Сарасека А. С. Конструкции опорных блоков нефтегазодобывающих платформ для арктического шельфа

Антон Сарасека

Сарасека А. С. Конструкции опорных блоков нефтегазодобывающих платформ для арктического шельфа

Освоение месторождений арктического шельфа сопряжено с огромными затратами на преодоление суровых условий Арктики. К таким условиям относятся отрицательные температуры воздуха, долгая полярная ночь, сильные ветра и штормы, образование льда и его воздействие на сооружения арктического шельфа, бороздящие морские просторы айсберги, которые могут нанести существенный вред конструкциям нефтегазодобывающих платформ. Так же конструкции нефтегазодобывающих платформ имеют огромное разнообразие исполнения своих форм, что в свою очередь не ограничивает проектировщиков и строителей в процессе создания конструкций платформ и в тоже время создает трудности в процессе выбора и подбора эффективных решений для тех или иных природных условий эксплуатации платформ на арктическом шельфе. Существующие классификации нефтегазодобывающих платформ отвечают, в основном, на вопрос на какой глубине будет эксплуатироваться платформа и какой, приблизительный облик она будет иметь, а так же приблизительный показатель материалоемкости. В данной работе была предпринята попытка создать методику выбора опорного блока нефтегазодобывающей платформы для условий арктического шельфа, дабы облегчить в будущем работу проектировщиков на стадии выбора очертания или формы опорного блока нефтегазодобывающей платформы для тех или иных условий шельфа арктических морей. Проработка вопроса велась для условий месторождения «Победа» в Карском море. Актуальность работы. Освоение любого нефтегазового месторождения связано с огромными капитальными вложениями и это накладывает повышенные требования к качеству проектирования и оценке технико-экономических показателей разработки месторождения. Освоение арктических месторождений, особенно в условиях шельфа, имеет многовариантный характер. Применяемые технические средства освоения для каждого района уникальны. Планы отечественных нефтегазовых компаний и правительства Российской Федерации по освоению новых регионов, включая районы арктических и субарктических морей, уникальных по своим характеристикам и не имеющих аналогов в мире, диктуют необходимость поиска новых подходов и новых инновационных решений, включая новые технологии для разработки нефтегазовых месторождений на шельфе арктических и субарктических морей. Процессы моделирования месторождений нефти и газа и разработки проектных документов, оценки технико-экономических показателей освоения месторождения – это сложные многоаспектные, итерационные процессы, в которых используются различные программные комплексы и их модули, а также ряд вспомогательных программных систем и технологий (геоинформационных, CAD – систем, графических и текстовых редакторов и т.д.). Поэтому важно, чтобы была общая концепция эффективного использования существующих информационных технологий и современных достижений науки и техники для решения такой сложной и многогранной задачи, имеющей огромное народнохозяйственное значение. Цель работы. Целью работы является – выбор перспективной конструкции основания морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей, на примере месторождения «Победа», Карское море. Задачи исследования: • Изучение опыта освоения и разработки шельфовых месторождений нефти и газа в условиях ледовитых морей. • Сбор и обобщение естественных условий района строительства • Выявление перспективных вариантов облика опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы для рассматриваемых условий • Назначение габаритных размеров различных вариантов опорного блока • Создание методики оценки и выбора конструкции основания морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей. • Расчет материалоемкости вариантов конструкции • Выбор перспективной конструкции основания морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей. Методы и объекты исследований При выполнении исследования использованы традиционные методы проектирования, а также методы математического моделирования и статистические методы. Объект исследований – конструкция опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы. Предмет исследований - параметры опорного блока для условий месторождения «Победа», Карского моря. Научная новизна работы. Научная новизна работы заключаться в разработке и обосновании выбора опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей. Практическая значимость работы. Результаты научных исследований могут быть использованы при разработке отдельных элементов системы арктического инжиниринга для использования в ходе концептуального проектирования и исследования влияния природно-климатических факторов среды на гидротехническое сооружение в рамках договора № 100015/02286Д от 14 апреля 2015 г между ОАО НК Роснефть и Дальневосточным федеральным университетом Основные положения, выносимые на защиту: - Выбор и обоснование перспективной конструкции опорного блока для нефтегазодобывающей платформы, возможно, используемой для разработки

Строительство. Архитектура

Диссертации

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 59fa0ff65f1be74fb464eb6e

UUID: fca838f0-a15e-0135-c4e3-525400003e20

Язык: Русский

Опубликовано: около 7 лет назад

Просмотры: 320

16.5

Антон Сарасека

Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 0 байт

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра гидротехники, теории зданий и сооружений На правах рукописи Сарасека Антон Сергеевич Конструкции опорных блоков нефтегазодобывающих платформ для арктического шельфа ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки магистра по направлению 08.04.01 – Строительство «Морские гидротехнические сооружения и сооружения водных путей» г. Владивосток - 2017

2 Магистрант М3219 – А. С. Сарасека _________________ (подпись) «_____» ________________ 20____г. Руководитель ВКР к. т. н. Е. Е. Помников ____________________________ (подпись) «______» ________________20___г. Консультант (если имеется) _______________ ______________________________________ _________________________________ (подпись) «______» ________________20___г. Назначен рецензент ________________ ______________________________________ ____________________ (подпись) «______» ________________20___г. Защищена в ГЭК с оценкой (для ВКР) ______________________________ «Допустить к защите» Зав. кафедрой ГТЗиС к.т.н., доцент Секретарь ГЭК (для ВКР), к.т.н. доцент Л. И. Шевелева Н. Я. Цимбельман _________________ _______________________ «_____» ________________ 20____г. «______» ________________ 20____г (подпись) (подпись)

3 АННОТАЦИЯ Работа состоит из трех глав, в которых освещены вопросы сбора, обобщения и анализа отечественного и зарубежного опыта освоения месторождений нефти и газа на шельфе как арктических, так и не арктических, замерзающих морей, анализа материалоемкости конструкций по технологическим и конструктивным параметрам. В первой главе рассмотрены вопросы сбора, обобщения и анализа опыта освоения месторождений углеводородов на шельфе арктических и замерзающих морей. Во второй главе рассмотрены вопросы сбора, обобщения и анализа природных условий присутствующих на Карского моря месторождении и условий, «Победа», а непосредственно, так же вопросы сравнительного анализа природных условий на месторождении «Победа» с природными условиями других шельфовых месторождений, где используются нефтегазодобывающие платформы. В третьей главе освещены вопросы выбора и сравнений разных видов конструкций опорных блоков нефтегазодобывающих платформ для месторождения «Победа» в Карском море, по средствам укрупненных расчетов по фактору материалоемкости, а так же сравнение полученных данных с данными из второй главы. В окончании третьей главы приводится методика выбора вида конструкции опорного блока нефтегазодобывающих платформ для шельфа арктических морей. для

4 ОГЛАВЛЕНИЕ 1.Обзор методов освоения морских месторождений нефти и газа в условиях шельфа ледовитых и не ледовитых морей ............................................................ 9 1.1.Условия арктики и проблемы освоения .......................................................... 9 1.2.Обзор методов освоения морских месторождений нефти и газа ............... 14 1.3.Сводная таблица обзора сооружений, используемых при разработке шельфовых месторождений нефти и газа ........................................................... 53 Выводы по первой главе ....................................................................................... 61 2.Анализ гидрометеорологических условий месторождения «Победа» и сравнение их с условиями эксплуатации существующих платформ .............. 63 2.1. Карское море и месторождение «Победа» .................................................. 63 2.2.Сравнение условий месторождения победа и условий эксплуатации существующих платформ в соответствующих морях. ...................................... 69 Выводы по второй главе ....................................................................................... 73 3.Конструктивные решения платформы для глубоководных участков замерзающих морей .............................................................................................. 75 3.1. Выбор конструктивных решений для нефти-газо-добычных платформ . 75 3.2. Выбор основных конструктивных параметров опорного блока для нефтигазо-добычных платформ. .................................................................................... 90 3.3. Определение конечной формы конструкции ............................................ 100 3.4.Методика определения нефтегазодобывающих вида платформ конструкции для опорного разработки блока для месторождений арктического шельфа .......................................................................................... 102 Выводы по третьей главе .................................................................................... 106 Заключение .......................................................................................................... 108 Список использованной литературы ................................................................. 109

5 ВВЕДЕНИЕ Освоение месторождений арктического шельфа сопряжено с огромными затратами на преодоление суровых условий Арктики. К таким условиям относятся отрицательные температуры воздуха, долгая полярная ночь, сильные ветра и штормы, образование льда и его воздействие на сооружения арктического шельфа, бороздящие морские просторы айсберги, которые могут нанести существенный вред конструкциям нефтегазодобывающих платформ. Так же конструкции нефтегазодобывающих платформ имеют огромное разнообразие исполнения своих форм, что в свою очередь не ограничивает проектировщиков и строителей в процессе создания конструкций платформ и в тоже время создает трудности в процессе выбора и подбора эффективных решений для тех или иных природных условий эксплуатации платформ на арктическом шельфе. Существующие классификации нефтегазодобывающих платформ отвечают, в основном, на вопрос на какой глубине будет эксплуатироваться платформа и какой, приблизительный облик она будет иметь, а так же приблизительный показатель материалоемкости. В данной работе была предпринята попытка создать методику выбора опорного блока нефтегазодобывающей платформы для условий арктического шельфа, дабы облегчить в будущем работу проектировщиков на стадии выбора очертания или формы опорного блока нефтегазодобывающей платформы для тех или иных условий шельфа арктических морей. Проработка вопроса велась для условий месторождения «Победа» в Карском море. Актуальность работы Освоение любого нефтегазового месторождения связано с огромными капитальными вложениями и это накладывает повышенные требования к качеству проектирования и оценке технико-экономических показателей разработки месторождения.

6 Освоение арктических месторождений, особенно в условиях шельфа, имеет многовариантный характер. Применяемые технические средства освоения для каждого района уникальны. Планы отечественных нефтегазовых компаний и правительства Российской Федерации по освоению новых регионов, включая районы арктических и субарктических морей, уникальных по своим характеристикам и не имеющих аналогов в мире, диктуют необходимость поиска новых подходов и новых инновационных решений, включая новые технологии для разработки нефтегазовых месторождений на шельфе арктических и субарктических морей. Процессы моделирования месторождений нефти и газа и разработки проектных документов, оценки технико-экономических показателей освоения месторождения – это сложные многоаспектные, итерационные процессы, в которых используются различные программные комплексы и их модули, а также ряд вспомогательных программных систем и технологий (геоинформационных, CAD – систем, графических и текстовых редакторов и т.д.). Поэтому важно, чтобы была общая концепция эффективного использования существующих информационных технологий и современных достижений науки и техники для решения такой сложной и многогранной задачи, имеющей огромное народнохозяйственное значение. Цель работы Целью работы является – выбор перспективной конструкции основания морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей, на примере месторождения «Победа», Карское море. Задачи исследования:  Изучение опыта освоения и разработки шельфовых месторождений нефти и газа в условиях ледовитых морей.  Сбор и обобщение естественных условий района строительства

7  Выявление перспективных вариантов облика опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы для рассматриваемых условий  Назначение габаритных размеров различных вариантов опорного  Создание методики оценки и выбора конструкции основания блока морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей.  Расчет материалоемкости вариантов конструкции  Выбор перспективной конструкции основания морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей. Методы и объекты исследований При выполнении исследования использованы традиционные методы проектирования, а также методы математического моделирования и статистические методы. Объект исследований – конструкция опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы. Предмет исследований - параметры опорного блока для условий месторождения «Победа», Карского моря. Научная новизна работы Научная новизна работы заключается в разработке и обосновании выбора опорного блока морской нефтегазодобывающей платформы для условий глубоководного шельфа арктических морей. Практическая значимость работы Результаты научных исследований могут быть использованы при разработке отдельных элементов системы арктического инжиниринга для использования в ходе концептуального проектирования и исследования влияния природно-климатических факторов среды на гидротехническое

8 сооружение в рамках договора № 100015/02286Д от 14 апреля 2015 г между ОАО НК Роснефть и Дальневосточным федеральным университетом Основные положения, выносимые на защиту: - Выбор и обоснование перспективной конструкции опорного блока для нефтегазодобывающей платформы, возможно, используемой для разработки месторождения «Победа» в Карском море. - Создание методики выбора конструкции опорного блока для нефтегазодобывающих платформ, используемых при разработке шельфовых месторождений газа и нефти в акваториях ледовитых (арктических) морей.

9 1. ОБЗОР МЕТОДОВ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФА ЛЕДОВИТЫХ И НЕ ЛЕДОВИТЫХ МОРЕЙ 1.1. Условия Арктики и проблемы освоения Арктика - это прилежащая к Северному полюсу, часть земного шара, ограниченная с юга Северным полярным кругом, находящимся на 66°33' с.ш., в пределах которого наблюдаются явления полярного дня и полярной ночи. В этих границах площадь Арктики составляет 21 млн. км2. Особенностями природы Арктики являются: низкий радиационный баланс, близкие к 0 °С средние температуры воздуха летних месяцев при отрицательной средней годовой температуре, преимущественно выпадение твёрдых атмосферных осадков в течение большей части года, круглогодичное присутствие льда на суше в виде ледников, подземных льдов и многолетней мерзлоты, безлесье суши, а также ледовитость морских акваторий - всё это позволяет выделить Арктику в особую природную ландшафтно-географическую область. Границу её обычно проводят по южному пределу зоны тундр, близкому к очертаниям июльской изотермы 10°C на суше и 5 °С на море. Местами эта граница проходит севернее Полярного круга, местами южнее его. В этих пределах площадь Арктики (включая водную поверхность) составляет около 27 млн. км² (5,3% земной поверхности). На материках эта граница проходит примерно по 70° с.ш. (за исключением южной части Гренландии, полуострова Лабрадор и прилегающих частей Атлантического океана), совпадая со средним положением арктического фронта. В этом случае площадь Арктика оказывается меньшей приблизительно на 10-15%. На арктическую сушу приходится около 10 млн. км². В пределах Арктики выделяют 2 природные зоны: арктические пустыни и тундры Основная часть Северного Ледовитого океана — это Арктический бассейн (помимо Северо-Европейского и Канадского). Арктический шельф – мелководная часть дна Северного Ледовитого океана, примыкающая к суше,

10 включающая в себя острова материкового происхождения и в геологическом отношении являющаяся продолжением материка. Территориями шельфа считаются окраинные моря: Баренцево, Восточно-Сибирское, Чукотское, Карское, а также море Лаптевых.[3] Средняя глубина внешнего края шельфа Мирового океана - 130-132 метра, ширина в среднем составляет около 80 км. Самые обширные в мире шельфы Баренцева моря (1300-1700 км) и других арктических морей, а также побережья Аргентины. Ширина шельфа Арктического бассейна в среднем составляет 800 км. Что касается глубины, для Баренцева моря это 100—350 метров, для Карского - в среднем 100 метров. Глубина шельфа моря Лаптевых составляет 10-40 метров, в Чукотском море – 20-60 метров. Для сравнения, средняя глубина Северного Ледовитого океана 1,2 км, наибольшая глубина 5,5 км - зафиксирована в Гренландском море, а в точке Северного полюса, по измерениям глубоководного аппарата «Мир», глубина составляет 4 261 метр. Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики сопряжено со значительными затратами и высоким уровнем риска. К основным сложностям, с которыми сталкиваются компании, занимающиеся разработкой месторождений нефти и газа, относятся:  суровый климат. Сильные морозы практически круглый год, продолжительная полярная ночь, угроза повреждения морских буровых установок арктическими льдами, болотистая тундра, обусловливающая сезонность деятельности во многих регионах, и ограниченная биологическая активность крайне отрицательно сказываются на персонале и оборудовании;  неразвитая инфраструктура. Разработка новых месторождений «с нуля» – занятие очень дорогостоящее и подверженное существенным экологическим рискам. Для Арктики потребуется специальное оборудование (в частности, специальные танкеры и ледоколы). При этом подведение протяжённых коммуникаций, снабжение и логистика осложняются суровыми климатическими условиями;

11  конкуренция со стороны других источников газа. Рост предложения газа на мировом рынке, как из традиционных, так и из нетрадиционных источников, ставит под сомнение экономическую целесообразность разработки арктических месторождений. Конкуренцию может составить в первую очередь сланцевый газ, а также всё в большей степени газ, содержащийся в угольных пластах, и сжиженный природный газ (СПГ). Постоянно повышаются оценки ресурсного потенциала менее экстремальных областей, освоение которых может быть экономически оправданным и безопасным с экологической точки зрения, нежели разработка арктических месторождений природного газа.  гидролакколиты (вспучивания, образовавшиеся в зоне вечной мерзлоты, ядро которых состоит либо из сплошной линзы льда либо из переслоенного льдом мерзлого грунта высотой до 25–40 м и более). Они представляют большую опасность, так как быстро растут и видоизменяются. Сильная обводненность рыхлых пород морского дна. При бурении в таких породах для обеспечения сохранности керна и устойчивости стенок скважин приходится использовать специальные технические средства и осуществлять технологические мероприятия, требующие дополнительных материальных затрат и удовлетворяющие жестким требованиям охраны окружающей среды от загрязнения. Морская нефтегазодобыча опасна еще и тем, что даже при высокой надежности всех звеньев технологических цепочек последствия от единичной аварии могут быть очень тяжелыми из-за крупных масштабов объектов (морских платформ, танкеров, перекачивающих станций) и их удаленности от спасательных служб. В Арктике загрязняющие вещества будут сохраняться длительное время, депонироваться в ледяном покрове, а возможности ликвидации крайне ограничены.

