljereserver på 103 miljoner ton och gasreserver på 31 miljarder m3. I floddeltat Nilen (Egypten) flera gasfält upptäcktes på ett djup av 2,4 - 2,6 km (fälten Lbu Qir, Abu Madi, El Thames, etc.) och oljefältet El Tina. Havsdjupet är ca 10 m.
Totalt har över 40 olje- och 60 gasfält identifierats i Medelhavet med bevisade utvinningsbara reserver på 500 miljoner ton olja och mer än 400 miljarder m3 gas. Den totala initiala kolvätepotentialen i Medelhavet uppskattas till 1,5 miljarder ton olja och 1 biljon. m3 gas, eller cirka 2,5 miljarder ton kolväten.
Den södra Kaspiska olje- och gasbassängen täcker den södra delen. Provinsens totala yta är 250 tusen km2, varav 145 tusen km är gömd under vattnet i Södra Kaspiska havet. Olje- och gasfält har upptäckts på både Absherons och Turkmenska hyllorna. Deras djup är 2-3 km. Den djupaste oljefyndigheten ligger i Sangachly-Sea-området (5240 m), och den djupaste gasfyndigheten finns i Bulla-Sea-området (5203 m). Totalt har mer än 50 olje- och gasfält och över 20 gas- och gaskondensatfält upptäckts i provinsen på ett vattendjup på upp till 120 meter.
Utvecklingen av offshorefält på Absheron-hyllan har utförts från pålfundament sedan 1923. Det mest kända offshorefisket är Oil Rocks.
Arktis är en enda fysisk-geografisk region på jorden som gränsar till Nordpolen och inkluderar utkanten av kontinenterna Eurasien och Nordamerika, nästan hela Ishavet med öar (förutom de norska kustöarna), samt angränsande delar av Atlanten och Stilla havet.
Arean av Arktis är cirka 27 miljoner kvadratmeter. km och Ryssland har den maximala längden på gränserna där. Arktis främsta rikedom är en kolossal mängd outvecklade energiresurser; under dess is ligger cirka 90 miljarder fat olja och 47 biljoner. kubikmeter naturgas. Men den industriella utvecklingen av dessa territorier kräver den senaste tekniken. Vad kan inhemska forskare erbjuda idag?
Enligt forskare från Geological Society innehåller Arktis 13 % av världens oupptäckta oljereserver och 30 % av världens oupptäckta gasreserver. Inom den kontinentala delen av Arktis finns unika reserver och förutspådda resurser av koppar-nickelmalmer, tenn, platinagruppmetaller, agrokemiska malmer, sällsynta metaller och sällsynta jordartsmetaller, stora reserver av guld, diamanter, volfram, kvicksilver, järnmetaller, optiska råvaror och halvädelstenar.
Under de hårda klimatförhållandena i Arktis kommer det att vara omöjligt att tillämpa beprövad teknik för kolväteproduktion: fälten ligger långt från kusten, det finns praktiskt taget inga transportkommunikationer, långa och mycket kalla vintrar, polarnatten och tjockleken på istäcket når två eller fler meter, det kännetecknas av rörlighet och bildandet av hummocks .
Den största nackdelen med ytutvecklingsmetoden för användning i Arktis är den tekniska och ekonomiska olämpligheten att använda designen av anläggningar under svåra isförhållanden. Erfarenhet av att driva konstgjorda öar i den grunda delen av kanadensiska Arktis har visat att deras största nackdel är svårigheten att skydda sluttningar från våg- och iserosion, och hittills har detta problem praktiskt taget inte lösts.
Användningen av undervattensfält är den mest lovande, den är baserad på användningen avsystem, vars mynningar ligger på havsbotten. Undervattensfiske kan vara helt autonomt, och kan även användas i kombination med stationära eller flytande tekniska plattformar, d.v.s. som ett kombinerat fiske. Jämfört med traditionella utvecklingsmetoder är det tillrådligt att betrakta denna metod som ledande för utvecklingen av arktiska kolväteresurser.
Vid utbyggnad av olje- och gasfält till havs används sällan en metod, vanligtvis används kombinerade metoder för att bygga fält till havs. Till exempel kombinerar de ytfiske med undervattensfiske, och ytdelen är installerad på isresistenta plattformar på vilka borr- och produktionsbrunnar placeras, samt ett system för fjärrstyrning av utrustning vid mynningen av undervattensbrunnar.