12 Еще одной уникальной природной особенностью региона являются стамухи — ледяные глыбы, пронизывающие дно океана на небольших глубинах, способные буквально пропарывать подводные коммуникации. В Арктике расположены исключительные экономические зоны следующих стран: США, Канады, России, Норвегии, Дании, Швеции, Финляндии, Исландии. Самую протяженную границу в Арктике имеет Россия. В 2009 году журнал «Science» опубликовал официальные данные, касающиеся неразведанных арктических месторождений. Самыми ценными являются, по мнению экспертов, ледниковые месторождения. Их объем составляет около 83 млрд. баррелей нефти (это примерно соответствует 13% мировых объемов неразведанных месторождений) и более 1550 трлн. м3 природного газа. Отметим, что большая часть неразведанных месторождений нефти находится в районе Аляски и принадлежит США, а арктические запасы природного газа залегают в пределах морской границы России. По мнению специалистов, бурение придется проводить на глубине не более 500 м. В Карском, Печорском и Баренцевом морях выявлено более 200 перспективных нефтегазовых объектов. Сегодня лидеры нефтегазовой промышленности все чаще обращают свое внимание на добычу углеводородов на арктическом шельфе. Суровые климатические условия вносят свои коррективы в используемые для добычи технологии. Многие месторождения настолько уникальны, что требуют существенной доработки оборудования и методов добычи. Неуправляемое перемещение ледовых масс создает опасность для стандартных типов платформ — их может попросту раздавить. Кроме этого, лед сильно ограничивает время, отпущенное на бурение, одновременно с этим обнаружение протечек и их своевременное устранение становится особенно затруднительным. Изучение всех природных (климатических, геологических, гидрологических, биологических) особенностей арктического шельфа и особенностей мирового опыта проектирования и строительства

13 нефтегазодобычных морских сооружений может способствовать ускоренному освоению месторождений нефти и газа, что тем самым позволит продвинуться вперед как науке, так и экономике страны. Рисунок 1.1 Площадь расширенного континентального шельфа РФ В Северном Ледовитом океане за пределами 200 – мильной зоны. К настоящему времени в мире накоплен значительный опыт проектирования, строительства и эксплуатации МНГС, которые используются для бурения, добычи, хранения, переработки и транспортировки нефти и газа. Такие сооружения построены и строятся во всем мире на разных широтах, в разнообразных климатических, гидрологических, инженерно-геологических, сейсмических и прочих природных условиях. Значительный опыт накоплен американскими, инофирмами. канадскими, Отечественный норвежскими, опыт японскими строительства и другими нефтедобывающих

14 сооружений на шельфе до недавнего времени был представлен, в основном, сооружениями для добычи нефти в Каспийском море. По существующей классификации сооружения для добычи нефти и газа на шельфе делят на три основные группы: - искусственные намывные и насыпные острова из песка, гравия или камня, с берегоукреплением или без него; - стационарные погружные платформы, опирающиеся в эксплуатационном состоянии на морское дно и имеющие конструкцию гравитационного, свайного или комбинированного типов; - плавучие комплексы, находящиеся в состоянии эксплуатации на плаву и удерживаемые якорными системами или имеющие системы динамического позиционирования.[8] 1.2. В Обзор методов освоения морских месторождений нефти и газа данном разделе рассматриваются примеры мирового опыта разработки различных месторождений нефти и газа, расположенных в акватории шельфа как арктических, так не арктических морей. На основании приведенных примеров можно делать выводы об эффективности тех или иных инженерных решений принятых при проектировании и строительстве и их возможном применении для условий месторождения «Победа» в Карском море. Охотское море Одними из самых известных проектов освоения месторождений нефти и газа шельфа Охотского моря являются сахалинские проекты, такие как Сахалин 1, 2, «Сахалин – 1» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин по условиям соглашения о разделе продукции. В рамках проекта ведутся работы по разработке нефти и газа на северо-восточном шельфе острова Сахалин. В рамках проекта предусматривается разработка

15 месторождений Чайво, Одопту-море и Аркутун-Даги, по данным разведки объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 485 млрд. м3 природного газа. Кампаниями, ведущими разработку месторождений, являются Эксон Нефтегаз Лимитед, дочерняя компания ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке — ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Платформа «ОРЛАН» Добыча нефти и газа на месторождении Чайво также ведется с морской платформы «Орлан». Месторождение Северное Чайво, географически расположено в заливе Охотского моря Чайво, у северного берега острова Сахалин. Залив Чайво вытянут с севера на юг, от моря отделён косой. Сообщается с Охотским морем посредством пролива Клейе. В целом суммарные извлекаемые запасы месторождения Чайво-море по категориям С1+С2 российской классификации составляют 17,1 млн т нефти и конденсата и 9,9 млрд м3 газа. Запасы северной части оконечности Чайво составляют по категории С1 9,356 млн т. нефти, С2 - 5,482 млн тонн нефти. Платформа «Орлан» сталебетонная конструкция гравитационного типа, на которой размещены буровой и жилой модули. Платформа используется для разработки юго-западной части месторождения Чайво. Месторождение Чайво расположено в 12 км. от северо-восточного побережья о. Сахалин. Добытые нефть и газ поступают на Береговой комплекс подготовки продукции (БКП), где производится подготовка и стабилизация продукции для дальнейшей отгрузки. Транспортировка нефти осуществляется по трубопроводу протяженностью 226 км (140 миль), пересекающему Сахалин и Татарский пролив, в Хабаровский край, расположенный на материковой части России, для временного хранения на терминале Де-Кастри. С терминала Де-Кастри нефть проступает по подводному трубопроводу протяженностью

16 около 6 км на крупнейший в мире объект по наливу танкеров – выносной одноточечный причал (ВОП), где производится налив в специально спроектированные танкеры с двойным корпусом для поставки потребителям на мировом рынке. Транспортировка природного газа осуществляется по сети трубопроводов, собственниками и пользователями которых являются другие компании, для продажи покупателям на Дальнем Востоке России. Платформа относится к буровым установкам типа CIDS (CIDS – сталебетонная буровая установка на искусственном основании), которая к тому же является мобильной оффшорной буровой установкой (MODU - mobile drilling offshore). Платформа предназначена для оффшорного бурения в суровых арктических условиях на глубинах 10.7 - 16.8 м. Сталебетонное основание «Орлана» легко выдерживает натиск льда и гигантских торосов, достигающих высоты шестиэтажного дома. Масса платформы составляет около 70 тыс. т. Длина сооружения составляет 96 м, его ширина – 89,9 м, общая высота основания – 30 м. «Орлан» способен выдержать крайне низкую температуру и сейсмичность до 8 баллов, противостоять волне высотой до 13 м, льду и торосам высотой до 6 м. Энергооснащенность в 14 МВт и мощность тяжелой буровой установки до 750 т с приводом в 2300 лошадиных сил позволят достичь максимальной добычи нефти на «Орлане» в 23 тыс. т в сутки, обеспечивая работу 20 скважин, каждая из которых по горизонту может отклоняться до 13 км. Платформа состоит из четырех основных компонентов: стального основания, бетонной средней секции и двух стальных секций палубы, на которых расположены новая буровая установка мирового класса, технологические и жилые модули платформы. Платформа «Орлан» первоначально носила название «Glomar Beaufor sea I» (Гломар Бофорт Си I) и была построена в 1983-1984 гг. в Японии. В 1984 г. платформа была отбуксирована и установлена в море Бофорта (США, штат Аляска). Платформа эксплуатировалась в качестве установки разведочного бурения. В результате ее эксплуатации было практически

17 доказано, что конструкция платформы приспособлена для круглогодичной эксплуатации в суровых арктических условиях. В период с 1984 по 1997 г платформой пробурено 6 разведочных скважин. Далее платформа была приобретена для проекта «Сахалин-1» и переоборудована из разведочной в добывающую. После глобальной модернизации, когда на платформе смонтировали новейшее буровое оборудование (а по сути от старой платформы осталось только основание), «Орлан» был отбуксирован на место постоянной стоянки. Его понтоны были заполнены и платформа, навсегда, опустилась на подготовленное дно Охотского моря. На участке установки платформы «Орлан» с буровым и жилым модулями глубина моря составляет 15 м. Это случилось в 2004 году. а) б)

18 Рисунок 1.2 Платформа Орлан: а - фотография, б – схема. Платформа «БЕРКУТ» Месторождение Аркутун-Даги расположено на расстоянии около 25 км от береговой линии, на северо-востоке острова Сахалин, восточнее месторождения Чайво. Разработкой месторождения занимается компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». Транспортировка нефти и газа будет, осуществляется по новому промысловому трубопроводу на существующий Береговой комплекс подготовки продукции Чайво, а затем по существующим трубопроводам на продажу.

19 Добыча углеводородов проходит в сложных субарктических условиях Охотского моря, где зимние температуры могут опускаться до –44°C, высота волн достигает 18 м при скорости ветра до 140 км/час, а толщина морского льда доходит до 2 м. Глубина моря в районе Аркутун-Даги варьируется от 30 до 40 м. Поэтому морская ледостойкая буровая платформа спроектирована с таким запасом прочности, чтобы обеспечивать круглогодичную работу, несмотря на непростые климатические условия. Кроме того, поскольку Сахалин находится в зоне повышенной сейсмической активности, оператор проекта «Сахалин-1» оснастил платформу фрикционными опорами маятникового типа для придания сооружению сейсмоустойчивости. Платформа состоит из 2 частей: основание гравитационного типа (ОГТ) и верхнее строение, где расположены буровое и добывающее оборудование, а также жилые помещения. Платформа "Беркут" спроектирована специально для работы в суровых субарктических условиях и сможет противостоять волнам высотой до 18 метров, давлению ледовых полей толщиной до двух метров и температуре до 44 C°. Основание гравитационного типа (ОГТ) представляет собой прямоугольный бетонный кессон, на котором установлены 4 бетонные колонны для размещения верхнего строения. — Длина кессона — более 133 м — Ширина — 100 м — Высота с колоннами — около 55 м Вес основания гравитационного типа (ОГТ) — 160 тысяч тонн, Верхнее строение представляет собой огромную 6-уровневую конструкцию с интегрированными технологическим, буровым, жилым модулями и другими сооружениями. Каждый уровень по размеру сопоставим со стандартным футбольным полем. Верхнее строение и буровая установка платформы «Беркут» — одни из самых крупных и мощных в отрасли. На платформе имеется оборудование для повышения устьевого давления и закачки газлифтного нефтеотдачу. газа, «Беркут» что позволяет оснащен обеспечить мощной буровой максимальную установкой,

20 спроектированной для работы в суровых зимних условиях, способной бурить и выполнять сложнейшие работы по закачиванию скважин с отходом от вертикали более 7 км (4,4 мили). Всего на буровой предусмотрено 45 буровых вырезов. Установка способна перемещаться во всех направлениях между вырезами для бурения скважин. Буровая установка платформы «Беркут» позволит буровикам компании ЭНЛ применять передовые технологии, в том числе систему интеллектуальных скважин, закачивание скважин в двух горизонтах и установку многопластовых гравийных фильтров. Технические характеристики верхнего строения: длина — около 100 метров, ширина — около 50 метров, высота буровой вышки — 129 метров над уровнем моря. Учитывая 97 км трубной обвязки и 1900 км кабелей, вес этой гигантской конструкции составляет около 42 тысяч тонн. В мае 2013 года был осуществлен подъем верхних строений платформы «Беркут», вес которых составляет 42 760 тонн. а)

21 б) Рисунок 1.3 Платформа Беркут: а – схема, б - общий вид. «Сахали́н-2» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин на условиях соглашения о разделе продукции. Проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом); Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн. т нефти и 633,6 млрд. м³ газа (по другим данным — 150 млн. тонн нефти и 500 млрд. кубометров газа). Платформа «ПИЛЬТУН-АСТОХСКАЯ – А» (ПА-А) (МОЛИКПАК)

22 Месторождение «ПИЛЬТУН-АСТОХСКОЕ» Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на континентальном шельфе Северо-Восточного Сахалина, на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от побережья острова, расположено на глубинах моря 24-48 м. Запасы Астоханского месторождения составляют: свободного газа по категории А+В+С1 — 73,6 млрд. куб. м, конденсата — 5,9 млн. т, нефти — 95,8 млн. т извлекаемых; по категории С2 — соответственно газ - 29,2 млрд. куб. м, конденсат - 2,4 и нефти - 29,4 млн. т. В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом на сопряженной суше является г. Оха, расположенная в 90 км к северу. Транспортировка грузов возможна морским путем из порта Москальво. расположенного на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из аэропорта города Охи Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном (i = 0,003). Инженерно-геологические условия Пильтун-Астохского месторождения характеризуются как сложные, ввиду наличия погребенных палеодолин, сложного строения металогических комплексов, довольно высокий сейсмоопасностъю и активного проявления мезодинамических процессов. Ледовый режим в районе месторождения сложный. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часты торосы льда высотой до 5-6 м. Лед мощностью 1,5-2 м нередко образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек. Это препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 66,5 месяцев) и создает опасность для МЛСП.

23 Платформа «Моликпак» — первая в России морская производственнодобывающая платформа ледового класса, установленная на шельфе Охотского моря в рамках проекта «Сахалин-2». Платформа «ПИЛЬТУН-АСТОХСКАЯ – А» (ПА-А) Платформа представляет собой переоборудованную буровую установку, которая ранее использовалась в арктических водах у побережья Канады. В 1998 году платформа была отбуксирована из моря Бофорта в канадской Арктике через Тихий океан в Южную Корею, где была переоборудована для работы по проекту «Сахалин-2». Затем она была отбуксирована из Кореи в Россию и установлена на стальное основание, изготовленное на Амурском судостроительном заводе – для того, чтобы платформу можно было использовать в более глубоких водах на шельфе о. Сахалин. Основание было заполнено песком, который обеспечил прочную фиксацию сооружения на морском дне. Платформа «Моликпак» (ПА-А) была установлена на Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения в Охотском море в сентябре 1998 года, в 16 км от побережья, глубина моря в месте установки составляет 30 м. До осени 2008 года она являлась главным объектом производственно-добывающего комплекса «Витязь». «Моликпак» представляет собой модернизированную буровую платформу ледового класса. Название «Моликпак» означает «большая волна» на языке эскимосов северной Канады, где эта платформа базировалась раньше (в море Бофорта). В 1998 году к основанию платформы «Моликпак» было добавлено 15-метровое промежуточное стальное основание, чтобы установить её в более глубоких водах у острова Сахалин «Моликпак» состоит из кессона, центр которого заполнен песком, обеспечивающим эффективное закрепление платформы на морском дне. Основные рабочие зоны закрыты, в них предусмотрен контроль температуры и вентиляции. Оборудование, расположенное на открытом воздухе, оснащено

24 средствами защиты от обледенения и низких температур. Жилые помещения рассчитаны на 132 постоянных и 32 сезонных рабочих. На платформе «Моликпак» применялся метод бурения с расширенным радиусом охвата отклоненных скважин с максимальным горизонтальным отклонением до 6 км и максимальной глубиной скважин до 6650 м. Основание: 111 м x 111 м Масса: 54 тыс. т Высота буровой вышки: 101 м Верхние строения: 73 м x 73 м Высота вертолетной палубы: 49 м Буровые окна: 32 буровых окна Эксплуатационные скважины: 13 нефтедобывающих скважин, одна скважина для нагнетания газа, четыре скважины для нагнетания воды и одна скважина для нагнетания бурового шлама. Производственная мощность платформы «Моликпак»: нефть – 90 тыс. бар./сут (11 538 т/сут); попутный газ – 1,7 млн. м3/сут. Ранее платформа работала только в летние месяцы, круглогодичная добыча с «Моликпак» началась с 2008 года. После того, как полезные ископаемые добыты, они отправляются по нефти - и газопроводам на завод СПГ в Пригородном. Сам завод разделен на две зоны (газовую и нефтяную) так называемым зеленым поясом.

25 Рисунок 1.4 Платформа «Пильтун-Астоханская - А» (Моликпак). Платформа «ПИЛЬТУН-АСТОХСКАЯ-Б» Платформа ПА-Б – самая крупная платформа, установленная на проекте «Сахалин-2». С конца 2008 года на платформе ведется добыча нефти и попутного газа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения. Углеводороды поступают через транссахалинскую трубопроводную систему на завод по производству СПГ и терминал отгрузки нефти комплекса «Пригородное». Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагается верхние строения платформы с технологическими сооружениями. Юго-восточная опора используется как площадка скважины, северо-восточная опора предназначена для стояков морского трубопровода/труб с закруглением большого радиуса, а остальные две опоры служат для установки насосов и резервуаров. Комплекс верхних строений был построен в Южной Корее. На верхних строениях платформы размещено оборудование для сепарации жидких буровое оборудование и углеводородов, хранилище для химических реагентов и жилой модуль. Основные рабочие зоны закрыты, в

26 них предусмотрен контроль температуры и вентиляции. Оборудование, расположенное на открытом воздухе, оснащено средствами ледовой защиты. Платформа ПА-Б спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок. Платформа установлена примерно в 12 км от северо-восточного побережья о. Сахалин в открытом море на глубине 32 м. Бетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами спроектировано и построено в порту Восточном на Дальнем Востоке России компаниями Aker Kvaerner Technology AS и Quattrogemini OY. Установлено в августе 2005 года. Полностью интегрированная палуба платформы построена компанией «Самсунг Хэви Индастриз» на судоверфях в Южной Корее. Верхние строения были установлены в июле 2007 года методом надвига на заранее установленное бетонное основание. Высота платформы ПА-Б составляет 121 м от морского дна до верхней точки палубы, т.е. эквивалентна высоте 30-этажного дома. Платформа оснащена оборудованием для бурения, распределения углеводородов, жидкостей/воды, хранения химических материалов. Размещение персонала: 100 постоянных и 40 временных работников. Основание: Высота: 53 м Масса: 90 000 т Размеры: 94 м x 91,5 м x 11,5 м Высота опоры: 56 м Верхнее строение: Высота факельной трубы: 98,6 м Масса: 28 000 т Буровые окна: 45

27 Производительность ПА-Б составляет более 70 000 баррелей (11,1 тысячи м3) нефти и 92 миллиона стандартных кубических футов (2,9 млн. м3) попутного газа в сутки. Рисунок 1.5 Платформа «Пильтун - Астохская-Б» (ПА-Б) Платформа «ЛУНСКАЯ-А» (ЛУН-А) Лунское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина, в 12-15 км восточнее береговой линии острова. Глубина моря на месторождении 42-47 м. Месторождение открыто в 1984 г., изучено семью разведочными скважинами. Первоклассная газовая залеж с тонкой нефтяной оторочкой: начальные геологические запасы газа 526, 7 трлн. куб. м (18,6 трлн. куб. футов); балансовые запасы товарной нефти 124,465 млн. т (931 млн. баррелей). Платформа установленная «Лунская-А» — в 15 буровая километрах от и добывающая платформа, северо-восточного побережья острова Сахалин в рамках проекта «Сахалин-2». Платформа «Лунская-А» (Лун-А) была установлена в июне 2006 года на Лунском газовом месторождении в Охотском море в 15 км от побережья на глубине 48 м. Платформа Лун-А оснащена минимальным технологическим оборудованием. Она предназначена для круглогодичной добычи и добывает

28 большую часть газа для завода по производству сжиженного природного газа (СПГ). Первичная обработка газа производится на объединённом береговом технологическом комплексе (ОБТК), после чего газ транспортируется на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагаются верхние строения платформы с технологическим оборудованием и сооружениями. Юго-восточная опора используется как площадка скважины, северо-восточная опора предназначена для стояков морского трубопровода/труб с закруглением большого радиуса, а остальные две опоры будут служить для установки насосов и резервуаров для перекачки нефти. Верхние строения платформы были построены в Южной Корее. На верхних строениях платформы размещено оборудование для сепарации жидких буровое оборудование и углеводородов, хранилище для химических реагентов и жилой модуль. В целях безопасности все технологическое и буровое оборудование расположено на противоположном от жилого модуля конце платформы. Основные рабочие зоны закрыты, в них предусмотрен контроль температуры и вентиляции. Оборудование, расположенное на открытом воздухе, оснащено средствами защиты от обледенения и низких температур. Лун-А используется для бурения с расширенным радиусом охвата отклонённых скважин с максимальным горизонтальным отклонением до 6 км и максимальной истинной вертикальной глубиной 2920 м. Размещение персонала: 126 работников, платформе до 140 человек Основание: Высота: 69,6 м Масса: 103 000 т Плита основания: 88 м x 105 м x 13,5 м Высота опоры: 56 м однако, проживает на

29 Диаметр опоры: 20 м Верхнее строение: Масса: 21 800 т Высота факельной трубы: 105 м Расчётная производительность платформы Лун-А составляет более 50 млн. м3 газа при объёме добычи попутного конденсата и нефти — примерно 8000 м3(50 000 баррелей) в сутки. Рисунок 1.6 платформа «Лунская-А» (ЛУН-А) Печерское море МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ» Месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северу от посёлка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (р. Печора). Глубина моря в районе месторождения составляет 19—20 метров. Приразломное нефтяное месторождение – первый отечественный проект по освоению ресурсов Арктического шельфа. Месторождение открыто в 1989 году и расположено на шельфе Печерского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Запасы месторождения составляет 46,4 млн.т.нефти.

30 Морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная», обеспечивает выполнение всех технологических операций: бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры, выработку тепловой и электрической энергии. Длина и ширина платформы составляют 126 м, вес платформы (без балласта) — 117 тыс. т, автономность по запасам провизии и ГСМ — 14 суток, по технологическим запасам и химреагентам — 60 суток, по расходным материалам для буровых работ — 40 суток, жилой модуль рассчитан на круглогодичное проживание до 200 человек. Платформа отвечает самым жестким требованиям безопасности. Она приспособлена к работе в суровых природно-климатических условиях, спроектирована и построена с расчетом на максимальные в регионе ледовые нагрузки. Платформа работает в соответствии с принципом «нулевого сброса»: использованный буровой раствор, шлам и другие технологические отходы закачиваются в специальную поглощающую скважину. «Приразломная» сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи. Глубина моря в районе месторождения не превышает 20 метров, поэтому платформа установлена на морском дне и надежно удерживается за счет своего веса (500 тыс. т) и защитной бермы из камня и щебня. Специально разработанное опорное основание платформы (кессон) способно успешно противостоять арктическому климату. Для большей устойчивости к коррозии и износу его стены выполнены из четырехсантиметрового слоя плакированной стали, трехметровое пространство между которыми заполнено сверхпрочным бетоном. Конструкция кессонной части устроена так, что она выдерживает прямую торпедную атаку. Запас прочности нижней части платформы многократно превосходит реально существующие нагрузки. Опорный блок платформы представляет собой стальной кессон с размерами 126 м × 126 м, к днищу которого прикреплены юбки из

31 гофрированной стали толщиной 35мм в виде решетки с шагом 25,2м. Глубина погружения юбок в грунт дна составляет около 1,5 м. Размеры опорного блока на уровне ватерлинии 107,2 м ×107,2 м (при глубине воды 20,1м), а на уровне верхней палубы 101 м × 101 м. Высота кессона от днища до верхней палубы составляет 24,3м. Высота платформы без учета буровой колонны и факельной вышки равна 40,5 м, а вместе с ними 141 м. Днище стального кессона высотой 3м имеет ячеистую структуру в виде верхней и нижней обшивок, поддерживаемых рамными шпангоутами. Наклонная поверхность бортов способствует разрушению льда при его продвижении вверх по бортам. В зоне контакта со льдом борта покрыты нержавеющей сталью. Стены коффердамов разделяют внутреннее пространство кессона на 16 секций для хранения нефти и забортной воды. Нефть хранится внутри кессона в 12 секциях с вместимостью около 160 тыс.м3. Верхняя палуба кессона высотой 2,3м закрывает хранилища нефти и забортной воды. Внутри бортов и стен коффердамов располагается бетонный балласт. Рисунок 1.7 МЛСП «Приразломная» Северное море Платформа «ТРОЛЛЬ – А»

32 Месторождение «ТРОЛЛЬ» Нефтегазовое месторождение Тролль расположено в Северном море на шельфе западного побережья Норвегии в 100 км на северо-запад от г. Берген Месторождение Тролль, Блок 31/2 — крупное шельфовое нефтегазовое месторождение, которое находится на территории континентального шельфа Норвегии. Открыто в 1979 году. Глубина моря здесь составляет приблизительно 350 м. Месторождение Тролль состоит из 2 структур — Западный и Восточный Тролль. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются от 250 млн. до 750 млн. тонн нефти, а природного Плотность нефти составляет 0,845 газ составляет г/см³ 1,3 трлн. или м³. 35,9° API. Содержание серы составляет 0,14 %. Продуктивные залежи находятся на глубине 1,3-1,6 км. Площадь месторождения 710 км2. Troll-A является оффшорной платформой природного газа в месторождении Troll у западного побережья Норвегии. Весом в 1.2 миллиона тонн при загруженном балласте под буксировкой, 472 метра высотой, с подводной бетонной структурой в 369 метра и сухим весом 656,000 тонн, Troll-A — величественное чудо инженерной мысли. Мало того, что платформа находится среди самых больших и самых сложных технических проектов в истории, это еще самый большой объект, когда-либо перемещенный человеком по поверхности Земли. Эту конструкцию демонстрировали по телевидению, когда она буксировалась в Северное море в 1996, где ею теперь управляет компания Статойл. Платформа буксировалась более чем 200 километров от Ватса в северной области Рогаланд, к области Тролл, в 80 километрах к северо-западу от Бергена. Буксировка заняла семь дней. Добываемый газ проносится по трубопроводам платформы со скоростью до 2 000 миль в час (890 м\с). Подобная скорость обеспечивается двумя газовыми компрессорами в целях увеличения объемов производства.

33 Платформа стоит на морском дне на 303 метра ниже поверхности моря. В одной из бетонных цилиндрических опор есть лифт, который за девять минут доставляет работников и технический персонал к морскому дну. Стенки опор Тролля более чем 1 метр толщиной, сделанный из стального железобетона, сформированного в одном непрерывном потоке. К этим четырем стойкам присоединяется железобетонная коробка, связывающая их, у которой есть специальная функция демпфирования нежелательных потенциально разрушительных резонансов от землетрясений и волн. Каждая опора также разделена вдоль ее длины на независимые водонепроницаемые отсеки. Используется группа из шести 40-метровых вакуумных якорей, держащих установку на морском дне. Платформа, как инженерное сооружение, состоит из двух основных компонентов: 1. Гравитационное основание из бетона (ножка гриба, на которую опирается буровая–добывающая платформа), 370 метров высотой. 2. Верхние строения (собственно, сама платформа, шляпка этого гриба, где и размещаются механизмы и люди) Из моря выступают четыре циклопические бетонные опоры. Буровая палуба и вся надстройка платформы покоится на четырех массивных бетонных опорах, которые уходят вниз, до морского дна на глубину 300 метров. Основание платформы выполнено из 19-ти сборных бетонных блоков изготовленных на суше. Основание отбуксировали на канатах и затопили в глубоком фьорде, где к ним присоединили четыре высокие опоры. Полная высота каждой опоры 369 метров, превышает высоту Эйфелевой башни. Кстати, в каждой из них есть лифт, подъем которого наверх занимает 9 минут. Стенки цилиндрических ног имеют толщину более 1 метра. У самого основания платформы трубопроводы огибают угол и, проходя по морскому дну, доставляют газ в Норвегию за 60 километров от этого места. А внизу бетонный пол, а под ним морской ил, платформа глубоко уходит в морское дно. Это напоминает перевернутые кофейные чашки, всего их

34 девятнадцать, каждая глубоко вдавлена в морской ил. Представьте себе опрокинутую кружку, вдавленную в грязь, когда вы будите стараться извлечь ее от туда, то сила всасывания будет прочно удерживать чашку на месте. Таков принцип фиксации основания конструкции. Внизу на уровне морского дна основная задача справится с давлением водной толщи, а наверху близко к вершине, с ветром и волнами, которые обрушиваются на платформу. При шторме волны могут достигать палубы расположенной на высоте 30 метров над морем. Но эта палуба достаточно велика, чтобы не затопляться волнами, и надежно прикреплена к четырем опорам. Они в свою очередь достаточно прочны, чтобы каждый год выдерживать удары 5 миллионов волн. Рисунок 1.8 Платформа Тролль – А Нефтяная платформа «GULLFAKS» Месторождение Гуллфакс

35 Месторождение Гуллфакс находится в 160 км от Согне-фьорда, Норвегия. Гуллфакс, Блок 34/10 (норв. Gullfaks) — комплекс нефтегазовых месторождении в акватории Северного моря. Открыто в 1978 году. Освоение началось в1986 году. Добыча нефти и газа в Гуллфаксе осуществляется с помощью 3 платформ Гуллфакс А, Гуллфакс В и Гуллфакс С, а также их спутников Гуллфакс Южный, Римфакс, Скинфакс и Гуллвейг. Нефтегазоносные слои привязаны к отложениям палеогена. Начальные запасы нефти на комплексе составляет 200 млн. тонн, а запасы природного газа — 200 млрд. м³. Gullfaks является морской нефтедобычной платформой в Блоке 34/10 в Северном море между Великобританией и материковой Европой. Платформа установлена на глубине 217 метров. Полная высота сооружения составляет 380 метров, делая ее более высокой, чем Эйфелева башня. Gullfaks C производит 250 000 баррелей нефти в день. Норвегия находится на расстоянии в 108 миль от комплекса. Рабочие добираются на работу на вертолетах. Газ был найден в Северном море в 1959, а нефть была обнаружена в 1970. В 1990 было законченно строительство Gullfaks. Верхнее строение изготовлено из стальных металлоконструкций и стоит оно на четырех массивных колоннах из бетона, которые в свою очередь стоят на полом бетонном фундаменте. Фундамент кессонный. Он состоит из оборудованных ячеек, предназначенных для хранения добытой нефти. Сырую нефть качают из скважин в морском дне, а затем по трубопроводам через устья скважин закачивают на платформу. После закачки нефти подземные резервуары-кессоны наполняются водой, и этот цикл повторяется заново. На крыше расположены грузовые краны, а также вертолетная площадка. Добычу нефти обеспечивает доставляется танкерами. бурильная установка. На берег нефть

36 Компания, осуществляющая добычу на Гуллфаксе является норвежская компания StatoilHydro (70 %). Другой партнер проекта — Petoro (30 %). Платформа имеет следующие параметры: Общая высота – 380 м, Длина -142 м, Ширина - 40 м, Высота опор – 262 м, Глубина воды – 217 м, Емкость для хранения (нефть) – 300 тыс. м3, Жилые помещения (койки) – 300, Высота основания – 19 м, Рисунок 1.9 Платформа «GULLFAKS» Месторождение и платформа «DRAUGEN» Разработка месторождения

37 Draugen консорциумом компаний, в который вошли Petro AS (47,88%), A/S Norskoe Shell (26,2%), BP Norge AS (18,36%) и Chevron Texaco Norge AS (7,56%), началась в 1993 году. Оператором проекта стала Shell. Платформа представляет собой железобетонное основание высотой 280 метров, которое, кстати, было построено без участия водолазов, и интегрированную на нем палубу с верхними строениями высотой около 30 метров. Конструкция такова, что позволяет «ноге» в случае шторма стабилизировать нагрузки и исключить возможность преломления: почти вся «нога» заполнена морской водой и только три верхних уровня рабочим оборудованием. Тем не менее, даже во время штиля на платформе ощущается легкое покачивание. Отличительной чертой месторождения является сравнительно небольшое количество скважин — всего 12 добывающих. Добыча на месторождении в пиковый период составляла 225 тыс. барр/сут., а пиковая добыча на одной скважине платформы — 77 тыс. барр/сут., что остается непобитым мировым рекордом производительности для морских скважин. Сегодня суточная добыча скважин составляет 40тыс. барр, причем 24 тыс. барр — это вода, а общий объем добычи — 140 тыс. барр/сут. Морская нефтяная платформа Draugen работает в Северном море с 1993 года, является первой нефтяной платформой, построенной севернее 62-й параллели, а также считается настоящим чудом инженерной мысли – многоэтажное строение стоит на одной 280 метровой бетонной «ноге», из которых 250 метров находятся в море. Разработка ведётся нидерландскобританской нефтегазовой компанией Royal Dutch Shell. Оригинальная конструкция платформы Draugen с широкой бетонной опорой рассчитана на частые штормы в этом районе. Вся добываемая нефть хранится в цистернах, расположенных в подводной части конструкции (у основания «ноги»). Периодически её перекачивают в танкер, швартующийся у

38 специального наливного терминала, примерно в 3 км от платформы. Весь добываемый газ закачивается в подводный газопровод, который идёт на береговую станцию. По первоначальным планам Draugen должна была закрыться ещё в 2010 году – верхнюю её часть должны были разобрать, а ногу частично разобрать и герметизировать, превратив её в своеобразный коралловый риф, но поскольку извлекаемые запасы углеводородов на этом месторождении увеличились почти в два раза, срок её службы продлён на определённое время. а) б)

39 Рисунок 1.10 Платформа DRAUGEN. а – вид с воздуха, б – общий вид. Платформа «СТАТФЬОРД» Месторождение «СТАТФЬОРД» Статфьорд, Блоки 33/9 и 33/12 (Норвегия), 211/25 (Великобритания) — комплекс нефтегазовых месторождении в акватории Северного моря. Открыто в 1974 году. Освоение началось в 1979 году. Один из самых старых крупных нефтяных месторождении Северной Европы. Нефтегазоносность установлено в отложениях палеогена. Начальные запасы нефти на комплексе составляет 500 млн. тонн, а запасы природного газа — 200 млрд. м³. Оператор Статфьорда компания StatoilHydro (44,34 %). является Другие партнеры норвежская проекта

40 являетсяConocoPhillips (15,17 %), ExxonMobil (21,37 %), Shell (8,55 %), Centric a Resources (9,68 %), Enterprise Oil (0,89 %). Статфиорд Б В Норвегии в 1981 г. было построено, правда не судно, а плавучее сооружение — железобетонное основание для добычи и хранения нефти «Статфиорд Б» водоизмещением 849 тыс. т. Оно превосходит по массе крупнейшее судно-танкер «Сиуайз Джаэнт» на целых 180 тыс. т! Именно этот искусственный остров и является до сих пор самым большим инженерным сооружением из когда-либо созданных судостроителями мира. Морская платформа Statfjord с бетонным основанием гравитационного типа и стальной надстройкой, установлена в центре месторождения, в 200 км к западу от города Берген в Норвегии и находится недалеко от границы между британскими и норвежскими территориальными водами. Железобетонный гигант «Статфиорд Б» установлен в Северном море на глубине 145 м, его высота от морского дна до верха буровой вышки составляет 271 м. Массивное донное нефтехранилище основания длиной 167 м, шириной 134 м и высотой 68 м состоит из 20 гигантских цилиндрических резервуаров из железобетона диаметром 24 м и общей вместимостью 250 тыс. куб. метров. На них установлены четыре железобетонные колонны высотой 110 м, на которые опирается выполненная из стали верхняя часть основания площадью 116 X 88 м и массой 47 тыс. т. На палубах этого верхнего строения (площадью 37,5 тыс. кв. метров) размещено 25 производственных модулей с различным технологическим и энергетическим оборудованием и семи ярусный жилой блок на 250 человек. Нижняя палуба строения отстоит от поверхности моря на 29 м. Для обеспечения энергией различных механизмов предусмотрена электростанция мощностью 38 тыс. кВт.

41 С помощью установленной на «Статфиорд Б» буровой вышки можно пробурить 40 скважин на глубину до 2800 м. Годовая добыча нефти может составить около 7,5 млн. т Три года ушло на строительство этого уникального сооружения. В его постройке участвовало около 7 тыс. бетонщиков и рабочих-судостроителей. Всего было израсходовано 135 тыс. куб. метров бетона, 35 тыс. т стальной арматуры, около 35 тыс. т металлоконструкций и затрачено 8 млн. чел. часов. Стоимость основания «Статфиорд Б» превосходит стоимость авианосца «Карл Винсон» и составляет 1,8 млрд. долл. Железобетонное основание «Статфиорд Б» — четырежды рекордсмен: во-первых, это самое большое морское плавучее сооружение в истории судостроения; во-вторых — крупнейший из объектов, установленных на шельфе; в-третьих — наибольшее из когда-либо буксировавшихся плавучих сооружений и, в-четвертых — самое тяжелое из искусственных объектов, когда-либо перемещавшихся по водной поверхности. Нефть Стафьорада перевозят танкерами по всей Европе. Газ поступает через трубопровод «Темпен-Линк» в Сент-Фергюсон (Великобритания). а)

42 б) Рисунок 1.11 Платформа «Статфиорд Б»: а – сравнительный рисунок, б – платформа при транспортировке. Каспийское море Ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-1, ЛСП-2) Морская стационарная ледостойкая платформа, сооруженная на месторождении имени Юрия Корчагина, расположена в Каспийском море в 180 километрах от Астрахани и в 240 километрах от Махачкалы. На месторождении была построена эксплуатационная скважина и получен промышленный приток нефти. «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Разрабатывает – дочернее месторождение предприятие ООО ОАО «НК «ЛУКОЙЛ». Справка Глубина по моря Извлекаемые Извлекаемые Максимальный месторождению в запасы районе им. Ю. месторождения: нефти: 28,8 запасы газа: 63,3 уровень добычи нефти: 11-13 млн. млрд. 2,5 Корчагина: млн. т. куб. т. м. м в год

43 Максимальный уровень добычи газа: 1 млрд. куб. м Количество разбуриваемых скважин: 33 шт. Бурение ведется с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП). Платформа состоит из производственного (ЛСП-1) и жилого (ЛСП2) модулей, соединенных переходным мостом длиной 74,2 м. На производственном модуле установлен буровой комплекс грузоподъемностью 560 тонн для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7400 м. ЛСП-1 представляет собой платформу, созданную путем реконструкции базового несущего корпуса плавучей полупогружной буровой установки «Шельф7». На ЛСП-1 размещены комплексы: буровой, эксплуатационнотехнологический, энергетический, а также комплекс судового оборудования Основные Длина Длина Ширина Ширина Высота Масса характеристики габаритная (с факельной стрелой) корпуса габаритная (с платформы от около 115 95,5 кронштейнами для корпуса габаритная ЛСП-1: свай) м, 72,2 64,2 уровня (сухая) моря около около 16 м, м, м, 90 000 м, т. Масса платформы при стоянке на грунте с жидким балластом 25 655 т. Верхний производственный корпус ЛСП-1 имеет очень плотное насыщение оборудованием для добычи и переработки нефти и газа. Поэтому размещение на этой же платформе жилых помещений создавало серьезные трудности в обеспечении безопасности и комфортных условий проживания экипажа. Несмотря на то, что расположение всех комплексов в верхнем корпусе обеспечивало выполнение требований нормативных документов по промышленной безопасности, стало очевидным, что вынос жилого модуля за пределы ЛСП-1 является насущной необходимостью. Было принято решение строить отдельно стоящую стационарную платформу ЛСП-2 с жилым блоком, рассчитанным на 105 мест. ЛСП-2

44 предназначена для круглогодичного комфортного проживания всего персонала, работающего на объектах месторождения им. Ю.Корчагина. Основные характеристики Количество Длина проживающих: габаритная Ширина Высота 105 около габаритная: габаритная ЛСП-2: чел. 44 37,3 около м м 51,5 м Масса около 2 780 т. Рисунок 1.12 Морская ледостойкая платформа (МЛСП (ЛСП -1 и ЛСП – 2)) Атлантический океан Платформа «HIBERNIA» Месторождение «ХАЙБЕРНИЯ» Хайберния (англ. Hibernia) — нефтяное месторождение, расположенное на востоке от острова Ньюфаундленд в Канаде. Открыто в 1979 году. Месторождение включает два нефтяных бассейна раннего мелового периода – Hibernia и Avalon, залегающих на глубинах около 3700 и 2400 метров соответственно. Запасы углеводородного сырья составляют приблизительно 3 миллиарда баррелей (420 млн. т).