Under mer än tjugo år har undervattensteknik för utvinning och beredning av kolväten utvecklats och ansetts vara de mest lovande områdena för utvecklingen av arktiska resurser. Därför är metoden att använda undervattensfält den mest lovande riktningen i utvecklingen av fält, både i frysande och icke-frysande hav, med användning av undervattensvätskeberednings- och injektionsutrustning, inklusive flerfaspumpar, separatorer och kompressorenheter.
Idag, på den globala marknaden bland design- och tillverkningsföretag av undervattensutrustning, innehas världsledarskapet huvudsakligen av följande företag: FMC Kongsberg Subsea AS, Aker Solutions (Subsea), Cameron och GE Vetco. Utrustning för undervattensbrunnshuvud är en uppsättning speciella mekanismer, anordningar och system som ger mekanisk anslutning, vid borrning av prospekteringsbrunnar, mellan en borrigg placerad på ett flytande fundament och ett brunnshuvud placerat på havsbotten.
Teknik för behandling av kolväten under havet ökar avsevärt flexibiliteten i brunnsproduktionen. Komplexet för beredning av undervattensprodukter kan innefatta följande utrustning: centrifugalgaskompressor; elektrisk drivning med kylsystem; utrustning för styrning av kompressorns hastighet; strömförsörjning och distributionsutrustning för enhetskonsumenter; fjärrstyrda avstängningsventiler; instrumentation; styrsystem, nödavstängning, övervakning av aktuellt tillstånd.
Undervattensseparatorer - ursprungligen avsedda att användas vid utveckling av små kustfält i Nordsjön, fann sedan tillämpning i fält med redan installerade plattformar från vilka driften av undervattenssystem styrs och försörjs med energi.
Förutom en flerfaspump och separator, inkluderar produktionssepareringsenheten för undervattensformationer brunnshuvudutrustning för att injicera formationsvatten i formationen och ett grenrör för att fördela brunnsflöden. Närvaron av en betydande mängd sand i brunnsproduktion kommer att kräva förbättring (modernisering) av utformningen av undervattensseparatorer, särskilt när de används tillsammans meder, vilket resulterar i att kraven på kvaliteten på gasbehandling ökar.
För strömförsörjning till undervattensanläggningar av kolväteavlagringar på den arktiska hyllan är det viktigaste villkoret för att välja typ av kraftverk den geografiska platsen för elkonsumenter. Vid användning av anläggningar för utveckling av undervattensfält kan strömkällan vara placerad på närmaste kust, plattform (fast eller flytande) eller under vattnet. För närvarande används högspänningsväxelströmsöverföring för kraftöverföring till offshoreanläggningar på grund av enkelheten hos elektrisk utrustning.
Slangkablar har funnit en universell tillämpning för att förse undervattensfiskeanläggningar med: elektricitet, hydratbildningshämmare, hydraulvätskor och en fiberoptisk linje för MPC-styrsystemet.
För att utveckla resurserna i Arktis kommer nya typer av utrustning för prospekterings- och produktionsborrning att krävas - designad för drift året runt och långsiktig autonom drift under förhållandena på den arktiska hyllan; i detta avseende helt undervattensteknik för borrning , fältutveckling och transport av kolväten ser lovande ut.
Trots de högre kostnaderna för själva undervattensfältutvecklingssystemen jämfört med traditionella, har antalet fält som utvecklats med undervattensproduktionskomplex under de senaste åren ökat snabbt. Detta beror på betydligt lägre driftskostnader och möjligheten att hantera produktion från land, utan att bygga och installera speciella offshore-produktionsplattformar.
Den otvivelaktiga ledaren i användningen av undervattensteknik vid utvecklingen av olje- och gasfält till havs är Norge. Norge kunde samtidigt skapa sitt eget nationella innovationssystem och göra det till en del av det globala; man kunde se till att utländska företag verksamma på den lokala marknaden lokaliserade sin teknologi i landet eller överförde dem till norska forskningsinstitut.
Norges forskningsråds årliga budget överstiger 4 miljarder NOK och finansierar en sjättedel av all forskning som utförs i Norge. Norge har flera tekniska program som stöds och finansieras av landets regering.
Bland dem: - PETROMAKS (statlig finansiering för FoU-projekt för oljesektorn), GASSMAKS (statlig finansiering för FoU-projekt för gassektorn), DEMO2000 (program för att främja utvecklingen av ny teknik och genomförandet av vetenskaplig och teknisk utveckling i praktiken ), RENERGI (finansierar projekt för miljövänlig användning av landets energiresurser, säkerställer energisektorns konkurrenskraft), CLIMIT (program för utveckling av ett projekt för ren naturgas).
En av utvecklingarna inom DEMO2000-programmet är WS Seabed Rig-projektet - att testa en prototyp av en helautomatiserad undervattensborrigg. År 2001 antog Norge den nationella strategin "Oil and Gas in the 21st Century" (OG21), som identifierade åtta målområden för forskning, och 2008 tilldelades Forskningsrådet ett belopp på 5691 miljoner kronor (28 miljarder 455 miljoner rubel) för att stödja innovativ utveckling.
Dessa inkluderar framtidens miljöteknik, integrerade reservoarstudier och prospektering, förbättrad oljeutvinning, kostnadseffektiv borrning, integrerad produktion och realtids reservoarutveckling, undervattensbearbetning och transport, djupvatten- och unoch gasteknologier.
Idag i Ryssland finansierar de flesta företag inom olje- och gasindustrin endast utvecklingsstadiet. För att bedriva dyr forskning är det lämpligt att gemensamt finansiera den. För att effektivt använda företagets medel skulle det vara tillrådligt att utarbeta en mekanism för att konsolidera enskilda företags investeringsförmåga.
Specialiserade vetenskapliga enheter kan också bidra till skapandet av enskilda delar av undervattensteknik. Den slutliga utvecklingen av relevanta projekt kommer dock att kräva inrättandet av ett specialiserat institut för utveckling av undervattensteknik för kolväteproduktion på den arktiska hyllan och avsevärt nationellt stöd. De största problemen som hindrar fullskalig utveckling av olje- och gasresurser på den ryska arktiska hyllan är bristen på:
tekniska medel för geologisk utforskning;
särskilda industriella produktionsanläggningar för tillverkning av tekniska medel och utrustning;
produktionsbaser;
specialiserade vetenskapliga och designorganisationer;
kvalificerad personal;
ett omfattande välgrundat koncept för akut räddningsstöd för arbete under utveckling av marina kolväteresurser.
När man skapar en ny industri för Ryssland är det nödvändigt att organisera design, använda den vetenskapliga potentialen i Ryska federationen med inblandning av ledande utländska designers, förvärva avancerad teknik och produktionslicenser och locka ledande utländska företag att delta, som underleverantörer eller på gemensam verksamhet.
Ackumulera den organisatoriska, tekniska och finansiella potentialen hos staten och ledande ryska olje- och gasbolag för att koordinera och utveckla ny teknik och design, samt implementera programmet för prospektering och utveckling av mineraltillgångar på den arktiska kontinentalsockeln
JA. Mirzoev,
Dvs. Ibragimov,
Som vi vet inträffar inte katastrofer som skapats av människan av sig själva. De är nöjda med människor. Inom olje- och gasindustrin är konsekvenserna av inkompetens svåra. Tragedin med Deepwater Horizon-plattformen på Macondofältet och oljeutblåsningen vid Montaras offshorebrunn i Timor Sea 2009 visade tydligt den djävulska potentialen hos den "mänskliga faktorn". Det finns nästan inga platser kvar där olja som sipprar från sanden kan ösa upp med hinkar. Men det finns fortfarande gott om tekniskt komplexa kolväten i geosfären. För cirka 30 år sedan var det fantastiskt att borra på havsbotten, i evigt mörker och kyla, under tryck som krossade titanskrov på ubåtar som ölburkar. Detta är dock fortfarande extremt farligt idag. Och därför oöverkomligt dyrt.