45 Гравитационная ледостойкая платформа Hibernia, расположенная в 315 км к востоку от острова Ньюфаундленд (Канада) на глубине моря около 80 м. Высота гравитационного основания этой платформы превышает 111 м, а высота всей конструкции – почти 224 м, вес с балластом – 1,2 млн. т. Хиберния спроектирована так, чтобы выдерживать столкновение с айсбергом весом более 1 млн. т без повреждений и до 6 млн. т – с некритическими повреждениями. Но владельцы платформы предпочитают избегать встреч даже с ледяными глыбами безобидных размеров, для чего специально нанятое судно перехватывает приближающиеся айсберги и оттаскивает их подальше от дорогостоящих конструкций. Главное преимущество этого типа – устойчивость, благодаря жесткому креплению на морском дне они менее других подвержены смещениям под влиянием ветра и водных масс. Для подводного основания платформы Hibernia разработана специальная гравитационная подводная часть весом в 450 000 тонн. Представляет она собой 105,5-метровое основание кессонного типа, сконструированное с использованием высокопрочного бетона, прошитого стальными решетками и стянутого натяжными тросами, создающими дополнительную прочность. Основание защищено противоледной конструкцией из 16-ти бетонных зубцов. По структуре противоледная стенка толщиной 1,4 метра состоит из двух слоев: внешний представляет собой систему X- и V-образных перекрытий толщиной 0,7-0,9 метра, передающих нагрузку на внутреннюю часть ограждения; внутренний слой имеет толщину менее 0,9 метра. Подводное основание платформы сверху и снизу ограничено и укреплено круглыми горизонтальными Нижняя базовая пластина в пластинами. диаметре составляет 108 метров, верхняя поднимается на 5 метров над уровнем моря. Внутри гравитационной структуры находятся нефтяные хранилища, рассчитанные на 1,3 миллиона баррелей сырой нефти. От нижней базовой пластины сквозь гравитационную

46 структуру основания проходят четыре шахты или колонны, которые поддерживают другие внутренние сооружения, а именно – вспомогательная шахта, шахта трубопроводных стояков и два эксплуатационных буровых отсека. Каждая из них имеет 17 метров в диаметре и 111 метров в высоту. Вспомогательную шахту также называют шахтой инженерных коммуникаций или шахтой систем обеспечения; она содержит автоматическое оборудование, необходимое для работы системы гравитационного основания, сеть трубопроводов, систему отопления и кондиционирования воздуха, а также электрическое управление. Две буровые шахты содержат 32 добывающих канала (устья), уходящих к залежам нефти на глубину до 3700 метров ниже уровня моря. Верхние сооружения Hibernia имеют расчетную мощность 23 900 куб. м/д, включают пять основных модулей: производственный (обрабатывающий), модуль с устьями скважин (приустьевой), шламовый, коммунальный и жилое помещение, в котором могут разместиться 185 человек, а также семь верховых конструкций: вертолетная площадка, факельная стрела, эстакада для труб, основная и вспомогательная спасательные станции, два буровых модуля. 37 000-тонная комплексная верхняя часть платформы транспортирована баржами в глубокие воды и установлена над шахтами гравитационного основания, частично погруженными. Затем законченная 600 000-тонная платформа была отбуксирована на свое окончательное место эксплуатации и с помощью твердого балласта весом в 450 000 тонн укреплена на дне. Нефть, хранящаяся в недрах подводного кессонного основания Hibernia, вывозится при помощи системы морской отгрузки, состоящей из подводного трубопровода, подводного буя, гибкого нефтеналивного рукава и регулярно курсирующих грузовых нефтяных танкеров. Пункт загрузки танкеров для обеспечения дополнительной безопасности расположен в двух километрах от платформы. Hibernia обслуживают три 127 000-тонных танкера – Kometik, Vinland и Mattea, грузовместимостью 850 000 тонн каждый. а)

47 б) в)

48 Рисунок 1.13 Платформа Hibernia: а – общий вид, б – схема, в – основание на стадии строительства. Проект платформы «HEBRON» Месторождение «HEBRON» Месторождение Hebron располагается в акватории провинции Ньюфаундленд и Лабрадор в бассейне Жанна Д’Арк на расстоянии более 350 км к юго-востоку от столицы провинции Сент-Джонс и примерно в 32 км к юго-востоку от принадлежащего ExxonMobil объекта Hibernia. Глубина вод составляет примерно 92 м. Месторождения нефти Hebron на канадском шельфе было открыто еще 30 лет назад. Hebron находится в 350 километрах от Сент-Джонса — столицы провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. Начало добычи на участке планируется в 2017 году. Ожидаемые объемы суточной добычи составляют около 150 тыс. баррелей (21 тыс. т). Суммарная оценка запасов нефти колеблется в районе 700 млн баррелей (98 млн. т)

49 Месторождение Hebron будет разрабатываться с помощью автономной морской гравитационной платформы, сделанной из армированного бетона, способного противостоять морскому льду, айсбергам и выдерживать сложные метеорологические и океанографические условия. Конструкция основания платформы предусматривает хранение примерно 1,2 млн. баррелей сырой нефти, оно будет служить опорой для верхних сооружений, среди которых предусмотрены жилые помещения и оборудование для бурения и добычи. Были выполнены предварительные инженерные и проектные работы, при этом наблюдался значительный прогресс в техническом проектировании. Текущая экономические расчёты отражают опережающий темпы подготовки проекта, текущее состояние рынка и обменные курсы. Строительство морской платформы гравитационного типа уже началось на основном строительном участке проекта в Булл Арм, провинция Ньюфаундленд и Лабрадор. Начало сборки верхних сооружений начнётся в конце этого года. Оператором ExxonMobil под месторождения названием Hebron ExxonMobil будет Canada дочерняя Properties, компания которой принадлежит доля 36% в этом проекте. Партнёрами по разработке месторождения являются Chevron (26,7%), Suncor Energy (22,7%), Statoil (9,7%) и Nalcor Energy Oil and Gas (4,9%). а) б)

50 Рисунок 1.14 Платформа для разработки месторождения Hebron а и б – разные виды представления. Балтийское море Кравцовское месторождение Месторождение «Кравцовское» (Д-6) в Балтийском море было открыто еще в 1983 году. По результатам геолого-разведочных работ геологические запасы нефти категорий С1+С2 здесь составили 21,5 миллиона тонн, извлекаемые запасы – 9,1 миллиона тонн. Для обустройства месторождения потребовалось 7,7 миллиарда рублей. За весь период работы платформы объем добычи нефти составил около 3,6 миллиона тонн. Промышленная добыча нефти на месторождении «Кравцовское» началась в июле 2004 года. Сейчас на Д-6 пробурено 14 продуктивных скважин, 13 из которых – с горизонтальным окончанием. Бурение и добыча нефти ведутся с морской ледостойкой стационарной платформы, которая была построена на заводе по производству стальных металлоконструкций ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». Это первая добывающая платформа на российском шельфе, спроектированная и построенная организаций силами отечественных проектных и производственных

51 Бурение и добыча нефти ведутся с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), которая была построена на заводе по производству стальных металлоконструкций ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть. Все производственные процессы на МЛСП осуществляются в соответствии с принципом нулевого сброса, то есть все промышленные и бытовые отходы будут вывозиться на берег для утилизации. Платформа находится недалеко от Российско-Литовской границы на территории РФ в 22,5 км от берега Куршской косы. Глубина Глубина в этом месте скважины составляет - м. 25-38 2393 - м. Конструкция называется точно - МЛСП - морская ледостойкая стационарная платформа. Она (МЛСП), состоит из двух опорных блоков (модулей технологического, где производят бурение, и жилого, в котором могут проживать 90 человек): существующего (ОБ-1) и нового (ОБ-2), расположенных в 70 м друг от друга и соединенных мостовым переходом Опорный блок ОБ-1 представляет собой пространственную решетчатую конструкцию пирамидального типа, которая изготовлена из бесфасоночных трубчатых узлов и прямолинейных вставок, которые соединяются между собой с помощью сварки. Опорный блок опирается на морское дно и крепится к нему с помощью системы свай, передающих нагрузку на грунт Также на одном из модулей располагается вертолетная площадка. Модули соединены между собой мостом длиной в 70 м! От платформы на сушу по дну моря тянется трубопровод длиной 47 км до нефтесборного пункта в пос. Романово, откуда уже по подземному трубопроводу нефть и газ транспортируются в нефтяной терминал в пос. Ижевское. а)

52 б) Рисунок 1.15 МЛСП Д – 6, а и б – разные ракурсы

53 1.3. Анализ обзора сооружений, используемых при разработке шельфовых месторождений нефти и газа Таблица 1.1 Основные данные по исследуемым платформам № п/п Платформа Вид конструкции Разрабатываемое месторождение и его запасы Море Глубина в месте установки Удаленность от разных инфраструктур Способ отгрузки нефти и газа Масса констр укции 1 Орлан (Гломар Бофорт Си I) Месторождение Чайво-море 17,1 млн т нефти и конденсата и 9,9 млрд м3 газа Охотско е 15 м в 12 км. от северовосточного побережья о. Сахалин Нефть и газ поступают на Береговой комплекс подготовки продукции (БКП), Нефть далее по трубопроводу (226 км) 70 тыс. т. 2 Беркут Сталебетонная конструкция гравитационного типа. Платформа состоит из четырех основных компонентов: стального основания, бетонной средней секции и двух стальных секций палубы. Длина сооружения составляет 96 м, его ширина – 89,9 м, общая высота основания – 30 м. Платформа относится к буровым установкам типа CIDS (CIDS – сталебетонная буровая установка на искусственном основании). Платформа состоит из 2 частей: основание гравитационного типа (ОГТ) и верхнее строение. Основание гравитационного типа (ОГТ) представляет собой прямоугольный бетонный кессон, на котором установлены 4 бетонные колонны для размещения верхнего строения. — Длина кессона — более 133 м — Ширина — 100 м — Высота с колоннами — около 55 м Верхнее строение представляет собой огромную 6-уровневую конструкцию с интегрированными технологическим, буровым, жилым модулями и другими сооружениями. Месторождение Аркутун-Даги Охотско е от 30 до 40 м Около 25 км от береговой линии, на северо-востоке Сахалина, восточнее Чайво. Нефть и газ транспортируется по новому промысловому трубопроводу на Береговой комплекс подготовки продукции Чайво, 160 тыс. т Чайво, Одопту-море и АркутунДаги, объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 485 млрд м3 природного газа. Высота надвод ной части 15 25

54 Продолжение таблицы 1.1 3 Пильтунастоханская-А (ПА-А моликпак) состоит из кессона, центр которого заполнен песком, обеспечивающим эффективное закрепление платформы на морском дне. Основные рабочие зоны закрыты, в них предусмотрен контроль температуры и вентиляции. Оборудование, расположенное на открытом воздухе, оснащено средствами защиты от обледенения и низких температур. Основание: 111 м x 111 м Верхние строения: 73 м x 73 м. Высота буровой вышки: 101 м ПильтунАстохское (главным образом нефтяное ме сторождения с попутным газом) содержит: газа – 102,8 млрд м3; нефти – 125,2 млн т; конденсата – 8,3 млн т Охотско е 30 м. 4 ПильтунАстохская-б» (ПА-Б) Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагается верхние строения платформы с технологическими сооружениями. Юговосточная опора используется как площадка скважины, северо-восточная опора предназначена для стояков морского трубопровода/труб с закруглением большого радиуса, а остальные две опоры служат для установки насосов и резервуаров. На верхних строениях платформы размещено буровое оборудование и оборудование для сепарации жидких углеводородов, хранилище для химических реагентов и жилой модуль. Основание: Высота: 53 м Масса: 90 000 т Размеры: 94 м x 91,5 м x 11,5 м Высота опоры: 56 м Верхние строения: Высота факельной трубы: 98,6 м Масса: 28 000 т Пильтун-Астохского месторождение Охотско е 32 Платформа ПильтунАстоханская – А (моликпак) установлена на Астохской площади ПильтунАстохского месторождения 16 км от побережья Платформа установлена примерно в 12 км от северовосточного побережья Сахалина по нефте- и газопроводам на завод СПГ в Пригородном. Сам завод разделен на две зоны (газовую и нефтяную) так называемым зеленым поясом. 54 тыс. 118 тыс. т 89

55 Продолжение таблицы 1.1 5 Лунская-А» (ЛУН-А) 6 МЛСП «Приразломная» Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагаются верхние строения платформы с технологическим оборудованием и сооружениями. Юго-восточная опора используется как площадка скважины, северо-восточная опора предназначена для стояков морского трубопровода/труб с закруглением большого радиуса, а остальные две опоры будут служить для установки насосов и резервуаров для перекачки нефти. Основание: Высота: 69,6 м Масса: 103 000 т Плита основания: 88 м x 105 м x 13,5 м Высота опоры: 56 м Диаметр опоры: 20 м Верхние строения Масса: 21 800 т Высота факельной трубы: 105 м Опорный блок платформы представляет собой стальной кессон. с размерами 126 м × 126 м, к днищу которого прикреплены юбки из гофрированной стали толщиной 35мм в виде решетки с шагом 25,2м. Глубина погружения юбок в грунт дна составляет около 1,5 м. Размеры опорного блока на уровне ватерлинии 107,2 м ×107,2 м (при глубине воды 20,1м), а на уровне верхней палубы 101 м × 101 м. Высота кессона от днища до верхней палубы составляет 24,3м. Днище стального кессона высотой 3 м имеет ячеистую структуру в виде верхней и нижней обшивок, поддерживаемых рамными шпангоутами. Наклонная поверхность бортов способствует разрушению льда при его продвижении вверх по бортам. В зоне контакта со льдом борта покрыты нержавеющей сталью. Стены коффердамов разделяют внутреннее пространство кессона на 16 секций для хранения нефти и забортной воды. Лунское газовое месторождение. Первоклассная газовая залежь с тонкой нефтяной оторочкой: начальные геологические запасы газа 18,6 трлн куб. футов; балансовые запасы товарной нефти 931 млн баррелей. (130 млн т) Охотско е 48 Платформа «Лунская-А» — установленная в 15 километрах от северовосточного побережья острова Сахали н Месторождение «Приразломное» Запасы местрождения составляет 46,4 млн.т. нефти Печерск ое До 20 м расположено на шельфе Печерского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). отгрузку нефти на танкеры 124,8 тыс. т 21,6 (без балласт а) 117 тыс.т, 500 тыс. т с балласт ом 4,3

56 Продолжение таблицы 1.1 7 Платформа Тролль - А 8 Платформа «GULLFAKS» Платформа, как инженерное сооружение, состоит из двух основных компонентов: 1. Гравитационное основание из бетона (ножка гриба, на которую опирается буровая–добывающая платформа), 370 метров высотой. 2. Верхние строения (собственно, сама платформа, шляпка этого гриба, где и размещаются механизмы и люди) Из моря выступают четыре бетонные опоры. Буровая палуба и вся надстройка платформы покоится на четырех массивных бетонных опорах, которые уходят вниз, до морского дна на глубину 300 метров. Основание платформы выполнено из 19ти сборных бетонных блоков изготовленных на суше. Каждая опора также разделена вдоль ее длины на независимые водонепроницаемые отсеки. Используется группа из шести 40метровых вакуумных якорей, держащих установку на морском дне. Изготовлена эта нефтяная платформа из стальных металлоконструкций и стоит на четырех массивных колоннах из бетона, которые в свою очередь стоят на полом бетонном фундаменте. Фундамент кессонный. Он состоит из оборудованных ячеек, предназначенных для хранения добытой нефти. Сырую нефть качают из скважин в морском дне, а затем по трубопроводам через устья скважин закачивают на платформу. После закачки нефти подземные резервуары-кессоны яются водой, и этот цикл повторяется заново. Онаполнбщая высота – 380 м, Борт длина -142 м, Борт ширина - 40 м, Высота голенища – 262 м, Глубина воды – 217 м, Емкость для хранения (нефть) – 300000 м2, Жилые помещения (койки) – 300, Глубина мелкая водохранилище – 1900 м, Количество валов – 4 Месторождени е Тролль состоит из 2 структур — Западный и Восточный Тролль. Извлекаемые запасы месторождени я оцениваются от 250 млн до 750 млн тонн нефти, а природного газ составляет 1,3 трлн м³. Северно е 350 м. Нефтегазовое месторождение Тролль расположено в Северном море на шельфе западного побережья Норвегии в 100 км на северозапад от г. Берген Нефть танкерами. Газ по трубопроводу Месторождени е Гуллфакс Блок 34/10. Начальные запасы нефти на комплексе составляет 200 млн тонн, а запасы природного газа — 200 млрд м³. Северно е 217 Месторождение Гуллфакс находится в 160 км от Согнефьорда, Норвегия. Танкерами нефть через погрузочный модуль. Газ по трубопроводу 1,2 млн т при загруж енном балласт е 113 163

57 Продолжение таблицы 1.1 9 (МЛСП (ЛСП -1 и ЛСП – 2)) Бурение ведется с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП). Платформа состоит из производственного (ЛСП-1) и жилого (ЛСП-2) модулей, соединенных переходным мостом длиной 74,2 м. ЛСП-1 представляет собой платформу, созданную путем реконструкции базового несущего корпуса плавучей полупогружной буровой установки «Шельф7». На ЛСП-1 размещены комплексы: буровой, эксплуатационнотехнологический, энергетический, а также комплекс судового оборудования ЛСП-2 предназначена для круглогодичного комфортного проживания всего персонала, работающего на объектах месторождения им. Ю.Корчагина. Основные характеристики ЛСП-1: Длина габаритная (с факельной стрелой) около 115 м, Длина корпуса 95,5 м, Ширина габаритная (с кронштейнами для свай) 72,2 м, Ширина корпуса 64,2 м, Высота габаритная от уровня моря около 90 м, Основные характеристики ЛСП-2: Количество проживающих: 105 чел. Длина габаритная около 44 м Ширина габаритная: 37,3 м Высота габаритная около 51,5 м Месторождении имени Юрия Корчагина Извлекаемые запасы нефти: 28,8 млн. т, газа: 63,3 млрд. куб. м Каспийс кое 11-13 м. месторождении имени Юрия Корчагина, расположена в Каспийском море в 180 километрах от Астрахани и в 240 километрах от Махачкалы ЛСП-1 – 16 тыс. т (сухой) ЛСП-2 – 2,78 тыс. т

58 Продолжение таблицы 1.1 10 Hibernia Представляет она собой 105,5-метровое основание кессонного типа, сконструированное с использованием высокопрочного бетона, прошитого стальными решетками и стянутого натяжными тросами, создающими дополнительную прочность. Основание защищено противоледной конструкцией из 16-ти бетонных зубцов.Высота гравитационного основания этой платформы превышает 111 м, а высота всей конструкции – почти 224 м, вес с балластом – 1,2 млн т. Хиберния спроектирована так, чтобы выдерживать столкновение с айсбергом весом более 1 млн т без повреждений и до 6 млн т – с некритическими повреждениями. Но владельцы платформы предпочитают избегать встреч даже с ледяными глыбами безобидных размеров, для чего специально нанятое судно перехватывает приближающиеся айсберги и оттаскивает их подальше от дорогостоящих конструкций Месторождение Хайберния Запасы углеводородного сырья составляют приблизительно 3 миллиарда баррелей нефти (420 млн. т) Атлантичес кий океан 80 Гравитационная ледостойкая платформа Hibernia, расположенная в 315 км к востоку от острова Ньюфаундленд (Канада) 11 Hebron Месторождение Hebron будет разрабатываться с помощью автономной морской гравитационной платформы, сделанной из армированного бетона, способного противостоять морскому льду, айсбергам и выдерживать сложные метеорологические и океанографические условия. Хеброн представляет конструкцию сравни конструкции платформв Хайберния Месторождения нефти Hebron Суммарная оценка запасов нефти колеблется в районе 700 млн баррелей (98 млн т) Атлантичес кий океан 92 Месторождение Hebron располагается в акватории провинции Ньюфаундленд и Лабрадор в бассейне Жанна Д’Арк на расстоянии более 350 км к юго-востоку от столицы провинции Сент-Джонс и примерно в 32 км к юго-востоку от Hibernia Нефть, хранящаяся в недрах подводного кессонного основания Hibernia, вывозится при помощи системы морской отгрузки, состоящей из подводного трубопровода, подводного буя, гибкого нефтеналивного рукава и регулярно курсирующих грузовых нефтяных танкеров. Пункт загрузки танкеров расположен в двух километрах от платформы. 1,2 млн тс балласт ом 144

59 Продолжение таблицы 1.1 12 Draugen 13 Статфьорд Б Платформа представляет собой железобетонное основание высотой 280 метров, которое и интегрированную на нем палубу с верхними строениями высотой около 30 метров. Конструкция такова, что позволяет «ноге» в случае шторма стабилизировать нагрузки и исключить возможность преломления: почти вся «нога» заполнена морской водой и только три верхних уровня рабочим оборудованием Железобетонный гигант «Статфиорд Б», его высота от морского дна до верха буровой вышки составляет 271 м. Массивное донное нефтехранилище основания длиной 167 м, шириной 134 м и высотой 68 м состоит из 20 гигантских цилиндрических резервуаров из железобетона диаметром 24 м и общей вместимостью 250 тыс. куб. метров. На них установлены четыре железобетонные колонны высотой 110 м, на которые опирается выполненная из стали верхняя часть основания площадью 116 X 88 м и массой 47 тыс. т. На палубах этого верхнего строения (площадью 37,5 тыс. кв. метров) размещено 25 производственных модулей с различным технологическим и энергетическим оборудованием и семиярусный жилой блок на 250 человек. Нижняя палуба верхнего строения отстоит от поверхности моря на 29 м. Месторождение Draugen Северн ое 250 Месторождение Статфьорд, Блоки 33/9 и 33/12 (Норвегия), 211/25 (Великобритания) — комплекс нефтегазовых месторождении в акватории Северног о моря. Начальные запасы нефти на комплексе составляет 500 млн тонн, а запасы природного газа — 200 млрд м³. Северн ое 145 Нефть танкерами. Газ трубопроводом установлена в центре месторождения , в 200 км к западу от города Берген в Норвегии Нефть Стафьорада перевозят танкерами по всей Европе. Газ поступает через трубопровод «Темпен-Линк» в СентФергюсон (Великобритани я) 60 849 тыс. т 126

60 Продолжение таблицы 1.1 14 МЛСП Д – 6 Конструкция называется точно - МЛСП - морская ледостойкая стационарная платформа. Она (МЛСП), состоит из двух опорных блоков (модулей технологического, где производят бурение, и жилого, в котором могут проживать 90 человек): существующего (ОБ-1) и нового (ОБ-2), расположенных в 70 м друг от друга и соединенных мостовым переходом Опорный блок ОБ-1 представляет собой пространственную решетчатую конструкцию пирамидального типа, которая изготовлена из бесфасоночных трубчатых узлов и прямолинейных вставок, которые соединяются между собой с помощью сварки. Опорный блок опирается на морское дно и крепится к нему с помощью системы свай, передающих нагрузку на грунт Также на одном из модулей располагается вертолетная площадка. Модули соединены между собой мостом длиной в 70 м! Месторождение «Кравцовское» (Д6) в Балтийском море По результатам геологоразведочных работ геологические запасы нефти категорий С1+С2 здесь составили 21,5 миллиона тонн, извлекаемые запасы – 9,1 миллиона тонн. Балтий ское 25-38 Платформа находится недалеко от РоссийскоЛитовской границы на территории РФ в 22,5 км от берега Куршской косы. От платформы на сушу по дну моря тянется трубопровод длиной 47 км до нефтесборного пункта в пос. Романово, откуда уже по подземному трубопроводу нефть и газ транспортируют ся в нефтяной терминал в пос. Ижевское

61 Выводы по первой главе 1. В арктических основном и для разработки замерзающих морей шельфовых применяются, месторождений гравитационные, ледостойкие платформы с основанием кессонного типа. 2. Эти платформы по конструктивному исполнению разделяются на гравитационные платформы кессонного типа в виде искусственных островов в сталебетонном исполнении и на платформы гравитационного типа в виде железобетонных конструкций имеющих в своем составе основание в виде кессона и опорный блок в виде колонн оболочек. Искусственными островами представлены платформы «Орлан» месторождение «Чайво» в Охотском море, Пильтун – Астохская – А (ПА – А) (Моликпак) месторождение «Пильтун – Астохское» в Охотском море, МЛСП «Приразломная» месторождение «Приразломное» в Печерском море. Остальные представлены железобетонными гравитационными платформами. 3. Так же имеет место использование гравитационных платформ в виде металлических пространственных конструкций закрепленных на дне с помощью свай и разделенных на два блока добычной и жилой, таких как ЛСП - 1 и ЛСП – 2 в Каспийском море и МСЛП Д-6 в Балтийском море. 4. В отдельную группу можно отнести две гравитационные, железобетонные платформы, а именно «Хайбернию» и «Хеброн» установленные в Атлантическом океане не далеко от побережья Канады. Эти платформы имеют особую усиленную конструкцию способную воспринимать нагрузки, возникающие, при столкновении с айсбергами 5. Так можно выделить, что в основном многие платформы используются на незначительных глубинах до 30 м в среднем, часть платформ на средних глубинах и часть на больших. 6. Из-за удаления многих месторождений и платформ от берега и коммуникаций, а так же из-за затруднённой навигации в арктических морях платформы достаточно автономны и имеют большой запас как ресурсов, так и энергии. 61

62 7. Большинство платформ имеют резервуары для накапливания добываемых полезных ископаемых, так же некоторые платформы соединены с материком трубопроводами. 8. Для уменьшения воздействия льда на сооружение на некоторых платформах применяется сужение корпуса в районе ватерлинии или наклон стенок блока в направлении верха или низа конструкции. 62

63 1. АНАЛИЗ ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ПОБЕДА» И СРАВНЕНИЕ ИХ С УСЛОВИЯМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПЛАТФОРМ 2.1. Карское море и месторождение «Победа» Карское море Карское море – шельфовое море, граничащее с арктическим бассейном на севере, Баренцевым морем на западе и Морем Лаптевых на востоке. Береговая линия сильно искривлена, с большими заливами (Байдарацкая, Гыданская и Обская губы, Енисейский залив), глубоко врезающимися в материковый берег. C учетом океанографических условий Карское море подразделяется обычно на два сектора: юго-западный и северо-восточный, с границей, проходящей вдоль линии от Мыса Желания до острова Диксон (рисунок 2.1). Рисунок 2.1 – Границы и сектора Карского моря. 1 – Юго-западный сектор 2 – Северо-восточный сектор 63

64 Основные морфометрические характеристики Карского моря: Общая площадь: 883 000 км2; Объем воды: 98 000 км3; Средняя глубина: 111 м; Максимальная глубина: 600 м. Глубоководные зоны Карского моря, где глубины составляют более 500 м, занимают менее 1% общей площади. Карское море – техническая информация Климат В Карском море превалируют холодные сухие арктические воздушные массы, относительно теплый и влажный воздух из Атлантики и континентальный воздух умеренных широт, который холоднее и суше зимой и сравнительно теплый летом Отрицательные температуры воздуха в Карском море держатся в течение 8 месяцев, с октября по май. Наиболее холодный период – с декабря по март, когда среднемесячная температура воздуха составляет от минус 14°С до минус 26°С. Летний период длится около 4 месяцев с июня по сентябрь. Среднемесячная летняя температура не превышает 7°С. Зимой шторма формируют ветры преимущественно западного, югозападного и южного направлений. В летний период штормовые ветры дуют в северном и северо-восточном направлениях и сопровождаются падением температуры воздуха. Гидрология Зимой водные массы мелководных районов моря становятся однородными от поверхности до дна, их температура составляет примерно минус 1,8°С. Основной объем водных масс (сток теплового потока сибирских рек) поступает в море весной, когда оно еще покрыто льдами. 64

65 Подъем температуры начинается в июне, затем море очищается ото льда, максимальные температуры приходятся на конец августа. В прибрежных районах поверхностные воды прогреваются до 6–8°С. В центральной части региона Карского моря температура воды у поверхности составляет около 2–4°С, в западном же секторе температура составляет около 2°С. В сентябре – октябре температура поверхностного слоя воды снижается и опускается ниже нуля (температуры замерзания). Летом соленость в поверхностных слоях юго-западной части Карского моря понижается в результате таяния льдов и притока паводковых вод, минимальное значение солености достигается в августе-сентябре. Соленость поверхностных вод преимущественно составляет 30–32 ‰. Наименее соленая вода на юге, вблизи устьев крупных рек, где соленость поверхностного слоя снижается до 10 ‰. В мелководных районах Карского моря превалируют ветровые течения, различные по направлению и скорости. В целом, градиентные и приливные течения слабые. Летний период характеризуется более или менее стабильными водными потоками, которые формируют циклонический водоворот в юго-западном секторе моря, представленной относительно теплым Ямальским течением северо-восточного направления, идущим от пролива Карские ворота, и относительно холодным Восточно- Новоземельским течением юго-западного направления, идущим вдоль восточных берегов Новой Земли. Приливно-отливные колебания уровня моря не превышают 0,5 м, тогда как ветровой нагон может вызывать подъем уровня воды в прибрежных районах от 2 до 3 м. Морской лед и айсберги Акватория Карского моря покрывается льдом от 7/10 до 9/10 на 8–10 месяцев в году. Летом полное очищение ото льда происходит только в юго65

66 восточных районах и в прибрежных районах северо-восточного сектора Карского моря. Ледяной покров состоит из многолетних льдов толщиной около 2,5 м на севере, однолетних льдов на юге (толщиной до 1,8 м) и молодых льдов до 0,3 м. Припаи ежегодно образуются вдоль всех материковых и островных берегов Карского моря. В период максимального развития граница припаев проходит в пределах изобат от 10 до 20 м. Двухлетний или многолетний лед возможен вблизи берегов Северной Земли. Зимой навалы льда приводят к образованию стамух и торосов. Стамухи распространяются вдоль прибрежных зон, как среди дрейфующих льдов, так и в зоне припаев, в глубинах до 20 м. Максимальные зарегистрированные значения геометрических характеристик стамух составляют: высота надводной части – от 10 до 15 м, глубина киля – от 20 до 25 м. Айсберги, главным образом, сосредоточены вблизи северо-восточного побережья Новой Земли. Появление айсбергов в южных прибрежных районах не наблюдалось. [32] Месторождение победа Победа нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Карской морской провинции на лицензионном участке Восточно- Приновоземельский1 расположенном в Карском море в 250 километрах от материковой части Российской Федерации Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) подтвердила факт открытия нового арктического газонефтяного месторождения Победа на шельфе Карского моря. Месторождение было открыто по результатам бурения самой северной в мире скважины «Университетская-1». Экспертная комиссия признала факт открытия месторождения «Победа» и рекомендовала ФГУ НПП «Росгеолфонд» поставить на 66

67 государственный учет газонефтяное месторождение Победа с суммарными извлекаемыми запасами нефти 130 млн. тонн и газа 499,2 млрд. кубометров. Площадь структуры «Университетская» — 1200 квадратных километров при высоте «ловушки» 550 м. Ресурсы этой структуры составляют 1,3 млрд. тонн нефтяного эквивалента (н.э.). Всего на трех Восточно-Приновоземельских участках Карского моря обнаружено больше 30 структур, а экспертная оценка ресурсной базы трех участков составляет 87 млрд баррелей или 13 млрд. тонн нефтяном эквиваленте. Карская морская нефтеносная провинция, по оценкам экспертов, по объему ресурсов превзойдет такие нефтегазоносные провинции как Мексиканский залив, бразильский шельф, арктический шельф Аляски и Канады и сравнима со всей текущей ресурсной базой Саудовской Аравии. Запасы газа обнаружены в меловых отложениях сеномана и апт-альба, нефти - юрских отложениях. ОАО «НК «Роснефть» в сентябре успешно завершила строительство самой северной в мире арктической скважины «Университетская-1» по результатам которого подтверждена нефтегазоносность лицензионного участка Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море. Бурение было проведено в рекордно короткие сроки – за полтора месяца, с абсолютным соблюдением всех технологических и экологических требований. Глубина моря в точке бурения составила 81 метр, глубина вертикальной скважины – 2113 метров. Скважина бурилась в условиях открытой воды – на 74 параллели, в 250 километрах от материковой части Российской Федерации. 67

68 Рис. 2.2 Расположение лицензионных участков ОАО «НК РОСНЕФТЬ» на шельфе Баренцевого и Карского морей. Рисунок 2.3 Схема тектонических структур на шельфе Карского моря. Мегавалы: I - Нурминский, II - Русановский, III - Кропоткинский, IV Викуловский, V - Воронинский, VI - Обручевский; месторождения: 1 газовые, 2 - газоконденсатные, 3 - нефтегазоконденсатные, 4 - нефтяные; 5 выявленные структуры 68

69 (МЕГАВАЛ - крупная положительная линейная платформенная структура регионального порядка длиной 150—500 км, шириной 50—200 км, площадью 6—100 тыс. км2, с соотношением осей более чем 3 : 1 (КаневскоБерезанский, Парабельский, Хантайско-Рыбинский) Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988. - 679 с.: ил) 2.2. Сравнение условий месторождения победа и условий эксплуатации существующих платформ в соответствующих морях Далее проведем сравнительный анализ видов конструкций и природных условий эксплуатации, морских нефтегазодобычных платформ с природными условиями, существующими «Победа». 69 в районе месторождения

№ п/п Параметры Карского моря и месторождения «Победа» Знач ение пара метр а Значение параметра на Аналог платформы / Типы конструкции платформы / море Орлан (Охотское) Беркут (Охотское) Пильтун-Астохская - А» (Моликпак) (Охотское) Пильтун-Астохскаяб» (ПА-Б) (Охотское) Лунская-А» (ЛУНА) (Охотское) Приразломная (Печерское) Тролль - А (Северное) GULLFAKS (северное) DRAUGEN (северное) Статфьорд Б (северное ) МЛСП (ЛСП -1 и ЛСП – 2) (каспийское) Hibernia (атлантический океан) (море лабрадор примерно) Hebron (атлантический океан) (море лабрадор примерно) МЛСП Д – 6 (балтийское) Таблица 2.1 Сравнительный анализ сопоставления условий 70 Карского моря и месторождения «Победа» с аналогами нефтяных платформ, эксплуатируемых в других морях. 1 Глубина моря в точке бурения/устано вки, м Лед: продолжительн ость покрытия льдом, мес. толщина ледяного покрова, м: многолетних однолетних 81 15 35 30 32 48 20 350 217 250 145 11-13 80 92 25-38 8– 10 6-7 6-7 6-7 6-7 6-7 Мартапрель -60% - - - - 6-7 6-7 6-7 6-7 2,5 1,8 2,2 0,9-1,3 2,2 0,9-1,3 2,2 0,9-1,3 2,2 0,9-1,3 2,2 0,9-1,3 до 3 до 1,5 - - - - 0,6 0,8 0,6 - 0,8 0,5 0,8 молодых Наличие айсбергов Наличие других ледовых образований (торосы, стамухи, наслоеный лед), 0,3 есть 0,9 нет 0,9 нет 0,9 нет 0,9 нет 0,9 нет 0,8 есть нет нет нет нет 0,8 (насло ения до 3х) 0,6 нет 0,6 есть 0,6 есть нет да да да да да да да нет нет нет нет да да да да 2 3 4 5 6 7 8 9 70

Продолжение таблицы 2.1 11 Среднегодовая температура воздуха, град С: максимальная 12 минимальная 13 Скорость ветра на высоте 10 м, м/с: наблюдаемый максимум 10 14 15 3 х секундный порыв 16 17 Годовое средне значение осадков, мм: в виде снега 18 в виде дождя 19 Высота волны, м: значимая высота волны, м 20 21 максимальная 1%-ой обеспеченност и, м 71 8 - 31 28-32 28-32 28-32 28-32 28-32 8,8 23-25 23-25 -44 – (-48) -36 – (45) -36 – (45) -36 – (45) -36 – (45) -36 – (-45) -19,0 3-4 3-4 34 – 40 (сред ний 40) 44 – 62 (сред ний 50) 30 30 30 30 30 22,3 9-10 25-30 - - - - - - 400 490729 91-309 490-729 490729 91-309 490729 91-309 490-729 (50% ) 0,9 – 1,0 9,011,2 9,0-11,2 9,011,2 7 - 16 - - - 91-309 2325 34 23-25 37 10-17 10-17 23-24 3-4 -22 - 3 – (17) - 3 – (-17) -18 – (-25) 9-10 25-30 910 2530 9-10 25-30 25 5-6 5-6 6,3 - - - - - - - - - - - - - 300 750-1300 91-309 510 700 700 700 700 230 7501300 - 150160 480600 9,011,2 9,0-11,2 2-7 2-7 2-7 2-7 1,3 3-7,5 3-7,5 - - (глуби на до 100 м) 2,5 - - - - - - - - 71 - (глуб ина до 10 м) 8 -