Till exempel, de första 15 brunnarna i djupvatten Tupi-fältet i Santos-bassängen "kostade Petrobras och BP-konsortiet 1 miljard dollar. För att komma till denna oljeförande reservoar med utvinningsbara reserver på 8 miljarder fat, var borrare tvungna att övervinna 2 km vatten, hundratals meter metallkorroderande saltavlagringar och ytterligare 5 km ”lagerkaka” av stenar med stora skillnader i reservoartryck.
Geofysiska förhållanden är lika svåra utanför Angolas kust, där borrningar utförs på djup av 1,5 till 2,5 km, och i Mexikanska golfen, där arbetet med offshoreplattformar och borrfartyg kompliceras av frekventa orkaner. I västra Nordsjön, där fälten North Uist (1,3 km djup) och Rosebank (1,1 km djupa) nyligen upptäcktes, liksom på Kanadas östkust, rasar svåra stormar med fem meter långa vågor i mer än 250 dagar per år. I Okhotskhavet och särskilt i Arktis, möter oljearbetare kraftig is, frost och temperaturförändringar i arbetsområdet från -1°C vid brunnshuvudet till 130°C vid botten.
På botten
Innan man borrar en djuphavsbrunn, "hänger" ett borrfartyg (i professionell jargong, ett "borrskepp") ovanför en bottenpunkt som specificeras av geofysiker, och justerar kontinuerligt sin position med dragkraften från skruvframdrivarna i en GPS-baserad dynamisk positionering systemet. Efter detta sänks den första länken i den framtida brunnen - ledaren - genom den genomgående borraxeln i fartygets skrov på borrsträngen. Detta är en tjockväggig stålrörsfundament som väger 200 ton eller mer och upp till 27,5 m hög med en fläns för anslutning till brunnshuvudets beslag.
Under den uppmärksamma blicken från undervattensfarkosternas tv-kameror eroderar den hydrauliska övervakningsbiten som finns inuti ledaren brunnen på botten med kraftfulla strålar, och den gigantiska strukturen glider in i den under vattentryck. Ledaren är tätt betongd i brunnen med cementpasta, som matas längs borrsträngen och pressas in i ringen genom ett speciellt huvud.
Deg är den massa som bildas när sammandragande mineralämnen kommer i kontakt med havsvatten. Det förvandlas till konstgjord sten på inte mer än 18 timmar. Omedelbart efter detta sänks en bit ner i brunnen, roterande under trycket av havsvatten, som en turbin, och borrarna går ytterligare hundra meter för att installera den första delen av höljet.
För att isolera från akviferer och för att motverka bergtrycket fylls brunnen åter med cementbruk. Injektering - som proffsen kallar denna process - är en kritisk procedur vid borrning. Den låga kvaliteten på "rustningen" som motstår det kolossala trycket från formationerna (upp till 1000 atm) kan leda till förlust av en brunn till en kostnad av cirka 100 miljoner dollar och till och med till en miljökatastrof (som hände i Macondo).
Sedan sänks ett block av utblåsningsskydd (BOP) som väger cirka 100 ton till mynningen från sidan av plattformen.Det är dessa kraftfulla automatiska fönsterluckor som är designade för att rädda vattenområdet från oljeföroreningar i händelse av en olycka. En vertikal rörledning, eller stigrör, är ansluten till PVP från ovan.
Ett stigrör, som består av tiotals och ibland hundratals enskilda sektioner, förbinder borriggen med borrhålet. Längs stigaren, som längs livets väg, levereras allt nödvändigt till brunnen - en borrsträng med en hydraulisk bit, borrvätska, höljesrör, cementpasta, mätutrustning och specialverktyg. Längs den bär den förbrukade borrvätskan stenfragment till toppen.
Efter installationen av stigröret börjar den rutinmässiga borrprocessen, som pågår i flera månader: borrning av en sektion, körning av nästa sektion av hölje, pluggning, trycktestning, läckagetest, byte av borrkrona, borrning igen, etc. Men när du närmar dig oljan- lagerbildning, situationen bokstavligen värms upp: på ett djup av över 5 km hoppar temperaturen till 130 °C och trycket till 900-1000 atm.
Försvarslinje
Enligt James Watson, chef för US Bureau of Safety and Environmental Protection (BSEE), kan endast skärpta krav på tillförlitligheten hos utrustning i hålet kompensera för de katastrofala manifestationerna av den mänskliga faktorn. Men borringenjörer som arbetar "på fältet" är övertygade om att elementen kan hållas under pålitlig kontroll utan mycket innovation.