Продолжение таблицы 2.1 22 23 Течения: максимальная скорость у поверхности, см/с 24 25 Средняя температура воды, С0: летом 26 зимой 27 28 Объем запасов: нефть 29 газ 30 Удаленность от берега или транспортных артерий 31 Сейсмика, магнитуда 72 80 120 110170 110-170 110170 110170 110-170 115,0 50 (средн яя 1020) 50 (средн яя 1020) 50 (сре дня я 1020) 50 (сред няя 1020) 50 20-100 20-100 75 + 2,5 – 5,5 - 1,8 10 - 18 10 - 18 10 - 18 10 - 18 10 - 18 7,0 18 18 18 18 25 5-6 5-6 17-18 -1.8 – (-2) -1.8 – (2) -1.8 – (-2) -1.8 – (-2) -1.8 – (-2) - 2-5 2-5 25 2-5 - -1 -1 - 130 млн. т. 499,2 млрд . м3 250 км от мате рико вой част и РФ 31,938 млл т 125,2 млл т 125,2 млл т 124,465 млн. т 46,4 млн.т 200 млн т 500 млн т 28,8 млн т 420 млн т 98 млн т 9,1 млн. т 9,9 млрд. м3 12 км. от северовосточ ного побере жья о. Сахали н 102,8 млрд. м3 16 км от северовосточ ного побере жья о. Сахали н 102,8 млрд. м3 Приме рно в 12 км от северовосточ ного побере жья о. Сахали н 526,7 млрд. м3 200 млрд. м3 В 200 км к запад у от город а Берге нв Норв егии. 63,3 млрд. м3 В 180 киломе трах от Астрах ани и в 240 киломе трах от Махач калы - - 60 км от берега (пос. Варанд ей) 200 млрд. м3 Наход ится в 160 км от Согнефьорда , Норвег ия - В 15 километра х от северовосточног о побережья острова С ахалин от 250 до 750 млн т 1,3 трлн. м3 Западн ое побере жье Норвег ии в 100 км на северозапад от г. Берг ен Распол ожена в 315 км к восток у от остров а Ньюф аундле нд (Канад а) В 350 километр ах от СентДжонса — столицы провинц ии Ньюфаун дленд и Лабрад ор В 22,5 км от берега Курш ской косы, РФ - 6,5 – 7,5 6,5 – 7,5 6,5 – 7,5 6,5 – 7,5 - - - - - - - 2-3 Около 25 км от северовосточн ого побереж ья о. Сахалин восточне е месторо ждения Чайво 6,5 – 7,5 72 -

73 Выводы по второй главе По данным анализа представленного в таблице 2.1. можно сделать вывод о том, что для разработки месторождения «Победа» (по природным и логистическим параметрам) применение конструкций существующих аналогов может быть ранжировано следующим образом: Hibernia и проект Hebron – подходят по многим основным природным условиям, присутствующим на месторождении «Победа» в Карском море. Таким как глубина моря в точке установки, продолжительность покрытия льдом, толщина ледяного покрова, наличие айсбергов и других ледовых образований в виде наслоений льда, торосов, стамух и т.д., по среднегодовым осадкам в виде снега, по высоте волн и максимальной скорости течения у поверхности, по объемам запасов полезного ископаемого и удаленности от берега и транспортных артерий. В следующую группу входят сахалинские проекты, находящиеся в Охотском море, в виде платформ Орлан, Беркут, Пильтун-Астохская - А (Моликпак), Пильтун-Астохская-Б (ПА-Б), Лунская-А (ЛУН-А) – они так же подходят по многим основным природным условиям в окресностях месторождения «Победа» в Карском море. А именно: продолжительность покрытия льдом, толщина ледяного покрова, наличие других ледовых образований в виде наслоений льда, торосов, стамух и т.д., по среднегодовым осадкам в виде снега, по высоте волн и максимальной скорости течения у поверхности, по объемам запасов полезного ископаемого, по среднегодовой отрицательной температуре воздуха и по максимальной скорости ветра по средней отрицательной температуре воды, по объемам запасов полезного ископаемого. Существенным недостатком для возможного использования аналогов этих платформ для разработки месторождения победа может служить тот фак, что эти платформы установлены на глубинах гораздо меньших, чем на месторождении «Победа» 73

74 Далее будет представлен ряд платформ, которые подходят для использования как аналога по малому количеству природных факторов. МСЛП Приразломная в Печерском море подходит по следующим факторам: толщина ледяного покрова, наличие айсбергов и других ледовых образований в виде наслоений льда, торосов, стамух и т.д., максимальной скорости течения у поверхности. МЛСП (ЛСП -1 и ЛСП – 2) в Каспийском море подходит по следующим факторам: продолжительность покрытия льдом, толщины ледяного покрова, наличие ледовых образований в виде наслоений льда, торосов, стамух и т.д., максимальной скорости ветра, удаленности от берега и транспортных артерий. МЛСП Д – 6 в Балтийском море подходит по следующим факторам: продолжительность покрытия льдом, толщины ледяного покрова, наличие ледовых образований в виде наслоений льда, торосов, стамух и т.д. Следующими будут представлены платформы Тролль – А, GULLFAKS, DRAUGEN, Статфиорд - Б, расположенные в Северном море, которые подходят по следующим факторам: глубина моря в точке установки, максимальная скорость ветра, объем запасов полезного ископаемого и удаленность от берега и транспортных артерий. В свою очередь по условиям ледового режима эти платформы совершенно не подходят. Исходя из анализа следует, что далее в работе будем использовать в качестве аналогов для возможной разработки месторождения «Победа» такие платформы как Hibernia и проект Hebron, а так же группа сахалинских проектов в виде платформ Орлан, Беркут, Пильтун-Астохская - А (Моликпак), Пильтун-Астохская-Б (ПА-Б), Лунская-А (ЛУН-А) с поправкой на глубину использования. 74

75 2. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПЛАТФОРМЫ ДЛЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ УЧАСТКОВ ЗАМЕРЗАЮЩИХ МОРЕЙ 3.1. Выбор конструктивных решений для нефти-газо-добычных платформ В настоящее время насчитывается огромное количество различных вариантов, как проектов, так и нефтегазодобывающих платформ для разработки месторождений нефти и газа на территориях морского и океанического шельфа как теплых, так и замерзающих или в частности арктических морей. Существующие и проектные платформы (морские гидротехнические сооружения), представлены широким разнообразием форм конструкций, использованными материалами, глубинами установки, компоновкой верхних строений, способами закрепления на дне, способами хранения и отгрузки нефти и газа и т.д. Каждая платформа является уникальным индивидуальным сооружением, спроектированным и построенным для данного конкретного месторождения или условий конкретных морей. Хотя при всем при том разнообразии форм добычных платформ у них прослеживаются общие закономерности, которые позволяют классифицировать их по тем или иным признакам. Такие классификации представлены у различных авторов, таких как: Беккер А. Т. в диссертационной работе на соискание ученой степени доктора технических наук по теме «Разработка методов расчета вероятностных характеристик ледовых нагрузок для оценки надежности сооружения континентального шельфа», Бородавкин П. П. в учебнике «Морские нефтегазовые сооружения», А. Б. Золотухин, О. Т. Гудместад, А. И. Ермаков и др. в учебном пособии «Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике», Симаков Г. В., Шхинер К. Н., Смелов В. А., Марченко Д. В., Храпатый Н. Г. в учебнике «Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе» и т.д., на чьи классификации мы и будем опираться в дальнейшем. 75

76 Карское море – это окраинное море Северного Ледовитого океана; оно расположено между побережьем Западной Сибири и островами Новая земля, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля. Общая площадь моря 880 тыс. км2 , общий объем воды – 112 тыс. км3. Средняя глубина моря – 130 м; максимальная глубина 620 м. Длина моря по прямой линии 1500 км; ширина 800 км. Море образует крупнейшие заливы в устьях рек Байдарацкая губа и Обская губа. В море впадают такие реки, как Енисей, Обь, Пясина, Кара. Именно по названию этой реки море и получило свое название. В Карском море расположено большое число островов; общая площадь их составляет около 10 000 км2. Карское море в основном расположено в пределах материковой отмели, поэтому около 40 % площади моря имеет глубину менее 50 м и лишь 2 % - более 500 м. Климат в районе Карского моря арктический, суровый; 3-4 месяца длится полярная ночь и лишь 2-3 месяца полярный день. Минусовые температуры воздуха наблюдаются 9-10 месяцев в году; средняя температура января (-20) – (-30) оС, минимальная до - 50 оС. Средняя температура июля -1 оС, максимальная до +16 оС. Большую часть года поверхность моря покрыта льдом. Ледообразование начинается в сентябре; при этом образуется мощный припай (прикрепление льда к сухопутной части береговой зоны), за которым располагаются дрейфующие льды. Температурный режим воды очень суров. Зимой температура воды составляет -1,5 оС, летом не более +2 оС на северной части и +4, +6 оС на южной части моря. На море существует два медленных течения, образующие круговорот воды, которые функционируют по всей площади моря. Приливы незначительны, в пределах 1 м [31]. Принимая во внимание тяжелые, арктические условия, присутствующие в районе месторождения Победа в Карском море и направленность данной работы мы отбросим из внимания виды конструкций, применяемые в морях с более мягкими условиями умеренных широт и морей, 76

77 не покрывающихся льдами. Потому как в морях с теплым или умеренным климатом практически не бывает ледовых образований, которые создают существенные нагрузки и которые представляют опасность, как для самих конструкций, так и для людей, работающих на нефтяных платформах. И сразу перейдем к рассмотрению видов платформ и их конструкций, предназначенных для использования в ледовитых морях, а именно ледостойких платформ. К данному типу платформ предъявляются особые требования по надежности конструкций их безопасности и способности противостоять суровым климатическим условиям арктических морей. Потому как данная платформа должна обладать определенным запасом ресурсов, энергии, стойкости, условий комфортной и безопасной работы для обслуживающего ее персонала и рабочих, задействованных на добычи нефти и газа, автономности. Потому что, как правило, в районах эксплуатации данных сооружений береговая инфраструктура развита плохо или не развита совсем. Так же конструкция опорного блока платформы должна выдерживать все возможные нагрузки, оказываемые на нее как факторами природной среды, так и нагрузкой от верхнего строения из за не возможности строительства дополнительных оснований из за суровых климатических условий Арктики и из за огромных капитальных вложений в строительство хотя бы одной ледостойкой платформы. В работе Бородавкина П. П. «Морские нефтегазовые сооружения: Учебник для вузов», выделяются следующие характеристики состояния окружающей среды, влияющие на выбор типа платформ для добычи нефти и газа.  Состояние поверхности акватории моря. Здесь мы будем понимать возможное состояние воды у поверхности моря в различные периоды года: море может быть не замерзающим (поверхность моря не замерзает) или замерзающим (поверхность моря покрывается льдом). В нашем случае мы имеем дело с замерзающим морем. Значит, нам стоит 77

78 обратить внимание на возможные ледовые нагрузки, которые должна будет воспринимать платформа.  Глубина моря. На выбор конструкции нефтяной платформы будет влиять глубина моря в месте ее расположения. Принято разделять глубины на большие, средние и малые. Согласно гидрологической трактовке можно разделить участки моря на глубоководные, мелководные и прибрежные согласно изменениям, происходящим с волнами при изменении глубины воды. Для определения понятий глубины (Н) будем руководствоваться таким понятие как средняя длина волны (λ). Глубоководная зона будет характеризоваться глубиной моря при Н > 0,5 λ (дно не оказывает влияния на форму волны). Мелководная зона будет характеризоваться глубиной моря при Н ≤ 0,5 λ (дно оказывает влияние на форму волны). Прибрежная зона будет характеризоваться глубинами, где происходит разрушение волны. Бытует общее среднее понятие глубин, которое принято для простоты и удобства организации некоторых строительных процессов. Так глубина более 50 м считается большой глубиной (глубоководная зона), глубина от 15 до 50 м считается средней глубиной, глубина менее 15 м считается малой глубиной.  Геологическое строение дна моря. От несущей способности грунтов в месте установки платформы будет зависеть способ закрепления платформы на дне (свайные, мало заглубляемые гравитационное основание и т.д.)  Гидродинамические характеристики моря. Сюда следует отнести такие понятия как: колебания уровня поверхности моря (суточные, сезонные, годовые и т.д.), постоянные течения и течения характерные для различных времен года, периодические и случайные изменения направлений течения. Так же особое значение для определения конструктивных параметров имеют волны их периодичность, формы, характеристики волн (высота, длина). 78

79 Воздействие волн и течений на конструкции платформ имеет очень важное значение. Изменение уровня моря требует обоснованно подходить к расположению над поверхностью моря верхнего строения. Воздействие волн и течений влияет на устойчивость платформы, что в свою очередь требует эффективных решений в области закрепления основания платформы на грунте.  Ветровые характеристики в районе строительства платформы. Воздействие ветра проявляется в двух основных составляющих: первое – непосредственное силовое воздействие на открытые части нефтяных платформ, второе – возмущению поверхности моря и появлению ветровых волн и временных течений, которые в свою очередь уже непосредственно воздействуют на элементы гидротехнического сооружения находящиеся в воде.  Сейсмические характеристики зоны размещения гидротехнического сооружения для добычи нефти или газа. Сейсмическое воздействие являются весьма значительным фактором, влияющим на всю конструкцию целиком. Сейсмические воздействия характеризуются интенсивностью и частотой повторяемости за период не менее 100 лет. Особенностью конструкций, находящихся в зонах сейсмичности, является обеспечение прочности конструкций в целом и их элементов, а так же сохранению устойчивого состояния морского нефтегазового сооружения в целом и отдельных его элементов.  Температурный режим окружающей среды. Под таким режимом понимается окружающей закономерность среды по возможных сезонам. Годам, температурных десятилетиям. колебаний При этом устанавливаются максимальные и минимальные значения температур. Знание значения температурного режима позволяет избежать нарушений технологических процессов в результате замерзания воды или рабочих жидкостей, позволяет утеплить помещения, где должны работать люди, так 79

80 же позволяет обеспечить людей необходимой рабочей одежной подходящей под тот или иной температурный и климатический период. Так же на конструкции может влиять и возможное обледенение элементов конструкции при температурах ниже или близких к нулю и дожде и снеге. Это в свою очередь может утяжелять конструкцию и даже приводить к смещению расчетных центров тяжести, что в свою очередь может приводить к уменьшению устойчивости и остойчивости конструкции. В данном случае основным фактором, влияющим на большой спектр вопросов как проектирования, строительства, транспортировки к месту установки, так и эксплуатации и надежности нефтегазодобычных платформ для арктических морей, является ледовый режим в месте установки платформы или в окрестностях месторождения подготавливаемого для разработки и как следствие ледовые нагрузки и всевозможные воздействия на элементы сооружения и сооружение в целом. Из за удаленности месторождения от береговой инфраструктуры и суровых условий Арктики необходимое сооружение, скорее всего, должно будет обладать рядом свойств, и выполнять полный спектр функций, необходимых для полной и эффективной отработки запасом месторождения. А именно обеспечивать осуществление процессов, связанных с добычей, хранением, обработкой нефти и газа, комфортным и безопасным проживанием и работой обслуживающего персонала, размещения комплекса необходимого оборудования для бурения как разведочных, так и добычных скважин, размещения оборудования для первичной очистки нефти и газа, иметь оборудование для швартовки судов и приемные площадки для другой техники, иметь хранилища для добытой нефти и газа. Так же в данном случае более целесообразно использовать сооружения, опирающиеся на дно моря и имеющие опорные устройства той или иной конфигурации или конструкции. Такие сооружения могут предавать на грунтовое основание нагрузки от веса самой конструкции и размещенного на ней оборудования, передавать усилия от факторов внешней среды: ветра, 80

81 волн, течений, давления льда, возможного навала судна при причаливании и т.д. Соответственно нашему решению о целесообразности применения сооружений опирающихся на дно мы в дальнейшем рассмотрим несколько вариантов исполнения платформы, а именно: в виде точечного или моно опорного сооружения (сооружение, которое опирается на дно моря или удерживается на ней в одной точке), многоопорного сооружения (сооружения которые опираются на дно моря с помощью нескольких опор), в виде массива (сооружения в виде огромного массива из бетона, металла, камня, грунта). Подводные нефтегазовые сооружения мы не будем рассматривать как отдельную группу возможных сооружений, так как они не могут обеспечить полный цикл работ на месторождение, а могут только использоваться совместно с нефтяными платформами, как часть системы сооружений при осуществлении мероприятий по добыче нефти и газа. Так же эти сооружения несут огромную опасность загрязнения акваторий морей в подледном пространстве продуктами добычи в случае аварии. Что очень опасно для экосистемы ледовитых морей. Так же большое значение для выбора конструкции ледостойкой платформы имеет вид верхнего строения. Ведь на нем располагается технологическое оборудование, энергетические установки, бытовые помещения (рассчитанные на 200 – 300 человек), склады, размещенные в блоках-модулях, устанавливаемые в несколько этажей. На верхнем строении так же располагаются буровые и факельные вышки, краны, вертолетная площадка [31]. Как правило, верхнее строение монтируется на палубе, подкрепленной набором (системой продольных и поперечных балок). Конструкция палубы и ее доля в общей массе верхнего строения находятся в зависимости от числа опорных колонн, их расположения в плане, от массы оборудования и от принятой технологии сборки верхнего строения. Если верхнее строение 81

82 собирают из блоков на месте эксплуатации, палубная конструкция должна обладать значительной собственной жесткостью. Если верхнее строение собирают почти полностью на береговой базе и затем наводят на приготовленное опорное основание как единое целое, то палубную конструкцию изготовляют облегченной. Судя по существующим гравитационным платформам и их верхним строениям, прослеживается тенденция увеличения габаритов и массы верхнего строения за счет большей насыщенности оборудованием и уменьшения доли монтажных работ, выполняемых непосредственно на месте эксплуатации сооружения [31]. В дальнейшем для примера будем рассматривать классификацию морских ледостойких платформ, представленную в диссертационной работе на соискание степени доктора технических наук Беккера А. Т. «Разработка методов расчета вероятностных характеристик ледовых нагрузок для оценки надежности сооружения континентального шельфа» В данной работе представленная следующая классификация морских ледостойких платформ, которые используются в условиях арктических морей. 1. Опирающиеся на дно конструкции 1.1. Гравитационные, стационарные 1.2. Гравитационные передвижные 1.3. Свайные стационарные 1.4. Свайно-гравитационные, стационарные 1.5. Свайно-гравитационные, передвижные 2. Плавучие конструкции 2.1. Заякоренные, стационарные 2.2. Заякоренные передвижные 2.3. Динамически позиционированные, передвижные 3. Островные сооружения 3.1. Оконтуренные, стационарные 82

83 3.2. Оконтуренные передвижные 3.3. Не оконтуренные, стационарные отсыпные (гравийные, намывные) 3.4. Ледяные острова и платформы Конструктивные формы ледостойких сооружений существенно зависят от глубины и конкретных природно-климатических условий акваторий. Наибольшее распространение в проектах получили следующие типы сооружений: гравитационные, свайно-гравитационные, свайные, плавучие и искусственные острова. Для сравнительно умеренного ледового режима (толщина льда 0,6-1,2 м, слабо консолидированные торосы) районов Берингова моря разработаны глубоководные (60-170 м) гравитационные сооружения. Эти конструкции имеют одну или три, по типу железобетонных сооружений Северного моря, опоры конической формы. Мощное основание используется в качестве хранилища. Плавучие ледостойкие платформы могут применяться в условиях умеренного ледового режима. Это, как правило, заякоренные плавучие сооружения различной конструкции. Например, может использоваться известный прием защиты сооружений от горизонтальных нагрузок буферная плавучая заякоренная конструкция. В условиях тяжелого ледового режима (толщина льда более 1,5 м, торосы более 15 м) могут использоваться специально разработанные гравитационные конструкции для глубин до 60 м с конической и цилиндрической опорной частью. Переход к цилиндрической опоре обусловлен тем, что на малых глубинах коническая опора не выполняет функции снижения ледовой нагрузки в связи с торошением льда у сооружения и заполнением обломками льда всей толщи воды до дна. Это подтверждено натурными и лабораторными исследованиями [6]. 83

84 Грунт, 1000 м3 Сталь, 1000 т Бетон, 1000 м3 <10 10-20 20-40 Грунтовый остров откосного типа Остров с металлическим (железобетонным) кессонном Платформа башенного типа 300 2000 100 - 5÷8 (6) 3 (20÷30) 10÷25 (6÷7) 3 (30÷40) - Глубина моря, м 40-60 60-100 Тип конструкции Платформа Платформа в башенного виде колоннтипа оболочек с общей плитой основания Материалоемкость 100 100 25÷40 (7÷17) 4 (40÷60) 35÷75 (15÷35) 5 (60÷ 120) >100 >100 Плавучая платформа с оттяжками Платформа башенного типа с плавучей ледорезной частью на оттяжках 100 100 40 60 30 30 (в скобках указана материалоемкость ж.б. варианта) Рис 3.1 Схема размещения ледостойких опор различных типов при различной глубине моря [6]. 84

85 Принимая во внимание условия, присутствующие на месторождении (глубина 81 м; продолжительность покрытия поверхности моря льдом 8 – 10 мес.; толщина льда от 0,3 до 2,5 м; наличие айсбергов; наличие торосов, стамух и наслоений льда; температура воздуха летом +8 – (+31) оС, зимой – 44 – (- 48) о С; высота волн 1% обеспеченности 7 - 16 м) мы приходим к выводу, что для разработки запасов месторождения «Победа» в Карском море подойдут следующие конструкции в виде гравитационных платформ башенного типа или типа колон - оболочек, как с общей плитой основания, так и с раздельными фундаментами (колоны опираются на свайный фундамент). Виды платформ, ориентированы на диапазон глубин от 40 – 60 и до 60 -100 м. Платформы в виде колон - оболочек могут быть, как и многоопорными (четыре и более опоры), так и одноопорными (моноподами). Рис. 3.2 Пример многоопорной стационарной гравитационной платформы из железобетона: а – общий вид, б – вид сверху; 1 - опорное основание, 2 фундаментный блок, 3 - опорные колонны, 4 - верхнее строение. Опорное основание обычно вписывается в круг диаметром 100 м или квадрат со стороной 100 м. 85

86 Рис 3.3 Пример одноопорной глубоководной платформы Рис. 3.4 Пример одноопорной гравитационной ледостойкой платформы «монопод»: 1- верхнее строение, 2 – опорная стойка, 3 – опорное основание, 4 – фундамент. Морская стационарная платформа (МСП) «монопод» (рис. 3.4) представляет сооружение башенного типа: центральная опорная конструкция («моно» - одна), опирающаяся на дно через конусообразное основание. 86

87 Составные части МСП - верхнее строение 1, опорная стойка 2 и опорное основание 3. Данная схема МСП используется как платформа гравитационного типа, т.е. удерживающаяся в заданном положении только за счет собственного веса. Применяется МСП такого типа наиболее часто при возможном на период. МСП «монопод» поверхности способна моря льда выдерживать в зимний мощные внешние воздействия (течение, ветер, волны и давление льда), так как ее элементы цилиндрическая опорная часть 2, конусная 3 и фундаментная 4 изготавливаются из монолитного железобетона. Внутри их устраиваются различные помещения для размещения оборудования, материалов, емкости для воды, горючего и т.д. Толщина стенок частей 2, 3 и 4, рассчитывается на все внешние воздействия. Для повышения надежности цилиндрическая часть может быть защищена металлическим кожухом. Рис. 3.5 Пример многоопорной гравитационной ледостойкой платформы с опиранием колонн на отдельные фундаменты: 1 – верхнее строение, 2опорная колонна, 3 – фундаментный блок колонны. Платформа с опиранием колонн на отдельные фундаменты (рис.3.5). Колонны цилиндрического сечения опираются на собственный фундамент каждая. Применение отдельных 87 под каждую колонну

88 фундаментов позволяет устанавливать стационарную платформу на слабом грунте, на неровном дне, например, на подводном косогоре. В этом случае опоры располагаются на различных глубинах, а колонны, соответственно, имеют различные длины (или высоты). Площадь поперечного сечения колонн и их число определяется из условия прочности и устойчивости каждой из колонн и в целом платформы на все нагрузки от верхнего строения, ветра, волн, течений и льда. Рис. 3.6 Пример многоопорной гравитационной ледостойкой платформы с опиранием колонн на общий фундамент: 1 – верхнее строение, 2- опорная колонна, 3 – фундаментный блок. Платформа с опиранием на общий фундамент (рис. 3.6). Основным отличием этой формы платформы является применение в качестве фундамента платформы сплошной железобетонной (или металлической емкости, заполненной бетоном) плиты. Такая форма требует выравнивания дна, чтобы фундамент находился в горизонтальном положении. 88

89 Рис. 3.7 Пример многоопорной гравитационной ледостойкой платформы с опиранием колонн на отдельные свайные фундаменты: 1 – верхнее строение, 2- опорная колонна, 3 – свайный фундаментный блок колонны. Платформа с опиранием колонн на свайные фундаменты (рис. 3.7). Верхнее строение 1 платформы располагается на колоннах 2, но сами колонны опираются на свайный фундамент 3, удерживаемый под каждой колонной. Сваи забиваются в грунт на расчетную глубину, либо непосредственно через внутреннее пространство колонны, либо колонну устанавливают на заранее подготовленный фундамент. Выравнивание дна в месте установки МСП не требуется. Это обстоятельство существенно упрощает строительные работы по сравнению с вариантом обустройства общего фундамента. Для тяжелых условий арктических морей более подходящими вариантами используемых сооружений могут быть платформы, исполненные в виде, как и одноопорного сооружения, так и многоопорного сооружения на общем фундаменте. Так как это упростит и ускорит установку сооружения непосредственно в районе месторождения, так как период навигации в районе месторождения имеет малый промежуток, что в свою очередь определяет необходимость скорой установки платформы на месторождение и скорого ввода ее в режим эксплуатации и добычи углеводородов. Так же 89

90 это упростит снятие платформы с месторождения при его отработке и транспортировку платформы к другому месторождению. Еще это позволит комплексно использовать как саму конструкцию платформы, так и все, находящееся на ней оборудование для разработки месторождения (добыча, переработка, хранение, отгрузка сырья, безопасная и комфортная работа персонала рабочих) 3.2. Выбор основных конструктивных параметров опорного блока для нефти-газо-добычных платформ Теперь рассмотрим влияние различных факторов и нагрузок, которые воздействуют на опору (ы) и определяют ее размеры и свойства. Для этого воспользуемся обобщенными, укрупненными показателями, такими например как: размеры верхнего строения (80 х 80 м), который определяется необходимостью распределения необходимого рабочего и бытового оборудования, рабочих и бытовых помещений, различного вспомогательного оборудования и помещений, различных площадок, так же количество помещений и оборудования будет зависеть от удаленности платформы от коммуникаций и режима навигации (активность, периодичность) в акватории моря, в котором находится платформа. Количество скважин, обслуживаемых с платформы (в среднем 30 – 40 шт.); влияние различных нагрузок от навала судов, от волн, от ветра, ото льда, от айсбергов, сейсмические, аварийные и т.д.; будет иметь платформа резервуары для хранения продуктов добычи или нет и где они будут располагаться. Примем отношение линейных размеров верхнего строения к диаметру опоры в диапазоне 1/4 – 1/2, в среднем будем принимать 1/3. В качестве примеры мы рассмотрим два варианта исполнения несущего блока гравитационной платформы: монопод и платформа с четырьмя опорами в виде колонн - оболочек. В качестве основных параметром, влияющих на выбор характеристик колонн (диаметр, толщина стенки, объем материала) мы выберем такие как: размеры и вес верхнего строения, 90

91 нагрузки от внешних факторов (волновые, ветровые, от навала судов, от давления воды), в отдельную группу отнесем ледовые нагрузки. Так же параметрами влияющими на выбор того или иного варианта будут как материалоемкость (количество необходимого материала для сооружения колоны), а оно в свою очередь будет зависеть от размеров сооружения, а размер будет зависеть от воспринимаемых нагрузок и глубины установки и других технологических параметров. Первым делом мы определим основные укрупненные расчетные параметры, а это нагрузка от верхнего строения, нагрузка от внешних факторов (волновые, ветровые, от навала судов, от давления воды), ледовые нагрузки. Так же нам надо определить каким методом мы будем вести расчет данных и их анализ. Определим полезную площадь колонны, диаметр, толщину стенки, массу по критерию несущей способности. В расчетах будем руководствоваться, тем, что для укрупненного расчета выберем показатели по использованию только бетонных конструкций. Исходные данные: Примем во внимание, по современным данным и по опыту разработки месторождений и строительству платформ, вес верхнего строения в районе 50 тыс. т. (примерно 491 МН). Такой вес верхнего строения будет определяться отдаленностью платформы от материковой инфраструктуры, так же суровыми климатическими условиями и следовательно, затрудненной навигацией в месте установки, что в свою очередь будет определять необходимую автономность платформы. Глубина моря в районе установки платформы – 81 м. Максимальная высота волны 1% - ой обеспеченности – 7 – 16 м Толщина льда в месте установки – 2,5 м Скорость движения льда – 1,2 м/с Возможное количество эксплуатационных скважин – примерно 30. 91

92 Общие положения: Площадь круга - Sкр = πR2 = ¼ πD2 (3.1) Формула для определения площади кольца сечения колонны Рис. 3.8 К определению площади сечения колонны. А= 𝜋𝐷2 4 − 𝜋𝑑 2 (3.2) 4 Выбор сечения колоны будем производить по следующей формуле: А ≥ N/φR, м2 (3.3) где А – необходимая площадь сечения, м2. N – Наибольшая вероятная нагрузка, кН (верхнее строение массой 50 тыс. т. = 491 МН) R – Расчетное сопротивление материала, МПа (марка бетона М400, 450, 500, класс бетона от В30 до В60, сопротивление от 30 до 60 МПа) φ – коэффициент продольного изгиба 0,95. Для монопода: Класс бетона В30 - А ≥ 491/30 *0,95 = 17,23 м2 Класс бетона В60 - А ≥ 491/60 *0,95 = 8,61 м2 Для многоколонной платформы: 92

93 Так как у нас предполагается использовать четыре опоры, тогда вес верхнего строения распределяется в равных частях по всем опорам (491/4=122,75 МН). Класс бетона В30 - А ≥ 122,75/30 *0,95 = 4,3 м2 Класс бетона В60 - А ≥ 122,75/60 *0,95 = 2,15 м2 Определим внутренний диаметр колонн по критерию количества скважин в колонне Если в среднем будем брать 30 скважин с одной платформы диаметром 0,9 м. Расстояние между осями скважин возьмем 2 м. Расстояние от стенки колонны до скважин 1 м (все данные взяты по опыту разработки других нефтегазоносных месторождений) Тогда в нашем случае внутренний диаметр колонны получится: Для монопода: 15 метров Рис. 3.9 Расположение скважин в сечении колонны монопода. Для многоопорной платформы: 11 метров В данном случае мы можем разделить общее количество эксплуатационных скважин на две колонны. Значит, будем рассматривать диаметр колонны по факту бурения через нее 15 скважин. 93

94 Рис. 3.10 Расположение скважин в сечении одной колонны многоколонной платформы. Теперь, когда мы знаем необходимую площадь сечения и внутренний диаметр определим толщину стенки колонны по следующей формуле δ= D−d 2 ,м (3.4) где D – внешний диаметр колонны, м D = √d2 + 4A π ,м (3.5) d – Внутренний диаметр колонны, м. Для монопода При классе бетона В30 D = 15,715 м, следует δ = 0,715 При классе бетона В60 D = 15,361 м, следует δ = 0,361 2 2 = 0,357 м = 0,1805 м Для многоколонной платформы, При классе бетона В30 D = 11,246 м, следует δ = 0,246 При классе бетона В60 D = 11,124 м, следует δ = 0,124 2 2 = 0,123 м = 0,062 м Далее проведем корректировку диаметра и толщины стенки, опорных колон по фактору ледовых нагрузок 94

95 Для начала определим нагрузку от воздействия движущихся ледяных полей на сооружения с вертикальной передней гранью в виде отдельно стоящей опоры с передней гранью в виде треугольника, многогранника или цилиндрического очертания (согласно СНиП 2.06.04-82* Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения, (волновые, ледовые и от судов)). 𝐹с.р = 1,26 ∗ 10−3 𝑉ℎ𝑑 √𝑚𝐴𝑘𝑏 𝑘𝑣 𝑅𝑐 𝜌𝑡𝑔𝛾,МН (3.6) где V – скорость движения ледяного поля, м/с. Для водохранилищ и морей допускается принимать скорость движения ледяного поля равной 3 % - му значению скорости ветра в расчетный период времени ежегодной вероятности превышения в зависимости от класса капитальности сооружения (1,2 м/с); hd – толщина ровного льда ( 2,5), м; m – коэффициент формы опоры в плане, принимаемый по таблице (0,83); A – максимальная площадь ледяного поля (или суммарная площадь нескольких ледяных полей, оказывающих давление друг на друга), м 2, которая может воздействовать на рассчитываемый элемент сооружения, определяемая по натурным наблюдениям или принимаемая в зависимости от поперечных размеров пролета сооружения как A=3l2, (где l – пролет сооружения) (5000 м2); kb – коэффициент, принимаемый по таблице; kV – коэффициент, принимаемый по таблице; γ – половина угла заострения передней грани опоры в плане на уровне действия льда, град; для опоры в виде многогранника или полуциркульного очертания необходимо принимать γ=70°; Rc - пределы прочности льда при сжатии (1,5) Мпа; ρ – плотность воды (980), кг/м3. Предел прочности льда при сжатие определяется по формуле: 1 2 𝑅𝑐 = √ ∑𝑁 𝑖=1(𝐶𝑖 + ∆𝑖 ) (3.7) 𝑁 95

96 где N – количество слоев одинаковой толщины, на которое разбивается (по толщине) рассматриваемое ледяное поле, при этом N ≤ 3; Ci – значение прочности льда на одноосное сжатие, МПа, в i-м слое при температуре ti; Δi – доверительная граница случайной погрешности определений Ci, МПа, определяемая методами математической статистики; Нагрузку от движущихся полей ровного льда определим для: Монопода 𝐹с.р = 11,408 МН Многоопорной платформы 𝐹с.р = 12,046 МН Проведем проверку полученных результатов т.к. согласно СНиП 2.06.04-82* Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения, (волновые, ледовые и от судов) Максимальная скорость, учитывающая скорость приложения нагрузки с которой начинается зона хрупкого разрушения, составляет 0,15 м/с, минимальная – 0,01 м/с. При этом, нагрузка Fc,p, не может быть больше нагрузки Fb, p МН, определяемой по формуле: 𝐹𝑏.𝑝 = 𝑚𝑘𝑏 𝑘𝑣 𝑅𝑏ℎ𝑑 , МН (3.8) где b - ширина опоры (диаметр), м; Для монопода 𝐹𝑏.𝑝 = 25,35 МН Для многоопорной платформы 𝐹𝑏.𝑝 = 20,72 МН Далее определим нагрузку от воздействия движущегося ледяного поля на сооружение, состоящее из системы вертикальных колонн по формуле: 𝐹𝑝 = 𝑛𝑡 𝐾1 𝐾2 𝐹𝑏.𝑝 , МН (3.9) где nt – общее число колонн в сооружении (4); Fb,p – предельная нагрузка, определяемая по формуле 3.8 96

97 K1 – коэффициент, определяемый по формуле; −1/2 𝐾1 = 0.83 + 0.17𝑛𝑡 = 0,915 (3.10) K2 – коэффициент, принимаемый по таблице (0,97). 𝐹𝑝 = 42,75МН Следовательно, на одну опору придется 10,7 МН Следующим шагом определим конечные размеры толщины стенки опоры и определим необходимое количество материала для опор по каждому варианту. Расчёт ведётся в соответствии со следующей расчётной схемой из условия статической устойчивости: Рис. 3.11 – Расчётная схема. В соответствии с этой схемой сооружение представляется балкой длиной h, на которую воздействуют две силы – Pв.с. (вес верхнего строения) и Pл (давление льда) Для этого воспользуемся следующей формулой: Необходимая толщина стенки основания t определяется путём подбора, из ниже приведённого условия статической устойчивости: d 4  Pв.с.. 2 i  d i  2  t i  2   Pл  H i   d  2  t 4    0,2  d 3  1   i d   i   97  RБ , (3.11)

98 где Рв.с. – вес верхнего строения со всем необходимым технологическим оборудованием (491 МН); Рл – давление льда; d –диаметр опоры; t – толщина стенки основания. Н – верхний уровень воды, где оказывается воздействие льда на сооружение. RБ – прочность бетона, МПа. Исходя из условий выше предложенного уравнения, получаем методом подбора толщину стенки: Для монопода: При классе бетона В30 t = 0,4 м При классе бетона В60 t = 0,25 м Для многоопорной платформы: При классе бетона В30 t = 0,25 м При классе бетона В60 t = 0,15 м Далее определим площадь основания Ai  d 4  2 i   d i  2  t i  , м2 2 (3.12) Для монопода: Класс бетона В30 - А = 19,34 м2 Класс бетона В60 - А = 11,97 м2 Для многоопорной платформы: Класс бетона В30 - А = 8,83 м2 Класс бетона В60 - А = 5,25 м2 Далее определим массу получившихся опор: mi   d 4  2 i   d i  2  t i   Н   Б , кг 2 где ρБ - плотность бетона, кг/м3. Н – высота колонны (98), м. 98 (3.13)

99 Для монопода: Класс бетона В30 – m = 4605,63 т Класс бетона В60 - m = 3167,26 т Для многоопорной платформы (для одной опоры): Класс бетона В30 – m = 2102,77 т Класс бетона В60 - m = 1389,15 т В общем, масса по всем опорам, как используемым вместе на одном сооружении для многоопорной платформы (4 опоры): Класс бетона В30 – m = 8411,08 т Класс бетона В60 - m = 5556,6 т Сведем данные расчетов в одну таблицу для наглядности. Таблица 3.1 Сводная таблица показателей материалоемкости по представленным видам конструкций нефтегазодобывающих платформ Показатель Нагрузка МН: от верхнего строения ледовая Диаметр опоры, м: внутренний внешний Количество скважин, шт. Толщина стенки, м. Глубина установки, м. Высота опоры, м. Площадь основания, м2. Масса основания, тыс. т. Вид конструкции Монопод Многоопорная платформа На одну опору На четыре опоры Класс бетона Класс бетона Класс бетона В30 В60 В30 В60 В30 В60 491 11,408 491 11,408 122,75 10,7 122,75 10,7 491 - 491 - 15 15,8 30 0,4 81 98 19,34 4605,63 15 15,5 30 0,25 81 98 11,97 3167,26 11 11,5 15 0,25 81 98 8,83 2102,77 11 11,3 15 0,15 81 98 5,25 1389,15 - - 30 81 98 35,32 8411,08 30 81 98 21 5556,6 Исходя из полученных данных, по вышеприведенным укрупненным расчетам следует, что по материалоемкости и другим параметрам для месторождения «Победа» более подходящим вариантом конструкции платформы будет конструкция по типу «монопод» с одной опорой в виде несущего блока. Недостатком данной конструкции является более низкая 99