Den första försvarslinjen för en brunn är korrekt cementering, lämplig för formationens geofysiska egenskaper. Den andra linjen är att undertrycka övertrycket av brunnsvätskan som har brutit igenom i borrhålet genom att tillföra lerig borrslam med en specifik vikt på 2,5-3,5 t/m3. Som regel stoppar en sådan plugg effektivt olja och gaser som rusar till munnen.
Men om borrvätskan inte kan hålla tillbaka fontänens anfall, såväl som i händelse av en plötslig drift av plattformen från borrpunkten och separation av borrsträngen från pumpen, är operatören skyldig att döda brunnen genom ett block av utblåsningsskydd. Ett standard djupvatten-BOP-block är en flervåningskonstruktion med två eller flera ringformiga och minst tre skjuvningskolvar.
BOP-enheten kan styras genom att tillföra en elektrisk eller kodad hydroakustisk signal, mekaniskt med hjälp av undervattensdrönare, och i automatiskt nödläge drivs av en bottenhydraulisk ackumulator i händelse av skada på hydraulsystemet på stigaren. I det här fallet fixerar rörkolvar först borrsträngen i kanalen (om det finns en), och klippkolvar dödar slutligen brunnen.
2010, vid Deepwater Horizon, föll de två första försvarslinjerna på grund av personalinkompetens, och i BOP-blocket fungerade inte en enda av de fem förebyggarna. Något liknande kunde dock ha hänt mycket tidigare. Redan 2004 publicerade US Subsoil Management Service chockerande data som bedömde tillförlitligheten hos skyddsanordningar i djupvattenbrunnar i Mexikanska golfen. Det visade sig att 50 % av de testade BOP-blocken inte kunde döda brunnen medan borrsträngen eller höljet var i den, på grund av otillräcklig skjuvkraftskapacitet. Sedan lades skandalen på is, och sex år senare...
våta affärer
Omedelbart efter avvecklingen av utblåsningen började ledande företag inom olje- och gassektorn den febriga utvecklingen av liknande anordningar, specialverktyg för att rensa munnen på djuphavsbrunnar från skräp, utveckla tekniken för deras användning och leverans till olycksplatsen . Ett av de mest sofistikerade systemen, Global Deepwater Well Cap (GDWC) på 50 miljoner dollar, tillkännagavs av British Petroleums och Camerons ingenjörer i maj i år.
Grunden för GDWC, som väger 500 ton tillsammans med extra utrustning, är en 12 meter lång 100 ton stålplugg. I händelse av en olycka kommer den att installeras från fartyget direkt på blocket av skyddsanordningar, och avlivningsprocessen kommer att säkerställas av två hydrauliskt drivna kilventiler. Pluggkroppen integrerar ett system för att spruta dispergeringsmedel (ämnen som bryter olja till små droppar) och ett metanolförsörjningssystem för att lösa upp metanis, vilket kan vara användbart i de fall det är nödvändigt att släppa olja från pluggen till tankbilar.
GDWC kommer med 28 adapterkopplingar för att rymma alla 15 BP borriggartyper och tål tryck upp till 1 055 bar. En liknande plugg med ett arbetsområde på upp till 1406 atm förväntas dyka upp snart. Det maximala utbyggnadsdjupet för GDWC är 4000 m.
GDWC-satsen innehåller en mobil hydraulisk ackumulator och manipulatorer för undervattensrobotar från Oceaneering: TV-kameror, ekolod, strålkastare, hydrauliska monitorer, rörgripare och en uppsättning rörskärare som kan skära igenom stålämnen som är 1,5 m tjocka. Enligt BP:s vicepresident Richard Richard Morrison, systemet omonterat och förpackat i 20-fotscontainrar och placerat vid företagets bas i Houston. Men om problem uppstår kommer det inom en vecka att levereras till vilken punkt som helst i världshaven. Detta kommer att kräva 35 släp och sju AN-124 eller Boeing 747. Väl framme vid destinationen kommer containrarna att förtöjas i lasthelikoptrar och överföras till borrplattformen, där pluggen, efter montering med kran, skickas till botten. .