100 надежность конструкции, что можно компенсировать соответствующей поправкой в расчетах. 3.3. Определение конечной формы конструкции Для того, что бы определить конечный вид конструкции нефти -, газодобычной платформы для месторождения «Победа» сравним подходящие конструкции платформ взятые из анализа аналогов и взятые из укрупненного расчета. Исходя из проведенного обзора конструкций, применяемых при разработке месторождений углеводородов на шельфах как арктических, так и других замерзающих морей, подходящими конструкциями платформ, которые можно использовать при разработке месторождения «Победа» в Карском море в порядке от максимально подходящих к менее подходящим, являются: Платформа Hibernia и проект Hebron, но платформа Hibernia имеет конструкцию, которая должна противостоять нагрузкам от столкновения с айсбергами, хотя они и помимо этого стремятся оградить себя от этих столкновений и убирают, с помощью специального судна, айсберги от платформы. Тогда в таком случае из за большого размера опоры она начинает воспринимать большие ледовые нагрузки, что в свою очередь определило лишние затраты на строительство этой платформы. Проект Hebron имеет уже конструкцию не имеющую подобной защиты и его опорный блок выглядит уже в виде одной опоры большого сечения. Далее у нас представлены сахалинские проекты Орлан, Беркут, Пильтун-Астохская - А (Моликпак), Пильтун-Астохская-Б (ПА-Б), ЛунскаяА (ЛУН-А). Платформа «Орлан» имеет сталебетонную конструкцию и установлена на глубине 15 м, что сразу исключает ее из возможных вариантов использования при разработке месторождения Победа, т.к. Конструкцию такого типа очень сложно использовать на больших глубинах. Платформа «Беркут» имеет конструкцию опорного блока в виде железобетонного прямоугольного кессона как основания и на нем четырех 100

101 железобетонных колонн, глубина в районе установки до 40 м. Платформу «Беркут» можно рассматривать в качестве возможного аналога при разработке месторождения «Победа» с ограничением по глубине установки. Платформа «Пильтун – Астохская – А (ПА-А) имеет конструкцию сталебетонного кессона заполненного песком и установленного на глубине 30 м, что исключает ее из возможных аналогов использования при разработке месторождения «Победа». Платформа «Пильтун – Астохская - Б» (ПА – Б) имеет железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами и установлена на глубине 32, что так же определяет ее как возможный вариант конструкции при разработке месторождения «Победа», только с ограничением по глубине установки. Платформа «Лунская – А» так же имеет железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами. Платформа установлена на глубине 48 м, что так же определяет ее как возможный аналог для разработки месторождения «Победа», с ограничением по глубине установки. Исходя из представленного анализа возможных аналогов платформ, можно сделать вывод о том, что возможно использовать в качестве примеров для разработки месторождения победа конструкцию опорного блока в виде кессона в основании и четырех опорных колонн, только в таком случае следует сделать поправку на глубину использования. Более подходящим примером могут служить конструкции в виде кессонного основания и одной опоры в качестве опорного блока. Исходя из проведенного анализа укрупненного расчета техникоэкономических показателей, проведенного выше, то по факту материалоемкости для разработки месторождения «Победа» подходящим вариантом будет конструкция гравитационного типа с кессонным основанием и одной опорой в виде опорного блока. Так же строительство подобной конструкции будет являться более дешёвым по факту организации и выполнения непосредственно монтажных и строительных работ, так как 101

102 вместо обустройства четырех строительных участков (для четырех опор), надо будет обустраивать один. Тогда в нашем случае самым подходящим вариантом исполнения конструкции опорного блока платформы для разработки месторождения «Победа» в Карском море будет железобетонная конструкция гравитационного типа с кессоном в основании и одной опорой-оболочкой в качестве опорного блока. Рис. 3.12 Вариант конечного облика конструкции нефтегазодобывающей платформы для разработки месторождения «Победа» в Карском море. 3.4. Методика определения вида конструкции опорного блока для нефтегазодобывающих платформ для разработки месторождений арктического шельфа Исходя из всех действий проделанных в данной работе можно прийти к выводу о создании некой методики выбора или подбора конструкции опорного блока нефтегазодобывающих платформ для шельфа арктических 102

103 морей. Ниже представлена пошаговая конструкция такой методики и ее графическая интерпретация в виде блок-схемы. 1. Первым шагом следует провести анализ существующего опыта использования различных конструкций нефтегазодобывающих платформ. Где используется, вид конструкции, основные конструктивные параметры и характеристики, объем запасов, природные условия эксплуатации, удаленность от берега, способ отгрузки нефти и газа. Для эффективной работы, следует постоянно пополнять базу данных о платформах, условиях их использования, их технических и конструктивных параметрах. 2. Вторым шагом будет анализ природных условий на разрабатываемом месторождении. Анализ природных, климатических и гидрометеорологических условий, ледовых условий. 3. Третьим шагом будет сравнение и сопоставление природных, климатических и гидрометеорологических условий разрабатываемого месторождения с теми же условиями, присутствующими на месторождениях где уже ведется разработка. Всю информацию можно взять из базы данных, в которую будет вноситься информация по всем, рассматриваемым платформам из первого шага данной методики. 4. Четвертый шаг это выбор наиболее подходящих и перспективных аналогов конструкций по природным и гидрометеорологическим условиям эксплуатации в сравнении с природно-климатическими условиями, присутствующими на разрабатываемом месторождении. 5. На пятом шаге следует на основе существующих и используемых классификаций конструкций нефтегазодобывающих платформ, представленных у различных авторов, выбираем наиболее подходящие конструкции и сравниваем их по факту использования технологического оборудования (количеству скважин, компоновки верхнего строения и т.д.). 103 расположению оборудования,

104 6. Шестой шаг. На основании этого выбора, сделанного в шаге пять, сравниваем конструкции с помощью укрупненных расчетов по технологическим параметрам и по материалоемкости. 7. Седьмым шагом будет выбор наиболее выгодного варианта исполнениям опорного блока платформы. 8. Восьмым шагом будет сравнение вариантов выбора вида конструкции из анализа выбора аналогов (шаг четыре) и из анализа укрупненного расчета материалоемкости и технологических параметров (шаг шесть и семь). 9. На девятом шаге выбираем наиболее эффективный и выгодный вариант исполнения конструкции опорного блока для нефтегазодобывающей платформы. Блок схема вышеописанной методики подбора вида конструкции опорного блока для нефтегазодобывающих платформ для арктического шельфа, показана на рисунке 3.13 104

105 Шаг 1. Сбор, обобщение и анализ Шаг 2.Анализ природно- существующего опыта разработки климатический условий месторождений на шельфе разрабатываемого месторождения. ледовитых морей Шаг 3.Сравнение природно-климатических условий на месторождении с природно-климатическими условиями на месторождениях где эксплуатируются аналоги платформ. Шаг 4.Выбор наиболее перспективных Шаг 5.Анализ существующих классификаций вариантов конструкции опорного платформ и подбор согласно ним блока согласно сравнению в шаге 3. конструкции опорного блока нефтегазодобывающей платформы Шаг 6.Укрупненный расчет по технологическим и конструктивным параметрам, выбранных в шаге 5 вариантов конструкций Шаг 7.Выбор наиболее выгодного варианта конструкции опорного блока платформы. Шаг 8.Сравнение вариантов конструкций выбранных в шаге 4 и шаге 7 Шаг 9.Выбор наиболее выгодного варианта исполнения конструкции опорного блока нефтегазодобывающей платформы для арктического шельфа. Рис. 3.13 Блок схема методики выбора конструкции опорного блога для нефтегазодобывающей платформы для шельфа арктических морей. 105

106 Выводы по третьей главе 1. В литературе и у различных авторов имеется большое количество различных классификаций конструкций нефтегазодобывающих платформ. Что свидетельствует о безграничной возможности использования большого числа исполнений конструкций этих платформ. Однако многие авторы сходятся в обозначении разряда глубин использования платформ, а именно платформы для мелководья, средних и больших глубин. Так же есть общая тенденция объединять платформы по форме их установки на гравитационные и плавучие, так же еще имеются буровые и добычные суда. 2. На платформы, эксплуатируемые в суровых арктических условиях оказывается различное негативное воздействие и в частности это воздействие отрицательных температур и следовательно, воздействие от ледяных полей. Так же к этим воздействиям суммируются еще и воздействия от ветра, волн, течений, сейсмические и т.д. Суровые условия Арктики и эти воздействия накладывают свой отпечаток на конструктивное исполнение и эксплуатацию нефтегазодобывающих платформ арктического шельфа. 3. Согласно различным классификациям нефтегазодобывающих платформ, для наших условий подходящими вариантами исполнения опорного блока были платформы гравитационного типа с железобетонным кессонным основанием и конструкцией опорного блока в виде одной или нескольких железобетонных колонн-оболочек. Эти варианты и сравнивались в дальнейшем по фактору материалоемкости. Материалоемкость определялась из условия толщины стенки опоры, согласно сопротивлению материала колонны воздействию нагрузок от веса верхнего строения и нагрузок от воздействия ледовых полей на колонну из условия статической устойчивости конструкции. 4. Согласно проведенному анализу по материалоемкости, а так же по другим факторам (сложность строительства, транспортировки и т.д.) Подходящим вариантом для наших условий в окрестностях месторождения 106

107 «Победа» Карского моря явилась конструкция опорного блока в виде одной колонны-оболочки. 5. Сопоставив данные полученные во второй главе и полученные при укрупненных расчетах так же пришли к выбору в пользу исполнения опорного блока нефтегазодобывающей платформы для условий месторождения «Победа» в виде одной колонны-оболочки. 6. На основании всей работы и работы проделанной в третьей главе получилось создать методику выбора или подбора опорного блока нефтегазодобывающих платформ для разработки месторождений на шельфе арктических морей. 107

108 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной работе было рассмотрено 14 различных платформ, которые эксплуатируются на шельфах как арктических, так и не арктических морей. И это показало, что при всем огромном количестве разведанных запасов углеводородов на шельфе, у нас не такой большой опыт освоения и разработки подобных месторождений нефти и газа на шельфе арктических морей. Так же были рассмотрены классификации нефтегазодобывающих платформ различных авторов. Сопоставление результатов анализа и классификаций платформ, а так же способ укрупненного эффективную расчета, конструкцию позволили опорного блока подобрать наиболее нефтегазодобывающей платформы для условий месторождения «Победа» в Карском море. А это, в свою очередь, конструкций позволило платформы создать для методику разработки подбора шельфовых эффективной месторождений арктических и не арктических, но замерзающих морей. Данная методика позволит расширить круг наших знаний и позволит пополнить и без того обширный объем знаний выбора или подбора, облика конструкций нефтегазодобывающих платформ для шельфа арктических морей. 108

109 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Ажермачев Г.А. Особенности проектирования железобетонных морских платформ для условий Арктики. / Технология судостроения № 9, 1990 г, с. 26-27. 2. Алиев Н. А. Предотвращение загрязнения моря на разработках морских месторождений. – М., Недра, 1981. 3. Альхименко А.И. Беляев Н.Д., Фомин Ю.Н. Безопасность морских гидротехнических сооружений. СПб.: Лань, 2003. 4. Арктика: интересы России и международные условия их реализации Ю.Г. Барсегов, В.А. Корзун, И.М. Могилевкин и др. М.: Наука, 2012.-356 с. 5. Арктические основания экономичной конструкции (фирма «Скенска», Швеция) – Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. № 3, 1985,. с. 2829. 6. Беккер А. Т., Диссертация на соискание ученой степени доктора наук, «Разработка методов расчета вероятностных характеристик ледовых нагрузок для оценки надежности сооружения континентального шельфа», ДВГТУ – 1998 г. 7. Беккера А.Т. Вероятностные характеристики ледовых нагрузок на сооружения континентального шельфа. – Владивосток, Дальнаука, 2005г, с. 344 8. Беллендир Евгений Николаевич. Научное обоснование проектирования гравитационных опорных блоков морских ледостойких платформ и их сопряжения с грунтовым основанием: Специальность 05.23.07 «Гидротехническое строительство», Диссертация на соискание учёной степени доктора технических наук. Санкт-Петербург – 2006. 9. Белов Н. С. Морски нефтегазовые месторождения и экология. – М.: Недра, 1989 109

110 10. Беляев Н. Д., Гарибин П.А. Гидротехнические сооружения водных путей, портов и континентального шельфа. СПбГПУ 2004. 11. Берникер Я.С., Рыжаков Н.Н. Состояние основных конструктивных решений морских стационарных платформ, работающих в условиях ледовых воздействий. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., с. 74. 12. Бородавкин П. П. Морские нефтегазовые сооружения: Учебник для вузов. Часть 1. Конструирование, - М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2006. – 555 с.: ил. ISBN 5-8365-0260-9 13. Бородавкин П. П. Морские нефтегазовые сооружения: Учебник для вузов. Часть 2. Технология строительства, - М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2007. – 408 с.: ил. ISBN 978-5-8365-0290-4 14. Буслов В.М., Карзан Д.И. Глубоководные стационарные платформы, конструкции и классификация (Фирма «Браун и Рут», США).– Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1985, №10, с. 82-85; №3, с. 47-57. 15. Ведомственные нормы и правила. Проектирование ледостойких стационарных платформ. ВСН 41-88. Миннефтипром СССР, 1988. 16. Вовк В. С., Мирзоев Д. А., Никитин Б. А., Мандель А. Я., Мансуров М.Н, Корниенко Д. А. Основные принципы обустройства месторождения Варандей-море.// Газовая промышленность. – 2000 - №11. С. 24-26 17. Волков Ю. С., Рыбалов И. И. Сооружения из железобетона для континентального шельфа. – М.: Строиздат, 1985 18. ВСН 41.88. ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ (ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ), ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛЕДОСТОЙКИХ СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ, Миннефтепром, Москва – 1988. 19. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. — М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 373 с. 20. Гаджиев Ф. М. Нагрузки и воздействия на морские стационарные платформы. М.: ВНИИЭгазпром, 1986 г. 110

111 21. Галабурда В. К. Морские буровые установки. Крепление морских глубоких нефтяных скважин. Мурманск, 2003. 22. Доусон Т. Проектирование сооружений морского шельфа. Пер. с англ. – Л.: Судостроение, 1986, 288 с., ил. (Техника освоения океана). – Пер. изд.: Englewood Cliffs, USA, 1983. 23. Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Понаморёва И. А. Прогнозирование развития нефтегазового комплекса. – М.: Наука, 1991. 24. Золотухин А.Б. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. – М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти им. И. М. Губкина, 2000г., 770 с. 25. Иванов П.Л. Грунты и основания гидротехнических сооружений. М.: Высш. Шк., 1985. 26. Картамышев П.И., Благовидов Л.Б., Морозов Е.П, Перец Н.Я. Перспективные направления проектирования и строительства морских стационарных платформ. / Технология судостроения № 9, 1990 г, с. 24-26. 27. Корниенко О. А., Никитин Б. А., Мирзоев Д. А. Обустройство месторождений шельфа Арктики// Газовая промышлнность – 1999 - №7, с 1718 28. Крел Н. У., Буслов В. М. (Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений (фирма «Браун и Рут», США). – Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1983, № 8, с. 63-68; №111, с. 46-48; № 12, с. 54-56; 1984, № 2, с. 51-53. Литвинова О.Е., Панова В. В. Ледотехнические аспекты 29. освоения морских месторождений нефти и газа. СПб, 2001 30. Мерзоев Д. А. Нефтегазопромысловые сооружения мелководного шельфа. М., 1992г. 31. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе: Учеб./Г. В. Симаков, К. Н. Шхинек, В. А. Смелов и др. – ISBN 57355-0071-6 111

112 32. 19906 Национальный стандарт российской федерации ГОСТ Р ИСО (проект, окончательная редакция) нефтяная и газовая промышленность. Cооружения арктического шельфа. ISO 19906 Petroleum and natural gas industries – Arctic offshore structures (IDT) 33. Носков Б. Д., Правдивцев Ю.П. Гидросооружения водных путей портов и континентального шельфа. Ч. 3. Сооружения континентального шельфа. – М.: АСВ, 2004 г., 278 с. 34. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие/ А. Б. Золотухин, О. Т. Гудместад, А. И. Ермаков и др. — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000.-770 с. 35. Пастухов В.П., Коротков О.П., Ксезонов В.Г. Некоторые аспекты создания надёжных средств освоения шельфа арктических морей на предприятиях ВПК Северодвинска, Северодвинск, 1998. 36. Патин С.А. Экология морского нефтегазового комплекса: мировой опыт и российские тревоги //Нефтегазовые технологии. – 2000. - №3 – с. 26-29. 37. Порядин А. Ф., Данилина А.Е. Обеспечение экологической безопасности при освоении при освоении месторождений углеводородов на шельфе Арктики. СПб, 1998г. 38. Потапов В.М. Особенности создания плавучих буровых установок для эксплуатации в условиях северных и дальневосточных морей. / Технология судостроения № 9, 1990 г, с. 21-24. 39. Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок (ПБУ) и морских стационарных платформ (МСП). – СПб: Российский Морской Регистр Судоходства, 2001г 40. Морские Пронкин буровые А.П., Хворостовский моноопорныен И.С., основания. Хворостовский Теоретические С.С. основы проектирования и эксплуатации. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с. 303. 112

113 41. Пронкин А.П., Хворостовский И.С., Хворостовский С.С., Пронкин А.А. Методы расчёта морской буровой моноопоры//Геологическое изучение и использование недр: Науч.-техн. информ. сб. /ЗАО «Геоинформмарк». – М., 2001. 42. Семёнов Ю.Н., Портной А.С. Технические средства освоения ресурсов Мирового океана: Учеб. Пособие. – СПб.: Изд. Центр СПбГМТУ, 1995 43. Семёнов Ю.Н., Разуваев В.Н. Состав и общие принципы проектирования технических средств освоения океана: Конспект лекций. – Л.: ИПК МСП, 1983. 44. Симаков О.В., Шхинек К.Н., Смелов В.А. идр. Морские гидротехнические сооружения континентального шельфа: Учеб./ - Л.: Судостроение, 1989. 45. Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989г. 46. СНиП 2.06.01-86, Гидротехнические сооружения. основные положения проектирования, Москва 1987. 47. СНиП 2.06.04-82* Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения, (волновые, ледовые и от судов), актуализированная редакция, Москва 2012. 48. Соколов В. Ф. Морские инженерные сооружения Соколов. – СПб.: «Судостроение», 2003г., 533 с. 49. Храпатый Н.Г., Беккер А.Т., Гнездилов Е.А. Гидротехнические сооружения на шельфе. – Владивосток ДВГТУ, 1983 50. Шхинек гидротехнические К.Н., Симаков сооружения на Г. В., Смелов В.А. континентальном Морские шельфе. Л.: Судостроение, 1989г. 51. Эстрин Ю. Я. Техника и технология освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа. – М.: ВНТИ Центр, 1989. 113

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв