- RAO/CIS Offshore

ТРУДЫ
RAO / CIS OFFSHORE 2013
PROCEEDINGS
Санкт-Петербург
ХИМИЗДАТ
2013
УДК
553:551.462.32
Т 782
Т 782
Труды 11-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и
газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO / CIS Offshore 2013).
10-13 сентября 2013 года, Санкт-Петербург — СПб.: ХИМИЗДАТ, 2013. — 590 с.
ISBN 978-5-93808-219-9
В сборник включены доклады 11-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ
(RAO / CIS Offshore 2013), направленные участниками конференции в Секретариат. Вся
ответственность за правильность и достоверность представленной информации лежит на
авторах.
The Proceedings of the 11th International Conference and Exhibition for Oil and Gas Resources
Development of the Russian Arctic and CIS Continental Shelf (RAO / CIS Offshore 2013) are
prepared on the basis of papers and speeches of authors. Authors are responsible for fidelity and
authenticity presented information.
Редакционная коллегия: академик РАН Дмитриевский А.Н., к.т.н. Квасняк А.Д., академик РАН Конторович А.Э., д.т.н., проф. Мирзоев Д.А., д.т.н., проф. Никитин Б.А., академик
РАН Пашин В.М., к.т.н. Симонов Ю.А.
Т 1804070000-004
050(01)-11
ISBN 978-5-93808-219-9
© Секретариат RAO / CIS Offshore, 2013
© ЗАО «ВО «РЕСТЭК», 2013
© ХИМИЗДАТ, 2013
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОРГАНИЗАТОРЫ/ FOUNDERS AND ORGANISERS
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF ENERGY OF THE RUSSIAN FEDERATION
МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY FOR NATURAL RESOURCES AND ECOLOGY
OF THE RUSSIAN FEDERATION
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЮ
FEDERAL SUBSOIL RESOURCES MANAGEMENT AGENCY
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
RUSSIAN ACADEMY OF SCIENCES
ОАО «ГАЗПРОМ»
GAZPROM
ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»
ROSNEFT
ДОАО ЦКБН ОАО «ГАЗПРОМ»
GAZPROM CENTRAL OIL AND GAS APPLIANCES DESIGN BUREAU
ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ШЕЛЬФ»
GAZPROM DOBYCHA SHELF LLC
ВЫСТАВОЧНОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ «РЕСТЭК®»
RESTEC® EXHIBITION COMPANY
ПРИ ПОДДЕРЖКЕ / OFFICIAL SUPPORT BY
МИНИСТЕРСТВА ИНОСТРАННЫХ ДЕЛ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF FOREIGN AFFAIRS OF THE RUSSIAN FEDERATION
МИНИСТЕРСТВА ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF ECONOMIC DEVELOPMENT OF THE RUSSIAN FEDERATION
МИНИСТЕРСТВА ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF TRANSPORT OF THE RUSSIAN FEDERATION
МИНИСТЕРСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ДЕЛАМ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ, ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ
СИТУАЦИЯМ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ СТИХИЙНЫХ БЕДСТВИЙ
EMERCOM OF RUSSIA (MINISTRY OF THE RUSSIAN FEDERATION
FOR CIVIL DEFENSE, EMERGENCIES AND ELIMINATION OF CONSEQUENCES
OF NATURAL DISASTERS)
МИНИСТЕРСТВА ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF THE RUSSIAN FEDERATION
– III –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
МИНИСТЕРСТВА РЕГИОНАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
MINISTRY OF REGIONAL DEVELOPMENT OF THE RUSSIAN FEDERATION
ПРАВИТЕЛЬСТВА САНКТ-ПЕТЕРБУРГА
GOVERNMENT OF ST. PETERSBURG
НОРВЕЖСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ АССОЦИАЦИИ «ИНТСОК»
INTSOK – THE NORWEGIAN OIL AND GAS PARTNERS
ПОД ПАТРОНАЖЕМ / UNDER THE AUSPICES
ТОРГОВО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ПАЛАТЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
CHAMBER OF COMMERCE AND INDUSTRY OF THE RUSSIAN FEDERATION
– IV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ГЕНЕРАЛЬНЫЕ СПОНСОРЫ
GENERAL SPONSORS
ОФИЦИАЛЬНЫЕ СПОНСОРЫ
OFFICIAL SPONSORS
СПОНСОРЫ КРУГЛЫХ СТОЛОВ
ROUND TABLE SPONSORS
СПОНСОР VIP ПРИЕМА
VIP RECEPTION SPONSOR
СПОНСОР КОФЕ-БРЕЙКА
COFFEE BREAK SPONSOR
СПОНСОР
SPONSOR
–V–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ СПОНСОР
GENERAL INFORMATION SPONSOR
ОФИЦИАЛЬНЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ СПОНСОРЫ
OFFICIAL INFORMATION SPONSORS
ОТРАСЛЕВЫЕ МЕДИА-ПАРТНЕРЫ
INDUSTRIAL MEDIA PARTNERS
МЕДИА-ПАРТНЕРЫ
MEDIA PARTNERS
•••••••••••••• ••••••••• /
Information agency
ПромРынок
Информационно-рекламный журнал
– VI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОДЕРЖАНИЕ / CONTENTS
КРУГЛЫЙ СТОЛ 1:
СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО
ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ
ROUND TABLE MEETING 1:
EXPLORATION MATURITY OF HYDROCARBON RESOURCES ON THE
CONTINENTAL SHELVES OF RUSSIA AND THE CIS COUNTRIES
OFFSHORE PLUG AND ABANDONMENT USING SYNTHETIC RESIN TECHNOLOGY
P.J. Jones, J.D. Karcher, D. Bolado, Halliburton, United States ................................................................................3
APPLICATION OF AN INTEGRATED RESOURCE ASSESSMENT SYSTEM TO
UNCONVENTIONAL HYDROCARBONS IN ARCTIC ENVIRONMENTS
B. Wygrala, I. Bryant, C. Stabell, O. Schenk, M. Neumaier and D. Spahic (Schlumberger SIS) ..................................7
ПОСТРОЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ
СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ДАННЫХ
Алтухов Е.Е., Сидоров В.В. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) .................................................................. 13
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА 4D ЗА РАЗРАБОТКОЙ
МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Ампилов Ю.П. (PGS), Дементьев А.А. (PGS) .................................................................................................... 15
4D SEISMIC STATE-OF-THE-ART TECHNOLOGIES FOR MONITORING OF
OFFSHORE OIL AND GAS FIELDS DEVELOPMENT
Yu. P. Ampilov (PGS), A. A. Dementiev(PGS) ......................................................................................... 15
БУРЕНИЕ С УПРАВЛЯЕМЫМ ДАВЛЕНИЕМ MPD В УСЛОВИЯХ МОРСКИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Андрей Олегович БАХТИН, Станислав Сергеевич КУЛИКОВ, Гурбан Гулам ВЕЛИЕВ (ООО «Везерфорд») ......... 19
MANAGED PRESSURE DRILLING IN OFF-SHORE CONDITIONS
Andrey O BAKHTIN, Stanislav S KULIKOV, Gurban G VELIEV (Weatherfod LLC)........................................ 19
НОВЫЕ ДАННЫЕ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ СТРОЕНИЮ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЧУКОТСКОГО И ВОСТОЧНО-СИБИРСКОГО МОРЕЙ
Елена Владимировна ГРЕЦКАЯ, Александр Викторович САВИЦКИЙ (ОАО «Дальморнефтегеофизика») .......... 23
NEW DATA ON GEOLOGICAL STRUCTURE AND PETROLEUM POTENTIAL OF
CHUKCHI AND EAST SIBERIAN SEAS
Elena V. GRETSKAYA, Alexander V. SAVITSKY («Dalmorneftegeophysica» JSC) ........................................ 23
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИРИНСКОГО БЛОКА ШЕЛЬФА ОСТРОВА
САХАЛИН
Борис Александрович НИКИТИН, Александр Дмитриевич ДЗЮБЛО (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина),
Александр Яковлевич МАНДЕЛЬ, Кирилл Эликович ХАЛИМОВ (ООО «Газпром добыча шельф») ...................... 29
THE GEOLOGICAL STRUCTURE AND PROSPECTS OF THE INTEGRATED
DEVELOPMENT OF GAS CONDENSATE FIELDS KIRINSKY BLOCK SAKHALIN ISLAND
Boris A. NIKITIN, Alexander D. DZYUBLO (Gubkin Russian State University of Oil and Gas), Alexander Y.
MANDEL, Kirill E. KHALIMOV (LLC «Gazprom Dobycha Shelf ») .............................................................. 29
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ
РАБОТАХ НА МЕЛКОВОДНЫХ АКВАТОРИЯХ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
Геннадий Иванович ИВАНОВ (ОАО «Севморгео»)............................................................................................. 35
GEOCHEMICAL INNOVATIVE SURVEYS FOR OIL AND GAS PROSPECTING OF THE
SHALLOW WATER AREAS OF RUSSIAN ARCTIC SHELF
Gennady I. IVANOV (JSC Sevmorgeo) .................................................................................................. 35
– XI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
О СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА И
РЕШЕНИИ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ СЕВЕРО-ВОСТОКА РОССИИ
Валерий Дмитриевич КАМИНСКИЙ, Олег Иванович СУПРУНЕНКО, Виктория Валерьевна СУСЛОВА,
Татьяна Юрьевна МЕДВЕДЕВА (ФГУП «ВНИИОкеангеология им.И.С.Грамберга») ........................................... 40
THE STRATEGY OF THE DEVELOPMENT OF THE ARCTIC SHELF’ OIL-AND-GAS
RESOURCES AND THE SOLUTION OF THE RUSSIAN NORTH-EAST SOCIALECONOMIC PROBLEMS
Valery D.Kaminsky, Oleg I.Suprunenko, Viсtoria V.Suslova, Tatiana Yu. Medvedeva
(The All-Russian Scientific Research Institute for Geology ant Mineral Resources
of the Ocean named after I.S.Gramberg) ............................................................................................. 40
ПРОБЛЕМЫ ВОСПРОИЗВОДСТВА И КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
РЕСУРСОВ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСННЫХ ПРОВИНЦИЙ РОССИИ
Б.В.Сенин1, А.П.Афанасенков2, М.И.Леончик1, И.Н.Пешкова2 (1ОАО «СОЮЗМОРГЕО»,
2
ФГУП «ВНИГНИ» ............................................................................................................................................. 42
PROBLEMS OF HYDROCARBON RESERVE REPLACEMENT AND QUANTITATIVE
ASSESSMENT IN RUSSIAN OFFSHORE PETROLIFEROUS PROVINCES
B.V.Senin1, А.P.Afanasenkov2, М.I.Leonchik1, I.N.Peshkova2 (1JSC «SOYUZMORGEO»,
2
FGUP «VNIGNI») ............................................................................................................................... 42
СПЕКТРАЛЬНЫЙ ВОЛНОВОЙ КЛИМАТ КАРСКОГО МОРЯ
Лопатухин Л. И., Бухановский А. В., Чернышёва Е. С. (Санкт-Петербургский Государственный университет
информационных технологий, механики и оптики) .......................................................................................... 43
SPECTRAL WAVE CLIMATE OF KARA SEA.
Lopatoukhin L. I., Boukhanovsky A. V., Chernysheva E. S. (The St.-Petersburg State University of
information technologies, mechanics and optics. A scientific research institute of the high technology
computer technologies) ..................................................................................................................... 43
КОНЦЕПЦИЯ ЦИФРОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Михайлов М. (Шлюмберже) ............................................................................................................................ 44
DIGITAL OILFIELD
Mikhaylov M. (Schlumberger) ............................................................................................................. 44
ПЕРСПЕКТИВЫ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОГО ШЕЛЬФА КАРСКОГО МОРЯ
ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Илья Владимирович ОБРАЗЦОВ, Елена Алексеевна ВАСИЛЬЕВА, Елена Павловна ПЕТРУШИНА
(ОАО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА») .............................................................................................................. 45
POSSIBILITIES OF THE PALEOZOIC SEDIMENTS OF THE KARA SEA NORTHERN
SHELF FROM SEISMIC DATA
Ilya V. OBRAZTSOV, Elena A. VASILYEVA, Elena P. PETRUSHINA (JSC SEVMORNEFTEGEOFIZIKA) ........... 45
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ О.САХАЛИН
Гарри Сергеевич ОГАНОВ, Алексей Иванович БОБРОВ, Роман Владимирович ИВАНЫЧЕВ,
Дмитрий Валерьевич ШУЛЕПОВ, Максим Максимович ЗАСУХИН (Обособленное Подразделения
«Центр проектирования строительства морских скважин» (ОП «ЦПСМС»)
ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект»)................................................................................................... 51
TECHNICAL AND TECHNOLOGICAL ASPECTS OF DESIGN OF CONSTRUCTION OF
PROSPECTING WELLS ON THE SHELF OF THE LAKE OF SAKHALIN
Harry S. Oganov, Alexey I. Bobrov, Roman V. Ivanychev, Dmitry V. Shulepov,
Maxim M. Zasukhin (Isolated Divisions «Center of design of construction of sea wells»
(OP «TsPSMS») of JSC Krasnoyarskgazprom Neftegazproyekt) ............................................................. 51
ПЕРСПЕКТИВЫ ДОННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ОСВОЕНИИ ШЕЛЬФОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Юрий Викторович РОСЛОВ, Вячеслав Владимирович ПОЛОВКОВ, Михаил Аркадьевич ВОРОНОВ
(ООО «Сейсмо-Шельф») .................................................................................................................................. 53
SEABED SEISMIC PERSPECTIVES FOR OIL&GAS EXPLORATION
Yuri V. ROSLOV, Viacheslav V. POLOVKOV, Mikhail A.VORONOV (Seismoshelf) ........................................ 53
– XII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕЙ
ПЕРМИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ
Ирина Анатольевна РУСАК, Нина Ивановна ЗОБНИНА, Марина Моисеевна ЖЕСТКОВА
(ОАО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА») ............................................................................................................. 58
EVALUATION OF PETROLEUM POTENTIAL OF THE UPPER PERMIAN
TERRIGENOUS SEDIMENTS OF THE EASTERN PART OF THE PECHORA SEA
Irina A. Rusak, Nina I. Zobnina, Marina M. Zhestkova (JSC SEVMORNEFTEGEOFIZIKA) .......................... 58
СТРУКТУРА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЕНИСЕЙСКОГО ЗАЛИВА
Артур Петрович ПРОНКИН, Валерий Иванович САВЧЕНКО, Борис Витальевич ШУМСКИЙ,
Валерий Михайлович ЮБКО, Владимир Алексеевич ЛЫГИН, Леонид Борисович МЕЙСНЕР,
Светлана Владимировна ПРОКОПЦЕВА (ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»),
Антонина Васильевна СТУПАКОВА, Кирилл Алексеевич ПЕРЕТОЛЧИН (МГУ)................................................... 64
SEDIMENTARY COVER STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL OF THE GULF
OF THE ENISEY
Arthur P. Pronkin, Valery I. Savtchenko, Boris V. Shumskiy, Valery M. Yubko, Vladimir A. Lygin, Leonid B.
Meysner, Svetlana V. prokoptseva (SSC FSUGE «Yuzhmorgeologiya»), Antonina V. stupakova, Kirill A.
peretolchin (MSU).............................................................................................................................. 64
ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ
ДАННЫХ КАК СРЕДСТВО ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ
Дзюбло А.Д., Сидоров В.В. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) ................................................................. 70
INFORMATION-ANALYTICAL SYSTEM FOR DATA INTEGRATION AS A MEANS
OF INCREASING THE EFFICIENCY OF GEOLOGICAL EXPLORATION ON THE
CONTINENTAL SHELF
Dzyublo A.D., Sidorov V.V. (Gubkin Russian State University of Oil and Gas) ............................................ 70
ПУТИ РЕАЛИЗАЦИИ ОБРАБОТКИ ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ДАННЫХ НА ШЕЛЬФЕ РФ В 2014-2018 ГГ.
Константин Александрович Смирнов (OOO«ПетроТрейс Глобал»).................................................................... 71
IMPLEMENTATION APPROACHES TO THE PROCESSING OF CONSIDERABLE
AMOUNTS OF SEISMIC DATA ACQUIRED ON THE RUSSIAN FEDERATION SHELF
DURING 2014-2018
Konstantin Smirnov (PetroTrace Global LLC) ........................................................................................ 71
МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭВОЛЮЦИИ БАССЕЙНА И НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ
ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Соболев П.О. (ФГУП «ВСЕГЕИ»)....................................................................................................................... 72
BURIAL AND PETROLEUM SYSTEMS MODELING OF THE EASTERN BARENTS SEA
Peter Sobolev A.P. Karpinsky (Russian Geological Research Institute (VSEGEI))...................................... 72
ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ОБРАБОТКЕ МОРСКИХ
СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Цветухин Игорь Витальевич (Ларгео) .............................................................................................................. 73
APPLICATION OF MODERN TECHNOLOGY FOR THE MARINE SEISMIC DATA
PROCESSING
Tsvetukhin Igor V. , Largeo .................................................................................................................. 73
АНАЛИЗА АТРИБУТОВ И ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОГНОЗА ЗОН ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ МИГРАЦИИ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА ВОСТОЧНОМ ШЕЛЬФЕ ЧЕРНОГО МОРЯ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА
ЗОН CHIMNEY
Яковлев А.П. (ЛАРГЕО) .................................................................................................................................... 74
CHIMNEY PROCESSING BASED ON ATTRIBUTE ANALYSIS APPLYING TO BLACK
SEA SHELF TO ALLOCATE POTENTIAL HYDROCARBONS MIGRATION ZONES
Iakovlev A.P. (Largeo) ......................................................................................................................... 74
– XIII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КРУГЛЫЙ СТОЛ 2:
ПОДВОДНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ – КЛЮЧ К УГЛЕВОДОРОДНЫМ КЛАДОВЫМ
АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
ROUND TABLE MEETING 2:
UNDERWATER TECHNOLOGIES AS A KEY TO THE HYDROCARBON
RESOURCES OF THE ARCTIC SHELF
DEVELOPMENT OF OB-TASOV BAY GAS FIELDS BY USE OF OFFSHORE TECHNOLOGY
Ove T. Gudmestad1, Nikita Efremov2 , Timur Myazin2 and Anatoly B. Zolotukhin 1.2
University of Stavanger
2
Gubkin Russian State University of Oil and Gas .................................................................................................. 77
1
FLOW INDUCED VIBRATION OF SUBSEA PRODUCTION SYSTEMS
H.J. Slot, S.V. Hageraats-Ponomareva (TNO) ...................................................................................................... 78
FAST, ECONOMICAL AND FLEXIBLE DESIGN TOOL FOR SUBSEA GAS COMPRESSION
DESIGN, VERIFICATION AND OPERABILITY
Tine Bauck Irmann-Jacobsen , Marit Storvik , Asbjørn Bakken (FMC Technologies AS) .......................................... 81
HOW TO SUCCESSFULLY CONQUER THE DIFFICULTIES OF WELL TESTING
IN THE ARCTIC
Curtis Wendler, Halliburton ................................................................................................................................. 82
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОВОДКИ И
КОНТРОЛЯ СКВАЖИН НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Пешехонов В.Г., Биндер Я.И., Полиенко В.Н., Падерина Т.В., Розенцвейн В.Г., Гутников А.Л.
(ОАО «Концерн «ЦНИИ «Электроприбор»), Григорьев В.М. (ОАО «ВНИИГИС»),
Молчанов А.А. (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»)................................................. 87
ВИРТУАЛЬНЫЕ СТЕНДЫ И ПОЛИГОНЫ - НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ В ОТРАБОТКЕ
ТЕХНОЛОГИЙ ПОДВОДНО-ПОДЛЕДНОГО ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФА
Анатолий Михайлович ГАВРИЛЕНКО, Андрей Римович ГИНТОВТ, Алексей Юрьевич ГАВРИЛОВ
(ОАО «ЦКБ МТ «Рубин»), Василий Сергеевич УСТИНОВ, Василий Евгеньевич Велихов,
Вячеслав Петрович КУЗНЕЦОВ, Ниджат Шаддых оглы Исаков (ФГБУ «НИЦ «Курчатовский институт») ............ 88
VIRTUAL BENCHES AND TEST RANGES - RECENT TREND IN PROVING OUT OF
SUBSEA UNDER-ICE OFFSHORE DEVELOPMENT TECHNOLOGIES
Anatoliy Mihailovich GAVILENKO, Andrey Rimovich GINTOVT, Alexey Urievich GAVRILOV (CDB ME Rubin),
Vasiliy Sergeevich USTINOV, Vasiliy Evgenyevich VELIHOV, Vyacheslav Petrovich KUZNETSOV,
Nidzhat Shaddyh ogly Isakov (National Research Centre «Kurchatov Institute») ...................................... 88
ИНЖЕНЕРНЫЕ РЕШЕНИЯ В ОБЛАСТИ ОБУСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Желяев Е.С. (ООО «Холдинговая Компания «ИНТРА ТУЛ») ............................................................................... 94
ENGINEERING SOLUTIONS IN OIL AND GAS SHELF PROJECTS.OPERATIONS AND
MAINTENANCE
Zhelyaev E.S. (INTRATOOL Holding Company, LLC) .............................................................................. 94
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕРХЗВУКОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБРАБОТКИ ГАЗА
В ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ КОМПЛЕКСАХ
к.ф.-м.н. Салават Зайнетдинович ИМАЕВ, к.ф.-м.н. Лев Аркадьевич БАГИРОВ, Евгений Анатольевич
НИКОЛАЕВ, Евгений Валентинович ВОЙТЕНКОВ (ООО «ЭНГО Инжиниринг») .................................................. 95
CAPABILITIES OF USING SUPERSONIC GAS TECHNOLOGY AT SUBSEA
PROCESSING PLANTS
Dr. Salavat Z. IMAEV, Dr. Lev A. BAGIROV, Evgeny A. NIKOLAEV, Evgeny V. VOYTENKOV («ENGO
Engineering», Ltd.)............................................................................................................................. 95
– XIV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПОДВОДНОГО ОБУСТРОЙСТВА АРКТИЧЕСКОГО
ШЕЛЬФА
Евгений Евгеньевич ТОРОПОВ, Михаил Викторович КИРИЛЛОВ (ОАО «ЦКБ МТ «Рубин») .............................. 101
SUBSEA FACILITIES FOR ARCTIC SHELF DEVELOPMENT
Evgeniy Evgenyevich TOROPOV, Mihail Viktorovich KIRILLOV (CDB ME Rubin) ...................................... 101
ПОДХОДЫ К ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЮ УДАЛЁННЫХ ПОДВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА
Константин Вольдемарович МЕГРЕЦКИЙ, Вячеслав Валерьевич МОВШУК,
Дмитрий Викторович БАТРАК (ОАО «ЦКБ МТ «Рубин»), Анатолий Егорович КОРНИЛОВ,
Искендер Энверович ИБРАГИМОВ (ДОАО ЦКБН ОАО Газпром), Юрий Александрович ШЕРШНЁВ,
Мария Копельевна ГУРЕВИЧ (ОАО «НИИПТ») ................................................................................................ 102
APPROACHES TO POWERING OFFSHORE OIL AND GAS REMOTE SUBSEA
FACILITIES
Konstantin Voldemarovich MEGRETSKIY, Vyacheslav Valeryevich MOVSHUK,
Dmitry Viktorovich BATRAK (CDB ME Rubin), Anatoly Egorovich KORNILOV
and Iskender Enverovich IBRAGIMOV (DOAO CKBN OAO Gazprom), Yury Aleksandrovich SHERSHNEV,
Mariya Kopelyevna GUREVICH (OAO NIIPT) ....................................................................................... 102
КЛИМАТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПЛОЩАДИ ЛЬДА И ЛЕДОВЫЕ УСЛОВИЯ ПЛАВАНИЯ
НА РОССИЙСКОМ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Евгений Уарович МИРОНОВ (ФГБУ «ААНИИ»), Валерий Павлович Карклин (ФГБУ «ААНИИ»),
Залман Маркович Гудкович (ФГБУ «ААНИИ»), Александр Викторович Юлин (ФГБУ «ААНИИ») ........................ 108
CLIMATIC CHANGES OF ICE AREA AND ICE NAVIGATION CONDITIONS ON THE
RUSSIAN ARCTIC OFFSHORE
Yevgeny MIRONOV (AARI), Valery KARKLIN (AARI), Zalman GUDKOVICH (AARI),
Alexander YULIN (AARI) .................................................................................................................... 108
КРУПНОМАСШТАБНАЯ МЕХАНИКА МОРСКОГО ЛЬДА В АРКТИКЕ
Виктор Николаевич СМИРНОВ, Сергей Михайлович КОВАЛЕВ, Валерий Геннадьевич КОРОСТЕЛЕВ,
Леонид Владимирович Панов, Игорь Борисович ШЕЙКИН, Александр Иванович ШУШЛЕБИН
(ФГБУ «ААНИИ») ............................................................................................................................................ 110
THE LARGE-SCALE MECHANICS OF SEA ICE IN АRCTIC
Victor N. SMIRNOV, Sergey M. KOVALEV, Valeriy G. KOROSTELEV, Leonid V. PANOV,
Igor B. SHEIKIN, Alexandr I. SHUSHLEBIN (AARI) ............................................................................... 110
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ «АКЕР СОЛЮШНС» ДЛЯ ПОДВОДНОГО ОБУСТРОЙСТВА
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Даниил Анатольевич Хабенский (Акер Солюшнс)........................................................................................... 117
AKER SOLUTIONS STATE-OF-THE-ART TECHNOLOGIES FOR SUBSEA FIELDS
DEVELOPMENT
Daniil Khabenskiy (Aker Solutions) .................................................................................................... 117
ПОДВОДНЫЙ АППАРАТУРНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В АРКТИКЕ
Михаил Юрьевич ШКАТОВ (ОАО «Севморгео») .............................................................................................. 123
THE UNDERWATER DEVICE - TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR THE GEOLOGICAL
EXPLORATION WORK IN THE ARCTIC
Mikhail Yu. SHKATOV (JSC Sevmorgeo) ............................................................................................. 123
OVERCOMING EXTREME WEATHER CONDITIONS BY DRILLING WITH MPD OFFSHORE IN
THE ARCTIC
R. Lovorn, D. Lewis, S. Allen, I. Poletzky (Halliburton Energy Services, USA)......................................................... 127
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОДВОДНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
А.Н. Чернов, А.М. Пароменко, М.С. Кирик, ОАО «Гипроспецгаз» ................................................................... 132
– XV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КРУГЛЫЙ СТОЛ 3:
ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТЫ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ ШЕЛЬФА
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ
ROUND TABLE MEETING 3:
MAJOR PROJECTS ON EXPLORATION OF HYDROCARBON RESOURCES ON
THE SHELVES OF RUSSIA AND THE CIS COUNTRIES
FILTRATION OF COMPLETION FLUIDS AND OFFSHORE WATER FILTRATION SYSTEMS
FILTRATION OF WELL COMPLETION FLUIDS IN OFFSHORE PLANTS
Robert Bea (BEA Technologies S.p.A) ............................................................................................................... 139
DISTRIBUTED FIBER OPTIC SENSING AND MONITORING IN OIL & GAS
Alix Diserens (BRUGG Kabel AG) ...................................................................................................................... 144
WHY CONCRETE GRAVITY BASED STRUCTURES ARE CUSTOM-MADE
FOR THE ARCTIC CONDITIONS
Erik Gulbrandsen, (Kvaerner) ........................................................................................................................... 145
EFFECTIVE MONITORING OF AURORAL ELECTROJET DISTURBANCES TO ENABLE
ACCURATE WELLBORE PLACEMENT IN THE ARCTIC
Benny Poedjono, Schlumberger; Stefan Maus, Magnetic Variation Services; ChandrasekharanManoj, National
Geophysical Data Center ................................................................................................................................. 146
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ, КОМПЛЕКС ЗАДАЧ
Михаил Попов, Координатор направления «Цементирование» компании «Шлюмберже» ............................... 151
CHEMICAL INJECTION PACKAGES FOR OFFSHORE APPLICATIONS AND STRIGENT
CLIMATIC CONDITIONS
Serge TURBIAN, MILTON ROY EUROPE ............................................................................................................ 152
SCHLUMBERGER IN THE ARCTIC – GLOBAL EXPERIENCE, LOCAL EXPERTISE
Geir Utskot (Schlumberger) ............................................................................................................................. 154
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ ЛЕДОВЫХ НАГРУЗОК НА ПРИМЕРЕ РЕАЛИЗОВАННЫХ
ПРОЕКТОВ ЛЕДОСТОЙКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Лев Борисович БЛАГОВИДОВ, Ирина Львовна БЛАГОВИДОВА (ПАО «ЦКБ «Коралл»),
Марина Марковна КАРУЛИНА (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») .................................. 157
PECULIARITIES OF CALCULATIONS OF THE ICE LOADS BY THE EXAMPLE OF
REALIZED DESIGNS OF ICE-RESISTANT OIL/GAS STRUCTURES
Lev B. BLAGOVIDOV, Iryna L. BLAGOVIDOVA (SDB Corall PJSC, Sevastopol, Ukraine), Marina M. KARULINA
(Krylov State Research Centre, St.Petersburg, Russia) ....................................................................... 157
ДОСТРОЙКА И ИСПЫТАНИЯ МОРСКОЙ ЛЕДОСТОЙКОЙ СТАЦИОНАРНОЙ ПЛАТФОРМЫ
«ПРИРАЗЛОМНАЯ». ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ВОПРОСЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ НА ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ
Бородин В.В., Кузьмин В.В. (ОАО «ПО «Севмаш») .......................................................................................... 162
ОЦЕНКА ЛЕДОВЫХ УСЛОВИЙ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ И ОСОБЕННОСТИ ДРЕЙФА ЛЬДА И
ПОДЛЕДНЫХ ТЕЧЕНИЙ ПО ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫМ ДАННЫМ
Роман Александрович ВИНОГРАДОВ, Алексей Кирович НАУМОВ, Николай Викторович КУБЫШКИН,
Александр Валерьевич НЕСТЕРОВ, Геннадий Константинович ЗУБАКИН,
Юрий Петрович ГУДОШНИКОВ (ФГБУ «ААНИИ») ........................................................................................... 163
ESTIMATION OF ICE CONDITIONS OF THE PECHORA SEA AND CHARACTERISTICS
OF ICE DRIFT AND SUBGLACIAL CURRENTS BY MEANS
OF INSTRUMENTAL DATA
Roman А. VINOGRADOV, Alexei К. NAUMOV, Nikolai V. KUBYSHKIN, Alexandr V. NESTEROV,
Gennady К. ZUBAKIN, Yuri P. GUDOSHNIKOV (FSBI «AARI») ................................................................ 163
– XVI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРИМЕНЕНИЕ ЛЕДОСТОЙКИХ ОСТРОВОВ ДЛЯ РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНЫХ МОРЕЙ
Иван Владимирович ВОЛКОВ (ОАО «ЦКБ» Монолит»).................................................................................... 169
APPLICATION OF ICE-RESISTANT ISLANDS FOR INVESTIGATION AND
DEVELOPMENT OF OIL AND GAS FIELDS ON THE SHELF OF NORTH SEAS
Ivan V. Volkov (open Joint Stock Company «Central Design Bureau «Monolit») ...................................... 169
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ВОЗДУХООЧИСТИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ (КВОУ)
ДЛЯ МОРСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ НА ОСНОВЕ ВОЗДУШНЫХ ФИЛЬТРОВ И ТЕХНОЛОГИЙ
AAF INTERNATIONAL
Николай Константинович ГАЛАНЦЕВ (ЗАО «Мультифильтр»).......................................................................... 172
DESIGNING OF GAS TURBINE INLET AIR FILTRATION SYSTEMS FOR OFFSHORE
& MARINE APPLICATIONS BASED ON THE AIR FILTRATION TECHNOLOGY OF
AAF INTERNATIONAL
Nikolay K. GALANTSEV (Multifilter) .................................................................................................... 172
УСТАНОВКА И УДАЛЕНИЕ ОПОРНЫХ БЛОКОВ БУРОВЫХ УСТАНОВОК НА
МЕЛКОВОДНОМ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Ирина Николаевна БЕЛКОВА, Вячеслав Борисович ГЛАГОВСКИЙ, Светлана Анатольевна СОСНИНА
(ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева») ................................................................................................................ 176
INSTALLATION AND REMOVAL OF BEARING UNITS OF DRILLING RIGS FOR
ARCTIC SHALLOW OFFSHORE
Irina N. BELKOVA, Viacheslav B.GLAGOVSKY, Svetlana A. SOSNINA
(JSC «Vedeneev VNIIG»)................................................................................................................... 176
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА МЕЛКОВОДНОМ
ШЕЛЬФЕ ОБСКОЙ ГУБЫ
(НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-КАМЕННОМЫССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Мирзоев Д.А., Шилов Г.Я., Захаров А.И. (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»), Красовский А.В.
(ООО «ТюменНИИГипрогаз») ......................................................................................................................... 182
КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ»
Евгений Борисович КАРУЛИН, Марина Марковна КАРУЛИНА (ФГУП «Крыловский государственный
научный центр»), Евгений Евгеньевич ТОРОПОВ (ОАО «ЦКБ МТ «РУБИН») .................................................... 185
COMPREHENSIVE STUDIES OF THE MISP «PRIRAZLOMNAYA» DESIGN AND
OPERATION
Evgeny B. Karulin, Marina M. KARULINA(Krylov State Research Centre),
Evgeny E. Toropov (PJSC «CDBfor Marine Engineering «RUBIN») ........................................................ 185
БЕРЕГОВАЯ ЗАЩИТА В РАЙОНЕ БУРОВОГО КОМПЛЕКСА «ЯСТРЕБ» НА СЕВЕРОВОСТОЧНОМ ПОБЕРЕЖЬЕ О. САХАЛИН
Лев Владимирович КИМ (ФГАОУ ВПО «Дальневосточный федеральный университет») ................................. 193
EVALUTION OF DANGER FROM ICE ABRASION OF OFFSHORE PLATFORM IN FAR
EASTERN SEAS
Lev V. KIM (Far Eastern Federal University) ......................................................................................... 193
МУРМАНСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ В КАЧЕСТВЕ
ОБЪЕКТА ОСВОЕНИЯ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИКИ Г.МУРМАНСКА
Леонид Григорьевич КУЛЬПИН (ИПНГ РАН; ООО «НИПИморнефть»), Александр Дмитриевич ЗИМИН
(ФГУП «Крыловский научно-исследовательский центр»), Григорий Иванович СТРАТИЙ (Ассоциация
«Мурманшельф»), Дмитрий Леонидович КУЛЬПИН (ООО «НИПИморнефть»), Виктор Витальевич ШЕВЧУК
(ОАО «Артикморнефтегазразведка») ............................................................................................................. 195
MURMANSK GAS FIELD IN THE BARENTS SEA AS OBJECT OF DEVELOPMENT
FOR ENERGY MURMANSK
Leonid G. KULPIN (Russian Academy of Sciences Oil and Gas Research Iinstitute, OOO «NIPImorneft»),
Alexander D. Zimin (FSUE «Krylov Research Centre»), Gregory I. Stratiy (Association «Murmanshelf»),
Dmitry L. Kulpin (OOO «NIPImorneft»), Victor V. Shevchuk (JSC «Artikmorneftegazrazvedka») ............... 195
– XVII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОБСКОЙ И
ТАЗОВСКОЙ ГУБ
Андреев О.П., Миронов В.В., Куропаткин С.Ю. (ООО «Газпром добыча Ямбург»),
Ибрагимов И.Э., Колпаков Д.А. (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»)........................................................................ 198
ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ММП
НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Андрей Станиславович ЛОКТЕВ (ОАО «АМИГЭ») ........................................................................................... 199
ENGINEERING-GEOLOGICAL INVESTIGATION OF ARCTIC SHELF PERMAFROST
AREAS
Andrei S. LOKTEV (JSC AMIGE) ........................................................................................................ 199
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ ПРОЕКТ ЛЕДОСТОЙКОГО БЛОК-КОНДУКТОРА
ДЛЯ МЕЛКОВОДНЫХ АКВАТОРИЙ ШЕЛЬФА РОССИИ
Евгений Михайлович АППОЛОНОВ,Сергей Владимирович ВЕРБИЦКИЙ, Павел Андреевич ЛОПАШЕВ
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 204
CONCEPTUAL PROJECT OF WELLHEAD PLATFORM FOR SHALLOW WATER AREAS
OF RUSSIAN SHELF
Evgeny M. Appolonov, Sergey V. Verbitskiy, Pavel A. Lopashev (Krylov state research centre) ................. 204
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МОРСКИЕ СООРУЖЕНИЯ ИЗ ЖЕЛЕЗОБЕТОНА
ДЛЯ МЕЛКОВОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Владимир Андреевич ВОЛКОВ, Александр Александрович МОЛЕВ, (ОАО «ЦКБ «Монолит»),
Сергей Владимирович ВЕРБИЦКИЙ, Андрей Владимирович ГУМЕНЮК
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 208
PERSPECTIVE REINFORCED CONCRETE OFFSHORE STRUCTURES FOR SHALLOW
WATER AREAS IN ARCTIC SHELF
Vladimir A. VOLKOV, Alexander A. MOLEV (Central Design Bureau «Monolit»),
Sergey V. VERBITSKIJ, Andrey V. GUMENJUK (Krylov State Research Centre)...................................... 208
СОВРЕМЕННЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖКИ ЖИЗНЕННОГО
ЦИКЛА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Одинцов А.В., Корнеев Д.В. («Интерграф ППэндМ Россия ГмбХ») ................................................................. 211
CAPITAL PROJECT LIFECYCLE MANAGEMENT SOLUTION FOR OFFSHORE
OWNER/OPERATORS
Alexander Odintsov, Denis Korneev («Intergraph PP&M Russia GmbH») ............................................... 211
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ОПОРНЫХ ОСНОВАНИЙ ЛЕДОСТОЙКОЙ
СТАЦИОНАРНОЙ ПЛАТФОРМЫ
Кирилл Евгеньевич САЗОНОВ, Алексей Алексеевич ДОБРОДЕЕВ, Юрий Сергеевич КАЙТАНОВ,
Вячеслав Валерьевич МАГАРОВСКИЙ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр»),
Вадим Сергеевич МАЖИТОВ, Иван Викторович ДРОЗДОВ (ООО «ВолгоградНИПИморнефть»)..................... 212
MODEL TESTS OF ICE FIXED PLATFORM’S SUB-STRUCTURES
Kirill E. SAZONOV, Aleksey A. DOBRODEEV, Yuriy S. KAYTANOV,
Viacheslav V. MAGAROVSKII (KRYLOV STATE RESEARCH CENTRE), Vadim S. MAGITOV, Ivan V. DROZDOV
(VolgogradNIPImorneft) ................................................................................................................... 212
ОСОБЕННОСТИ ЭЭС АВТОНОМНЫХ МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНЫХ МОРЕЙ
(С УЧЕТОМ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ ЭРУ ДЛЯ МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ» И ПЕРСПЕКТИВ
ОСВОЕНИЯ ШТОКМАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Тихомиров М.П., Неелов А.А.,ОАО «Новая ЭРА» ............................................................................................. 217
ДОЛГОВРЕМЕННАЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИОННЫХ
ЭРОЗИОННЫХ РАЗРУШЕНИЙ НЕДОКУЕМЫХ ЛЕДОСТОЙКИХ МОРСКИХ СООРУЖЕНИЙ
ДЛЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ НА МОРСКОМ ШЕЛЬФЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ
В.Н. ТРОЩЕНКО, КУЗЬМИН Ю.Л. (ФГУП «ЦНИИ КМ «Прометей» .................................................................. 219
– XVIII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МАТЕРИАЛОВ НА ОСНОВЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ
ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ ДЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОНЕФТЕДОБЫЧИ
В. П. Леонов, А. С. Кудрявцев, Е. В. Чудаков (ФГУП «Центральный научно-исследовательский институт
конструкционных материалов «Прометей») ................................................................................................... 220
PROSPECTS FOR USING OF MATERIALS BASED ON DOMESTIC TITANIUM ALLOYS
FOR GAS AND OIL PRODUCTION EQUIPMENT
Leonov V.P., Kydryavcev A.S., Chudakov E. V. (Central Research Institute of Structural Materials
«Prometey») .................................................................................................................................... 220
FIELD DEVELOPMENT ON A MAN-MADE OFFSHORE ARCTIC ISLAND – SOLVING THE
CHALLENGES OF ON-SITE SUPPORT AND LOGISTICS
Richard Logan, Halliburton............................................................................................................................... 221
ОСНОВНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» В ОБЛАСТИ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМ
Евгений Владимирович ЯКОВЕНКО, Алексей Николаевич ИВАНОВ, Рустам Валерьевич КАРАПЕТОВ,
Александр Иванович ЩЕКИН (СП «Вьетсовпетро») ........................................................................................ 222
КРУГЛЫЙ СТОЛ 4:
ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФА АРКТИКИ
ROUND TABLE MEETING 4:
DESIGN, CONSTRUCTION AND EXPLOITATION OF PIPELINE SYSTEMS ON
THE ARCTIC SHELF - MAIN CHALLENGES
ТЕХНОЛОГИИ КОМПАНИИ CANUSA-CPS В ОБЛАСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ
ЗАЩИТЫ
Абабков Александр Викторович, представитель компании Canusa-CPS в станах СНГ. ................................... 225
CANUSA-CPS TECHNOLOGIES IN THE FIELD OF CORROSION PROTECTION
Alexander Ababkov,Canusa-CPS Representative in CIS Countries. ...................................................... 225
INTEGRATED EMERGENCY RESPONSE SAFEGUARDING LIFE, ENVIRONMENT,
THROUGHPUT AND ASSET
Rutger SCHOUTEN (GRUP SERVICII PETROLIERE S.A) ...................................................................................... 226
DEVELOPMENT OF A MULTI-MODE TOOL DEPLOYMENT SYSTEM FOR SUBSEA
TRENCHING OPERATIONS
M. Menon, G. Walker, Soil Machine Dynamics Ltd. (SMD) ................................................................................... 227
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ РОССИЙСКОГО МОРСКОГО РЕГИСТРА СУДОХОДСТВА К
МАТЕРИАЛАМ И ИЗДЕЛИЯМ ДЛЯ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Андрей Сергеевич Авдонкин (ФAУ «Российский морской регистр судоходства») .......................................... 231
THE RUSSIAN MARITIME REGISTER OF SHIPPING RULES EXPERIENCE TO
MATERIALS AND PRODUCTS FOR OFFSHORE SUBSEA PIPELINES
Andrey S. Avdonkin (FAI «Russian Maritime Register of Shipping») ....................................................... 231
ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ И НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
Беков Фрунзе Рустамович, Фомичёва Ольга Алексеевна (ООО «ГАБИОНЫ МАККАФЕРРИ СНГ) .................... 232
ADVANCED PROTECTIVA TECHNOLOGIES FOR HYDRAULIC STRUCTURES AND
OIL AND GAS PIPELINES
Bekov R. Frunze, Fomicheva A. Olga (MACCAFERRI GABIONS CIS Ltd.) .............................................. 232
– XIX –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И ГАЗА НА МАТЕРИКОВОЙ
ЧАСТИ РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ НА ПРИМЕРЕ ДЕЙСТВУЮЩЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Васильев Дмитрий Сергеевич (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»)......................................................................... 234
PROBLEMS AND SOLUTIONS OF TRANSPORTING OIL AND GAS IN THE
CONTINENTAL PART OF RUSSIAN ARCTIC BY WAY OF EXAMPLE THE ACTIVE
FIELD
Vasilyev Dmitry (Rosneft-NTC Ltd.).................................................................................................... 234
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ДЕТАЛЕЙ ИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ
АЗОТСОДЕРЖАЩИХ СТАЛЕЙ
Валерий Михайлович ЛЕВШАКОВ, Алексей Анатольевич ВАСИЛЬЕВ, Олег Сергеевич КУКЛИН,
Владимир Юрьевич ШУНЬГИН (ОАО «Центр технологии судостроения и судоремонта») ............................... 238
TECHNOLOGICAL FEATURES OF MANUFACTURING PARTS FROM PERSPECTIVE
NITROGEN-CONTAINING STEEL
Valery M. LEVSHAKOV, Anatoly A. VASILYEV, Oleg S. KUKLIN, Vladimir Yu. SHUNGIN
(JSC Shipbuilding and Shiprepair Technology Center) ........................................................................ 238
ПРОБЛЕМЫ КОНТРОЛЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ РАЗРУШЕНИЮ МЕТАЛЛА ТРУБ ДЛЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ В АРКТИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ
Максим Андреевич ГУСЕВ, Алексей Витальевич ИЛЬИН, Александр Викторович ЛАРИОНОВ
(ФГУП «ЦНИИ КМ «Прометей») ...................................................................................................................... 240
ISSUES RELATED TO THE EXAMINATION OF RESISTANCE TO FRACTURE IN
THEMETAL OF PIPES FOR MAIN PIPELINES OPERATING IN ARCTIC CONDITIONS
Maxim A. GUSEV, Alexey V. ILYIN, Alexandr V. LARIONOV (FSUE CRISM «Prometey») ............................ 240
РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ
СЪЕМКИ «КАК-ПОСТРОЕНО»
Андрей Иванович ДУЛЬНЕВ, Глеб Александрович ТУМАШИК (ФГУП «Крыловский государственный
научный центр»), Дмитрий Николаевич Ершов (ООО «Интари») ..................................................................... 246
ANALYSIS OF LINEAR PIPELINE STRESSED STATE BASED ON AS-BUILT SURVEY
RESULTS
Andrey I. DULNEV, Gleb A. TUMASHIK (Krylov State Research Centre),
Dmitrij N. Ershov (Intari Ltd.) ............................................................................................................. 246
MONITORING AND MODELING OF SOIL STATE NEAR PIPELINE LANFALLS
IN THE ARCTIC
A.V. MARCHENKO, A. INSTANES, J. FINSETH (The University Centre in Svalbard)
D.A. ONISHCHENKO (Gazprom VNIIGAZ Ltd.) ................................................................................................... 250
ОЦЕНКА РИСКА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА МОРСКОМ ГРУНТЕ
ПРИ СЕЙСМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
Людмила Викторовна МУРАВЬЕВА (Волгоградский государственный архитектурно-строительный
университет) ................................................................................................................................................. 254
RISK ASSESSMENT FOR A MARINE PIPELINE UNDER SEVERE SOIL CONDITIONS
ON EXPOSURE TO SEISMIC FORCES
Ludmila V.MURAVIEVA (Volgograd State Architectural and Civil University) ............................................ 255
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИПОВЕРХНОСТНЫХ ЗОН АВПД НА ШЕЛЬФЕ
ПЕЧОРСКОГО И КАРСКОГО МОРЕЙ
Сергей Игоревич Рокос (ОАО АМИГЭ) ........................................................................................................... 259
SPECIAL CHARTER OF FORMATION OF SHALLOW OVER-PRESSURED ZONES
WITHIN THE RECHORA AND THE KARA SEAS OFFSHORE AREAS
Sergey Rokos (AMIGE) ..................................................................................................................... 259
ПРОБЛЕМА ТРАНСПОРТА ПРОДУКЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ МЕДВЕДЬ» НА
МЕСТОРОЖДЕНИЕ «БЕЛЫЙ ТИГР» ПО ПОДВОДНОМУ ТРУБОПРОВОД
Ты Тхань Нгиа, Тонг Кань Шон, Ле Динь Хое, Фам Ба Хиен (СП «Вьетсовпетро») ............................................. 263
– XX –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КРУГЛЫЙ СТОЛ 5:
АНАЛИЗ ОПЫТА СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОСВОЕНИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ ШЕЛЬФА
РОССИИ
ROUND TABLE MEETING 5:
ENVIRONMENTAL AND INDUSTRIAL SAFETY SYSTEMS IN DEVELOPMENT
OF OIL AND GAS RESOURCES OF THE RUSSIAN SHELF – CASE STUDY
RUSSIAN – NORWEGIAN OIL AND GAS INDUSTRY COOPERATION IN THE HIGH NORTH ENVIRONMENTAL PROTECTION, MONITORING SYSTEMS AND OIL SPILL CONTINGENCY
TASK FORCE
Erik Bjørnbom, Eni Norge AS............................................................................................................................ 267
INNOVATIVE SOLUTIONS FOR ARCTIC OIL SPILL MANAGEMENT
Markku Kajosaari, Arctech Helsinki Shipyard Inc., M.Sc, Naval Architecture ......................................................... 268
ENVIRONMENTALLY FRIENDLY SUBSEA TECHNOLOGY FOR THE ARCTIC
Bente Thornton, FMC Technologies .................................................................................................................. 269
ЗДОРОВЬЕ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПЕРСОНАЛА В УСЛОВИЯХ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Сергей Анатольевич Антипов (ООО «Центр корпоративной медицины») ........................................................ 270
PERSONNEL HEALTH AND SAFETY AT WORKING IN ARCTIC SHELF
Sergei A. Antipov (LLC «Centr Korporativnoi Medicini») ....................................................................... 270
ВЫБОР КОНЦЕПЦИИ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МНГС
Игорь Юрьевич БАРДИН, Роман Александрович ГУРМАН (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)................................................................................................. 273
CHOICE OF THE CONCEPT OF THE OFFSHORE STRUCTURES TECHNICAL STATE
MONITORING SYSTEM
Igor Y. Bardin, Roman R. Gurman (LUKOIL-Engineering Limited VolgogradNIPImorneft
Branch Office in Volgograd) .............................................................................................................. 273
ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОСВОЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В СЕВЕРНОМ КАСПИИ
Юрий Георгиевич БЕЗРОДНЫЙ, Виктория Владимировна НОВИКОВА (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ВолгоградНИПИморнефть»), Евгений Валерьевич КОЛМЫКОВ, Амир Лазарьевич ИСМАГУЛОВ
(ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть») ........................................................................................................... 276
ENVIRONMENTAL SAFETY SYSTEM DURING HYDROCARBON FIELD
DEVELOPMENT IN THE NORTHERN CASPIAN
Yuri G. BEZRODNY, Viktoria V. NOVIKOVA (Branch of OOO «LUKOIL-Engineering»
«VolgogradNIPImorneft»), Evgeny V. KOLMYKOV, Amir L. ISMAGULOV
(Lukoil-Nizhnevolzhskneft Ltd.) ......................................................................................................... 276
АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КОНЦЕПТУАЛЬНОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ МОРСКИХ
СООРУЖЕНИЙ
Николай Александрович ВАЛЬДМАН (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................. 282
SAFETY ANALYSIS AT CONCEPTUAL DESIGN OF MARINE STRUCTURES
Nikolai A. Valdman (Krylov State Research Centre) ............................................................................. 282
ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ В УСЛОВИЯХ
АРКТИКИ
ГАЛИШЕВ Михаил Алексеевич, ДЕМЕНТЬЕВ Фёдор Алексеевич, Санкт-Петербургский университет
ГПС МЧС России ........................................................................................................................................... 289
PECULIARITIES OF OIL POLLUTION IN THE ARCTIC ENVIRONMENT
Galisev Mikhail, St. Petersburg the graduated in a military academy. Russian ........................................ 289
– XXI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
Денис Михайлович ГОРДИЕНКО, Юрий Николаевич ШЕБЕКО (ФГБУ ВНИИПО МЧС России) ......................... 291
THE MODERN APPROACHES TO FIRE SAFETY PROVISION
OF INDUSTRIAL OBJECTS
Denis M. Gordienko, Yury N. Shebeko (FGBU VNIIPO EMERCOM of Russia) ......................................... 291
ОЦЕНКА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ И БЕЗОПАСНОСТИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ПРИКАМЧАТЧАТСКОМ ШЕЛЬФЕ
ОХОТСКОГО МОРЯ
Вадим Дмитриевич ДМИТРИЕВ (Петровская Академия наук и искусств, ККО «Русское географическое
общество»), Татьяна Робертовна МИХАЙЛОВА (КФ ФГБУН Тихоокеанского института географии ДВО РАН),
Екатерина Владимировна КАСПЕРОВИЧ (ФБУ «Камчаттехмордирекция») ..................................................... 296
ESTIMATION OF ECOLOGICAL SUPPORT AND SAFETY OF GEOLOGICAL SURVEYS
ON KAMCHATKA SHELF ZONE OF OKHOTSK SEA
Vadim D. DMITRIEV (Petrovskaya Academy of Sciences, Russian Geographical Society),
Tatyana R. MIKHILOVA (The Kamchatka Branch of Pacific Geographical institute,
Far Eastern Branch Russian Academy of Sciences), Ekaterina V. KASPEROVICH
(FBU «Kamchattechmordirinspection»).............................................................................................. 296
ОЦЕНКИ ПРИМЕНИМОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ И СРЕДСТВ
ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА
МОРСКИХ АКВАТОРИЯХ
Журавель В.И.*, Журавель И.В.**., Зацепа С.Н., Ивченко А.А.***
* - ЗАО Научно-методический центр «Информатика риска», ** - ЗАО Научно-технический центр
«Морнефтегаз», *** - Государственный океанографический институт имени Н.Н.Зубова............................... 300
EVALUATION OF THE APPLICABILITY AND EFFICIENCY OF THE OFFSHORE OIL
SPILL RESPONSE TECHNOLOGIES
Valentine I.Jouravel*, Ivan I.Jouravel**, Sergey N.Zatsepa, Alexander A.Ivchenko***
* - Risk Informatics Center, Moscow, ** - Morneftegaz Technical Center,
*** - The State Oceanography Institute n the name of N.Zubov ............................................................ 300
ПРАКТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РИСКА РАЗЛИВОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ АВАРИЯХ НА
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ: СТАТИСТИКА АВАРИЙНОСТИ, СЦЕНАРИИ И
ИНЖЕНЕРНЫЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ
ЖУРАВЕЛЬ В.И., Научно-методический центр «Информатика риска», ШЕБЕРСТОВ Е.В., ВНИИГАЗ ............... 302
PRACTICAL HYDROCARBON SPILL RISK ASSESSMENT FOR ACCIDENTS ON
THE OFFSHORE OIL AND GAS WELLS: STATISTICAL BASIS, SCENARIOS AND
ENGINEERING CALCULATIONS
Valentine I.JOURAVEL, Risk Informatics Center, Evgeny V. Sheberstov, VNIIGAZ .................................... 302
ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОЦЕНОК ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО РИСКА
ПЕРСОНАЛА В ПРОЕКТАХ РАЗРАБОТКИ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
А.Н. ИВАНОВ, В.Н. СТРОКАНОВ, к.т.н. (ОАО «Гипроспецгаз», С. СОХИЛЛ (DNV)............................................ 303
THE PRACTICAL USE OF OCCUPATIONAL RISK ASSESSMENT PERSONNEL
IN THE PROJECTS DEVELOPMENT OF OFFSHORE HYDROCARBON FIELDS
A.N. IVANOV, V.N. STROKANOV, (JSC Giprospetsgaz), S. SAWHILL (DNV) ............................................ 303
ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ
В РАЙОНЕ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Анатолий Ильич Калашник (Федеральное государственное учреждение науки Горный институт Кольского
научного центра Российской академии наук (ГоИ КНЦ РАН)) ......................................................................... 304
GEOMECHANICAL MAINTENANCE OF SAFETY OF OIL AND GAS OBJECTS IN BARENTS SEA AREA
Anatolii I. Kalashnik (Mining Institute of the Kola centre of science of the Russian
Academy of Sciences (MI KSC RAS)) ................................................................................................ 304
– XXII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
НОРМИРОВАНИЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМ
Анна Витальевна МОРДВИНОВА, Андрей Юрьевич ЛАГОЗИН, Валерий Петрович НЕКРАСОВ,
Денис Михайлович ГОРДИЕНКО, Юрий Николаевич ШЕБЕКО (ФГБУ ВНИИПО МЧС России) ......................... 307
FIRE SAFETY REGULATION OF OIL AND GAS PRODUCTION FIXED OFFSHORE
PLATFORMS
Anna V. MORDVINOVA, Andrey Yu. LAGOZIN, Valery P. NEKRASOV, Denis M. GORDIENKO,
Yuri N. SHEBEKO (FGBU VNIIPO Emercom of Russia) ......................................................................... 307
АКВАТОРИАЛЬНОЕ ЗОНИРОВАНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ
ОТ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
НА ШЕЛЬФЕ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Михаил Аркадьевич НОВИКОВ (ФГУП «ПИНРО») ........................................................................................... 312
ZONING OF ENVIRONMENTAL RISKS RELATED TO OIL AND GAS PRODUCTION
AND TRANSPORTATION ON THE BARENTS SEA SHELF
Mikhail A. NOVIKOV (PINRO) ............................................................................................................ 312
ЭКОЛОГИЧНЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
Сергей Юрьевич ПИЛЬГУН, Алексей Сергеевич АРАМЕЛЕВ (ООО «ПСК «Буртехнологии») ............................ 317
ECOLOGICAL DRILLING MUDS FOR ARCTIC CONDITIONS
Pilgun S.Y., Aramelev A.S. (PSK «Burtechnologii»)............................................................................... 317
ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ДОБЫЧИ НЕФТИ
Сергей Владимирович РАКУНОВ, ПОЗДНЯКОВ Александр Петрович, д.т.н. (ООО «ПРАЙМ ГРУП») ................ 323
OIL PRODUCTION ENVIROMENTAL MONITORING INFORMATION SYSTEM
Sergey V. RAKUNOV, POZDNYAKOV P. Alexander, Ph.D. («Prime group», Ltd) ........................................ 323
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПУТНИКОВЫХ НАБЛЮДЕНИЙ ДЛЯ МОНИТОРИНГА
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ОБСТАНОВКИ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ НА ШЕЛЬФЕ
АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ
Владимир Григорьевич СМИРНОВ, Ирина Анатольевна БЫЧКОВА (ФГБУ «ААНИИ»)...................................... 328
USE OF SATELLITE DATA FOR ECOLOGICAL MONITORING AND ENSURING
SAFETY OF ARCTIC OFFSHORE OPERATIONS
Vladimir G. Smirnov, Irina A. Bychkova (FSBI «AARI») ......................................................................... 328
ГИДРОАКУСТИЧЕСКОЕ ЗАГРЯЗНЕНИЕ МОРСКОЙ СРЕДЫ В АРКТИКЕ:
СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ
Вадим Вячеславович ХАРИТОНОВ, ОАО «Гипроспецгаз», Эдуард Борисович БУХГАЛТЕР,
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» .............................................................................................................................. 332
HUDROACOUSTICAL IMPACT OF WATERS IN THE ARCTIC REGIONS:STATE OF
INVESTIGATION AND PROSPECTS
V.V. KHARITONOV (JSC Giprospetsgaz), E.B.BUKHGALTER (JSC Gazprom VNIIGAZ) ............................ 332
ПРИМЕНЕНИЕ ДИСТАНЦИОННЫХ МЕТОДОВ НАБЛЮДЕНИЙ И ГЕОПОРТАЛОВ
ДАННЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ШЕЛЬФОВЫХ
ПРОЕКТОВ
Дмитрий Александрович ШАХИН (ООО «ФРЭКОМ») ...................................................................................... 337
MONITORING REMOTE SENSING METHODS AND GEOPORTAL DATA APPLIANCE WITH A
VIEW TO ENVIRONMENTAL SAFETY ENSURING OF OFFSHORE FACILITIES
Dmitry A. SHAKHIN (FRECOM Ltd.) .................................................................................................. 337
К ВОПРОСУ СОЗДАНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ ЦЕНТРОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОГО
БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Г.Я.ШИЛОВ (ДОАО ЦКБН ОАО Газпром)......................................................................................................... 340
TO THE QUESTION THE CREATION OF THE REGIONAL CENTERS FOR THE SECURITY OF
SAFE DRILLING OF WELLS ON THE ARCTIC SHELF OF RUSSION FEDERATION
G.Ya.Shilov (DJSC CKBN JSC GAZPROM) ......................................................................................... 340
– XXIII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОГРАММ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОБСКО-ТАЗОВСКОЙ ГУБЫ
Г.А. ЯРЫГИН, Г.Е. ВИЛЬЧЕК, ЗАО «Научно-производственная фирма «ДИЭМ» ............................................... 344
ENVIRONMENTAL OPTIMIZATION OF OIL AND GAS FIELDS DEVELOPMENT IN
THE OBSKO-TAZOVSKAYA GUBA
Gennady YARYGIN, Grigory VILCHEK, ZAO «Scientific and Production Firm «DIEM» ............................... 344
КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ДОСТУПНОСТИ РОССИЙСКОГО ШЕЛЬФА ДЛЯ ОСВОЕНИЯ
Елена Алексеевна ЖУКОВСКАЯ, Олег Яковлевич СОЧНЕВ (ОАО «НК «Роснефть») ......................................... 345
COMPREHENSIVE ASSESSMENT OF THE AVAILABILITY OF RUSSIAN SHELF FOR
DEVELOPMENT
Elena A.ZHUKOVSKAYA, Oleg Ya.SOCHNEV (JSC «NK «Rosneft») ........................................................ 345
КРУГЛЫЙ СТОЛ 6:
НОРМАТИВНО-ПРАВОВЫЕ БАЗЫ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА
ROUND TABLE MEETING 6:
THE REGULATORY FRAMEWORKS FOR OFFSHORE OIL AND GAS RESOURCES
DEVELOPMENT
РОССИЙСКО-НОРВЕЖСКОЕ НЕФТЕГАЗОВОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО НА КРАЙНЕМ СЕВЕРЕ
(ПРОЕКТ «RU-NO BARENTS»)
Thor Christian ANDVIK,INTSOK ........................................................................................................................ 353
RUSSIAN – NORWEGIAN OIL & GAS INDUSTRY COOPERATION IN THE HIGH
NORTH (RU-NO BARENTS PROJECT)
Thor Christian ANDVIK,INTSOK ......................................................................................................... 353
РАЗРАБОТКА СТАНДАРТА ИСО «ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ
ПРИ МОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧЕ»
Наталья Борисовна ПЫСТИНА, Эдуард Борисович БУХГАЛТЕР, Елена Евгеньевна ИЛЬЯКОВА
(ООО Газпром «ВНИИГАЗ»); Николай Александрович ВАЛЬДМАН, Дмитрий Михайлович ЯКОВЛЕВ
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 354
DEVELOPMENT OF THE STANDARD - ISO «ENVIRONMENTAL MONITORING FOR
ARCTIC OFFSHORE OIL AND GAS PRODUCTION»
Natalya B. Pystina, Eduard B. Buhgalter, Elena E. Iliyakova (Gazprom «VNIIGAZ» LLC);
Nikolai A. VALDMAN, Dmitry M. YAKOVLEV (FSUE «Krylov State Research Centre») ............................... 354
МИРОВЫЕ ТЕНДЕНЦИИ НОРМАТИВНО-ПРАВОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ОСВОЕНИЯ
АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Андрей Константинович КРИВОРОТОВ («Штокман Девелопмент АГ») ........................................................... 358
ARCTIC OFFSHORE DEVELOPMENT: GLOBAL TRENDS IN REGULATORY
FRAMEWORK
Andrey KRIVOROTOV (Shtokman Development AG) ............................................................................ 358
НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ БУРОВЫХ И
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМ
Александр Григорьевич МАХМУТОВ , Игорь Васильевич КАПЛИН (ПАО «ЦКБ «Коралл») ............................... 361
SOME PROBLEMS OF NORMATIVE TECHNICAL DOCUMENTATION FOR DESIGN OF
MARINE FIXED DRILLING AND GAS AND OIL PRODUCING PLATFORMS
Alexander G. MAHMUTOV, Igor V. KAPLIN (PJSC CDB Korall)............................................................... 361
– XXIV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И
ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ,
ИНВЕСТИЦИИ В НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ АРКТИКИ
Сергей Семенович ДУБОВИК, Андрей Панин, «Делойт» в СНГ ...................................................................... 365
LEGAL AND REGULATORY FRAMEWORK FOR OFFSHORE FIELD FACILITY
DEVELOPMENT, CONSTRUCTION AND OPERATION, INVESTMENTS INTO THE
DEVELOPMENT OF THE OIL AND GAS POTENTIAL OF THE ARCTIC SHELF
Sergey DUBOVIK, Oil& Gaspracticeleader, Deloitte CIS
Andrey Panin, Tax& LegalleaderoftheOil& Gaspractice, Deloitte CIS ..................................................... 365
УНИФИЦИРОВАННЫЙ РЯД ОТЕЧЕСТВЕННЫХ РАДИОЛОКАЦИОННЫХ ДАТЧИКОВ
СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ВОЗДУШНОГО, НАДВОДНОГО И НАЗЕМНОГО
ПРОСТРАНСТВА ДЛЯ СЕВЕРНЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Вадим Александрович УСАЧЕВ, Вадим Николаевич СКОСЫРЕВ (МГТУ им. Н.Э. Баумана),
Александр Иванович ЕРМАКОВ (РГУ нефти и газа им. Губкина) ..................................................................... 366
UNIFIED SERIES OF DOMESTIC RADAR SENSORS OF MONITORING SYSTEM OF
AIR, ABOVEWATER AND ABOVEGROUND AREA FOR NORTHERN FACILITIES OF
OIL AND GAS COMPLEX
Vadim A. USACHEV, Vadim N. SKOSYREV (Bauman Moscow State Technical University),
Alexander I. ERMAKOV (Gubkin Russian State University of Oil and Gas) .............................................. 366
СТАНДАРТЫ ПОДГОТОВКИ ЭКИПАЖЕЙ ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК И
СУДОВ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОГО ФЛОТА ДЛЯ РАБОТЫ НА ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
Игорь Иванович ДЕУЛЕНКО, Сурен Григорьевич БАРСЕГЯН (ООО «Газфлот») ................................................ 368
STANDARDS OF TRAINING FOR THE CREWS OF MOBILE OFFSHORE DRILLING
RIGS AND SPECIAL PURPOSE VESSELS FOR OPERATIONS OFFSHORE THE
RUSSIAN FEDERATION
Igor I. DEULENKO, Suren G. BARSEGYAN (Gazflot LLC) ...................................................................... 368
КРУГЛЫЙ СТОЛ 7:
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ ПЛАВУЧИХ
И ПОДВОДНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ROUND TABLE MEETING 7:
WORKS ON CREATION OF FLOATING AND UNDERWATER FACILITIES
INTENDED FOR DEVELOPMENT OF OIL AND GAS RESOURCES OF THE SHELF
– MAIN TRENDS
ОТ РАБОЧИХ КАТЕРОВ ДО ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ СУДОВ ДЛЯ РАБОТЫ
В ТЯЖЕЛЫХ АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ (ОБ ЭТАПАХ РАЗВИТИЯ СУДОВ ДЛЯ
ОФФШОРНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ)
Mike BESIJN, Damen Shipyards ....................................................................................................................... 373
FROM WORKBOATS TO HIGH END ARCTIC CONDITIONS
Mike Besijn, Damen Shipyards .......................................................................................................... 373
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ САМОЗАКАПЫВАЮЩИХСЯ ЯКОРЕЙ
ДЛЯ УДЕРЖАНИЯ ПЛАВУЧИХ ОБЪЕКТОВ
Питер Фокстон, «Фрайхоф Энкорс» ............................................................................................................... 374
USE OF MODERN DRAG EMBEDMENT ANCHORS FOR MOORING FLOATING
– XXV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
FACILITIES
Peter FOXTON, Vryhof Anchors ......................................................................................................... 374
REQUIREMENTS OF ICE MANAGEMENT TO SUPPORT FLOATING DRILLING OPERATIONS
ON THE RUSSIAN ARCTIC SHELF
Jed M. HAMILTON and Daniel M. FENZ, ExxonMobil Upstream Research Company, USA ...................................... 382
DEVELOPMENT OF THE OBLIQUE ICEBREAKER
Arto UUSKALLIO , Aker Arctic .......................................................................................................................... 388
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ В ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАЗРАБОТКИ ПЛАВУЧЕЙ
ПЛАТФОРМЫ С ОРИГИНАЛЬНОЙ ФОРМОЙ КОРПУСА ДЛЯ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
РОССИИ
Алексей Анатольевич АГАФОНОВ, Сергей Владимирович ВЕРБИЦКИЙ, Александр Дмитриевич ЗИМИН,
Олег Яковлевич ТИМОФЕЕВ, Ольга Викторовна ШИНКАРЕНКО
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 389
CONCEPTUAL DECISIONS FOR SUPPORT OF DEVELOPMENT OF FLOATING
PLATFORM WITH UNCONVENTIONAL HULL SHAPE FOR RUSSIAN ARCTIC
SHELF
Alexey A. AGAFONOV, Sergey V. VERBITSKIY, Alexander D. ZIMIN, Oleg Ja. TIMOFEEV,
Olga V. SHINKARENKO (Krylov State Research Centre) ....................................................................... 389
РАЗРАБОТКА ОПЕРАЦИЙ ЛЕДОВОГО МЕНЕДЖМЕНТА С ПОМОЩЬЮ НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО КОМПЛЕКСА КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Евгений Михайлович АППОЛОНОВ, Валерий Адамович БЕЛЯШОВ, Олег Яковлевич ТИМОФЕЕВ,
Юрий Андреевич СИМОНОВ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр»),
Аркадий Наумович РАТНЕР (ЗАО «Транзас»), Игорь Анатольевич МОРЯКОВ
(ЗАО «Морские навигационные системы») .................................................................................................... 390
DEVELOPMENT OF ICE MANAGEMENT OPERATIONS WITH HELP OF RESEARCH
COMPLEX OF A COMPUTER SIMULATION
Evgeny M. APPOLONOV, Valery A. BELYASHOV, Oleg Ya. TIMOFEEV, Yury A. SIMONOV
(Krylov State Research Centre), Arkady N. RATHNER (JSC «Tranzas»), Igor A. MORYAKOV
(JSC Marine navigation systems) ...................................................................................................... 390
КОНЦЕПТУАЛЬНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ СРЕДСТВ ОСВОЕНИЯ
АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Александр Иванович ДОМРАЧЕВ, Сергей Леонидович ПИЛИКИН (ОАО «КБ «Вымпел») ................................. 391
THE CONCEPTUAL DESIGNING OF MODERN FACILITIES
FOR THE ARCTIC SHELF DEVELOPMENT
A. DOMRACHEV, S. PILIKIN (OJSC DO «Vympel») .............................................................................. 391
РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НОВЫХ
КОНСТРУКЦИЙ ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФА
Михаил Алексеевич КУДРИН, Валерий Михайлович ШАПОШНИКОВ, Борис Александрович ЯРЦЕВ,
Николай Геннадиевич ПОПОВ, Евгения Геннадиевна ВАСИЛИК, Анна Михайловна ЗВИЗДУН
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 394
EXPERIMENTAL AND CALCULATED SUPPORT FOR DESIGN OF NEW FLOATING
OFFSHORE STRUCTURES FOR SHELF DEVELOPMENT
Michail A. KUDRIN, Valery M. SHAPOSHNIKOV, Boris A. YARTSEV,
Nikolay G. POPOV, Evgeniya G. VASILIK, Anna M. ZVIZDUNE (Krylov State Research Center) ................ 394
НОВЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ ОПЕРАТОРОВ ДИНАМИЧЕСКОГО
ПОЗИЦИОНИРОВАНИЯ
Кузьмин В.Е., ФГБОУ ВПО «ГУМРФ имени адмирала С.О. Макарова» ............................................................ 399
NEW REQUIREMENTS TO DP OPERATORS’ TRAINING AND CERTIFICATION
Kuzmin V.E., Admiral Makarov State University Maritime and Inland Shipping ........................................ 399
– XXVI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ЯКОРНОГО УСТРОЙСТВА
ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ЯКОРНОЙ СТОЯНКИ ГСПБУ. ПРОБЛЕМЫ И ИХ РЕШЕНИЕ
Борис Рудольфович ЛИВШИЦ, Сергей Самуилович КИПОВСКИЙ, Ирина Львовна БЛАГОВИДОВА
(ПАО «ЦКБ «Коралл»), Алевтина Николаевна КУЛИКОВА, Юрий Иванович ОБИДИН
(ГНЦ РФ ФГУП «Крыловский государственный научный центр») .................................................................... 400
EXPERIMENT-CALCULATED JUSTIFICATION OF SELECTION OF THE ANCHOR
GEAR FOR TEMPORARY ANCHORAGE OF THE DEEP-WATER SELF-ELEVATING
DRILLING UNIT. PROBLEMS AND SOLUTIONS
Borys R. LIVSHYTS, Sergey S. KYPOVSKY, Iryna L. BLAGOVIDOVA (PJSC «CDB «Corall»),
Alevtina N. KULIKOVA, Yuriy I. OBYDYN (Krylov State Research Center) ................................................. 400
АНАЛИЗ ОБЩЕГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ГЛУБОКОВОДНОЙ СПБУ ДЛЯ
ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Виктор Федорович ЛЕНСКИЙ, Борис Рудольфович ЛИВШИЦ, Даниил Юрьевич НЕСИН (ПАО «ЦКБ «Коралл»»),
Александр Модестович ГРИГОРЬЕВ, Геннадий Константинович КРУПНОВ (ГНЦ РФ ФГУП «Крыловский
государственный научный центр»), Геннадий Викторович ЖУКОВ (ОАО «ЦКБ МТ «Рубин») ............................ 405
ANALYSIS OF GENERAL LAYOUT OF THE PROSPECTIVE DEEP-WATER SELFELEVATING DRILLING UNIT FOR THE SHELF OF THE RUSSIAN FEDERATION
Borys R. LIVSHYTs, Victor F. LENSKYY, Danilo Y. NESIN (PJSC CDB Corall), Alexander M. GRIGORYEV,
Gennady K. KRUPNOV (Krylov State Research Center), Gennady V. ZHUKOV (PJSC CDB ME «Rubin») ... 405
ПРОБЛЕМЫ УСТАНОВКИ ППБУ «ПОЛЯРНАЯ ЗВЕЗДА» НА САХАЛИНСКОМ ШЕЛЬФЕ,
ТОЧКА Р2 КИРИНСКОГО ГКМ, И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
Юрий Иванович ОБИДИН, Эдуард Николаевич ФОМИЧЕВ (ФГУП «Крыловский государственный научный
центр»); Михаил Валерьевич БАЛЫКА (ООО «МРТС Инжиниринг»), Илья Александрович ЛОГВИНОВ
(ООО «Фертоинг») ......................................................................................................................................... 411
SSDU «POLYARNAYA ZVEZDA» INSTALLATION PROBLEMS ON SAKHALIN
SHELF, INSTALLATION POINT Р2 KIRINSKOE FIELD AND SOLUTION
APPROACHES
Yu.I. OBIDIN, E.N. FOMICHEV (Krylov State Research Center); M.V. BALIKA (LLC «MRTS Engineering»);
I.Al. LOGVINOV (LLC «Fertoing») ....................................................................................................... 411
НОВЫЕ РЕШЕНИЯ В ОБЛАСТИ ПОДДЕРЖКИ ИНЖЕНЕРНЫХ СЕТЕЙ И
КОММУНИКАЦИЙ ДЛЯ МОРСКИХ СООРУЖЕНИЙ И СУДОВ
ВЕРЮЖСКАЯ И.В., ВАСИЛЕВСКИЙ Д.А., ООО «Оглаенд Систем» .................................................................. 412
NEW TECHNICAL DECISSIONS IN SUPPORTING SYSTEMS OF ENGINEERING
NETWORKS AND COMMUNICATIONS FOR MARIN CONSTRUCTIONS AND
VESSELS
VERYUZHSKAYA I.V., VASILEVSKII D.A., Oglaend System LLC .............................................................. 412
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЛНОВЫХ И ЛЕДОВЫХ НАГРУЗОК ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ СПБУ
Борис Рудольфович ЛИВШИЦ, Иосиф Моисеевич БЕРХИН, Ирина Львовна БЛАГОВИДОВА
(ПАО «ЦКБ «Коралл»), Олег Евгеньевич ЛИТОНОВ, Алевтина Николаевна КУЛИКОВА,
Вячеслав Валерьевич МАГАРОВСКИЙ, Юрий Иванович ОБИДИН
(ГНЦ РФ ФГУП «Крыловский государственный научный центр») .................................................................... 413
DETERMINATION OF WAVE AND ICE LOADS DURING SEDU DESIGN AND
ENGINEERING
Borys R. LIVSHYTS, Josef M. BERKHIN, Iryna L. BLAGOVIDOVA (PJSC «CDB «Corall»),
Oleg E. LITONOV, Alevtina N. KULIKOVA, Vuacheslav V. MAGAROVSKYY, Yuriy I. OBYDYN
(Krylov State Research Center) ......................................................................................................... 413
ПЛАВУЧИЕ (ПОДЛЁДНЫЕ) НЕФТЕГАЗОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ
СЕВЕРНОГО ЛЕДОВИТОГО ОКЕАНА
Чингиз Саибович ГУСЕЙНОВ (РГУ нефти и газа имени Губкина),Фуад Дилижанович МИРЗОЕВ (ДОАО «ЦКБН»
ОАО «Газпром») ............................................................................................................................................. 419
FLOATING (UNDER- ICING) OIL-GAS CONSTRUCTIONS FOR DEVELOPMENT OF
ARCTIC OCEAN
Chingiz S. GUSEYNOV, Fuad D. MIRZOYEV ....................................................................................... 419
– XXVII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ ПРОЕКТ САМОПОДЪЕМНОЙ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ
УСКОРЕННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН В МЕЛКОВОДНЫХ РАЙОНАХ АРКТИЧЕСКОГО
ШЕЛЬФА С КОРОТКИМ НАВИГАЦИОННЫМ ПЕРИОДОМ
Руслан Борисович ТАГИРОВ, Виктор Федорович ЛЕНСКИЙ, Борис Рудольфович ЛИВШИЦ
(ПАО «ЦКБ «Коралл»), Владимир Николаевич БЛАЩУК (ООО ЦМТ «Шельф»), Геннадий Константинович
КРУПНОВ, Дина Флюровна ХАЛИКОВА (ГНЦ РФ ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ....... 423
CONCEPTUAL DESIGN OF THE SELF-ELEVATING DRILLING UNIT FOR
ACCELERATED DRILLING OF WELLS IN SHALLOW-WATER AREAS OF THE
ARCTIC SHELF WITH SHORT NAVIGATION PERIOD
Ruslan B. TAGIROV, Victor F. LENSKYY, Borys R. LIVSHYTS, (PJSC “CDB “Corall”),
Vladimir N. BLASCHUK (LLС CMT «Shelf»), Gennady K.KRUPNOV, Dina F.KHALIKOVA
(Krylov State Research Center) ......................................................................................................... 423
ABS INVESTIGATES ARCTIC RESOURCE DEVELOPMENT AND TRANSPORTATION
James BOND and HAN Yu, ABS ........................................................................................................................ 431
ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУПОГРУЖНЫХ ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ШЕСТОГО
ПОКОЛЕНИЯ В РАМКАХ ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФА О. САХАЛИН
Юрий Васильевич ШАМАЛОВ (ООО «Газфлот») ............................................................................................. 432
OPERATION OF THE 6TH GENERATION SEMI-SUBMERSIBLE DRILLING RIGS
OFFSHORE SAKHALIN ISLAND
Y.V. Shamalov (Gazflot LLC) ............................................................................................................... 432
КРУГЛЫЙ СТОЛ 8:
СОСТОЯНИЕ ФЕДЕРАЛЬНЫХ И КОРПОРАТИВНЫХ СИСТЕМ АВАРИЙНОСПАСАТЕЛЬНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТ ПРИ ОСВОЕНИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
РЕСУРСОВ ШЕЛЬФА АРКТИКИ
ROUND TABLE MEETING 8:
THE CURRENT STATE OF FEDERAL AND CORPORATE SYSTEMS OF SEARCHAND-RESCUE WORKS WHEN DEVELOPING THE HYDROCARBON RESOURCES
ON THE ARCTIC SHELF
КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЛЕДОКОЛЬНОГО СПАСАТЕЛЬНО-ЭВАКУАЦИОННОГО
СУДНА ДЛЯ КАСПИЙСКОГО МОРЯ
Евгений Михайлович АППОЛОНОВ, Валерий Адамович БЕЛЯШОВ, Кирилл Евгеньевич САЗОНОВ,
Валерий Михайлович ШАПОШНИКОВ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ..................... 437
COMPLEX RESEARCH WORKS OF ICE PROOF RESCUE AND EVACUATION VESSEL
FOR THE CASPIAN SEA
Evgeny M. APPOLONOV, Valery A. BELYASHOV, Kirill E. SAZONOV, Valery M. SHAPOSHNIKOV
(Krylov State Research Centre) ......................................................................................................... 437
ТЕХНОЛОГИЯ И КОНЦЕПЦИЯ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ УНИВЕРСАЛЬНОГО
СПАСАТЕЛЬНОГО СУДНА ЛЕДОКОЛЬНОГО ТИПА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ КРУПНЫХ
АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ И ГАЗА НА ОКЕАНСКОМ ШЕЛЬФЕ
Дмитрий Евгеньевич ГАРМАШ, Татьяна Бернхардовна НАУМОВА, Михаил Владимирович ТЕМКИН
(ОАО «Центр технологии судостроения и судоремонта»), Владимир Владимирович ЛИСИЦКИЙ
(ОАО «Центральное конструкторское бюро «Нептун») ................................................................................... 438
– XXVIII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
CONCEPT AND TECHNOLOGY FOR SETTING-UP AND OPERATION OF UNVERSAL
SALVAGE VESSEL OF ICE-BREAKING TYPE FOR ELIMINATION OF LARGE-SCALE
OIL SPILLS AT OIL AND GAS DEPOSITS ON RUSSIA’S OCEAN SHELF
Dmitry E. GARMASH, Tatiana B. NAUMOVA, Mikhail V. TEMKIN (JSC Shipbuilding and Shiprepair
Technology Center), V.V. LISITSKY (JSC CDB Neptun) ......................................................................... 438
ПОИСКОВО-СПАСАТЕЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЛЕТОВ ПО НЕФТЕГАЗОВЫМ ПРОЕКТАМ
САХАЛИНСКОЙ ОБЛАСТИ, ОБУЧЕНИЕ ЛЮДЕЙ ВЫЖИВАНИЮ В ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ
СИТУАЦИЯХ НА ВОДЕ И СУШЕ
Виктор Зорин , ННОУ « Учебный центр «ВЕГА» ............................................................................................... 444
SEARCH AND RESCUE FLIGHT SERVICING OF OIL AND GAS PROJECTS ON
SAKHALIN REGION, ONSHORE AND OFFSHORE EMERGENCY SURVIVAL
TRAININGS
Victor ZORIN, NNOU «TRAINING CENTRE «VEGA» .............................................................................. 444
КОНЦЕПЦИЯ И МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ УНИВЕРСАЛЬНОГО КОЛЛЕКТИВНОГО
СПАСАТЕЛЬНОГО СРЕДСТВА С РОТОРНО-ВИНТОВЫМ ДВИЖИТЕЛЕМ
Виктор Александрович ШАПКИН, Алла Александровна КОШУРИНА, Максим Сергеевич КРАШЕНИННИКОВ
(Нижегородский Государственный Технический Университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ)) ............................... 445
THE CONCEPT AND METHODOLOGY OF CREATING THE UNIVERSAL COLLECTIVE
LIFE-SAVER WITH ROTARY-SCREW MOVER
Viktor A. SHAPKIN, Alla A. KOSHURINA, Maxim S. KRASHENINNIKOV (Nizhny Novgorod
State Technical University n. a. R.E. Alekseev (NNSTU)) ...................................................................... 445
БЕЗОПАСНОСТЬ МОРСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И УСТОЙЧИВОЕ ПРОМЫШЛЕННОЕ
РАЗВИТИЕ В АРКТИКЕ (СМИДА)
Наталия Адольфовна МАРЧЕНКО1, 2, Владимир Владимирович ЖМУР 3 , Карл Натанович ШХИНЕК 4, Свейнунг
ЛОСЕТ 5, Алексей Валерьевич МАРЧЕНКО 1.2
1
- Университетский центр на Свальбарде
2
- Государственный океанографический институт им. Н.Н. Зубова
3
- Московский физико-технический институт
4
- Санкт-Петербургский государственный политехнический университет
5
- Норвежский университет науки и техники .................................................................................................. 451
SAFETY OF MARITIME OPERATION AND SUSTAINABLE INDUSTRIAL
DEVELOPMENT IN THE ARCTIC (SMIDA)
Nataliya A.MARCHENKO 1,2, Vladimir V. ZHMUR 3, Karl N.SHKHINEK 4, Sveinung LØSET 5,
Aleksey V.MARCHENKO1,2,
The University Centre in Svalbard
N.N.Zubov’s State Oceanographic Institute
Moscow institute for Physics and Technology
St.-Petersburg State Polytechnic University
Norwegian University of Science and Technology ............................................................................... 451
ТЕХНОЛОГИЯ И КОНЦЕПЦИЯ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ
ЭВАКУАЦИОННЫХ СИСТЕМ (МЭС) ЭВАКУАЦИИ ПЕРСОНАЛА С МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМ В СЛУЧАЕ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ
Дмитрий Евгеньевич ГАРМАШ, Татьяна Бернхардовна НАУМОВА, Михаил Владимирович ТЕМКИН
(ОАО «Центр технологии судостроения и судоремонта»), Владимир Владимирович ЛИСИЦКИЙ
(ОАО «Центральное конструкторское бюро «Нептун») ................................................................................... 457
CONCEPT AND TECHNOLOGY FOR SETTING-UP AND OPERATION OF MARINE
EVACUATION SYSTEM (MES) FOR RESCUING PERSONNEL FROM MARINE OILAND-GAS RIGS IN CASE OF EMERGENCY
Dmitry E. GARMASH, Tatiana B. NAUMOVA, Mikhail V. TEMKIN (JSC Shipbuilding and Shiprepair
Technology Center), V.V. LISITSKY (JSC CDB Neptun) ......................................................................... 457
– XXIX –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КОНЦЕПЦИЯ ЭКСТРЕННОГО СПАСЕНИЯ ПЕРСОНАЛА С МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
ОБЪЕКТОВ НА ШЕЛЬФЕ
Олег Яковлевич ТИМОФЕЕВ, Владимир Иванович ТАРОВИК, Николай Александрович ВАЛЬДМАН,
Александр Алексеевич КАРЕЛИН, Максим Миронович РАП, Екатерина Александровна БУРАКОВА
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 461
THE CONCEPT OF EMERGENCY RESCUE OF THE PERSONNEL FROM OFFSHORE
OIL AND GAS INSTALLATIONS ON A SHELF
Oleg Ya.TIMOFEEV, Vladimir I.TAROVIK, Nikolai A.VALDMAN, Alexander A. KARELIN, Maxim M. RAP,
Ekaterina A. BYRAKOVA (Krylov State Research Centre) ...................................................................... 461
КРУГЛЫЙ СТОЛ 9:
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РАЗРАБОТКИ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ И СТУДЕНТОВ.
ПОДГОТОВКА СПЕЦИАЛИСТОВ
ROUND TABLE MEETING 9:
PROMISING R&D PROJECTS OF YOUNG SCIENTISTS AND STUDENTS
TRAINING OF SPECIALISTS
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАВУЧИХ ПЛАТФОРМ ТИПА BUOY В УСЛОВИЯХ
АРКТИКИ
Константин Геннадьевич БЕРЕЖНОЙ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ....................... 467
PROSPECTS OF USING FLOATING PLATFORMS SUCH BUOY IN THE ARCTIC
Konstantin G. Berezhnoi (Krylov State Research Centre) ..................................................................... 467
ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТА ОБУСТРОЙСТВА МУРМАНСКОГО ГАЗОВОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
магистрант БЕСХИЖКО Ю.В. д.т.н., проф. БОРОДАВКИН П.П., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина ................ 470
FEASIBILITY OF MURMANSK GAS FIELD SURFACE FACILITIES OPTIONS
BESKHIZHKO Y.V., BORODAVKIN P.P., Gubkin Russian State University of Oil and Gas ............................ 470
РАЗРАБОТКА И РЕАЛИЗАЦИЯ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ
МОДЕЛИРОВАНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ЦИРКУЛЯЦИИ КАРСКОГО МОРЯ
ДИАНСКИЙ Н.А.1,2, БОГДАНОВ Ю.В. 1, КАБАТЧЕНКО И.М.1, ФОМИН В.В.1,3, ЦВЕЦИНСКИЙ А.С.1
1
ФГБУ «Государственный океанографический институт имени Н.Н.Зубова» (ГОИН)
2
ФГБУН Институт вычислительной математики (ИВМ) РАН
3
ФГБОУ ВПО Московский Физико-Технический институт (МФТИ) ................................................................. 471
DEVELOPMENT AND IMPLEMENTATION OF THE COMPUTATION SYSTEM FOR
SIMULATION OF KARA SEA CIRCULATION CHARACTERISTICS
DIANSKIY N.A.1,2, BOGDANOV Y.V. 1, KABATCHENKO I.M.1, FOMIN V.V.1,3, TSVETSINSKIY A.S.1
1
State Oceanographic Institute (SOI)
2
Institute of Numerical Mathematics (INM) RAS
3
Moscow Institute of Physics and Technology (MIPT) .......................................................................... 471
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЧНОСТИ И ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ
СУДОСТРОИТЕЛЬНЫХ ФИБРОБЕТОНОВ
Михаил Сергеевич ГОРОХОВ (Центральное конструкторское бюро «МОНОЛИТ»).......................................... 475
EXPERIMENTAL INVESTIGATIONS OF STRENGTH AND RESISTANCE TO
CRACKING OF SHIPBUILDING FIBROUS CONCRETE
Michael S. GOROHOV (Monolit Central Design Bureau) ...................................................................... 475
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГДИС, ПРИУРОЧЕННЫХ К
МЕСТОРОЖДЕНИЯМ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
ДУРКИН С.М., Ухтинский государственный технический университет ........................................................... 480
– XXX –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
IMPROVEMENT METHODS INTERPRETATION OF HYDRODYNAMIC WELL,
INHERENT IN THE FIELDS OF THE OFFSHORE
Sergey M. DURKIN, Ukhta State Technical University .......................................................................... 480
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ РИСКИ И ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ В КАРСКОМ МОРЕ
Елена Алексеевна ЖУКОВСКАЯ (ООО «РН-Сервис-Экология», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) ............... 481
ENVIRONMENTAL RISKS AND FEATURES OF THE IMPACT ASSESSMENT ON
ENVIRONMENT OF SEARCH AND ESTIMATED WORKS ON OIL IN THE KARA SEA
ZHUKOVSKAYA E.A. (LLC «RN-Service-Ecology», Russian Gubkin State University of oil and gas)........... 481
СОВРЕМЕННЫЕ РАЗРАБОТКИ СПЕЦИАЛИСТОВ ИНИГ САФУ ПО ОСВОЕНИЮ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ
КАЛАШНИКОВ А.В., ГУБАЙДУЛЛИН М.Г.,ТАРАСОВА Г.М., Северный (Арктический ) федеральный университет
имени М.В. Ломоносова ................................................................................................................................ 487
MODERN DEVELOPMENT SPECIALISTS INIG OIL AND GAS DEVELOPMENT IN
THE RUSSIAN ARCTIC
KALASHNIKOV A.V., Gubaidullin M.G., TARASOVA G.M., Northern (Arctic) Federal University named after
M.V. Lomonosov ............................................................................................................................. 487
ОЦЕНКА РИСКА ПРИ МОРСКИХ ОПЕРАЦИЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ОБУСТРОЙСТВА
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ
Евгений Игоревич КАПЛИН (ПАО «ЦКБ «Коралл», аспирант СевНТУ) ............................................................. 488
RISK ESTIMATION OF MARINE OPERATIONS FOR PROVIDING CONSRUCTION OF
OFFSHORE OIL-GAS FIELDS
Evgeny I. KAPLIN (PJSC «CDB «Corall», SevNTU postgraduate student) ............................................... 488
ВЛИЯНИЕ СОДЕРЖАНИЯ АУТИГЕННЫХ ЭПИ-, КАТА-, МЕТАГЕНЕТИЧЕСКИХ
КОМПОНЕНТОВ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА (ФЕС) ТЕРРИГЕННЫХ
ОБЛОМОЧНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
КЛЕЙМЕНОВА Е.Е., Тюменский Государственный Нефтегазовый университет.............................................. 492
EFFECT OF AUTHIGENIC EPIGENETIC, KATAGENETIC, METAGENETIC
COMPONENTS ON THE RESERVOIR PROPERTIES ON THE EXAMPLE OF
TERRIGENEOUS CLASTIC TYPE OF RESERVOIRS OF TYUMEN REGION
Kleimenova E.E, Tyumen State oil andgasuniversity ............................................................................ 492
ИССЛЕДОВАНИЯ ОПАСНЫХ ЭКЗОГЕННЫХ ПРОЦЕССОВ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ
ИНФРАСТРУКТУРЫ В ПРИБРЕЖНО-ШЕЛЬФОВОЙ ЗОНЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ
Никита Владимирович КОПА-ОВДИЕНКО1, Александр Станиславович ЦВЕЦИНСКИЙ1,
Станислав Анатольевич ОГОРОДОВ2
1
Государственный океанографический институт им. Н.Н.Зубова
2
Московский Государственный Университет им. М.В.Ломоносова ................................................................ 493
RESEARCH OF HAZARDOUS EXOGENOUS PROCESSES FOR THE SECURITY OF
CONSTRUCTION AND OPERATION OF GAS TRANSPORT INFRASTRUCTURE IN
COASTAL AND OFFSHORE ARCTIC
Nikita Vladimirovich KOPA-OVDIENKO1, Alexandr Stanislavovich TSVETSINSKIY1,
Stanislav Anatolievich OGORODOV2
1
Zubov’s State Oceanographic Institute,
2
Lomonosov’s Moscow State University ............................................................................................ 493
ПРИМЕНЕНИЕ ДОХОДНОГО И СРАВНИТЕЛЬНОГО ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ СТОИМОСТИ
ПРОЕКТНЫХ РАБОТ СРЕДСТВ ОКЕАНОТЕХНИКИ
Мария Сергеевна КОРАБЛЁВА (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................. 498
APPLICATION OF PROFIT APPROACH AND MARKET DRIVEN APPROACH FOR
THE COST ESTIMATION OF THE OCEAN ENGINEERING FACILITIES DESIGN
WORKS
Maria S. KORABLEVA (Krylov State Research Centre) ......................................................................... 498
– XXXI –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ИНФОРМАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
УЧАСТНИКОВ ПРОЕКТА СОЗДАНИЯ МНГС
Денис Владимирович КОРНЕЕВ, д.т.н., проф. Владимир Павлович Безкоровайный
(РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина) .............................................................................................................. 503
INFORMATION MODELING OF INTERFACE MANAGEMENT FOR PARTICIPANTS OF
OFFSHORE PROJECTS
Denis V. KORNEEV, professor Vladimir P. BEZKOROVAINYI
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas)................................................................................. 503
ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ПЕРЕВАЛКЕ СЖИЖЕННОГО
ПРИРОДНОГО ГАЗА
Андрей Георгиевич ЛАБУЗОВ, Ольга Донатовна ИВАНОВСКАЯ
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 507
ENVIRONMENTAL AND FIRE SAFETY DURING TRANSSHIPMENT OF LIQUEFIED
NATURAL GAS
Andrey G. LABUZOV, Olga D. IVANOVSKAYA (FSUE «Krylov State Research Centre») ............................. 507
РАСЧЕТНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ СИЛ, ДЕЙСТВУЮЩИХ НА
ПЛОХООБТЕКАЕМЫЕ КОНСТРУКЦИИ МОРСКИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Евгений Сергеевич НОРЬКОВ, Геннадий Брониславович КРЫЖЕВИЧ,
ФГУП «Крыловский государственный научный центр» ................................................................................... 510
ANALYTICAL PREDICTION OF HYDRODYNAMIC FORCES ACTING ON BLUNT
STRUCTURES OF OFFSHORE DRILLING PLATFORMS.
Evgenii S. NORKOV, Gennadii B. KRYZHEVICH, Krylov State Research Centre ....................................... 510
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ РАБОТЫ
МНОГОФАЗНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФА
Владимир Викторович ПУШКИН (Ухтинский государственный технический университет, аспирант) ............. 513
ASSESSMENT OF INFLUENCE OF VARIOUS FACTORS ON THE STABILITY OF
MULTIPHASE PIPELINE IN OFFSHORE
Vladimir PUSHKIN (Ukhta State Technical University, graduate student) .............................................. 513
МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СЕЙСМИЧЕСКИХ НАБЛЮДЕНИЙ ГСЗ
НА МОРСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ПРОФИЛЯХ
Татьяна Михайловна ПЫЖЬЯНОВА, Наталья Александровна КРУПНОВА,
Лидия Александровна ПАНТЕЛЕЕВА (ОАО «Севморгео») ............................................................................... 514
THE TECHNIQUE OF PROCESSING OF MULTICOMPONENT WARRP-DATA ON
REGIONAL TRANSECT PROFILES
Tatyana M. PYZHYANOVA, Natalia A. KRUPNOVA, Lidia A. PANTELEEVA
(«Sevmorgeo» Joint Stock Company) ................................................................................................ 514
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ПЛАВУЧЕЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ,
ИСПОЛЬЗУЮЩЕЙ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ДЛЯ РОССИЙСКИХ
АРКТИЧЕСКИХ ПРИБРЕЖНЫХ РАЙОНОВ
Максим Миронович РАП, Екатерина Александровна БУРАКОВА
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 520
CONCEPTUAL DECISIONS ON MARINE FLOATING POWER PLANT USING
RENEWABLE ENERGY SOURCES FOR RUSSIAN ARCTIC COASTAL REGIONS
Maxim M. RAP, Ekaterina A. BYRAKOVA (Krylov State Research Centre) ............................................... 520
РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ МОРСКИХ СООРУЖЕНИЙ В ПРОГРАММЕ PLAXIS 3D
Константин Андреевич РУМЯНЦЕВ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр») .......................... 525
CALCULATION OF THE STABILITY OF OFFSHORE STRUCTURES USING PLAXIS
3D SOFTWARE
Konstantin A. RUMYANTSEV (Krylov State Research centre) ................................................................ 525
– XXXII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
РОЛЬ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВАХ
ПРИРАЗЛОМНОГО, СЕВЕРО-ДОЛГИНСКОГО И МЕДЫНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
(ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ НГБ)
Роман Сергеевич САУТКИН (МГУ имени М.В. Ломоносова), Ксения Ивановна БАГРИНЦЕВА
(ФГУП «ВНИГНИ»), Антонина Васильевна СТУПАКОВА (МГУ имени М.В. Ломоносова) .................................. 528
THE FRACTURING ROLE OF RESERVOIR PROPERTIES PRIRAZLOMNOYE, SEVERODOLGINSKOYE AND MEDYN FIELDS (TIMAN-PECHORA BASIN)
Roman SAUTKIN (MSU), Ksenya BAGRINTSEVA (VNIGNI), Antonina STOUPAKOVA (MSU) .................... 528
МОДИФИЦИРОВАННАЯ ДИСКРЕТНАЯ МОДЕЛЬ ЗАРОЖДЕНИЯ И РОСТА ТРЕЩИНЫ
ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОМ НАГРУЖЕНИИ КАК ЭЛЕМЕНТ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ
РАСЧЕТА УСТАЛОСТНОЙ ПРОЧНОСТИ СУДОВЫХ КОРПУСНЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Ольга Маратовна СОКОЛОВА, ФГУП «Крыловский государственный научный центр».................................... 532
MODIFIED DISCRETE MODEL OF CRACK INITIATION AND PROPAGATION UNDER
CYCLIC LOADING AS AN ELEMENT OF COMPUTER TECHNOLOGY FOR VESSEL
HULL STRUCTURAL FATIGUE STRENGTH EVALUATION
Olga M. SOKOLOVA, Krylov State Research Centre............................................................................. 532
ТЕХНОЛОГИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ОТБОРА ОБРАЗЦОВ КЕРНА ДЛЯ
ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ХУДЯКОВА Т.П,ГУБАЙДУЛЛИН М.Г.,Костин Н.Г., БЕРЕЗОВСКИЙ В.В.
Северный (Арктический ) федеральный университет имени М.В. Ломоносова .............................................. 535
TECHNOLOGYOFCOMPUTER-AIDEDSELECTION OF CORE SAMPLES FOR
LABORATORY RESEARCH
KHUDIAKOVA T.P., GUBAIDULLIN M.G., KOSTIN N.G., BEREZOVSKY V.V.
Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov ....................................................... 535
АНАЛИЗ АВАРИЙ С РАЗЛИВАМИ НЕФТИ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ
Дмитрий Михайлович ЯКОВЛЕВ, Александр Алексеевич ТЕРЕНТЬЕВ
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 538
ANALYSIS OF ACCIDENTS WITH OIL SPILLS ON THE CONTINENTAL SHELF
Dmitry M. YAKOVLEV, Alexander A. Terentyev (FSUE «Krylov State Research Centre»)............................ 538
ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
БОГДАНОВ Я.А., РГУ нефти и газа ................................................................................................................. 544
PROBLEMS OF RELIABILITY FIXED OFFSHORE OIL AND GAS PLATFORMS
Bogdanov Ya.A., Gubkin University .................................................................................................... 544
ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЯ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮРСКОМ
КОМПЛЕКСЕ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО ШЕЛЬФА
СУСЛОВА Анна Анатольевна, СТУПАКОВА Антонина Васильевна, Московский Государственный Университет
имени М.В. Ломоносова, Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета ... 545
NEW HYDROCARBON FIELDS FORECAST IN THE JURASSIC RESERVOIRS OF THE
BARENTS SHELF
Anna A. SUSLOVA, PhD student of the Petroleum department, Geological faculty, Lomonosov MSU ....... 545
– XXXIII –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КРУГЛЫЙ СТОЛ 10:
РАЗРАБОТКА (ОЦЕНКА), СОСТОЯНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ, ТЕХНОЛОГИИ
ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ/LNG) С УЧЕТОМ
МИРОВОГО РЫНКА
ROUND TABLE MEETING 10:
LNG PRODUCTION WITH THE CONSIDERATION OF THE WORLD MARKET:
EXPLORATION (ESTIMATION), CURRENT STATE, DEVELOPMENT TRENDS
AND TECHNOLOGIES
ЗАСИЯЕТ ЛИ АВСТРАЛИЙСКАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЗВЕЗДА НАД РОССИЙСКИМ
АРКТИЧЕСКИМ ШЕЛЬФОМ?
Алексей ГОНЧАРОВ, ARD – Australia Russia Dialogue ...................................................................................... 553
WILL AUSTRALIAN ENERGY STAR SHINE OVER THE RUSSIAN ARCTIC SHELF?
Alexey GONCHAROV, ARD – Australia Russia Dialogue........................................................................ 553
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ)
В УСЛОВИЯХ АРКТИКИ
Алексей Алексеевич ЗАГОРОВСКИЙ («Штокман Девелопмент АГ») ............................................................... 556
PROSPECTS FOR DEVELOPMENT OF LIQUID NATURAL GAS (LNG) IN ARCTIC
Alexey A. ZAGOROVSKIY (Shtokman Development AG) ....................................................................... 556
ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИЕ И ЛЕДОВЫЕ УСЛОВИЯ В РАЙОНЕ СТРОИТЕЛЬСТВА
ПОРТА САБЕТТА
Геннадий Константинович ЗУБАКИН, Юрий Петрович ГУДОШНИКОВ, Игорь Владимирович БУЗИН,
Александр Валерьевич НЕСТЕРОВ, Николай Викторович КУБЫШКИН, Алексей Кирович НАУМОВ,
Андрей Александрович СКУТИН, Роман Александрович ВИНОГРАДОВ. ФГБУ «ААНИИ». ............................... 558
METOCEAN AND ICE CONDITIONS IN THE AREA OF CONSTRUCTION OF THE
PORT OF SABETTA
Gennady ZUBAKIN, Yuri GUDOSHNIKOV, Igor BUZIN, Alexandr NESTEROV, Nikolay KUBYSHKIN, Alexey NAUMOV,
Andrey SKUTIN, Roman VINOGRADOV, FSBI «AARI». ......................................................................................... 558
ОАО МРТС: «СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ МОРСКОГО ПОРТА В РАЙОНЕ ПОС. САБЕТТА
НА ПОЛУОСТРОВЕ ЯМАЛ, ВКЛЮЧАЯ СОЗДАНИЕ СУДОХОДНОГО ПОДХОДНОГО
КАНАЛА В ОБСКОЙ ГУБЕ (ОБЪЕКТЫ ПОДГОТОВИТЕЛЬНОГО ПЕРИОДА)»
КОЛИКОВ А. В., ОАО «Межрегионтрубопроводстрой» ................................................................................... 564
MRTS JSC : «CONSTRUCTION OF A SEAPORT IN THE AREA OF SABETTA ON
THE YAMAL PENINSULA, INCLUDING THE DEVELOPMENT OF THE SHIPPING
APPROACH CHANNEL IN OBSKAYA BAY (PREPARATORY PERIOD OBJECTS)»
KOLIKOV Alexander V.; JSC Mezhregiontruboprovodstroy ................................................................... 564
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ ПОРТОВ ПО ПЕРЕГРУЗКЕ СЖИЖЕННОГО
ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ) И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (ГК) В АРКТИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ
Владимир Владимирович МЕРЗЛИКИН, Полина Александровна ЗИМИНА,
ОАО «ЛЕНМОРНИИПРОЕКТ» ......................................................................................................................... 565
FEATURES OF ARCTIC DESIGN OF SEAPORTS FOR LIQUEFIED NATURAL GAS
(LNG) AND GAS CONDENSATE (GC) HANDLING
Vladimir V. MERZLIKIN, Polina A. ZIMINA, «LENMORNIIPROEKT» ........................................................ 565
– XXXIV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРИМЕНЕНИЕ ИМИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ И
ОПТИМИЗАЦИИ МОРСКИХ ТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ, РАБОТАЮЩИХ В ЛЕДОВЫХ
УСЛОВИЯХ
Олег Владимирович ТАРОВИК., Юрий Дмитриевич ДЕХТЯРУК, Максим Сергеевич КОСЬМИН,
Роман Юрьевич РОМАНОВ (ФГУП «Крыловский ГНЦ») .................................................................................. 566
USING OF SIMULATION MODELING FOR INVESTIGATION AND OPTIMIZATION
OF MARINE TRANSPORT SYSTEMS OPERATING IN ICE CONDITIONS
Oleg V. TAROVIK, Yury D.DEKHTYARUK, Maxim S. KOSMIN,
Roman Yu. ROMANOV (Krylov Shipbuilding Research Centre) ............................................................. 566
БЕЗОПАСНОСТЬ МЕМБРАННЫХ СИСТЕМ ТРАНСПОРТИРОВКИ СПГ В АРКТИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ
Валерий Михайлович ШАПОШНИКОВ, Александр Борисович НЕСТЕРОВ, Евгения Геннадиевна ВАСИЛИК,
Анатолий Владимирович АЛЕКСАНДРОВ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр»),
Дэвид Колсон (GAZTRANSPORT & TECHNIGAZ) .............................................................................................. 573
SAFETY OF MEMBRANE CONTAINMENT SYSTEMS FOR LNG TRANSPORTATION
IN ARCTIC CONDITIONS
Valery M. SHAPOSHNIKOV, Alexander B. NESTEROV, Evgeniya G. VASILIK, Anatoly V. ALEKSANDROV
(FGUP «Krylov state scientific centre»), David Colson (GAZTRANSPORT & TECHNIGAZ) ........................ 573
МАЛОТОННАЖНЫЕ ФИДЕРНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ ГАЗОВ ПО ЗАМЕРЗАЮЩИМ ВОДНЫМ
ПУТЯМ
Андрей Борисович КРЕСТЬЯНЦЕВ, Антон Михайлович ЛУЦКЕВИЧ, Олег Владимирович ТАРОВИК
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр») ................................................................................. 579
LOW-TONNAGE FEEDER SERVICE OF GASES ON FREEZING WATERWAYS
Andrey B. KRESTYANTSEV, Anton M. LUTSKEVICH, Oleg V. TAROVIK, Krylov state research centre......... 579
– XXXV –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
– XXXVI –
Круглый стол 1:
СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
РЕСУРСОВ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ
Round table meeting 1:
EXPLORATION MATURITY OF HYDROCARBON
RESOURCES ON THE CONTINENTAL SHELVES
OF RUSSIA AND THE CIS COUNTRIES
RAO / CIS OFFSHORE 2013
OFFSHORE PLUG AND ABANDONMENT USING SYNTHETIC RESIN TECHNOLOGY
P.J. Jones, J.D. Karcher, D. Bolado, Halliburton, United States
Recent developments have enabled the successful use of synthetic resins for offshore plug and abandonment operations
applications and earned the acceptance of governing regulatory bodies in the Gulf of Mexico. In addition to exhibiting
elastic properties and superior mechanical properties, the rheological characteristics and nature of the liquid-to-solid
transition offer significant advantages when totally abandoning offshore wells, particularly those experiencing gas influx
or bubbling. This paper discusses some of the rheological characteristics during cure and mechanical properties of the
set resin systems. In addition, two case histories are presented in which a resin was used to seal leaking wells where
conventional solutions had not provided completely gas-tight seals.
1. CHALLENGES IN OFFSHORE
PLUG AND ABANDONMENT
OPERATIONS
2. RESIN CURING AND THE LIQUID-TO-SOLID
TRANSITION
The final stage in the life of a well is plug and
abandonment (P&A). This is usually defined as when the
well is no longer economically viable to produce or when
the producing reservoir has been depleted. When either
of these situations occurs, P&A operations are performed
[1]. Traditionally, cement has been chosen instead of
other options because of cost considerations as well as
previous successes. However, there are certain wellbore
scenarios in which cement might not be the favored
solution, such as when P&A operations are required for
offshore wells.
In the Gulf of Mexico, operators must pass a
series of tests before they can officially perform P&A
operations on a wellbore. The first test ensures proper
isolation at the perforations, which is then followed by
a series of plugs throughout the casing. These plugs
must be properly placed within the casing because
regulations for a complete P&A operation require that
not one single bubble of gas can come from the well.
Also, different formations cannot flow from one to
another after a P&A operation has been performed.
The complete stoppage of gas migration and the
prevention of crossflowing formations can be very
difficult to achieve after years of production, completion
operations, or workovers throughout the production life
of the well.
Microfissures in the cement or casing leaks can
lead to bubbles coming to the surface. To properly
perform P&A operations, these cracks, leaks, or
other anomalies must be repaired. Traditional cement
remediation cannot serve as a single solution for all
applications. Cement is a particle-laden fluid that has
a tendency to bridge off in tight narrow annuli, cracks,
or fissures; yet, the operator is required to seal these
potential leak paths [2]. Resin can be an excellent
alternative to cement for these types of remediation.
Resin can be controlled very similarly to cement
as far as placement time and transition through
set properties but does not rely on solids to form a
hardened material. This allows resin to be injected/
squeezed into narrow annuli, cracks, or fissures in
which cement simply cannot be placed [3]. In addition,
resins are highly resistant to channeling when there is
gas influx present during placement because of the
rheological characteristics exhibited during curing
from the liquid-to-solid state.
This paper describes two specific operations
in the Gulf of Mexico where resin was used in P&A
applications.
The usefulness of synthetic resin technologies
for offshore applications is not only derived from resin’s
extremely high compressive strength and elastic nature
but also from the behavior exhibited as the system
transforms from a liquid to a solid three-dimensional
(3D) crosslinked polymer network. It is this behavior that
makes resin systems particularly effective at shutting
off gas intrusion into the wellbore, making them suitable
materials for use in P&A operations. The progression of
material states is as follows: (1) low-viscosity liquid; (2)
high-viscosity liquid; (3) viscoelastic solid; and (4) solid
crosslinked 3D polymer network.
The initial resin system contains epoxide monomer
base resins and amine based hardeners. An optional amine
accelerator is often added to control the rate of reaction
and decrease the time to reach full mechanical properties.
The rheology of this system is shown in Fig. 1, where two
distinct features are observed. There is essentially no yield
point (YP), and there is a linear relationship between stress
and shear rate. In Fig. 1, the dial reading of the Fann® yield
stress analyzer (FYSA) rheometer [4] is plotted versus the
rotations per minute (RPM) of the rheometer. These two
features of the rheological behavior indicate that the liquid
exhibits Newtonian fluid behavior.
Fig. 1. Rheology of liquid resin after initial mixing at
near mud line temperature (60°F).
The behavior of the resin system during cure
was investigated by using a parallel plate rheometer to
measure the storage (G’) and loss (G’’) moduli of the
system as a function of time and degree of cure. These two
values provide an indication of the physiochemical state
of the material. When the G’’ or loss modulus exceeds G’
or storage modulus, the system is behaving as a liquid.
When G’ or storage modulus exceeds G’’ or loss modulus,
the system is behaving as a solid. The crossover point of
G’ and G’’ occurs at the critical gelation point or the point
where the 3D polymer network first forms [5].
–3–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
A secondary experiment was performed in which
pressure was applied using a nitrogen gas cylinder to the
top of a 2-ft column of resin. Pressure was measured at
both the top and bottom of the column during the cure from
the liquid state to the solid state. In Fig. 2, data from both
experiments are plotted versus time. Modulus units are
not shown for the parallel plate rheometer for clarity, but
the relative magnitudes of G’ and G’’ are shown. Initially, in
the pressure transmission experiment, pressure was fully
transmitted. The resin formulated had a thickening time
of approximately 4 hours, but the column was observed
to transmit the applied pressure far longer. At 24 hours, a
pressure differential was observed to develop across the
column of resin, which is analogous to the crossover point
observed by parallel plate rheometry. After 36 hours, both
G’ and G’’ began to level, and the resin formed a gas-tight
seal capable of resisting 450 psi of gas pressure.
strength as a function of time. Samples were compressed
at a rate of 0.2 in. per minute. A limited amount of
accelerator was used to provide the system sufficient
placement time. After 4 days, the resin achieved
approximately 2,500 psi compressive strength. After 6
days, a compressive strength of 8,100 psi was achieved.
In each compression test, the load frame was stopped at
40% compressive strain, and failure was not observed.
Therefore, the compressive strength was reported at the
engineering stress at 40% compressive strain.
Fig. 2. Pressure transmission during resin cure.
An experiment to simulate sealing a bubbling
wellbore is shown in Fig. 3. In this experiment, gas was
introduced into the bottom of a 12-ft tall column of resin
with a 2.29-in. diameter at a pressure of 5 psi to exceed
the column of resin and generate bubbles. The bubbles
rose to the top of the column and were released. After 12
hours, the last bubble formed, and the resin reached an
extent of polymerization that overcame bubble formation.
The key attribute observed is that there was no channeling,
and the resin exhibited the ability to form a solid seal even
in the presence of bubbling.
Fig. 4. Compressive strength development of resins
at near mud line temperatures (65°F).
3. OFFSHORE PLUG AND ABANDONMENT
CASE HISTORIES
Fig. 3. Simulated bubble test at various times
(hh:mm).
Synthetic resins can react at near mud line
temperatures (65°F) in a reasonable time frame with the
use of an accelerator. Figure 4 shows the compressive
In an offshore well in the Gulf of Mexico, multiple
P&A operations were attempted using conventional
solutions. However, bubbling of gas inside the wellbore
continued to occur in all annuli, preventing the operator
from totally abandoning the well and moving the rig
to the next location. This resulted in significant costs
accruing daily. The operator chose to use a newly
developed resin solution because of its compatibility
with water and ability to seal even in the presence of
bubbling gas. This solution is presented in Fig. 5. A
window was cut to allow the resin to access both the
30- x 20-in. and 20- x 13 3/8-in. annuli. Ten barrels
of the resin were spotted inside the 13 3/8-in. casing
and squeezed to seal off gas influx. Then, a 50-ft plug
was set inside the 13 3/8-in. casing. After the resin was
allowed to cure, bubbles ceased to flow to surface.
–4–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Fig. 5. Schematic of offshore P&A operation No. 1.
Fig. 6. Schematic of offshore P&A operation No. 2.
–5–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
After a bubble test was passed, the operator cut casing
and moved the rig to the next well.
In a second Gulf of Mexico case history, bubbles
were observed outside a 13 3/8-in. casing. Very little
length existed for setting a plug using cement, and
multiple abandonment operations using conventional
methods had not provided a gas-tight seal. Resin was
proposed as the solution, as shown in Fig. 6. A 15-barrel
resin operation was performed to fill the bubbling 30- 13
3/8-in. annulus and cover the bridge plug inside the 13
3/8-in. casing. Again, the annular leak was successfully
sealed. The operator was able to totally abandon the well,
cut the casing, and move to the next well location.
CONCLUSIONS
Specially developed synthetic resin technologies
have been proven successful in P&A operations. This is
attributed to the resin’s compatibility with water, rheological
properties during cure, and high-strength elastic
properties once cured. In each case history presented
in this paper, resin effectively sealed the wellbore on the
first application to allow for complete abandonment. Also,
the performance of the synthetic resin technology earned
the acceptance of governing regulatory bodies for use in
the Gulf of Mexico. As offshore oil wells pass the point of
economical production in their lifecycle and move into the
abandonment phase, synthetic resins can serve as ideal
materials for problematic or difficult to abandon wells.
ACKNOWLEDGMENTS
The authors thank Halliburton for permission to
publish this paper. They also acknowledge V. Gupta and N.
Huffman at Research Triangle Institute (Raleigh, NC, USA)
for their design of the bubble test simulator and execution
of testing.
REFERENCES
1.
Abshire, L., Hekelaar, S., Desai, P. Offshore Plug
and Abandonment: Challenges and Technical
Solutions. OTC 23906 presented at the Offshore
Technology Conference, Houston, Texas, USA,
May 6-9, 2013.
2.
Faul, R., Kelm, C., Slocum, T., Crook, R. Fine-Grind
Cement Aids GOM Plug-and-Abandon Operations.
OTC 10896 presented at the Offshore Technology
Conference, Houston, Texas, USA, May 3-6, 1999.
3.
Morris, K.A., Deville, J.P., Jones, P.J. ResinBased Cement Alternatives for Deepwater Well
Construction. SPE 155613 presented at the SPE
Deepwater Drilling and Completions Conference,
Galveston, Texas, USA, June 20-21, 2012.
4.
Olowolagba, K., Brennis, C. Techniques for the
Study of Foamed Cement Rheology. SPE 133050
presented at the SPE Production and Operations
Conference, Tunis, Tunisia, June 8-10, 2010.
5.
O’Brien, D.J., Mather, P.T., White, S.R. Viscoelastic
Properties of an Epoxy Resin during Cure. Journal
of Composite Materials. Vol. 35, No. 10, 2001.
DOI: 10.11061/HLYM-5CM7-BP9N-L1Y1.
–6–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
APPLICATION OF AN INTEGRATED RESOURCE ASSESSMENT SYSTEM TO
UNCONVENTIONAL HYDROCARBONS IN ARCTIC ENVIRONMENTS
B. Wygrala, I. Bryant, C. Stabell, O. Schenk, M. Neumaier and D. Spahic (Schlumberger SIS)
Unconventional hydrocarbons that are of particular interest in the Arctic include shale gas, shale oil and gas hydrates,
all of which are significant resources with the potentialto be commercially viable in the near future.How can the quantity
of these resources be meaningfully assessed inspite of the sparseness and uncertainties of the available data, and how
can these assessments be directly connected to the available geoscience data so that they are fully auditable and can
be openly reviewed and easily updated?
Unlike petroleum reserves which must be
discovered by drilling and are then assessed according
to well-defined and generally accepted standards,
petroleum resource assessments are less well defined.
Resource assessments are often disconnected from the
underlying geoscience data, they are not necessarily
based on a rigorously applied methodology, key risk
factors are frequently not included and they are not
covered by a fully auditable workflow. In this paper, we
present an assessment system which enables rigorous
geology-based and auditable assessments for both
conventionals and unconventionals. It consists of 1) an
industry standard G&G platform which enables all of the
required data to be efficiently managed, 2) advanced
petroleum systems analysis tools which enable the
processes and conditions to be analysed which have led
to the formation of the resources, and 3) an advanced
system for rigorous statistical analysis and reporting of
the available resources.
In this paper we present shale gas/oil and gas
hydrate assessments using petroleum systems modeling,
which is then used to support a statistical analysis of
the unconventional resources. The workflow provides
a rigorous, geology-based and auditable solution for
unconventional resource assessments.
CONVENTIONAL AND UNCONVENTIONAL
PETROLEUM SYSTEMS AND SHALE GAS/OIL
The term ‘petroleum system’ is used in petroleum
exploration to describe the geological elements and
processes that need to be in place for a petroleum
accumulation to occur. These essential elements are the
source, reservoir, seal and overburden rocks, and the
essential processes are petroleum generation, migration
and accumulation, as well as the timing relationship with
the structural evolution of the trap and its properties.
In conventional petroleum systems, oil or gas occurs
as discrete accumulations or fields, while unconventional
petroleum accumulations are often described as
‘continuous’ (e.g., USGS) as the hydrocarbons occur as
continuous accumulations.
A comparison of conventional and unconventional
petroleum systems shows clearly that the geological
parameters and processes in conventional and
unconventional petroleum systems are identical. The
only difference is that in conventional systems we
are interested in the expelled hydrocarbons, while in
unconventional systems we are interested in the nonexpelled hydrocarbons, i.e. those that have been retained
in the source rocks. The hydrocarbon source rock is
therefore also the reservoir.
Figure 1. Elements and processes in conventional petroleum systems
–7–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 2. Elements and processes in unconventional petroleum systems (‘shale plays’)
SHALE GAS OR SHALE OIL?
Petroleum systems modeling, which was originally
developed to enable improved understanding and
predictions of conventional petroleum resources, can
therefore be used for assessments in unconventional
systems. The geologic framework and the processes are
the same. As the controlling factors for shale gas or shale
oil are the thermal histories and the type of organic matter,
petroleum systems modeling is an essential part of the
assessment workflow.For early-stage exploration for
unconventional resources, petroleum systems modeling
delivers essential information. It enable properties to be
determined, for example whether oil or gas is retained
in the source rocks and even what the properties of the
retained hydrocarbons are. Information includes:
• Maturation distributions for organic material:
this is the primary control for shale gas and oil
shale resource development and they need to
include the effects of uplift and erosion
• Play and product type prediction: only
petroleum systems modeling can assess the
probability of what play type might exist in a new
Figure 3. Processes that control shale gas vs. shale oil development
–8–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
area, for example shale gas, shale oil or mixed
conventional/unconventional types
• Product volumetrics: can be determined more
accurately than with any other method as they
are contained in and directly controlled by the 3D
geological framework: they can range from basin
scale resource assessments to play to prospect scale
• Gas content assessments: gas contents in shale
gas plays and adsorbed vs. free gas can be more
accurately determined than with any other method
In summary, petroleum systems modeling
provides essential information for shale gas/oil resource
assessments and it can be obtained with sparse data and
analysed with efficient workflows.
GAS HYDRATES
Gas hydrates are pressure/temperature controlled
accumulations of mostly methane which occur in
sediments at relatively shallow depths. They contain
significant amounts of gas resources which are larger
than those from any other conventional or unconventional
source, and could ensure energy supplies for many years.
They have not yet been proven commercial, but recent
progress in developing appropriate production methods
has provided encouraging results.
As gas hydrate formation and stability is predominantly
controlled by pressure and temperature, petroleum systems
modeling simulators are also suited to gas hydrate modeling,
and can therefore be used to simulate the extent of the Gas
Hydrate Stability Zone (GHSZ) through geologic time, and
also to directly simulate the generation and migration of
methane from biogenic and/or thermogenic sources and
the formation timing and amounts of gas hydrates in the
available pore space in the GHSZ, as well as the effects of
the gas hydrates on the physical properties of the sediments
in the model. This includes tracking and analysing the
generation process from biogenic and thermogenic sources
and provides essential information for resource assessments
of gas hydrates.
GAS HYDRATE STABILITY ZONE (GHSZ)
Gas hydrates are stable at certain high-pressure / low
temperature conditions. This pressure/temperature zone is the
Gas Hydrate Stability Zone (GHSZ) and it can exist in sediments
at shallow depths below the sediment surface in both onshore
(permafrost) and offshore environments. The main controlling
parameters are temperature, pressure and salinity.
The diagram shows the controlling factors in a
typical offshore GHSZ. In this example, the blue area down
to a depth of 800m represents the water column, and the
orange area the sediments between 800 and 1200m.
The red curve is the temperature which decreases from
the water surface down to the seafloor and then increases
again with increasing depth in the sediments. The ‘BSR’
arrows point to the base of the GHSZ which is marked by
so-called Bottom Simulating Reflectors which are frequently
visible on seismic.The GHSZ extends from within the water
column to a certain depth below the sediment surface, and
its thickness is controlled by the salinity of the water within
the water column and in the pore spaces in addition to the
temperature and pressure. At lower salinities the GHSZ is
thicker, while high salinities reduce the thickness of the GHSZ.
GAS HYDRATE FORMATION
There are two typical gas hydrate formation
scenarios and the first one can be described as the
»marine» or "offshore/deepwater" zone:
Figure 5. ‘Marine’ or ‘offshore/deepwater’ Gas
Hydrate Stability Zones (GHSZ)
The other typical environment for gas hydrate
formation is the Arctic, where very low surface
temperatures or even permafrost helps to create a GHSZ
at relatively shallow depths:
Figure 4. Controlling factors for Gas Hydrate
Stability Zones (GHSZ)
Figure 6. ‘Arctic’ or ‘Permafrost’ Gas Hydrate
Stability Zones (GHSZ)
The gas that forms the hydrates in the GHSZ
can be either biogenic (especially in basins with rapid
recent sedimentation), or thermogenic (from deeper
–9–
RAO / CIS OFFSHORE 2013
thermogenically controlled processes). Petroleum systems
modeling enables the position of the GHSZ as well as the
formation of gas hydrates and their possible mass to be
calculated, thereby providing essential input to improve the
accuracy of gas hydrate resource assessments.
ALASKA NORTH SLOPE: ARCTIC CASE STUDY
AND DEMONSTRATION MODEL
The Alaska North Slope 3D petroleum systems
model reconstructs, quantifies, and evaluates the individual
conventional and unconventional petroleum systems,
burial history, thermal evolution, expulsion and migration,
accumulation, and preservation of hydrocarbons, as well
as the retention of hydrocarbons in the source rocks. This
geological framework and the simulation results enable
improved exploration risk assessments for conventionals and
also more accurate assessments of the remaining potential
hydrocarbon resources. In the latest application, the model
was used to investigate unconventional resources in order to
predict the type and quantity of hydrocarbon remaining in the
shales and the potential for gas hydrate accumulations.
The 3D petroleum systems model and case study
- the Alaska North Slope (ANS) multi-client study - is
being used for conventional and unconventional (shale
oil) exploration risk and resource assessments. It is ideally
suited as a test bed for gas hydrate modeling as it is in
the Arctic and includes permafrost areas with proven gas
hydrate occurrences, and it is also in an area where gas
hydrate research and production tests are being performed.
The 3D petroleum systems model covers the entire North
Slope of Alaska and was originally based on USGS public
data, but has been further developed by Schlumberger.
Figure 7. Location of Alaska North Slope 3D
petroleum systems model
Figure 8. PetroMod* 3D petroleum systems model
of the Alaska North Slope
The Alaska North Slope petroleum systems model
is fully scalable from mega-regional to prospect. The
model was constructed and analyzed in collaboration with
the U.S. Geological Survey (USGS), the world's leading
assessment agency. The geologically complex Northern
Alaska petroleum province evolved through the tectonic
stages of passive margin, rift, foreland basin, and foreland
fold and thrust belt. Petroleum was generated from several
source rock units, and many conventional reservoirs show
evidence of mixing of hydrocarbon source types.
The model covers an area of 275,000 m2 (832
520 km) and includes the Chukchi platform, the Beaufort
continental shelf, and the foothills of the Brooks Range.
The model is based on >48,000 km of newly interpreted
2D seismic and a fully QC’ed database of >400 wells that
include calibration and geochemical data. The overlying
Brookian Sequence with a total thickness of up to 8,000
m was deposited during Cretaceous and Cenozoic time
in a foreland basin filled by progradation from WSW to
ENE, and the reconstruction of this paleo-geometry –
diachronous deposition, facies variation, and thickness
distribution as well as variations in paleo-basin geometry
– is a key element of the study. The effects of multiple
Tertiary erosion events were also taken into account.
Detailed information and a discussion of the ANS project
is available in Schenk et al (2009). The shale gas/oil and
gas hydrate modeling results that are available as input for
the resource assessment are from the ANS model.
PETROLEUM RESOURCE ASSESSMENTS
Petroleum resource assessments are used to quantify
discovered and undiscovered resources that are technically
and economically recoverable within a certain time frame
(e.g. 30 years). An assessment is usually undertaken over
a large area, either a country, basin, region, or potential
concession area to evaluate its hydrocarbon potential. Unlike
petroleum reserves which must be discovered by drilling and
are then assessed according to well-defined and generally
accepted standards, petroleum resource assessments are
less well defined. They are often disconnected from the
underlying geoscience data, they are not necessarily based
on a rigorously applied methodology, key risk factors are
frequently not included and they are not covered by a fully
auditable workflow. There can be significant differences in
the results, even with the same given data, and the value of
the assessments is therefore limited.
Assessments of unconventional resources differ
from assessments of conventional plays. In conventional
plays hydrocarbons have migrated to accumulate in
traps. These geological structures constitute geometrical
features that form the basis of prospect assessment
methodologies. In shale resource plays, the hydrocarbons
are still present in the source rock or have migrated short
distances into adjacent or inter-bedded more porous and
permeable lithologies. Consequently, these resources form
widespread continuous accumulations. However, variations
in thickness, natural fracture density, pore pressures, pore
throat sizes, rock mechanical properties or in situ stresses
result in commercial production only being economically
viable in limited areas of these plays. Assessments of
unconventional resources therefore requires a combined
assessment of both subsurface geological parameters that
define reservoir quality with engineering parameters that
influence our ability to effectively stimulate and produce
the hydrocarbon resources.
– 10 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
In order to enable geology-based, auditable
and efficient workflows, a solution is applied which
extends exploration risk assessment workflows to enable
resource assessment to be performed in a rigorous and
structured manner with iterative workflows that enable all
of the required data and tasks to be managed on a single
industry-standard platform. The Petroleum Resource
Assessment workflow has the following main steps:
1.
G&G Data Handling: Manage all G&G data QC,
compilation and interpretation tasks for an assessment
project on a single platform (Petrel*). Assemble a
basin scale data model of the area of interest.
2.
Petroleum Systems Modeling (PSM): Manage
all of the basin-to-prospect-scale process
modeling with advanced technology which is
directly linked to the G&G platform (PetroMod*).
In this case, this enable the areas to be clearly
defined in which the source rocks contain oil so
that Assessment Units for oil and for gas can be
accurately differentiated.
3.
Mapping of essential G&G and PSM data: Use
efficient play chance and Assessment Unit mapping
tools to map areas with favourable combinations of
properties. For resource assessments, this is the
step where the Assessment Units and Sweetspots
are mapped.
4.
5.
Risk/Uncertainty
Analysis
for
Variable
Definition: The actual resource assessment, which
is performed in the final step, is a statistical approach
for which uncertainty ranges and distributions need
to be defined. This can be done for the G&G as well
as for the petroleum systems modeling data. For
example, an analysis of the effects of uncertainties
in the velocity models on the depth maps can be
performed using G&G workflow tools, or an analysis
of uncertainties in the boundary conditions of the
petroleum systems models, such as heat flow
histories could be performed. These analyses result
in geologically controlled distributions of the values
which are then used in the next step.
Statistical Assessment of Resources: The final
step of the resource assessment is the statistical
analysis of the potential resources. This can be
provided as generated, in-place and recoverable
resources using various approaches such as those
published by the USGS.
The specific assessment workflow can then be
summarized with the following steps:
Figure 9. Steps from input data to assessment of
resource play risks, resources and economic value.
Petroleum Systems Modeling is used to generate
geology maps. CRS (common risk segment) and CVS
(common volume segment) maps capture spatial
variation in risks and resources. Stacking of the
maps then generates a finite set of ASU (assessment
units) that are then used to calculate YTF (yet-tofind) and value of the resource play opportunity.
MODELING GEOLOGICAL VARIATION IN
RESOURCE POTENTIAL
Computer mapping and modeling tools may be
used to combine maps derived from the forward modeling
predictions generated by petroleum system modeling with
other maps to capture the spatial variability of parameters that
define both the potential resource in place and the ease with
which the formation may be stimulated by hydraulic fracturing.
Depending on the nature of the unconventional play, these
properties might include: thickness, porosity, depth, natural
fracture density, in situ stress, Poisson’s ratio, Youngs’
Modulus, and clay content. Such properties are typically
derived from interpretation of well and/ or seismic data. Maps
might also be constructed of other spatially varying properties
that influence the viability of the play such as urban areas
that restrict access to drilling sites or steep terrain that also
precludes drilling. In order to use this information to assess
the overall viability of the play it is possible to convert these
maps from physical units to probability units that define the
chance that a given parameter is favorable at each location
in the area. Chance of success can then be evaluated by
combining a set of chance-of-success maps for a full range
of potentially controlling data.
While this approach captures the spatial variation
of many parameters to define the distribution of reservoir
quality and volumes in place, it does not provide a means
to assess the economic viability of each area. In reality,
decisions have to be made to acquire one license block
versus another or to select one location for a pilot to
assess the viability of the play over an alternative location.
In order to do this we need to capture the spatial variations
of the play and combine them with engineering data in
order to make informed investment decisions.
UNCONVENTIONAL RESOURCE ASSESSMENT
As noted earlier, unconventional assets cannot be
counted and analyzed as discrete entities as with conventional
accumulations. Instead, unconventionals are large continuous
volumes of rock where source and reservoir are one. Therefore
also the frequent use of the term continuous resources – as
opposed to conventional (discrete) resources.The key issue
for both exploitation and assessment of resource plays is well
performance and recovery where recovery rates over time are
intimately linked to and critical for the economic viability of the
resource play. Volumetric estimates of in-place volumes are
important, but serve primarily to constrain well performance.
Well performance is ultimately EUR/well, but IP and decline
rates are equally important for net present value economics.
Figure 10. Screen capture displaying an illustrative
set of 13 ASUs (assessment units or segments) in
an AOI (area of interest) generated through stacking
of CRS maps in an Alaskan North Slope shale play.
The table shows the CVS inputs for segment 4 (S4).
– 11 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Map stacking produces a set of assessment units
(ASUs). For continuous resources, ASU delineation is
somewhat arbitrary as underlying mapped properties
also tend to vary continuously. Some authors therefore
recommend a flexible approach where assessment
considers alternative approaches to the definition of ASUs.
One approach is to let the ASU be defined by common risk
segment (CRS) maps. Common volume segments (CVS)
are then attributed on the ASUs produced by the stacking
of the CRS maps. Alternatively ASUs might be defined by
available leases. Irrespective of the approach, at the end of
the process, a full set of assessment inputs for each ASU is
defined. These inputs capture the geological variation in the
various elements of the resource play, both from the output
of petroleum system modeling and mapping of other relevant
elements of play risk. They are then used by the stochastic
simulation engine to produce estimates of success case
volumes and chance of success (COS) for each ASU.
Risked success case volumes are then input to a
full cycle economic valuation that generates stochastic
estimates of both production over time and net present
value (NPV). The valuation is based on a model of the
activities involved in exploring and exploiting the ASU:
pre-exploration seismic, exploration well, pilot production,
GC if pilot is successful, and then development well (DW)
drilling and production.
The simulation produces estimates of recoverable
reserves as well as production profiles.
Reported
success case profiles are both mean estimates as well as
stochastic estimates for each year. Browsing of individual
trials can be used to identify representative profiles for
P90-P50-P10 success case NPV outcomes.
Figure 11. Mean and stochastic success case
production profiles. Box plot shows year-by-year
stochastic variation (P100-P90-P50-P10-P0) in
production volumes.
Overall outcomes are summarized in an outcome
tree with both success and failure outcomes. The mean
outcome of expected monetary value (EMV) is rolled up in
the outcome tree. It is also the mean of the full risked NPV
outcome distribution.
Figure 12. Single segment outcome tree and NPV
distribution over all outcomes
SUMMARY AND CONCLUSIONS
Resource plays rely on finding areas where
conventional source rocks may be directly exploited as
unconventional reservoirs.
Economic exploitation of
these plays requires an understanding of both geology and
interaction with technology. Petroleum system modeling
provides an integrated framework to estimate resources early
in the life of unconventional resource plays. Having captured
the geographical variation in the geological elements of the
resource play in a series of maps, it is possible to sample this
variation into assessment units that represent alternative
investment opportunities. Full cycle economic modeling is
then able to take account of anticipated costs and duration
of exploration and exploitation as well a production and
revenues in order to establish areas of the resource play that
offer the most attractive targets.
The fundamental benefit of the approach described
here is that all of these steps are directly connected and
on the same platform, so that updates can be performed
whenever the G&G and petroleum systems modeling data
changes, for example if new seismic and well information is
available, or if new interpretations are performed. The fully
integrated resource assessment system which is presented
here enables rigorous geology-based and auditable
assessments for both conventionals and unconventionals to
be performed. It consists of the following essential ‘building
blocks’ which are all closely coupled: 1) an industry standard
G&G platform which enables all of the required data to be
managed, 2) advanced petroleum systems analysis tools
which enable the processes and conditions to be analysed
which have led to the formation of the resources, and 3)
an advanced system for rigorous statistical analysis of the
available resources. It is applicable to both conventional and
unconventional resource assessments, including shale gas/
oil and gas hydrates, as shown in Arctic environments with
the case studies from the Alaska North Slope.
– 12 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПОСТРОЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА
ОСНОВЕ СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ДАННЫХ
Алтухов Е.Е., Сидоров В.В. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Усложнение геологических объектов, рост объемов геолого-геофизической и промысловой информации требуют создания высокоэффективных и технологичных интерпретирующих систем экспрессной
массовой обработки данных.
Отсутствие формального описания такого глобального процесса затрудняет принятие управленческих решений и тормозит процессы оптимизации и
автоматизации из-за оправданного отсутствия видения полной (глобальной) картины происходящего.
Передовые технологии геологического и гидродинамического моделирования создали предпосылки к использованию данных на качественно новом
уровне благодаря применению системного структурного анализа.
Одним из способов устранения этого несоответствия является изучение процессов моделирования залежей и составление соответствующей процессной модели.
В докладе представлены результаты структурного анализа геолого-геофизической, технологической и промысловой информация по 4-м скважинам
Киринского блока, рассмотрены технологические модели, предназначенные для исследования качества
геолого-разведочных работ и оптимизации разработки месторождения.
Существенное влияние на качество исследования геолого-разведочных работ оказывают следующие причины:
• Отсутствие формального описания бизнеспроцессов как основных видов деятельности,
так и алгоритмов обработки имеющихся данных (информационные модели объектов исследования)
• Разнопрофильность и разнородность процессов
Помимо этого, названные сложности обусловливаются отсутствием единой терминологической
базы, что требует от специалистов время на изучение
не связанной с их работой терминологии и процессов.
Как показывает практика, описание жизненного цикла практически любого объекта нефтегазового
профиля или технологического процесса целесообразно представить в формализованном виде для
повышения качества исследования и управления
данным объектом на базе информационных технологий. Такой подход подразумевает наличие комплекса
различных типов моделей (функциональные, математические и имитационные), позволяющих с достаточной степенью точности описать как отдельные, так
и обобщенные составляющие объекта управления.
Обобщенная схема взаимодействия наиболее часто
используемых методов моделирования представлена
на рис. 1.
Нетрудно заметить, что для исследования
большинства объектов нефтегазовой отрасли, например, поисково-разведочных или эксплуатационных
скважин, вполне достаточно перечисленного набора моделей. Так функциональное моделирование на
базе процессного подхода позволяет зафиксировать
(формализовать) структуру технологического объекта (процесса) с учетом его своеобразия, математическое моделирование – перевести его представление
Рис. 1. Схема взаимодействия методов моделирования.
– 13 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
в формат, удобный для применения средств вычислительной техники, а имитационное моделирование
– исследовать как статическое, так и динамическое
поведение рассматриваемого объекта. Вместе с тем,
совокупная сложность моделей зависит от степени
детализации (уровня декомпозиции) функциональной
модели, что позволяет при необходимости учесть соответствующие нюансы (особенности) данного объекта (процесса). В настоящее время на практике наиболее востребованными программными средствами
построения функциональных моделей являются среды MS Visio, Allfusion Process Modeler, Aris и др.
мых математических моделей решается задача по их
разработке. Математическое моделирование может
осуществляться как в среде математических пакетов
(Matlab, Mathematica, Maple и др.), так в среде программирования (C++, C#, Delphi, Java и т.д.).
Структура функциональной модели определяет задачу выбора адекватной с точки зрения описания
математической модели. При отсутствии необходи-
Поведение объекта в различных технологических условиях возможно исследовать в средах динамического (имитационного) моделирования.
Совместное использование процессной и математической моделей позволяет качественно повысить представление о рассматриваемых процессах,
понять степень влияния изменений одних параметров
на другие, спрогнозировать (спроектировать) процесс автоматизации управления данным объектом,
обосновать регламентацию этих процессов.
– 14 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА 4D
ЗА РАЗРАБОТКОЙ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Ампилов Ю.П. (PGS), Дементьев А.А. (PGS)
4D SEISMIC STATE-OF-THE-ART TECHNOLOGIES FOR MONITORING OF
OFFSHORE OIL AND GAS FIELDS DEVELOPMENT
Yu. P. Ampilov (PGS), A. A. Dementiev(PGS)
В статье анализируется современное состояние сейсморазведки 4D. В России, к сожалению, есть пока
единственный пример использования сейсмики 4D на одном из месторождений сахалинского шельфа, в то время
как мировой опыт уже насчитывает десятки успешных примеров. В ближайшие годы ожидается расширение
таких работ в России в связи с интенсификацией освоения шельфа. В статье рассматриваются три варианта
технологии проведения сейсмических исследований 4D на морских месторождениях: 1) последовательное
выполнение обычных съемок 3D с плавающей косой через большие интервалы времени; 2) выполнение
регулярных съемок с донными кабелями; 3) инсталяция донной оптоволоконной системы 4C на весь период
разработки месторождения. Проводится сопоставление технологических и стоимостных параметров данных
модификаций.
This article analyzes the current status of the 4Dseismic technology. We regret to admit that in Russia the 4D seismic
is used only at one of the fields offshore in the Sakhalin Island, while there are dozens of successful 4D seismic
implementations worldwide. In the years to come, this technology is expected to expand in Russia due to accelerated
development of offshore fields. The article reviews three options of the 4D seismic data acquisition at the offshore fields:
1) consistent acquisition of conventional 3D data using a floating seismic streamer at long intervals of time; 2) regular
seismic surveys with seabed seismic cables; and 3) installation of the seabed fiber optic 4C system for the entire life of
the field. The article compares the engineering and cost parameters of these modifications.
Ключевые слова: сейсморазведка 4D, мониторинг добычи, морские месторождения нефти и газа,
оптоволоконные системы
4D seismic technology, monitoring of production, offshore oil and gas fields, fiber optic systems
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в мире все чаще используется сейсмический мониторинг месторождений в процессе их эксплуатации (4D). Например, к 2009 году 4D
сейсмика была выполнена более, чем на 50 морских
месторождениях, а за прошедшие 4 года это число
выросло еще более, чем в полтора раза. Лидером по
количеству месторождений, где такие исследования
были проведены, по-видимому, является компания
BP. В последние годы активность добывающих компаний в использовании сейсмического мониторинга
стала быстро расти, но в России такие исследования
пока известны лишь на Астохском месторождении
шельфа Сахалина, где они выполнены компанией PGS
по заказу компании «Сахалин Энеджи».
один-два дискрета сейсмической записи. В то же время форма сигнала может меняется настолько, что это
бывает заметно во временной и спектральной области.
Понятно, что трудно подобрать теоретическое описание 4D сигнала в каждом конкретном случае, поэтому
все практические результаты в этой области чаще всего
основываются на выявлении эмпирических закономерностей. Так, на рисунке 1 в координатах «время-амплитуда» схематично представлены возможные изменения
сейсмозаписи при различных изменениях в резервуаре
на примере Астохского месторождения на Сахалине [2].
Сейсмический мониторинг сводится к тому, что
на месторождении периодически проводится сейсмическая съемка 3D, по результатам которой пытаются проследить за движением водонефтяного контакта и степенью обводненности и выработанности
различных частей залежи.
ЧТО ТАКОЕ 4D СИГНАЛ?
Сигнал 4D может представлять собой любое изменение сейсмической записи по сравнению с предыдущей сейсмической съемкой 3D. Эффект основан на
том, что замещение нефти водой меняет отражающие
способности толщи, что сказывается прежде всего на
амплитудах отраженных волн. А при длительных перерывах между съемками могут отмечаться и небольшие
сдвиги во временах отражения, обусловленные изменением скоростей в продуктивной толще при смене
типа флюида. Однако такие сдвиги редко превышают
Рис. 1. Возможные изменения 4D сигнала в
зависимости от свойств резервуара [KennyForeste,
JamesRobertson, MartinBoekholt, 2012].
– 15 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
По горизонтальной оси отложены изменения
по времени регистрации отраженного сигнала, а повертикальной – амплитудные изменения. В областях
заводнениязалежи увеличивается амплитуда отражения при неизменности временных характеристик.
В области повышения пластового давления при закачке жидкости немного уменьшается амплитуда,
и наблюдаются задержки времени регистрации. И,
наоборот, в области интенсивного отбора продукции
при относительно пониженном пластовом давлении
отмечаются положительные сдвиги во времени регистрации с незначительным ростом амплитуды. При
обратной закачке газа в пласт происходит заметное
изменение амплитуды в отрицательную сторону.
Существуют, бесспорно, пороги чувствительности
параметров к изменению свойств в резервуаре с течением разработки (серые штриховые линии на рисунке 1) В принципе, похожие эффекты наблюдаются
и на других месторождениях. Возможно использование AVO-инверсии (угловых сумм) для выделения
эффектов в залежи, а также других распространенных инструментов количественной сейсмической интерпретации.
Кроме регистрации возбуждаемых сейсмических сигналов (активная сейсморазведка)
в последние годы все больше используется пассивная сейсмика, основанная на регистрации микросейсмических колебаний. Считается, что при
накапливании большой статистики можно зарегистрировать изменения в резервуаре, связанные с
добычей и течением флюидов в процессе разработки месторождения. Однако, данные технологии
мы оставляем за пределами рассмотрения в данной статье.
МОРСКАЯ СЪЕМКА 4D В ВИДЕ
ПОВТОРЯЮЩИХСЯ ВО ВРЕМЕНИ
СЕЙСМИЧЕСКИХ РАБОТ С ПЛАВАЮЩИМИ
КОСАМИ
Первое, что напрашивается, это повторить
сейсморазведку 3D через несколько лет после начала эксплуатации месторождения и посмотреть на
произошедшие изменения в волновом поле. И это
нередко делают, тем более, что современные сейсморазведочные суда типа RamformTitan (PGS) c 24
косами длиной до 12 км каждая способны работать
с высочайшей производительностью – до 4 тысяч
квадратных километров 3D в месяц. При этом, однако, есть одна важная особенность. А именно, для
4Dнадо повторить такую же сейсморазведку, какая
и была выполнена на данном участке до того, т.е. с
теми же амплитудно-частотными характеристиками источника и регистрирующего тракта. А сделать
это спустя много лет не так уж и просто. По крайней
мере, это обычно под силу лишь тому же самому
подрядчику, который делал предыдущую съемку и
сохранил данные по всем ее параметрам, поскольку
заказчик, интересующийся геологическими результатами съемки 3D, не обладает компетенцией в технических вопросах сейсморазведки и таких деталей
не запрашивает и не хранит.
Рисунок 2. Пример первой в России 4D
сейсморазведки, выполненной компанией
PGS по заказу «Сахалин-Энеджи» на ПильтунАстохском месторождении Сахалинского шельфа
[2].
За рубежом время от времени данные работы
проводятся на некоторых месторождениях, но в России есть лишь единственный пример такого рода работ. Их выполнила компания PGS по заказу «Сахалин
Энерджи» на Пильтун-Астохском месторождении с
интервалом в 13 лет: в 1997 и 2010 году. На рис. 2 приведен один из примеров сопоставления результатов.
Отчетливо видно, что при вычитании волновых полей
двух съемок остаются 2 зоны с наиболее выраженными изменениями. Это связано с закачкой воды в пласт
через нагнетательные скважины для поддержания
пластового давления при вытеснении нефти водой.
Специалисты «Сахалин Энеджи» провели глубокие исследования данных результатов и их сопоставление с
промысловыми данными по эксплуатационным скважинам. Это позволило закартировать зоны распространения воды, учесть полученные данные в фильтрационной модели месторождения и определить
места для бурения дополнительных нагнетательных
скважин [2]. В целом данный проект признан весьма
успешным и работа над его усовершенствованием
продолжается.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМ С ДОННОЙ
РЕГИСТРАЦИЕЙ ДЛЯ СЕЙСМИЧЕСКОГО
МОНИТОРИНГА 4D
Выше была продемонстрирован пример последовательного использования традиционной морской
сейсморазведки с буксируемыми косами. Однако при
такой технологии зачастую проблематично в точности повторить сейсмическую съемку с одинаковыми
условиями возбуждения и приема. Это делает затруднительным корректное сопоставление полученных данных и выделение на фоне помех очень слабых
эффектов, связанных с разработкой залежи. Поэтому более целесообразно для целей мониторинга использовать донные системы регистрации. Это сразу
на порядок снижает уровень шумов, и открывает дополнительные возможности многокомпонентной регистрации сейсмических сигналов датчиками смещения. В совокупности все это позволяет обнаруживать
более слабые изменения в волновом поле, связанные
с разработкой залежи, повышая порог чувствительности всей системы. Как результат, заметить такие эффекты можно не через много лет разработки, а даже
и через довольно короткие периоды времени при условии, что разработка и заводнение залежи ведется
довольно интенсивно.
– 16 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Имеется много положительных примеров таких
работ в мировой практике (месторождения Draugen,
Gullfaks, Ekofisk, Halfdan и другие). Один из наиболее
длительных проектов по времени наблюдений – месторождение Валхал в Северном море, разрабатываемое компанией BP. Его освоение начато в 1982 г. при
величине оценочных запасов около 35 млн. т нефти.
Первые 23 года происходило постоянное истощение
добычи. В 2003 г. было принято решение начать сейсмические работы 4D. Было размещено на дне 125 км
кабелей с 2304 группами 4-компонентных приборов и
начались планомерные сейсмические съемки с частотой 1 раз в полгода. Особых изменений не отмечалось
до тех пор, пока в 2006 году не была пробурена первая
целевая нагнетательная скважина. С этого момента
изменения волновой картины происходили очень динамично (рис. 3).
логий - OPTOSEIS™. Специальные многокомпонентные
датчики размещаются на дне и могут оставаться там
на весь период эксплуатации месторождения (рис. 4).
Отсутствие каких-либо электрических соединений в
подводной части делает систему абсолютно надежной
и долговечной, а стабильные условия регистрации позволяют уловить слабые сигналы, связанные с изменениями в залежи. Сбор информации может осуществляться на эксплуатационной платформе. Для этого
есть все необходимое компактное оборудование.
Периодичность съемки в данном случае любая,
т.к. для ее проведения требуется лишь небольшое
судно-источник, затраты на которое невелики. Кроме
этого нет никаких ограничений для регистрации т.н.
«пассивной сейсмики» и применения отечественных
технологий типа «Анчар» и подобных.
Рисунок 3. Результат последовательного
вычитания регулярных 3D съемок из
стартовой съемки. Наблюдение за эффектом
продвижения закачиваемой в пласт жидкости из
нагнетательных скважин [3,4].
Главный принцип индикации изменений тот же:
вычитание результатов первой съемки из каждой последующей (на рисунке 2 это 6-я, 8-я и 10-я съемки).
При этом внедрение воды в пласт наблюдается относительно уверенно. Можно также отмечать места,
куда вода проникает плохо, чтобы корректировать бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Главные цели проекта 4D на месторождении были достигнуты, а именно:
Рисунок 4.Схема расположения на дне
постоянно действующей регистрирующей
оптоволоконной системы.
• Оптимизация программы бурения нагнетательных и добывающих скважин
• Повышение темпов добычи
• Сокращение расходов на бурение
И как косвенный результат тщательных многократных съемок: выявление дополнительных перспективных для добычи участков месторождения, что
кратно повысило его запасы в целом по сравнению с
оцененными первоначально.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДОННЫХ
ОПТОВОЛОКОННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ
СЕЙСМОМОНИТОРИНГА 4D
Казалось бы, что предыдущие две модификации сейсмического 4D мониторинга покрывают все
существующие потребности в работах такого рода.
Однако периодическое повторение полноценной
съемки 3D является довольно дорогим мероприятием
и в донном варианте. Хотя в примере с месторождением Валхал приемные устройства на дне могут находиться почти постоянно. Проблемы в таких случаях
с извлечением информации, долговечностью регистрирующих систем с электрическими соединениями
в соленой воде под давлением и т.п.
В компании PGS разработана специальная система мониторинга на основе оптоволоконных техно-
Рисунок 5. Схема расположения датчиков внутри
прибора: акселерометры X,Y,Z (слева) и датчик
давления (гидрофон) – справа.
Элементом системы является 4-компонентный
сейсмоприемник, содержащий 3 приемника смещения – акселерометра и один приемник давления
(рис.5). Таких приемников, соединенных оптоволоконными кабелями, на месторождении может быть
несколько тысяч.
Данные приемные устройства сертифицированы компанией DNV на срок службы до 20 лет при
глубине воды до 3000 м. Их амплитудно-частотные
характеристики заметно превосходят традиционные.
Имеется первый положительный опыт производственного применения оптоволоконной системы на
месторождении Джубарте, расположенном на восточном шельфе Бразилии при глубине воды 1700 м.
До этого опытная эксплуатация системы проводились
в Северном море.
– 17 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рисунок 6. Сопоставление затрат на 4Dсейсморазведку при различных вариантах ее проведения.
Говоря о сопоставлении различных вариантов
проведения сейсмического мониторинга 4D, следует
отметить, что сравнивать их целесообразно за весь
период эксплуатации месторождения. Тогда при кажущейся дороговизне начальной инсталяции оптоволоконной донной системы OPTOSEIS™ окажется,
что уже после 3-4 съемок суммарные затраты будут
заметно ниже (рис.6). И это при том, что качество,
надежность и информативность таких работ в сравнении с аналогами заметно выше. Время для применения таких систем на месторождениях в России
уже настало, и в перспективе это сэкономит немалые
средства добывающим компаниям.
Положительный опыт использования сейсмомониторинга на подземном газовом хранилище
CereLaRonde говорит о хороших возможностях 4D
сейсморазведки и на суше. А разрабатываемая PGS
совместно с компанией SHELL оптоволоконная система с миллионом каналов предоставит для этого все
необходимые технические возможности.
ВЫВОДЫ
1.
2.
3.
Сейсмический мониторинг 4D добычи нефти и
газа на морских месторождениях доказал свою
эффективность и получает в мире широкое
распространение.
Из возможных модификаций сейсморазведки
4D наиболее информативен вариант с установкой донных оптоволоконных систем с 4-компонентными датчиками на весь период разработки месторождения. Возможна установка
подобных систем и на суше.
Постоянные системы мониторинга позволяют
использовать наряду с активной сейсморазведкой весь арсенал методов пассивной сейс-
мики, основанной на изучении микросейсмических колебаний.
4.
Несколько морских месторождений Российского шельфа (Приразломное и Варандей-море в Печорском море, Киринское на шельфе
Сахалина, Корчагина и Филановского на Каспии) перспективны для применения постоянного сейсмического мониторинга 4D в процессе их эксплуатации
ЛИТЕРАТУРА
5.
Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений
нефти и газа. М., Геоинформмарк, 2008, www.
ampilov.ru
6.
Kenny Foreste, James Robertson, MartinBoekholt.
Опыт и результаты первых в России морских
сейсморазведочных работ 4D на шельфе Сахалина. Материалы конференции «Шельф России
2012», Москва, 26-30 марта 2012 г.
7.
J.P.VanGestel, J.Kommedal, O.Barkved, I.Mundal,
R.Bakke, K.Best. Continuous Seismic Surveillance
of Valhall Field. - The Leading Edge, December
2008
8.
O.I. Barkved. Seismic Surveillance for Reservoir
Delivery. - EAGE Publications bv, 2012
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ:
АМПИЛОВ Юрий Петрович, доктор физико-математических наук, заслуженный деятель науки РФ, Глава
представительства компании PGS в России, профессор
кафедры сейсмометрии и геоакустики МГУ им. Ломоносова, [email protected] +7 495 9373767 (доб. 7570)
ДЕМЕНТЬЕВ Александр Александрович, менеджер по развитию бизнеса PGS-ASA, Европа-СНГ.
– 18 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
БУРЕНИЕ С УПРАВЛЯЕМЫМ ДАВЛЕНИЕМ MPD В УСЛОВИЯХ МОРСКИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Андрей Олегович БАХТИН, Станислав Сергеевич КУЛИКОВ, Гурбан Гулам ВЕЛИЕВ (ООО «Везерфорд»)
MANAGED PRESSURE DRILLING IN OFF-SHORE CONDITIONS
Andrey O BAKHTIN, Stanislav S KULIKOV, Gurban G VELIEV (Weatherfod LLC)
Formation overpressures have traditionally forced operators to weight-up mud systems in order to advance drilling
operations while preventing formation fluids invasion. A direct consequence of increased mud weight is a dramatic
reduction in drilling Rate of Penetration (ROP), requirement for additional casing seats/strings and increased well
control risks due to kicks from losses. This drilling hazard has represented a major source of invisible or intangible lost
time and hence, cost.
На сегодняшний день процесс строительства
скважин сделал шаг вперед и с приходом новых технологий стало возможно бурение сложных скважин.
Аббревиатуру MPD, что значит Managed Pressure
Drilling (бурение с управляемым давлением), можно
расшифровать также как More Productive Drilling (повышение производительности бурения). Сервис по
MPD помогает снизить риски при бурении, повысить
эффективность бурения и пробурить ранее не подлежащие разбуриванию скважины.
Речь идет о скважинах с высокими температурами, давлениями, поглощениями бурового раствора, проявлениями флюидов и газов, как правило на
устранение этих осложнений уходит довольно много
времени и средств, не говоря уже о возможном нанесенном уроне экологии. Неправильная либо несвоевременная диагностика может стать причиной
дорогостоящего простоя. Неадекватное утяжеление
промывочной жидкости для предотвращения проявления и как следствие выброса может привести к
повышению дифференциального давления и стать
причиной поглощения бурового раствора из-за превышения градиента гидроразрыва пласта. Это, в свою
очередь, вызовет цикл проявлений и поглощений, в
результате чего будет потеряно несколько недель и
миллионы долларов. Также в связи с такого рода мероприятиями могут нарушиться коллекторские свойства пласта, снизиться или полностью исключиться
показатели дебита скважины, либо может привести к
необходимости зарезки бокового ствола.
Как мировой поставщик услуг по бурению с
управляемым давлением MPD в нефтегазовой отрасли, мы предлагаем технические решения, практический опыт и реальные результаты по бурению таких
скважин и минимизации непроизводительного времени.
С использованием оборудования MPD перечисленные осложнения, экологические катастрофы,
отравления персонала и порча оборудования от возможных проявлений опасных газов, «выбросов», потери скважины можно избежать. Данное оборудование
в процессе бурения осуществляет непрерывный контроль за давлением, объемом жидкости в скважине
и ее параметрами, что позволяет в автоматическом
режиме мгновенно определить появившееся осложнение и вывести скважину на оптимальный режим
бурения, отрегулировать забойное давление, эквивалентную плотность циркуляции, при этом не допустить ГРП (гидравлический разрыв пласта), таким образом балансируя в этом созданном окне.
Так же данное оборудование, т.е. закрытый
контур циркуляции, позволяет определить реальные
значения пластового давления и давления ГРП в динамическом режиме.
В состав оборудования MPD входит три основных элемента. Роторный Устьевой Герметизатор
(вращающийся превентор), с помощью которого герметизируется устье скважины и создается закрытый
контур циркуляции.
Штуцерный манифольд с дистанционным
управлением дросселей и расчетом параметров скважины с учетом ее модели, а так же параметров раствора, мониторингом и контролем давлений в скважине и на поверхности в реальном времени, с помощью
автоматизированных систем управления и системы
интерпретации данных, для регулирования противодавления в скважине как в динамике т.е. в процессе
бурения и промывки, так и при наращиваниях, СПО и
прочих операциях связанных с остановкой циркуляции, когда скважина находится в гидростатическом
состоянии.
Забойный клапан(DDV), благодаря которому
можно осуществлять СПО не переводя скважину на
более тяжелый раствор глушения. DDV как правило
устанавливается как неотъемлемая часть предыдущей обсадной колонны, с последующим ее цементированием. Разбуривание цементного стакана обсадной колонны осуществляется уже при участии
штуцерного манифольда и вращающегося превентора. Управление забойным клапаном DDV осуществляется на поверхности с помощью гидравлических
линий управления, которые крепятся с наружной стороны обсадной колонны и выводятся через боковой
отвод колонной головки.
Далее мы остановимся более подробно на
упомянутых ранее блоках оборудования. Каждый из
перечисленных узлов представляет собой взаимодействие процессов управления оборудованием с использованием гидравлики, пневматики, электроники,
электричества и механики.
Перечисленное оборудование позволяет не
только выявить на начальном этапе происходящее
в реальном времени осложнение, но и применить к
нему соответствующие меры в автоматическом режиме. Данная технология отлично зарекомендовала
себя, как и на наземных буровых установках, так и на
морских платформах по всему миру (Рис.1).
Использование услуг в отношении геодавления
(GPC) при бурении на юге Каспийского моря позволи-
– 19 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рисунок 1. – Карта применения технологии контроля давления от компании Weatherford.
ло сэкономить порядка 8 млн долл. США при решении
проблем, связанных с выбросами/поглощениями. Эти
успехи способствовали повышению эффективности
строительства скважины и стали основой для дальнейшей разведки.
При морском бурении в Египте восемь попыток
пробурить разведочную скважину закончились неудачно вследствие цикличного возникновения проявлений/поглощений. Использование системы управления
Microflux в комбинации с системой непрерывной циркуляции, принадлежащей оператору, позволило обеспечить бурение скважин с высокими показателями
давления/температуры до указанной общей глубины.
Не маловажным фактором является то, что при
использовании оборудования MPD, устьевая и около-
устьевая обвязка не заменяется, а лишь дополняется, при этом совместно используется и стандартное
ПВО и все элементы стандартного комплекта буровой
установки. Что не доставляет неудобств и в свою очередь добавляет безопасности. Так как данная обвязка предоставляет больший спектр манипуляций при
управлении скважиной. (Рис. 2).
Роторный Устьевой Герметизатор (Вращающийся Превентор) не является противовыбросовым
оборудованием (ПВО) и устанавливается сверху блока ПВО. Вращающийся превентор предназначен для
создания уплотнения между устьем скважины и окружающей атмосферой и для перенаправление потока
промывочной жидкости из затрубного пространства в
безопасном направлении.
Рисунок 2. –Типовая обвязка оборудования Microflux.
– 20 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Штуцерный манифольд представляет собой
автоматизированный комплекс, включающий в
себя такие агрегаты, как: массовый расходометр,
прецизионные кварцевые датчики давления, гидравлическую силовую установку (HPU) , «Умный»
блок управления (ICU) и система интерпретации
данных в реальном времени. Манифольд оснащен двумя штуцерами, при этом один может использоваться постоянно, а второй— в аварийной
ситуации, массовый расходометр установлен на
манифольде после штуцеров по ходу движения
флюида.
Расходометр Кориолисового типа позволяет
контролировать массовый и объемный расход, а так
же температуру возврата бурового раствора в режиме реального времени в процессе бурения.
Рисунок 3. – Модель 7100 Роторного Устьевого
Герметизатора.
Его принцип действия заключается в следующем: двойные уплотнительные элементы обеспечивают герметизацию устья скважины во время бурения, промывок, расхаживаний и СПО, а система
подшипников обеспечивает возможность вращения
герметизирующего узла с целью снижения износа
уплотнительных элементов. Хотелось бы обратить
внимание, что целесообразней использовать бурение верхним приводом с трубой без граней, но
также возможно и использование роторного привода с ведущей трубой треугольного, квадратного и
шестиугольного сечения, но это снизит срок службы
уплотнительных элементов вращающегося превентора. Бурение ведущей трубой квадратного сечения с использованием вращающегося превентора
ограничено, так как не будет обеспечиваться герметичность скважины при высоких давлениях. Также
срок службы уплотнительных элементов зависит от
состояния замковых соединений бурильных труб и
самого тела трубы, от центровки буровой установки
относительно устья скважины, от типа применяемого бурового раствора, температуры и давления на
устье скважины.
В комплекте с вращающимся превентором
идет силовой блок управления, предназначенный для
охлаждения и смазки подшипников вращающегося
превентора и для поддержания давления в нем выше
давления чем на устье, чтобы избежать попадания бурового раствора и скважинного флюида.
Рисунок 4. - Расходометр Кориолисового типа.
Гидравлическая силовая установка (HPU) установлена на раме, что обеспечивает ее простую транспортировку и подключение. Она является неотъемлемой частью системы управления давления, которая
представляет собой средство для перемещения штуцеров под управлением программного обеспечения.
Пневматический насос, скрытый внутри HPU, использует систему технического воздуха буровой установки
для нагнетания давления на гидравлическую систему
аккумулятора, который передает гидравлическую
энергию для перемещения штуцеров, а так же позволяется в аварийном режиме, т.е. при отказе пневматики и электрики, управлять штуцерами за счет аккумулированного давления.
Рисунок 5. - Гидравлическая силовая установка.
– 21 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
«Умный» блок управления (ICU) является «мозгом» системы. В него направляются все собранные
данные, и из него осуществляется мониторинг и контроль всех операций. Все важнейшие средства управления, алгоритмы и устройства сбора данных установлены в манифольде, во избежание потенциальных
проблем коммуникацией и для увеличения надежности системы.
Система получения и контроля данных в реальном времени включает в себя интерфейс «пользователь-машина», включая панель оператора системы,
панель бурильщика и дистанционную панель, если
необходимо.
Забойный клапан устанавливается, как часть
предыдущей обсадной колонны, также в комплекте
есть необходимое оборудование для спуска DDV вместе с обсадной колонной, это кабелеразматыватель с
электроприводом, для параллельного разматывания
гидравлического кабеля и спуска обсадной колонны,
также на муфты обсадной колонны устанавливается
специальный протектор, который обеспечивает сохранность кабеля в опасных местах. Принцип действия клапана заключается в его открытии/закрытии
с поверхности с помощью гидравлической панели, с
которой давление передается к клапану по средствам
гидравлического кабеля.
Этот доклад вкратце описывает, что с пакетом
оборудования для бурения с регулированием давления можно сократить количество НПВ и сократить
затрачиваемое время на строительство скважины, а
также значительно снизить риск таких проблем, как
ГНВП, обвал неустойчивых пород, поглощение БР, что
может привести к серьезным последствиям особенно
в условиях морского бурения.
Рисунок 6. - «Умный» блок управления.
Рисунок 7. - Панель бурильщика.
– 22 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
НОВЫЕ ДАННЫЕ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ СТРОЕНИЮ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЧУКОТСКОГО И ВОСТОЧНО-СИБИРСКОГО МОРЕЙ
Елена Владимировна ГРЕЦКАЯ, Александр Викторович САВИЦКИЙ (ОАО «Дальморнефтегеофизика»)
NEW DATA ON GEOLOGICAL STRUCTURE AND PETROLEUM POTENTIAL OF
CHUKCHI AND EAST SIBERIAN SEAS
Elena V. GRETSKAYA, Alexander V. SAVITSKY («Dalmorneftegeophysica» JSC)
Structure of sedimentary cover of the North-Chukchi, De Long-Chukchi, Pegtymel and Novosibirsk sedimentary basins
in the Chukchi and East Siberian Seas was studied. Basing on the results of structural, seismic facies and AVO analyses
and quantitative basin modeling, potential petroleum systems were characterized. Forecast HC resources of the
systems and basins were estimated. Irregularity of resources spread in the East Arctic region was show
ОАО «Дальморнефтегеофизика» (ОАО ДМНГ)
имеет большой опыт проведения геофизических исследований в Восточно-Сибирском и Чукотском морях. Первые площадные геофизические съемки (МОВ
ОГТ 60*, магнитометрия, гравиметрия) в Чукотском
море выполнены в 1990 г. СП Polar Pacific, созданном ОАО «Дальморнефтегеофизика» и Halliburton
Geophysical Services. В течение 2010-2012 гг. ОАО
ДМНГ отработан большой объем сейсмических профилей с использованием современных технических
средств в Восточно-Сибирском море, в результате
интерпретации которых получены новые данные о
геологическом строении региона, необходимые для
оценки перспектив нефтегазоносности.
В пределах изученной акватории располагаются части Северо-Чукотского, Лонгско-Чукотского
(Южно-Чукотского), Пегтымельского, Новосибирского и Чаунского бассейнов (см. рис. 1), различающихся
возрастом, толщиной и строением осадочного чехла.
В настоящее время отсутствует общепринятая
схема стратификации осадочного чехла Восточно-Арктических бассейнов, что обусловлено их слабой изученностью геофизическими методами и бурением. В
данной статье используется единая номенклатура отражающих сейсмических горизонтов для Чукотского
и Восточно-Сибирского морей и моря Лаптевых, созданная специалистами ОАО ДМНГ. Для количественной оценки углеводородных (УВ) ресурсов бассейнов
проведено изучение возможных нефтегазоносных
систем с использованием данных структурного, сейсмофациального и AVO анализов и количественного
бассейнового моделирования.
1- сейсмические профили; 2- граница бассейнов: а – установленная, б – предполагаемая; 3 – номер
бассейна (прогиба): I – Северо-Чукотский (Iа –Северо-Чукотский, Iб-Дремхедский рифт), II- ЛонгскоЧукотский, III – Пегтымельский (IIIа – Пегтымельский, IIIб – Биллингса), IY – Новосибирский, Y –
Чаунский; 4 – линия профиля; 5 – скважина; 6 – изобата, м.
Рис. 1. Схема плотности ресурсов в бассейнах Чукотского и Восточно-Сибирского морей
– 23 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Северо-Чукотский бассейн, включающий Северо-Чукотский прогиб и Дремхедский рифт, занимает акваторию Чукотского моря в российском и американском
секторах и восточную часть Восточно-Сибирского моря.
В разрезе осадочного чехла Северо-Чукотского прогиба прослежены региональные несогласия,
аналогичные установленным на шельфе Аляски (Петровская и др., 2008). На рис. 2 представлен фрагмент
временного сейсмического разреза, иллюстрирующий сейсмический облик региональных несогласий
и примеры волновой картины разновозрастных сейсмических комплексов (средняя пермь-кайнозой), выделенных в центральной части Северо-Чукотского
прогиба. Положение разреза показано на рис. 1.
Самые древние карбон-среднепермские отложения, ограниченные в кровле несогласием ДМНГ16(PU), распространены на южном борту прогиба
(см. рис. 3). Они сопоставляются с нижнеэлсмирским
комплексом Северного склона Аляски. Выделяемый
в этой части Северо-Врангелевский прогиб активно
развивался до конца средней юры. На последующих
этапах интенсивное прогибание и осадконакопление
происходили в центральной части и на северном борту современного Северо-Чукотского прогиба. В этой
части толщина осадочного чехла достигает 19-23 км.
В основании осадочного чехла залегает верхнепермско-среднеюрский комплекс (толщина до 4.5 км),
ограниченный в кровле несогласием ДМНГ-14(JU)
(см. рис. 2), соответствующий верхнеэлсмирскому
комплексу Северного склона Аляски. Толщина верхнеюрско-меловых отложений (рифтовый и нижнебрукский комплексы) достигает 10-11 км, а кайнозойских отложений (верхнебрукский комплекс) – 4.5-5.5
км.
На южном борту западной части Северо-Чукотского прогиба сформирован апт-кайнозойский чехол
толщиной 7.0-8.0 км.
Учитывая особенности строения чехла, распространения нефтематеринских пород и коллекторов,
периоды проявления процессов генерации, миграции
и аккумуляции УВ и время формирования ловушек, в
Северо-Чукотском прогибе выделено 4 нефтегазоносных системы, имеющих различную стратиграфическую и географическую протяженность (см. рис. 4).
На значительной площади прогиба система не выделена, поскольку здесь отсутствуют условия для аккумуляции УВ.
Рис. 2. Временной сейсмогеологический разрез
по линии А-А
Карбон-среднеюрская система, включающая
карбон-среднепермский и верхнепермско-среднеюрский комплексы, распространена на южном борту
прогиба. Система включает внутриочаговые и окра-
1 - сейсмический горизонт; 2 - структура; 3 – изореспленда (% Ro)
Рис. 3. Геолого-геофизический разрез по линии Б-Б
– 24 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
инноочаговые ловушки, закартированные в разных
комплексах (см. рис. 3). Формирование окраинноочаговых структур выклинивания нижнего комплекса
произошло до средней перми. Образование внутриочаговых структур происходило в среднепермскую,
среднеюрскую и меловую фазы тектогенеза. Очаг
системы заложился в конце средней - начале поздней
перми. В современном очаге верхнепермско-среднеюрские отложения генерируют нефть (Ro=0.5-1.3%)
и газ (Ro более 1.3%), материнские породы нижнего
комплекса – газ (см. рис. 3). По результатам моделирования первичные скопления в ловушках нижнего комплекса формируются к концу ранней юры. С
поздней юры источником УВ в системе становятся
породы верхнепермско-среднеюрского комплекса. В
позднемеловую фазу тектогенеза активизировались
вертикальная миграция и аккумуляция УВ в Академической структуре. На современном этапе продолжается заполнение ловушек Мамонтовой, Академической, Утесной и Линейной структур и ремиграция УВ
в перекрывающие комплексы. В одновозрастной элсмирской системе установлены основные запасы нефти и газа Аляски. При принятых расчетных параметрах ресурсы системы варьируют от 554 до 693 млн.
т, плотность ресурсов составляет 32-40 тыс. т/км2. В
ловушках системы вероятно формирование залежей
разного фазового состава.
Верхнепермско-нижнемеловая система, включающая верхнепермско-среднеюрский и верхнеюрско-барремский комплексы и аптский подкомплекс,
выделена на Советской моноклинали центральной
части прогиба. Система включает три тектонически
экранированных структуры, сформированных в течение активизации движений вдоль Северо-Чукотского
разлома, и одну структуру выклинивания. Коллектора
прогнозируются в структурах верхнеюрско-барремского комплекса и в разрезе нижнего комплекса Советской Западной структуры, погруженном на глубину
более 4.0 км. Очаг системы заложился в конце средней юры. В современном очаге нефтематеринские
породы верхнеюрско-барремского комплекса генерируют флюиды разного фазового состава, а верхнепермско-среднеюрского – преимущественно сухой
газ.. Аккумуляция УВ в ловушках происходит, начиная
с середины мела. Ресурсы системы оцениваются в
диапазоне 590-710 млн. т, плотность ресурсов составляет 42-52 тыс.т/км2. В структурах системы прогнозируются газовые залежи.
Верхнеюрско-меловая система, выделенная в
западной части Северо-Чукотского прогиба, объединяет апт-верхнемеловой и часть верхнеюрско-барремского комплекса суммарной толщиной до 12.5
км. Система включает семь внутриочаговых структур,
закартированных в апт-альбском и верхнемеловом
подкомплексах, сформированных в позднемеловую
фазу тектогенеза и последующего раннепалеогенового растяжения. Коллектора прогнозируются в регрессивных пачках перспективных комплексов. Очаг
генерации УВ существует со средней юры и характеризуется унаследованным развитием. Материнские
породы верхнего мела слагают основной объем зоны
генерации нефти, нижележащие отложения генерируют нефть и газ. Подошва активного очага располагается в аптском подкомплексе и верхнеюрско-барремском комплексе. По результатам моделирования
аккумуляция УВ в ловушках началась в конце палеоцена-начале эоцена. В системе превалирует сквозная
вертикальная миграция. Ресурсы системы, оценивае-
1 - сейсмический профиль; 2 - граница бассейна; 3 - граница системы; 4 - числитель - номер
системы (1 - карбон-среднепермская, 2 - верхнепермско-среднеюрская, 3 - верхнеюрско-меловая,
4 - меловая), знаменатель - ресурсы, млн. т; 5 - антиклинальные структуры; 6 - структурностратиграфическая ловушка.
Рис. 4. Плотность ресурсов нефтегазоносных систем Северо-Чукотского прогиба.
– 25 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
мые в 1320-1650 млн. т, достаточны для загрузки всех
выделенных структур. Плотность ресурсов системы
составляет 70-85 тыс. т/км2 и является самой высокой
среди всех рассмотренных объектов.
Меловая система расположена в западной части южного борта прогиба. Система включает две
внутриочаговых структуры. Очаг системы существует
с конца мела и характеризуется сокращенной толщиной зоны генерации газа. Основной объем УВ генерирован в течение кайнозоя. Ресурсы системы оцениваются в 166-207 млн. т, плотность ресурсов – 18-22
тыс. т/км2.
Суммарные ресурсы нефтегазоносных систем
Северо-Чукотского прогиба составляют 2510-3140
млн. т (среднее значение 2825 млн. т). Ресурсы распределены неравномерно. Величина средней плотности ресурсов для прогиба (45-55 тыс.т/км2) (см.
рис. 2) совпадает с плотностью, установленной для
верхнепермско-нижнемеловой системы. В качестве
перспективных объектов рассматриваются структуры
карбон-среднеюрской и верхнеюрско-меловой систем.
В Дремхедском рифте, толщина осадочного
чехла достигает 11-12 км. Развитие рифта началось
в поздней юре. В основании разреза выделен нерасчлененный верхнеюрско-барремский комплекс (между сейсмическими горизонтами Фа и ДМНГ-12(BU))
толщиной более 5.0 км. В мел-кайнозойской части
чехла прослежены все региональные несогласия (см.
рис. 2). Толщина апт-верхнемеловых и кайнозойских
отложений достигает 4.5 и 2.0 км соответственно.
В Дремхедском рифте выделена верхнеюрсконижнемеловая система. Система включает три тектонически экранированных структуры, сформированных
в течение меловой фаза тектогенеза, и две структуры
выклинивания. Коллектора прогнозируются в аптальбском и верхнемеловом подкомплексах. Очаг системы заложился в позднеюрско-барремский этап
развития. В конце раннего мела материнские породы
верхнеюрско-барремского комплекса генерировали
нефть и газ. В современном очаге основным источником УВ являются породы позднеюрско-альбского
возраста. По результатам моделирования в системе
превалирует умеренная латеральная миграция. Аккумуляция УВ в ловушках началась около 40 млн. лет назад. Ресурсы системы оцениваются в 289-361 млн. т,
плотность ресурсов - 25-33 тыс. т/км2.
Суммарные ресурсы нефтегазоносных систем
изученной части Северо-Чукотского бассейна по
оценке авторов варьируют от 2800 до 3501 млн. т.
Лонгско-Чукотский
бассейн
расположен в южной части Чукотского моря и простирается в американский сектор. Бассейн выполнен аптверхнемеловыми и кайнозойскими отложениями
максимальной толщиной 4.5-5.0 км. В изученной части бассейна возможная нижнемеловая нефтегазоносная система выделена в прогибе Шмидта.
По результатам моделирования очаг системы
характеризуется сокращенной катагенетической зональностью и низким эмиграционным потенциалом.
Условия для генерации газа существуют в локальных
мульдах. Миграция по разломам происходит в пределах аптского подкомплекса, в ловушках которого могут формироваться мелкие скопления углеводородов.
Ресурсы системы варьируют от 66 до 82 млн. т, плотность ресурсов – 3-4 тыс.т /км2.
Пегтымельский бассейн, включающий Пегтымельский прогиб и прогиб Биллингса (см. рис.
2), расположен в восточной части Восточно-Сибирского моря. Протяженность бассейна около 700
км при ширине 90-180 км. Бассейн выполнен апткайнозойскими отложениями, максимальная толщина
которых (около 8.5 км) установлена в Пегтымельском
прогибе. В прогибе Биллингса только в двух депоцентрах толщина осадочного чехла достигает 2.0-2.75 км,
что является недостаточным для существования оча-
1 - сейсмический горизонт; 2 - структура; 3 – изореспленда (% Ro)
Рис. 5. Геолого-геофизический разрез по линии В-В
– 26 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
га генерации УВ и выделения возможной нефтегазоносной системы. На этом основании прогиб Биллингса отнесен к бесперспективным землям.
В бассейне выделена нижнемеловая нефтегазоносная система, включающая тектонически
экранированные структуры, сформированные в течение позднего мела, и структуры выклинивания.
Коллектора предполагаются в отложениях прибрежно-морского и мелководно-морского генезиса в аптверхнемеловом и палеоцен-эоценовом комплексах.
Очаг системы сформировался в раннем мелу в узком
центральном грабене. Асимметричное строение очага
отражает строение осадочного чехла Пегтымельского
прогиба. Кровля современного очага располагается в
отложениях апт-альбского и верхнемелового подкомплексов. Очаг характеризуется сокращенной зоной
генерации газа и, соответственно, слабым проявлением миграции. В центральной части очага превалирует вертикальная миграция по разломам. Ресурсы
системы оцениваются от 75 до 94 млн. т, плотность
ресурсов составляет 6-8 тыс.т/км2. В бассейне возможно формирование мелких залежей.
Новосибирский бассейн является самой
крупной отрицательной морфоструктурой на шельфе
Восточно-Сибирского моря. Предполагаемые размеры бассейна составляют 560 470 км. Осадочное
выполнение бассейна представлено, в основном,
апт-кайнозойскими отложениями максимальной толщиной более 10 км. Апт-верхнемеловые отложения,
слагающие низы осадочного разреза, смяты в конформные складки, палеоцен-эоценовый подкомплекс
слагает форму заполнения, а олигоцен-четвертичный
подкомплекс плащеобразно перекрывает подстилающие отложения (см. рис. 5). В настоящее время существуют разные представления о возрасте осадочного
чехла бассейнов Восточно-Сибирского моря. Здесь
выделяют как более древние отложения (каменноугольные, триасовые и юрско-меловые) одновозрастные комплексам северного склона Аляски (Захаров и
др., 2011), так и более молодые (Косько и др., 2013).
По мнению М.К. Косько с соавторами чехол современных шельфовых бассейнов Восточно-Сибирского
моря начал формироваться в позднем мелу.
В юго-западной части бассейна выделены Южно-Денбарский, Мельвильский и Амбарчикский прогибы и антиклинальные валообразные поднятия северо-западного и субмеридионального простирания, в
северной – субширотный Жоховский. Осевая, наиболее погруженная зона прогибов и поднятий (горстограбеновых структур) представлена Мельвильским
прогибом, который прослежен на расстояние около
400 км при ширине 100 - 200 км. Наиболее активно
прогиб развивался в течение апт-позднемелового
(синрифтового) этапа и в палеоцене, о чём свидетельствует положение разрывных нарушений в соответствующем интервале разреза и соотношение толщин комплексов (см. рис. 5).
Южно-Денбарский прогиб занимает западную
часть Новосибирского бассейна. Протяжённость прогиба составляет более 250 км, ширина увеличивается
от 40-50 км у южного центриклинального замыкания
до 150 и более км на севере. Северное замыкание
структуры не изучено, вероятно, оно образовано высокоамплитудным взбросом, формирующим северное крыло поднятия Вилькицкого. Прогиб заполнен
апт-кайнозойскими отложениями толщиной до 6.0 км.
Амбарчикский прогиб в пределах исследуемой площади представлен лишь своим южным замыканием.
Толщина апт-кайнозойского чехла превышает 7.0 км,
в кайнозойском комплексе общей мощностью 4.5 км
на палеоцен-среднеэоценовый подкомплекс приходится 3.5 км.
В Новосибирском бассейне выделена единая
меловая система. Коллектора прогнозируются в нижнемеловом и верхнемеловом подкомплексах. Большая часть структур, закартированных по единичным
профилям, находится в контуре очага.
Очаг системы имеет сложное строение, отражающее различия в режимах развития прогибов в
мелу. Очаг в пределах Мельвильского прогиба характеризуется ранним заложением и развитием. К концу
мела в нем существовали условия зон генерации нефти и жирного газа. Единый очаг бассейна, формируется в позднекайнозойский этап развития. Кровля современного очага (Ro=0.5%)располагается на глубине
2.0-2.3 км в отложениях палеоцена-эоцена и верхнего
мела. Толщина зоны генерации нефти оценивается в
2.2-2.4 км, а зоны генерации жирного газа – в 1.0-1.1
км (см. рис. 5). В рассматриваемой части Мельвильского прогиба полная по толщине (1.8 км) зона генерации сухого газа (Ro=2.0-3.5%) может быть выделена
только в депоцентре. В Южно-Денбарском прогибе
объем пород зоны генерации газа незначителен. Максимальный катагенез органического вещества кайнозойских пород в депоцентрах соответствует зоне
генерации нефти (Ro менее 1.3%). Верхнемеловой
подкомплекс в Мельвильском прогибе сложен породами зон генерации нефти и газа. Апт-альбские отложения на большей площади прогиба являются источником газа. В Южно-Денбарском прогибе катагенез
верхнемеловых пород в целом слабее, на ограниченной площади превышает 1.3% Ro.
По результатам моделирования в Мельвильском прогибе в течение мела генерация и миграция
УВ происходили в восточной части. В кайнозойский
этап развития в условия очага последовательно погружались апт-альбские, верхнемеловые и палеоцен-эоценовые отложения, распространенные на западном борту и современном депоцентре. Начиная
с эоцена и до настоящего времени, в Мельвильской
структуре формируется скопление УВ, источником
которых являются меловые нефтематеринские породы. В проницаемые породы нижнекайнозойского
подкомплекса УВ попадают в результате перетока по
ослабленным зонам. Аккумуляция УВ в Медвежинской структуре происходит в течение последних 15-16
млн. лет. Уменьшение в моделях величины исходного
потенциала пород и/или значений теплового потока,
проявляется в уменьшении эмиграционного потенциала очага и, соответственно, в более позднем времени формирования скоплений УВ в структурах.
Ресурсы меловой системы бассейна варьируют от 1006 до 1257 млн. т, средняя плотность ресурсов 12-15 тыс. т/км2. В Мельвильском и Амбарчикском
прогибах сосредоточено 74% ресурсов, плотность которых составляет 20-24 тыс. т/км2. В Южно-Денбарском прогибе плотность ресурсов значительно ниже
(6-7 тыс. т/км2). В целом, ресурсы меловой системы
достаточны для формирования крупных и средних месторождений нефти и газа.
– 27 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Чаунский бассейн занимает часть суши в районе Чаунской низменности, Чаунскую губу, о. Айон
и прослеживается на шельф Восточно-Сибирского
моря. В плане бассейн имеет линейную форму северо-западного простирания. Протяжённость структуры в аквальной части к северу от о. Айон составляет
170 км, ширина – 100-140 км. Мощность осадочного
чехла, сформированного верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями, не превышает 2.0 км, что позволяет относить изученную часть бассейна к бесперспективным.
Таким образом, на современной стадии изученности морей Восточной Арктики основные перспективы нефтегазоносности связаны с Северо-Чукотским и
Новосибирским бассейнами, в которых необходимо
продолжать геолого-геофизические исследования.
Существующие различия в величине прогнозных ресурсов обусловлены разными методическими подходами для их оценки и исходными геологическими
моделями.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Захаров Е.В., Холодилов В.А., Мансуров М.Н. и
др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа морей России. – М.:
Недра, 2011. – 181 с.
2.
Косько М.К., Соболев Н.Н., Кораго Е.А. и др.
Геология Новосибирских островов – основа интерпретации геофизических данных по Восточно-Арктическому шельфу России //Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т.8.
- № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/5/17_2013.pdf
3.
Петровская Н.А., Тришкина С.В., Савишкина
М.А. Основные черты геологического строения
Российского сектора Чукотского моря // Геология нефти и газа. – 2008. – №6. – С. 20-28.
– 28 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИРИНСКОГО БЛОКА ШЕЛЬФА
ОСТРОВА САХАЛИН
Борис Александрович НИКИТИН, Александр Дмитриевич ДЗЮБЛО (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина),
Александр Яковлевич МАНДЕЛЬ, Кирилл Эликович Халимов (ООО «Газпром добыча шельф»)
THE GEOLOGICAL STRUCTURE AND PROSPECTS OF THE INTEGRATED
DEVELOPMENT OF GAS CONDENSATE FIELDS KIRINSKY BLOCK SAKHALIN
ISLAND
Boris A. NIKITIN, Alexander D. DZYUBLO (Gubkin Russian State University of Oil and Gas),
Alexander Y. MANDEL, Kirill E. KHALIMOV (LLC «Gazprom Dobycha Shelf »)
In Kirinsky block 2D and 3D seismic geological studies was done. This resulted in drilling of six deep exploration wells
and one opened and also two unique large gas-condensate fields. Geological reserves of gas and condensate fields of
class C1 + C2 reserves amount to about 750 billion m3. Kirinskoye field is ready for development. For the first time in the
Russian hydrocarbon production will be carried out with the help of subsea production system
Шельф Северо-Восточного Сахалина достаточно хорошо изучен региональными, поисковыми и детальными геофизическими работами. Систематические геолого-геофизические исследования в регионе
были начаты в 1957–1958 гг. Среди них преобладали
сейсмические работы 2D, по результатам которых
были открыты крупные нефтегазоконденсатные месторождения – Чайво, Лунское, Пильтун- Астохское,
Одопту.
Киринский блок расположен в южной части Северо-Сахалинского прогиба. Современная структура
прогиба была сформирована в результате нескольких этапов тектогенеза. Для двух из них - камчатского
(поздний мел - палеоген) и сахалинского (плиоценчетвертичное время) – были характерны высокоамплитудные вертикальные подвижки. Два других –
курильский (ранний миоцен) и алеутский (средний
миоцен), как считают, были проявлены гораздо слабее. Тектонические структуры прогиба представляют
собой довольно простые антиклинальные и синклинальные формы, по- видимому, унаследовано повторяющие поднятия и опускания фундамента.
На шельфе, где был выделен Киринский блок
(рис. 1), по данным сейсморазведки выявлены крупные структуры – Киринская, Южно – Киринская, Мынгинская. В 1992 г. на Киринской структуре в результате
бурения скв. 1 было открыто газоконденсатное месторождение в породах дагинского горизонта миоцена. В 2009 и 2010 гг. ООО «Газфлот» здесь были пробурены разведочные скв. 2 и 3, подтвердившие высокие
перспективы дагинских образований. В 2010- 2011
гг. ООО «Газфлот» были пробурены две скважины на
Южно – Киринской структуре. Обе скважины установили промышленную газоконденсатную залежь в
породах того же дагинского горизонта. В 2011 г. на
Мынгинской структуре была пробурена скв. 1 – первооткрывательница газоконденсатного месторождения
также в дагинском горизонте. [6]
Рис. 1. Схема расположения Киринского блока и открытых месторождений углеводородов
– 29 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В результате, в Киринском блоке пробурены
шесть глубоких разведочных скважин и открыто три
газоконденсатных месторождения в породах дагинского горизонта. Запасы УВ сырья Киринского ГКМ
составляют около 180 млн. т. у. т. Ресурсная база Киринского блока по категории С1+С2 составляет по газу
порядка 750 млрд.м3.
ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
В разрезе исследуемого региона выделяют гетерогенное основание – фундамент, представленный
мезозойскими образованиями и осадочный чехол,
сложенный кайнозойскими преимущественно терригенными породами. Разрез изучен на соседних Лунском, Венинском и других месторождениях на шельфе и на сопредельной суше Сахалина.
рито-песчаных и аргиллитовых пластов. Толщины отдельных песчаных пластов изменяются от 28 до 58 м.
Кровле дагинского горизонта соответствует
сейсмический горизонт 6, имеющий региональное
значение. Он характеризуется резкой сменой условий осадконакопления вследствие глобального подъема уровня моря во всем Охотоморском регионе, что
привело к смене глинисто-песчаного дагинского комплекса пород глубоководным глинистым окобыкайским горизонтом.
Фундамент сложен окремнелыми аргиллитами
и алевролитами, серпентинизированными дунитами,
пироксенитами и перидотитами, тремолит-серпентиновыми и тальк-хлорит-серпентиновыми сланцами.
Эти породы выходят на поверхность в Восточно- Сахалинских горах, Таулан- Армуданской гряде и др. [5]
Осадочный чехол (мощностью до 5- 6 км) сложен преимущественно терригенными породами палеогена и неогена. Палеогеновый комплекс в пределах
рассматриваемого региона выделяется в сокращенном объеме и представлен олигоценом, который
согласно региональной стратиграфической схеме
подразделяется на мачигарский и даехуриинский горизонты. Первый из них сложен неравномерным переслаиванием гравелитов, песчаников и аргиллитов,
формирование которых проходило в условиях мелководья. Второй представлен глинисто- кремнистыми
породами обстановки внешнего шельфа. Общая мощность палеогена не превышает здесь 800м.
В составе неогена согласно схеме стратиграфии
кайнозоя Северо – Сахалинской нефтегазоносной области выделяются (снизу - вверх) уйнинский, дагинский,
окобыкайский, нутовский и помырский горизонты.
Уйнинский горизонт нижнего миоцена сложен
массивными аргиллитами и алевролитами, иногда слабо кремнистыми, с глауконитом. В Киринском блоке
горизонт не вскрыт, как и нижележащие образования.
Породы верхней и средней частей дагинского
горизонта вскрыты в основании разрезов всех шести
скважин Киринского блока. Максимальная мощность
горизонта по данным сейсморазведки отмечена в
северной части Мынгинской площади, где она составляет 1800- 1900 м. Скв. 1 этой площади прошла
по дагинским породам 715 м (рис. 2). Образование
дагинских отложений определялось деятельностью
мощной дельтовой системы крупных рек (Палеотумнин, Палеоамур, Палеоамгунь), стекавших с возвышенностей азиатского материка.
В составе дагинского горизонта выделяются три
подгоризонта. Нижнедагинский и среднедагинский
подгоризонты представлены переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Содержание песчаных пластов в толще увеличивается
вверх по разрезу. Толщины отдельных песчаных пластов в прикровельной части нижне-среднедагинской
толщи изменяются от 35 до 67 м. Верхнедагинский
подгоризонт сложен переслаиванием песчаных, алев-
Рис. 2. Литолого-стратиграфический разрез
скважины 1 Мынгинская
Окобыкайский горизонт верхов среднего - низов верхнего миоцена сложен преимущественно глинами аргиллитоподобными, слабо алевритистыми с
единичными прослоями глинистых алевролитов и песчаников. Мощность горизонта составляет 400-600 м.
Нутовский горизонт верхов миоцена – нижней
части плиоцена представлен глинами, реже алевролитами с единичными прослоями песчаников. Он
подразделен на нижненутовский и верхненутовский
подгоризонты.
Помырский горизонт среднего-верхнего плиоцена сложен чередованием глин и песчаников. Его
мощность в пределах блока составляет 690-730 м.
– 30 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОСТАВ И СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ
Залежи УВ на шельфе Северо- Восточного Сахалина найдены в диапазоне от олигоцена до плиоцена, но большинство из них приурочены к породам
дагинского горизонта. Коллекторы представлены
песчано-алевритовыми пластами, сформировавшимися преимущественно в условиях дельты, авандельты, верхней сублиторали. Коллекторы имеют
пористость 17- 25%, проницаемость до 1 Да и более.
В пределах блока на Киринском ГКМ открыто четыре
продуктивных пласта в дагинских образованиях, на
Южно- Киринском ГКМ – 2 пласта, и на Мынгинском
- 1 пласт. Западнее Киринского блока на Лунском
месторождении в среднем- нижнем миоцене мощностью 1180 м выделено 19 песчано и песчано- алевритовых пластов мощностью до 100 м. Там открыто
11 залежей УВ. [1, 2]
Отличительной особенностью нефтей и конденсатов шельфа северо-восточного Сахалина является низкое содержание серы, а в газах отсутствие
сероводорода, что связано с приуроченностью залежей углеводородов к терригенным отложениям.
Изучение фильтрационно- емкостных свойств
и характера насыщения по пласту I из скважин Киринская №3, Мынгинская №1, Южно- Киринская №1, продуктивного на всех месторождениях, показало черты
сходства.
Мощность пласта I увеличивается с севера на
юго-юго-восток, составляя 27 м в скважине Киринская №3, 49 м в скважине Южно- Киринская №1 и 88,9
м в скважине Мынгинская №1. Везде в составе пласта
преобладают песчаники серые полимиктовые, в основном, кварцевые граувакки. Судя по составу обломков можно заключить, что исходными породами области сноса были сланцы, кремнистые и магматические
образования. Гранулометрические характеристики
изменяются следующим образом. На северо- западе Киринского блока, т.е. в скважине Киринская №3
преобладают средне- крупнозернистые песчаники,
встречаются мелкогалечные гравелиты. Южнее, т.е.
в скважинах Южно- Киринская №1 и Мынгинская №1
гравелитов нет, преобладают средне и мелкозернистые песчаники. [2]
Цемент песчаников преимущественно пленочного и порового типов. При этом породы почти
не содержат первичной глинистой составляющей.
Цемент повсеместно вторичный, сложен гидрослюдистыми компонентами с примесью рудных минералов (магнетит, лейкоксен). Встречаются песчаники с кальцитовым цементом, содержащие, судя по
анализам, 21,9-39,3% СаСО3 в скважине Киринская
№3 и 24,2-36,0% СаСО3 в скважине Южно- Киринская №1. Обычно же содержание карбонатов в породах невелико и составляет 0-1,5% кальцита и
0-2,4% доломита.
Везде в разрезах отмечены крупнозернистые
алевролиты, не отличающиеся от песчаников.
В породах разрезов пласта I всех трех рассматриваемых скважин встречены прослои черных
и темно- серых алевритистых аргиллитов толщиной
до 0,5 м. Среди мощных слоев песчаников встречаются пачки переслаивания песчаников и аргиллитов.
Для наиболее изученного Киринского месторожения интервал залегания кровли продуктивных
пластов составляет 2750 - 3000 м. Тип залежи – массивно-пластовый. Средняя газонасыщенная толщина
– 62 м., пористость – 0,22 д.е., газонасыщенность –
0,75 д.е.
Газы метановые, бессернистые, полужирные.
Состав их для верхних пластов дагинской свиты Лунского и Киринского месторождений примерно одинаков, отмечается закономерное их утяжеление вниз по
разрезу.
Состав газа Киринского месторождения по
площади и разрезу сравнительно постоянен. Содержание метана в нем 89,9-91,98%, этана – 4,1-5,26%,
пропана – 1,29-1,88%, бутана – 0,34-0,61%, пентана-0,05-0,27%, азота – 0,13-1,83%, углекислого газа
– 0,38-1,39%. Удельный вес газа 0,7936-0,8240 кг/м3.
Содержание гелия не превышает тысячной доли процента, азота и углекислого газа в сумме не более 5%.
Конденсаты малосмолистые (до 0,18%), малопарафинистые (0,06-0,66%). Конденсаты имеют плотность от 0,741 до 0,805 г/см3, возрастающую вниз по
разрезу. По преобладанию в групповом составе метановых УВ, они относятся к метаново-нафтеновому
типу и содержат более 50% метановых УВ. Температура кипения возрастает в пределах от 32° до 55°С.
В конденсатах отмечено абсолютное преобладание
бензиновых фракций, что характерно для неглубоких
залежей. С ростом глубины и, соответственно, давления и температуры возрастает доля керосино-масляных фракций.
Результаты исследований позволяют рекомендовать два варианта переработки конденсатов Киринского месторождения:
• топливный вариант- использование бензиновых, керосиновых и дизельных фракций конденсатов из всех изученных скважин в качестве
основы в процессах получения топлив различных марок;
• нефтехимический вариант- производство ценного ароматического сырья для нефтехимиибензола, толуола, ксилолов, поскольку содержание их в конденсатах высокое. [4]
РЕШЕНИЯ ПО ОБУСТРОЙСТВУ
КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Проектные решения по разработке и обустройству месторождений Киринского блока лицензионного участка «Сахалин-3» обусловлены тремя основными факторами: наличием сезонного ледового
режима, глубиной воды и расстоянием до объектов
береговой инфраструктуры.
Учитывая относительно небольшое количество
скважин и близость береговых сооружений, разработка и обустройство Киринского ГКМ предусматривается с использованием подводных технологий добычи,
что позволяет сократить сроки ввода месторождения,
и обеспечить транспортировку углеводородов до береговых сооружений в многофазном состоянии.
Промысел создается скважинами с подводным
заканчиванием, которые соединяются промысловыми трубопроводами со сборным манифольдом, откуда сборный подводный трубопровод обеспечивает
– 31 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
доставку продукции скважин на береговую УКПГ. Проект подводного промысла должен удовлетворять следующим условиям:
Разработка Киринского газоконденсатного месторождения будет осуществляться по следующему
сценарию:
• длительная эксплуатация при минимальном
техническом обслуживании;
• проектный уровень добычи газа – 5,5 млрд.м3/
год;
• постоянный мониторинг состояния и управление с берегового диспетчерского пункта;
• фонд эксплуатационных скважин – 7 ед., бурение которых будет осуществляться ППБУ «Полярная звезда»;
• дублирование особо критических систем и узлов;
• планируемый средний дебит скважины – 2,2
млн.м3/сут;
• автоматическое выполнение операций аварийного останова по сигналам, выдаваемого системой самотестирования;
• наличие возможности раннего диагностирования событий, ведущих к необходимости технического обслуживания;
• наличие возможности модульной замены агрегатов и узлов с помощью дистанционно управляемых подводных аппаратов в ледовый период;
• продолжительность периода постоянной добычи – 12 лет;
• отбор газа за период постоянной добычи – 77
млрд.м3.
Схемой обустройства Киринского ГКМ (рис. 3)
предусмотрено строительство:
• подводного добычного комплекса, состоящего из манифольда, трубопроводов и
шлангокабелей, проложенных по дну моря,
внутрипромысловых трубопроводов и коммуникаций системы сбора газа с узлами
подключения скважин, береговой площадки
управления ПДК;
• наличие возможности запуска и приема диагностических устройств в трубопровод в районе его выхода на берег;
• наличие возможности проведения в безледный
период внутрискважинных работ с плавучих
средств с доступом к устью скважины через
блок фонтанной арматуры без его демонтажа;
• берегового технологического комплекса (БТК),
состоящего их площадок УКПГ, Промбазы,
вахтового жилого комплекса (ВЖК), электростанции собственных нужд (ЭСН), водозабора,
очистки и утилизации промстоков;
• наличие возможности встраивания в добычной
комплекс нового оборудования на последующих стадиях эксплуатации и его подключения к
системе управления;
•
• наличие возможности наращивания производительности за счет подсоединения дополнительных скважин или соединения с соседними
месторождениями.
В настоящее время мировой уровень подводных технологий способен удовлетворить большинство приведенных условий, поэтому впервые в
российской практике добыча продукции на месторождении будет осуществляться с подводного газового промысла. Свои решения в области подводных
технологий предлагают различные компании – Aker
Kvaerner, FMC Technologies, FMC & Siemens Technology,
Framo Engineering. В процессе развития подводных
технологий были опробованы различные технические
предложения. В конечном счете, разработчики подводных добычных комплексов (ПДК) пришли к нескольким базовым техническим и схемным решениям, у
каждого из которых есть свои преимущества и недостатки, поэтому выбор того или иного варианта осуществляется в зависимости от конкретных условий.
Современные подводные добычные комплексы
включают в себя полный набор оборудования для добычи. Компактность и модульный принцип построения
конструкций оборудования позволяет осуществить
транспортировку на месторождение, установку и соединения элементов ПДК в относительно небольшой
период времени, ограниченный погодными условиями или ледовой обстановкой. Для выпускаемых подводных добычных комплексов различной конфигурации разработана полная номенклатура технических
средств и инструментов для монтажа, демонтажа и
обслуживания оборудования под водой, как с помощью водолазов, так и посредством дистанционно
управляемых подводных аппаратов.
газосборного коллектора от манифольда до УКПГ
(44 км) и магистрального газопровода (2,1 км);
• внитрипромыслового конденсатопровода от
УКПГ до действующего нефтепровода компании СЭИК (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд) (9 км).
При строительстве подводного добычного комплекса завершены работы:
• укладка внутрипромысловых трубопроводов и
шлангокабелей системы сбора газа от скважин
до манифольда (14 км);
• укладка газосборного коллектора, трубопровода моноэтиленгликоля (МЭГ) и основного шлангокабеля от манифольда до берега (29 км).
Ведутся прочностные испытания трубопроводов, а также подключение трубопроводов и шлангокабелей к подводному оборудованию через специальные вставки. [3]
Добытый и подготовленный к транспортировке
газ будет подаваться в магистральный газопровод до
«ГКС Сахалин». Длина газопровода - 150 км, диаметр
– 1000 мм, давление – 10 МПа.
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ
РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА
Впервые в России добыча углеводородного сырья будет осуществляться с помощью подводно-добычного комплекса.
Технологии, применяемые при обустройстве
месторождений, позволяют осуществлять промышленно-хозяйственную деятельность с минимальным
негативным воздействием на экологическую систему
региона.
– 32 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Привлечение к проекту ведущих отечественных и
мировых компаний поставщиков оборудования и услуг.
в нутовском горизонте и выше. Особенно резко
это сокращение происходит между Южно-Киринской и Мынгинской структурами, где проходит довольно крупный разлом. Покрышкой
служат глины окобыкайского горизонта мощностью до 600 м.
Регулярный экологический мониторинг окружающей природной среды и состояния недр.
Использование норм и правил в области охраны труда, промышленной и экологической безопасности (стандарты ISO 14001, OHSAS 18001), в том числе
применяемых ОАО «Газпром».
Первоочередной объект для ввода в разработку – Киринское ГКМ подготовлено к эксплуатации.
Разработку Южно-Киринского ГКМ и Мынгинского
ГКМ наиболее рационально вести комплексно, ввиду
особенностей геологического строения залежей, величины запасов по объектам. Максимальные уровни
добычи газа, обоснованные расчетами по гидродинамическим моделям, месторождений Киринского блока – 20 млрд.м3/год на протяжении 8-9 лет.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1.
2.
В Киринском блоке выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D, по результатам которых пробурено шесть глубоких поисково- разведочных скважин и открыто одно уникальное
и два крупных газоконденсатных месторождения. Геологические запасы газа и конденсата месторождений по категории С1 составляют порядка 330 млрд. м3, по категории С2
417 млн. м3.
3.
Мощности продуктивных пластов, напротив, увеличиваются в южном направлении от Киринской
структуры к Мынгинской. Особенно отчетливо
это заметно на примере пласта I, изученного на
всех месторождениях. Количество продуктивных
пластов-объектов разработки – снижается в юговосточном направлении от 4-х на Киринском месторождении до одного на Мынгинском.
4.
Киринское месторождение подготовлено к
разработке. Впервые в России добыча углеводородного сырья будет осуществляться с помощью подводно-добычного комплекса.
5.
Южно-Киринское и Мынгинское месторождения находятся на стадии разведки, на структурах следует пробурить еще несколько разведочных скважин. Созданы геологические и
гидродинамические модели месторождений,
на основе которых подготовлен прогноз добычи УВ сырья Киринского блока в целом.
6.
Ввод в разработку месторождений Киринского
блока:
Кровля дагинского горизонта, которой соответствует сейсмический горизонт 6, имеющий
региональное значение, поднимается в южном
направлении от Киринской структуры к Мынгинской, от уровня – 2740 м до уровня - 2470 м.
При этом сокращение мощностей наблюдается
Рис. 3. Схема обустройства Киринского ГКМ
– 33 –
• внесет существенный вклад в реализацию
«Программы создания в Восточной Сибири и
на Дальнем Востоке единой системы добычи,
транспортировки газа и газоснабжения»;
• газ проекта «Сахалин-3» является основной ресурсной базой для газотранспортной системы
«Сахалин-Хабаровск-Владивосток»;
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• стимулирует развитие местных предприятий за
счет новых заказов для них, создание новых рабочих мест, привлечение и обучение молодых
специалистов.
7.
Дальнейшие перспективы прироста запасов
на Киринском блоке связаны с проведением
сейсморазведки 3D на недоизученной площади вдоль береговой линии и обоснованием
перспективных объектов в мезозойском фундаменте.
3.
Мандель А.Я., Халимов К.Э. О ходе работ по
освоению месторождений Киринского блока.
Материалы IV международной конференции
«Освоение ресурсов нефти и газа российского
шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва,
2012г.
4.
Парфенова Н.М., Косякова Л.С., Григорьев Е.Б.
Газоконденсаты Киринского газоконденсатного месторождения – перспективное сырье для
нефтехимии. Материалы IV международной
конференции «Освоение ресурсов нефти и газа
российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, 2012 г. c. 149-164.
5.
Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. М., Научный мир, 2010г.
6.
Шамалов Ю.В., Холодилов В.А., Цемкало М.Л.,
Никитин Б.А., Дзюбло А.Д. Результаты геологоразведочных работ и перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья
в Киринском блоке шельфа острова Сахалин.
Материалы
международной
конференции
«RAO/ CIS OFFSHORE», Санкт- Петербург, 2011г.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:
1.
2.
Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Халимов К.Э. Геологическое строение и нефтегазоносность Киринского блока шельфа о. Сахалин. Нефть, газ и
бизнес № 3, Москва, 2013г. с. 26-32
Дзюбло А.Д., Холодилов В.А., Цемкало М.Л. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» (оператор – ООО «Газфлот») на Охотоморском шельфе и дальнейшие перспективы.
Материалы конференции «Углеводородный Потенциал Дальнего Востока», Южно-Сахалинск ,
2011г.
– 34 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ
НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТАХ НА МЕЛКОВОДНЫХ АКВАТОРИЯХ
АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
Геннадий Иванович ИВАНОВ (ОАО «Севморгео»)
GEOCHEMICAL INNOVATIVE SURVEYS FOR OIL AND GAS PROSPECTING
OF THE SHALLOW WATER AREAS OF RUSSIAN ARCTIC SHELF
Gennady I. IVANOV (JSC Sevmorgeo)
The report will outline the latest approaches to geochemical surveys for oil and gas prospecting of the Russian Arctic
shelf in various stages of exploration activities - from regional to prospecting and exploration. The focus will be on the
active removal of the gas phase and its subsequent detailed study. Analysis will be done using passive technology
sorbents as Russian scientists, in particular the Institute of Petroleum Geology and Geophysics. AA Trofimuk, Russian
Academy of Sciences, and foreign companies - technology integrated geochemical modelling - Gore. Separately, will
highlight the technology of continuous hydro-chemical and geochemical profiling. All technologies will be illustrated by
the results of specific activities on the Arctic shelf of Russia terrorist
Принципиальная возможность поиска и зонального прогноза залежей углеводородов (УВ) по результатам комплексной геохимической съемки придонного горизонта воды и донных осадков обусловлена
субвертикальной миграцией углеводородных флюидов и возникающими при этом вторичными геохимическими аномалиями. Эти аномалии сформированы,
в первую очередь, высокими надфоновыми концентрациями УВГ, в т.ч., метана с повышенным содержанием тяжелого изотопа углерода, гомологов метана,
в ряде случаев, повышенным содержанием масляной
фракции в составе битумоидов, полями повышенной
численности углеводородокисляющих микроорганизмов, нередко высоким содержанием сульфидов
железа и меди и т. д. [1]. Периферийная часть аномалии характеризуется повышенными концентрациями
двуокиси углерода и водорода. Различные сочетания
гелия, метана являются характерными признаками
проявления в газовых полях донных осадков флюидопроводящих зон разрывных нарушений [2].
Исходя из вышеперечисленных теоретических
представлений основной целью геохимических работ
на шельфе является зональный прогноз нефтегазоносности участков шельфа и уточнение строения фундамента и осадочного чехла. В ходе работ решаются
следующие задачи:
• фиксация прямых признаков нефтегазоносности недр в донных отложениях шельфа
• дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности акваториальных структур
(зоны нефтегазонакопления и локальные объекты)
• уточнение элементов тектонического строения
на основе выявления флюидопроводящих зон
осадочного чехла и фундамента (в т.ч. участков
разрывных нарушений, литологических «окон»
и т.п.);
Для решения поставленных задач в ОАО «Севморгео» совместно с ООО «СБНЭ-2» разработана
комплексная технология позволяющая, выполнять зональный прогноз нефтегазоносности участков акваторий и уточнять их структурно-тектоническое строение [3, 4]. Комплексные геохимические исследования
включают следующие виды работ: газометрические,
гидрогеохимические, ртутометрические, битумино-
логические, литолого-минералогические.
Комплекс аналитических исследований включал определение: УВГ – C1- C4, содержания гелия,
радона, СО2 , Н2, О2, N2 , δ13С метана и СО2, индикаторной формы ртути, Сорг. и группового состава ОВ,
массовой концентрации УВ-соединений, группового
состава ароматических соединений, гранулометрических анализ-19 фракций, анализ глинистых, терригенных и аутигенных минералов.
Важным элементом нашей методики было изучение изотопного состава углерода метана и его гомологов, а также углекислого газа.
В настоящее время для нефтегазопоисковых
работ используются как дискретные, так и непрерывные методы. К дискретным методам можно отнести
методики связанные с необходимостью отбора проб с
различной степенью дискретности, в зависимости от
масштаба работ. Дискретные методы можно условно
разделить на две большие группы по способы извлечения газовой фазы – активной и пассивной.
Наиболее часто используется методика активного извлечения газовой фазы с помощью различного рода дезинтеграторов. На первом этапе, с помощью различных видов пробоотборного оборудования
(трубки, дночерпатели, буровые станки) отбирается
проба донных осадков с максимально глубокого в горизонта и помещается в специальную тару.
Далее эта проба дезинтегрируется, как с подогревом, так и без него. В настоящее время наибольшую эффективность показал вакуумный дезинтегратор без термообработки образцов, разработанный
в ООО «СБНЭ-2». Применение вакуумного дезинтегратора при дегазации проб донных осадков, обеспечивает более глубокое извлечение газовой фазы.
Объемы извлекаемого газа из донных осадков при использовании созданного дегазатора в среднем более
чем в 3 раза выше, чем при использовании применяемых аналогов. При этом степень извлечения метана
возрастает в среднем в 2 раза в сравнении со степенью извлечения метана с применением устройстваналогов (например «переводник П-1» Ракиты Н.И.,
или технологии ультразвуковой дегазации) двуокиси
углерода – в среднем в 19 раз. Но наиболее значимые
отличия в степени дегазации касаются информативной в нефтегазопоисковом отношении группы показа-
– 35 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 1. Карта перспектив нефтегазоносности акватории Гыданской Губы.
– 36 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
телей – газообразных гомологов метана, так извлечение этана возрастает в среднем в 23, пропана – в 25,
а бутана – в 26 раз. Недостатком данной технологии
является достаточно длительный процесс дегазации,
занимающий около 1 часа на одну пробу.
Не менее эффективным дегазатором, зарекомендовал себя газожидкостный сверхзвуковой эжектор СУОК-ДГ, разработанный Коссом А.В. и Пензиным
Р.А. при участии сотрудников ВНИИОкеангеология им.
И.С. Грамберга (патент (19) RU (11) 2348931 (13) C1).
Сверхзвуковой эжектор выполняет эту операцию всего за 10 минут .
Последующий анализ углеводородных газов осуществляется на стандартном газовом хроматографе с
ионизационно-пламенным детектором, а анализ газов
на содержание азота, кислорода, углекислого газа, водорода и гелия с детектором теплопроводности.
Пороги определения: по УВГ – 10-6, по газам
воздушной группы - 10-2, по гелию и водороду – 10-4
см3/дм3 донного осадка естественной влажности.
Изотопный анализ углерода метана производился в Центре изотопных исследований ВСЕГЕИ по
методике IRM-MS с помощью масс-спектрометра
DELTA plus XL, снабженного препаративной приставкой GC/C-III.
В качестве дополнительных методов исследований были выполнены измерения концентрации
индикаторной на нефть и газ формы ртути с использованием анализатора АГП-01 и устройство «блок
приставка газо-ртутная с блоком ввода» БВ-1 (разработка ООО «СБНЭ-2»), позволяющее проводить
возгонку ртути из донных осадков, с последующем ее
осаждением на сорбенте.
Эффективность выделения локальных нефтеперспективных объектов с применением разработанного аппаратурного комплекса, обеспечивающего новую технологию ртутной съемки, была доказана
результатами работ на о.Сахалин и Сюрхаратинской
нефтегазоносной площади Ненецкого автономного
округа [2]. Методы стандартного битуминологического анализа были дополнены методикой измерений
группового состава ароматических соединений методом спектролюминесценции при синхронном сканировании со смещением длин волн 30 нм, разработанной
в Санкт-Петербургском университете ГПС МЧС России
[5]. Методика позволяет выделять четыре группы ароматических соединений отвечающих интервалам спектров люминесценции ∆λ 240-300 нм, 300-350 нм, 350390 нм, 390-470 нм. С значительной долей условности,
т.к. выделены не по генетическим, а аналитическим характеристикам, по данным авторов эти группы характеризуют содержание: первая - легких ароматических
УВ (бензольного ряда), вторая- и третья - наиболее
сложно генетически характеризуемая промежуточные
группы - три и тетра ароматических УВ, следующая
группа –полиядерных УВ, а по данным авторов- с большой примесью смолистых компонентов.
Данная технология прошла апробацию на геотраверсах в Карском, Баренцевом и Охотском морях
[6,7]. Одной из главных отличительных особенностей
разработанной технологии является возможность
производства работ в области предельного мелководья с глубинами моря 0,0-10 м и объектах озерно-речной сети побережий.
Наиболее полно она была использована при
региональных площадных работах в Гыданской губе
[8]. На рисунке 1 показана карта перспектив нефтегазоносности Гыданской губы построенная по результатам исследований 400 станций комплексного опробования.
По материалам работ было выявлено 4 района нефтегазонакопления благоприятных для поиска
нефти и газа - Юрибейско-Ладертойский, ГыданскоЮрацкий, Оленинский и Приявайский, уточнена дизъюнктивная тектоника района исследований (установлено местоположение Колтогорско-Уренгойского
грабена-рифта), выполнена оценка перспектив нефтегазоносности в контурах тектонических структур
второго порядка и даны рекомендации по направлениям дальнейших ГРР для подготовки недр к лицензированию.
Далее обратим свое внимание на пассивные
концентраторы газовой фазы. Здесь в первую очередь хотелось бы выделить технологию компании ГОР
(GORE®) [9], по геохимическому моделированию с
использованием специальных мембранных сорбентов и разработки Института нефтегазовой геологии и
геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН [10].
Основой технологии геохимического моделирования компании ГОР является модуль GORE®
Module (запатентованное устройство пассивного отбора проб почвенного газа), имеющий сорбент, помещенный в надежную оболочку - химически и биологически инертную, непроницаемую для жидкостей, но
пропускающую пары и газы. Оболочка выполнена из
прочного материала, позволяющего надежно защитить отобранные пробы от воздействия воды, грунта,
внешних факторов. Размеры пор мембраны не позволяют молекулам воды проникать внутрь, и в тоже самое время молекулы углеводородных компонентов от
С2 до С20 легко проникают через мембрану и аккумулируются на специальном сорбенте. После экcпозиции
25-27 суток, пробоотборники поступают в лабораторию, где после термодесорбции выполняется газовая
хроматография и масс-спектрометрия. Как правило,
идентифицируются до 80 различных углеводородных
соединений до С20, включая алифатические, ароматические соединения и продукты окисления.
Компания ГОР уже выполнила более 40 проектов в России на территории Волго-Уральской НГП,
Тимано-Печорской НГП, Западно-Сибирского и Прикаспийского НГБ, для такихкомпаний как НОВАТЭК,
Роснефть, Татнефть, Лукойл. В качестве примера,
можно привести работы, выполненные для компании
НОВАТЭК в Ярудейском и Южно- Заполярном лицензионных участках [11]. После обработки методами
одномерной и многомерной статистики, были спрогнозированы нефтяная и газокондестаная залежи, наличие которых было подтверждено последующим бурением[11].
Разработка Института нефтегазовой геологии
и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН в целом похожа, но обладает на наш взгляд, целым рядом преимуществ. Во-первых, резко сокращается время
экспозиции сорбента – 1-2 дня, аналитические исследования выполняются непосредственно в поле,
на полевом хроматографе, что дает возможность
оперативного контроля за результатами работ [12].
Пассивные концентраторы (ПК) представляют собой
– 37 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Карта-схема интерпретации результатов профильных электрохимических измерений в
районах Русановской (слева) и ленинградской структур (справа).
стеклянные или металлические трубки с сорбентом
на внутренней поверхности. Длиной трубок 40 - 60
мм, наружный диаметр 6 мм, внутренний диаметр 4
мм. Данная технология демонстрирует свою высокую
эффективность при проведении наземных полевых
работ на удаленных от цивилизации участках. Важным
элементом технологии является высокая производительность и надежность [13].
До этого мы рассматривали дискретные методы геохимических работ. Далее перейдем к непрерывным технологиям. Здесь следует выделить две
технологии, разработанные в ГНЦ «Южморгеология»
и НП «ЦИТ» совместно ОАО «МАГЭ». В ГНЦ «Южморгеология» создан аппаратурно – программный комплекс непрерывного профилирования углеводородных газов на шельфе - «МУСТАНГ», предназначенный
для непрерывного газового профилирования воды
при поисках нефтяных и газовых месторождений под
дном акваторий, определения фонового содержания
углеводородных компонентов на акватории, определения площади и уровня загрязнения при розливе
нефтепродуктов. Комплекс позволяет определять
суммарное содержание углеводородных газов в воде
в реальном времени в процессе движения судна; совмещать углеводородное профилирование с сейсмическими исследования, многолучевым эхолотированием грави- и магнитометрией, а также использовать
его для экологического патруля акваторий. Преимуществом комплекса является экспресность метода,
возможность совмещения с любыми видами геологических и геофизических исследований. Наиболее
полно данная технология была использована в Черном море (Керченско-Таманский шельф), в Азовском
море (Темрюкский залив) и северной части Каспийского моря.
В Центре инновационных технологий (ООО
«ЦИТ») на основе теоретических представлений, разработанных под руководством М.А. Холмянского и
О.Ф. Путикова [14] создана специализированная
аппаратура «ИОЛ-ЧС», уже прошедшая метрологические испытания. Применяемая технология позволяет разделять типы залежей газовую, газогидратную,
газоконденсатную и нефтяную. С помощью этой аппаратуры в 2001 - 2010 гг. выполнены электрохимические работы на ряде месторождений Баренцева и
Карского морей (Штокмановское ГКМ , Медынское
НМ, Полярное НМ, Приразломное НМ и др.). В 20102012 годах НП «ЦИТ» совместно с ОАО «МАГЭ» выполнены специализированные опытно-методические
работы на Ленинградском и Русановском газоконденсатных месторождениях (рис. 2) [15].
ВЫВОДЫ
ОАО «Севморгео» совместно с ООО «СБНЭ-2»
разработало инновационную технологию позволяющую давать прогноз нефтегазоносности акваторий,
а также проводить разбраковку уже выделенных перспективных структур. Технология была апробирована
на продуктивных и перспективных площадях Балтийского, Баренцева, Карского, Каспийского, Восточно
- Сибирского и Охотского морей, включая опорные
трансрегиональные геотраверсы 4-АР, 5-АР, 2-ДВ,
1-ОМ и зоны мелководья Юрацкой и Гыданской губ.
Гидрохимические работы с использование
комплекса ИОЛ-ЧС, созданного НП «ЦИТ» показали
его высокую эффективность при нефтегазопоисковых
работах, выполняемых ОАО «МАГЭ» для оценки перспектив, выделенных структур.
Созданный в ГНЦ «Южморгеология» аппаратурно – программный комплекс непрерывного про-
– 38 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
филирования углеводородных газов на шельфе «МУСТАНГ» успешно работает в транзитных зонах, на
участках предельного мелководья
Расширенное геохимическое моделирование,
разработанное фирмой GORE , на основе использования пассивных сорбентов и мембранных фильтров
позволяет прогнозировать нефтегазовые залежи с
точностью 93%.
тального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore
2009). СПб.: ХИМИЗДАТ, 2009, т.2, с. 299-304.
7.
Тихонова И.М., Верба М.Л., Иванов Г.И. Профильные сейсмические и геохимические исследования в Охотском море //Lambert Academic Publishing, 2012, 104 с
8.
Ivanov Gennady I., Goncharov Andrey, Gorbenko
Elena Multidisciplinary Bottom Geochemical
Survey - Innovative Technology of Marine
Prospecting Works for Direct Searches of Deposits
of Oil and Gas from the Shelf // Abstracts of 3P
Arctic — The Polar Petroleum Potential conference,
Moscow, 2009, p.33-34 (657180)
9.
Harry S. Anderson Amplified geochemical imaging:
an enhanced view to optimize outcomes//First
Break, 2006, v. 26, p.77-81
10.
Балдин М.Н., Грузнов В.М., Карташов Е.В., Конторович А.Э., Сидельников В.Н. Устройство
пробоотбора паров углеводородов. Патент на
полезную модель № 81344. 2009
11.
Harrington Paul A., Ponomarev Victor, Abalmasova
Aleksandra Defining Phase Specific Hydrocarbon
Subsurface Reservoirs in the West Siberian
Basin Using Amplified Geochemical Imaging™
//Abstracts of 3P Arctic — The Polar Petroleum
Potential conference, Moscow, 2009, p. 23-24
(629763)
12.
Грузнов В.М., В.Г. Филоненко, М.Н. Балдин, А.Т.
Шишмарёв Портативные экспрессные газоаналитические приборы для определения следовых количеств веществ.// Российский химический журнал. 2002. Т.46, №4,с. 100 108.
13.
Makas
A.L.,
Troshkov
M.L.
Field
gas
chromatography – mass spectrometry for fast
analysis // Journal of Chromatography B.- 2004,
800, p. 55-61
14.
Путиков О. Ф., Холмянский М. А. Поиски нефтегазовых месторождений на шельфе геоэлектрическими методами изучения водной
толщи// Доклады Академии Наук, 2008.т. 423,
№ 4, с. 530-532
15.
Холмянский М.А., Павлов С.П., Иванов Г.И.
Электрохимический метод поисков и разведки
морских углеводородных месторождений//Геология морей и океанов, ИО РАН, Москва, 2011,
т.3, с.125-131
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
2.
Гончаров А.В., Горбенко Е.И. Многоцелевая донная геохимическая съемка в транзитных зонах и
на обводненных побережьях морей России//сб.
докладов международной научно-практической
конференции. «Настоящее и будущее сырьевой
базы морской нефтегазовой промышленности».
СПб, ВНИГРИ, 2004, с.176-181.
Гончаров А.В., Максин А.Н. Методика, объекты
и результаты морских геохимических исследований в транзитной зоне Тимано-Печорской
НГП//Транзитное мелководье – первоочередной объект освоения углеводородного потенциала морской периферии России». ВНИГРИ,
СПб.: Недра, 2004, с.192-197
3.
Иванов Г.И. Комплексная геохимическая съемка для зонального прогноза нефтегазоносности Гыданской и Юрацкой губ (Карское море) //
Океанология, 2011, т. 51, N 5, с 946–950
4.
Иванов Г.И., Шкатов М.Ю., Гончаров А.В. Инновационная технология комплексных геохимических работ для зонального прогноза нефтегазоносности транзитной мелководной зоны
арктического шельфа//Сборник материалов
10-го Петербургского Международного Форума ТЭК. СПб.: ХИМИЗДАТ, 2010. c. 89-93.
5.
6.
Галишев М.А. Комплексная методика исследования нефтепродуктов, рассеянных в окружающей среде при анализе чрезвычайных ситуаций. СПб.: Санкт-Петербургский институт
Государственной противопожарной службы
МЧС России, 2004. 157 с.
Иванов Г.И., Гончаров А.В., Прасолов Э.М. и др.
Региональные газогеохимические работы на
арктических геотраверсах//Труды 9-й Международной конференции по освоению ресурсов
нефти и газа Российской Арктики и континен-
– 39 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
О СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА И
РЕШЕНИИ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ СЕВЕРО-ВОСТОКА РОССИИ
Валерий Дмитриевич КАМИНСКИЙ, Олег Иванович СУПРУНЕНКО, Виктория Валерьевна СУСЛОВА,
Татьяна Юрьевна МЕДВЕДЕВА (ФГУП «ВНИИОкеангеология им.И.С.Грамберга», г.Санкт-Петербург)
THE STRATEGY OF THE DEVELOPMENT OF THE ARCTIC SHELF’ OIL-ANDGAS RESOURCES AND THE SOLUTION OF THE RUSSIAN NORTH-EAST
SOCIAL-ECONOMIC PROBLEMS
Valery D.KAMINSKY, Oleg I.SUPRUNENKO, Viсtoria V.SUSLOVA, Tatiana Yu. MEDVEDEVA
(The All-Russian Scientific Research Institute for Geology ant Mineral Resources of the
Ocean named after I.S.Gramberg)
Exploration and development of the Laptev sea’ petroleum potential will promote a creation of new oil-and-gas
production center and the improvement of the social-economic conditions of this vast region of the Russian Federation.
Конец двадцатого - начало двадцать первого
столетия характеризуются сложной и быстроменяющейся политической и экономической ситуацией в
мире. Естественно, что на эти изменения должен своевременно реагировать и топливно-энергетический
комплекс России, обеспечивающий определяющую
часть поступлений в федеральный бюджет. В полной
мере это относится и к морским геологоразведочным работам на нефть и газ, поскольку к 2030 году,
согласно проекту обсуждаемой в последние месяцы
на уровне Правительства РФ «Программы разведки
континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов», на шельфе ежегодно добыча нефти должна достигнуть 66,2 млн. т, а газа – 231 млрд.
м3. Эти объемы добычи, по проекту Программы, будут
обеспечены за счет разработки не менее 16-17 уже
открытых и новых морских (прибрежно-морских) месторождений в Баренцевом (с Печорским), Карском,
Охотском и Каспийском морях.
Однако в последние годы страны Евросоюза
предпринимают попытки сократить свою зависимость от потребления российского газа; США, которым в первую очередь предполагалось поставлять
сжиженный природный газ (СПГ) со Штокмановского газоконденсатного месторождения, благодаря
успехам в добыче сланцевого газа, уже заявляют о
возможности его экспорта в недалеком будущем.
Наконец, совсем недавно аналитики энергетического центра бизнес-школы «Сколково» подсчитали, что
для российских проектов производства СПГ наиболее реальным рынком поставок в перспективе является растущий азиатско-Тихоокеанский регион, куда
уже сегодня поставляется более 70% мирового производства СПГ (прежде всего в Японию и Южную Корею). Однако, по расчетам специалистов «Сколково»,
только продукция завода СПГ на Ямале («Ямал-СПГ»
«НОВАТЭК» с производительностью первой очереди
5,5 млн. т) относительно комфортно конкурирует с
альтернативными поставщиками на азиатском рынке СПГ» («Коммерсант» от 28 мая 2013 года). Иными
словами, напрашивается необходимость выявления и
освоения новых газоносных областей в восточно-арктических морях, значительно ближе расположенных
к главному потенциальному рынку сбыта.
Одновременно еще более актуальной становится задача выявления на арктическом шельфе (где,
как известно, сосредоточено около 4/5 общих нефтегазовых ресурсов всего континентального шельфа
России) новых существенно нефтеносных районов,
без ускоренного освоения которых в недалеком будущем станет невозможным поддержание необходимых
уровней добычи нефти в стране и, тем более, их увеличение.
В этих условиях, с учетом достигнутого уровня геолого-геофизической изученности, в качестве
первоочередного объекта геологоразведочных работ
на нефть и газ представляется шельф моря Лаптевых. В результате геофизических исследований последнего десятилетия существенно детализировано
тектоническое строение большей западной части
моря, намечены перспективные зоны нефтегазонакопления, выявлены достаточно многочисленные локальные перспективные объекты. Кроме того, море
Лаптевых характеризуется выгодным расположением в центральной части Северного морского пути и
малыми глубинами моря на большей части шельфа,
что весьма серьезно упрощает организацию и выполнение морских буровых работ. Учитывая возможность использования, наряду с Северным морским
путем, альтернативных вариантов транспортировки
добытых углеводородов по р. Лене или по трубопроводу до газовых месторождений Лено-Вилюйской газонефтеносной области с последующим выходом на
трубопроводы ВСТО, выбор моря Лаптевых для широкого проведения нефтегазопоисковых работ представляется как будто бы оправданным. Одна беда:
несмотря на довольно высокий уровень геофизической изученности, в море Лаптевых до сих пор неясен
стратиграфический диапазон осадочного чехла и его
вещественный состав. Отсюда в качестве первого
шага в освоении нефтегазовых ресурсов моря Лаптевых необходимо осуществить бурение морской
параметрической скважины вблизи наземной части
дельты р. Лены на Сардахском поднятии («Бурение и
нефть», 2013, №2). С учетом мирового опыта, наиболее целесообразно решить эту задачу созданием консорциума заинтересованных нефтегазовых компаний
(включая зарубежные) при определенном участии
государственной геологической службы в лице Роснедр. Все участники консорциума получают результаты бурения.
Несмотря на то, что основная наиболее перспективная часть площади моря Лаптевых (три лицензионных участка) принадлежит ОАО «НК «Роснефть»,
дальнейшие работы по освоению углеводородных
ресурсов моря Лаптевых, по нашему мнению, тоже
– 40 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
предпочтительнее вести консорциумом компаний с
участием геологических организаций системы Роснедр. Эту же форму сотрудничества следует сохранить при параллельном завершении регионального
изучения перспективных акваторий Восточно-Сибирского и российского сектора Чукотского морей и на
начальных стадиях поисково-оценочного этапа. Подобный подход позволит значительно ускорить процесс изучения и освоения нефтегазового потенциала
восточно-арктических морей Российской Федерации
и создания здесь в недалеком будущем альтернативного западно-арктическим центра нефтегазодобычи,
более приближенного к растущим рынкам АзиатскоТихоокеанского региона и способного резко улучшить
социально-экономическую обстановку на СевероВостоке России, особенно при активной поддержке
Правительства Республики Саха (Якутия). Помимо
прочего, создание инфраструктуры, обеспечивающей
нефтегазодобычу и последующую транспортировку
добытых нефти и газа (в том числе, в виде СПГ), будет
в перспективе способствовать освоению известных
на прибрежных территориях и шельфе твердых полезных ископаемых, включая уникальное Томторское
редкоземельное месторождение, россыпи золота и
олова, ископаемую мамонтовую кость.
Очевидна огромная роль комиссии по ТЭК при
Президенте Российской Федерации в решении сформулированных сложных задач.
– 41 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРОБЛЕМЫ ВОСПРОИЗВОДСТВА И КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСННЫХ ПРОВИНЦИЙ
РОССИИ
Б.В.Сенин1, А.П.Афанасенков2, М.И.Леончик1, И.Н.Пешкова2 (1ОАО «СОЮЗМОРГЕО», Геленджик;
2
ФГУП) «ВНИГНИ», Москва
PROBLEMS OF HYDROCARBON RESERVE REPLACEMENT AND
QUANTITATIVE ASSESSMENT IN RUSSIAN OFFSHORE PETROLIFEROUS
PROVINCES
B.V.Senin1, А.P.Afanasenkov2, М.I.Leonchik1, I.N.Peshkova2 (1JSC «SOYUZMORGEO»,
Gelendzhik; 2FGUP «VNIGNI», Moscow.)
Problems of the continental shelf hydrocarbon reserve replacement and quantitative assessment are considered that
are caused by imperfection of existing regional petrogeological models, poor state of knowledge on petroleum systems,
insufficiently advanced methods of exploration result registration, analysis, and interpretation. Besides increase of
exploration maturity, some scientific and methodological steps are required to improve validity of hydrocarbon potential
prediction and recourse quantitative assessment in offshore petroliferous provinces and therefore to accelerate
reserve replacement. These include first of all a revision of structural-tectonic and petrogeological models of offshore
petroliferous provinces with a glance to the totality of modern geological and geophysical data and constrains imposed
by the petroleum system conception, as well as compiling of a set of regional digital cartographic materials that would
provide a comprehensive description of modern ideas on geology and hydrocarbon potential of the provinces. Use
of basing modeling is an essential condition for both optimization of analysis of available geological and geophysical
information and subsequent prompt integration of new-acquired data.
Рассмотрены проблемы воспроизводства ресурсной базы на континентальном шельфе и её количественной оценки, обусловленные несовершенством существующих в настоящее время региональных нефтегазогеологических моделей, слабой изученностью углеводородных систем, недостаточной разработанностью
методологии учёта, анализа и оценки геологических результатов нефтегазопоисковых работ. Для повышения
степени обоснованности прогноза перспектив нефтегазоносности и количественной оценки углеводородных
ресурсов морских нефтегазоносных провинций, которые прямым образом влияют на ускорение и повышение
эффективности воспроизводства сырья, наряду с улучшением состояния изученности необходимо принять ряд
мер научного и методического характера. Это, прежде всего, ревизия структурно-тектонических и нефтегазогеологических моделей морских нефтегазоносных провинций с учётом всей совокупности накопленных на
сегодня геолого-геофизических данных и критических условий, определяемых концепцией углеводородных
систем и создание комплекта региональных электронных картографических документов, дающих объёмную
характеристику современных представлений о геологии и нефтегазоносности этих провинций. Для оптимизации анализа всей геолого-геофизической информации и дальнейшего оперативного её мониторинга при получении новых данных обязательно применение методов бассейнового моделирования.
– 42 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СПЕКТРАЛЬНЫЙ ВОЛНОВОЙ КЛИМАТ КАРСКОГО МОРЯ
Лопатухин Л. И., Бухановский А. В., Чернышёва Е. С. (Санкт-Петербургский Государственный университет
информационных технологий, механики и оптики)
SPECTRAL WAVE CLIMATE OF KARA SEA.
Lopatoukhin L. I., Boukhanovsky A. V., Chernysheva E. S. (The St.-Petersburg State
University of information technologies, mechanics and optics. A scientific research
institute of the high technology computer technologies)
Last years the concept (in particular, published in RAO Proceeding of 1999 and 2009) of providing the metocean
information for designing of vessels and offshore constructions is realized. The concept includes hindcasting of wave
climate by numerical hydrodynamic models. As the result the data base of wave statistics for grid points is formed. The
total duration of time series for each grid point is 30 years and more (the discreetness is 3 or 6 hours). This approach
allow to calculate both traditional and unique (not available before) statistics of wave climate. One of the nontraditional
statistics, needed for floating objects construction, is climatic wave spectra. Climatic wave spectra are a set of spectra
with their probability for different wave making conditions (e.g. wind waves, swell, joint waves and swell situations).
Approaches to calculations, their background, and also the description of presented statistics for Kara Sea along with
their discussion will be presented.
Современная концепция обеспечения гидрометеорологической информацией проектирования судов
и сооружений на шельфе (опубликованных, в частности, в трудах РАО 1999 и 2009 г.г.) предполагает расчет
режима волнения (волнового климата) по численным гидродинамическим моделям. В результате создаётся
база данных по вероятностным характеристикам волнения для множества точек акватории, с дискретностью
синоптических сроков (3-6 часов) и общей длительностью не менее 30 лет. Указанный подход позволяет кроме
традиционных режимных распределений, получить ранее недоступную уникальную статистическую информацию. Одной из важных нетрадиционных статистик, необходимых при проектировании плавучих средств океанотехники и судов, являются климатические спектры. Под климатическими спектрами принято понимать набор
спектров для различных ситуаций (ветровые волны, зыбь, смешанное волнение) с вероятностью их появления
в различных точках акватории. Подходы к расчётам, их обоснование, а также описание климатических спектров
и их обсуждение для различных районов Карского моря будут представлены в докладе.
– 43 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КОНЦЕПЦИЯ ЦИФРОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Михайлов М. (Шлюмберже)
DIGITAL OILFIELD
Mikhaylov M. (Schlumberger)
Oil and Gas companies started to implement Digital Oilfield concept (DOF) more than 10 years ago. That was caused by
increasing complexity of oilfields, wells, production operations and deficit of experienced specialists. Also, the recent
development of new technologies have made possible the development of new workflows not even imaginable some
years ago. Every oil &gas company can define their own approach to DOF concept implementation, but in any case,
every time, to be successful, it also means a change of management process on the operating company. .
Schlumberger has been involved in process of DOF concept development from the beginning in many cases around
the world. Schlumberger also has develop a full range of software for automation of production workflows, and has
the domain knowledge to create and support such systems to help boost oil production, increase reservoir recovery,
improve safety and raise the assets value.
The quality and efficiency of decision making depends the technical and economic performance during all stages of the
field’s life cycle.If applied correctly and from the beginning, DOF concept will have positive impact such performance.
A Digital Field is the asset, where the added value is achieved through improved management, with the focus on
improvement of the efficiency of reservoir draining, production, and drilling, with the use of novel technologies that
provide advanced decision support system.
Digital Oilfield refers to a decision support system that transforms measurements into decisions and corrective action –
the «decision process» or workflow from measurements, through surveillance, analysis and optimization
Digital Oilfield is about creating a system to support decision processes, specifically those related to asset management
(production optimization, recovery factor and operations efficiency).
As part of the DOF concept implementation process we integrate different models (wells, gathering network, reservoir,
facilities and economics) and create an Integrated Asset Model (IAM) of the oilfield. This IAM is used in an integrated
approach not only in planning processes but also in operations.
During this presentation we will present «The Concept of DOF»
Компании начали применять концепцию «Цифрового месторождения» (ЦМ) более 10-ти лет назад.
Прежде всего, это было вызвано существенным увеличением сложности разрабатываемых месторождений,
скважин и, соответственно, применяемых технологий добычи, а также отсутствием в индустрии достаточного количества квалифицированных специалистов. Каждая нефтегазодобывающая компания может иметь свое
собственное определение и подход к реализации концепции Цифрового Месторождения, при этом практически всегда концепция подразумевает под собой переход к осознанному управлению месторождением. Компания Шлюмберже была вовлечена в процесс формирования и реализации концепции ЦМ с самого начала.
От качества и эффективности принимаемых решений зависят экономические показатели на всех этапах
жизненного цикла месторождения. Применение концепции ЦМ позволяет улучшить экономические показатели
практически на всех этапах.
Цифровое месторождение – это месторождение, на котором экономический эффект достигается путем
совершенствования управления и в результате того, что основное внимание уделяется принятию решений,
влияющих на эффективность, и на технологии, обеспечивающие современную систему обоснования и принятия решений. В рамках внедрения концепции Цифрового Месторождения реализуется система поддержки
принятия решений, состоящая из нескольких уровней. Создание этой системы позволяет корректно отстроить
рабочие процессы месторождения.
В рамках реализации концепции Цифрового месторождения объединяются различные модели, и создается постоянно действующая комплексная модель месторождения, используемая в рамках комплексного подхода к планированию.
В рамках доклада будет также представлена концептуальная схема решения ЦМ, а также рассмотрены
различные технологические компоненты, предлагаемые компанией Шлюмберже, которые органично вписываются в концепцию Цифрового Месторождения.
Подразделение SIS компании Шлюмберже предлагает полный спектр программного обеспечения для
реализации рабочих процессов нефтегазовых компаний. Основу решения ЦМ составляет наша платформа
Avocet.
Внедрение концепции ЦМ позволяет оптимизировать производственные процессы добычи, повысить уровень безопасности увеличить коэффициент извлечения и в результате увеличить стоимость актива.
– 44 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВЫ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОГО ШЕЛЬФА КАРСКОГО
МОРЯ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Илья Владимирович Образцов, Елена Алексеевна Васильева, Елена Павловна Петрушина
(ОАО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА», г. Мурманск)
POSSIBILITIES OF THE PALEOZOIC SEDIMENTS OF THE KARA SEA
NORTHERN SHELF FROM SEISMIC DATA
Ilya V. Obraztsov, Elena A. Vasilyeva, Elena P. Petrushina (JSC SEVMORNEFTEGEOFIZIKA,
Murmansk)
Interpretation of the seismic data acquired in the northern part of the Kara Sea enabled to reveal large anticlinal
structures tentatively capable to act as HC traps. Different seismic anomalies seen on time sections and also anomalies
seen on angle stack and AVO parameter sections are indirect HC indicators within the structures. In addition to possible
structural traps, various expected tectonically, lithologically and stratigraphically screened HC traps also associated
with seismic anomalies were revealed. Significant thickness of the sedimentary cover, revealed possible HC traps of
various type and numerous seismic anomalies indicate high oil and gas prospectively of the area.
Исследования северной части акватории Карского моря геофизическими методами начались
МАГЭ ПГО «Севморгео» в 80-х годах прошлого столетия. В период до 1991 года здесь были выполнены
региональные профильные исследования по методике МОВ ОГТ и МПВ, позволившие определить общие
черты геологического строения Северо-Карского
шельфа. С 2003 г. – по 2007 г. ФГУНПП «Севморгео»
уже по более современной методике отработаны комплексные опорные профили 3-АР и 4-АР, проходящие,
в том числе и на северном шельфе Карского моря.
Площадные региональные работы по регулярной сети
профилейна этой акватории были выполнены ОАО
«СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА» (СМНГ) в 2005-2008 гг.
Объем исследований составил 8000 пог. км по сети
60 х 60 км. Несмотря на общий объем выполненных
работ, рассматриваемая площадь до настоящего времени остается одной из наименее изученных акваторий среди западно-арктических морей (рис. 1).
Большую часть северной акватории Карского моря, согласно принятой схеме тектонического
районирования, занимает Восточно-Карский мегапрогиб. В строении мегапрогиба принимают участие
чередующиеся горсты и грабены, разделенные высокоамплитудными разрывными нарушениями, преимущественно сбросового типа и, в основном, северо-восточного простирания. Интерпретация данных,
полученных по регулярной сети профилей, позволила
впервые выстроить увязанную между собой систему
горстов и грабенов Северо-Карского шельфа.
Изменение глубины залегания поверхности
фундамента между наиболее погруженными частями
Восточно-Карского мегапрогиба, такими как прогиб
Уединения и наиболее приподнятыми участками соседствующего с ним Центрально-Карского свода достигает 15,5км. Таким образом, мощность осадочного
чехла на этой акватории варьируется от почти 16 км
до 200 - 500 м в приподнятых зонах и вплоть до пол-
Рис.1. Схема изученности северной части Карского моря сейсморазведочными и комплексными
геолого-геофизическими работами
– 45 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ного отсутствия осадочных отложений в зонах выхода
пород фундамента под дно моря, к примеру, на Северо-Сибирском пороге (рис. 2).
Один из первостепенных вопросов интерпретации сейсморазведочных данных – стратиграфическая привязка отражающих горизонтов. На акватории
северной части Карского моря скважин глубокого
бурения нет. На островном обрамлении пробурены
скважины: Сведрупская-1 и Белоостровская-1, расположенные на одноименных островах и скважины на
архипелаге ЗФИ–Нагурская, Хейса и Северная.
Скважина Белоостровская-1 (забой 3500 м)
вскрыла терригенную толщу палеоген-четвертичных и
меловых отложений. В скважине Свердрупская-1 (забой 2336 м) пройдены терригенные отложения четвертичной системы, породы мелового возраста, толща
верхнеюрских песчаников, алевролитов, глин и протерозойские микросланцы различного состава и микрокварциты мощностью чуть более 700 м. Скважинами
арх. ЗФИ Северная-1 (забой 3523 м) и Хейса-1 (забой
3344 м) вскрыта, в основном, преимущественно терригенная толща средне-верхнетриасовых отложений.
По разрезу встречены интрузии долеритового (скв.
Хейса-1), габбро и габбро-долеритового состава (скв.
Северная-1). В скважине Нагурская-1 (забой 3204 м)
разрез сложен терригенными нижнемеловыми и нижне-среднетриасовыми,
терригенно-карбонатными
нижне-среднекаменноугольными и позднепротерозойскими породами, представленными микрокварцитами, филлитами и кварц-серицитовыми микросланцами общей мощностью около 1300 м, большую
часть из которой составляют долеритовые и габбродолеритовые интрузии мезозойского возраста. Таким
образом, несмотря на значительные глубины забоев,
вскрытый скважинами разрез характеризуется сокращенным стратиграфическим диапазоном отложений
и менее информативен для целей привязки, чем данные по обнажениям.
Поэтому на данном этапе стратиграфическая
привязка горизонтов основывается на обнажениях
на архипелагах и островах, обрамляющих СевероКарский шельф, а также на материалах сейсморазведочных работ в северной части Баренцева моря и
Южно-Карской синеклизе. Близкое географическое
расположение островов к району исследований и некоторые общие черты геологического строения позволяют считать такой подход вполне обоснованным.
К примеру, акваториальное продолжение Новой Земли характеризуется аномально осложненной разломами и эрозионно срезанной толщей палеозоя. Арх.
Северная Земля характеризуется блоковым строением, как и прилегающая акватория. Вместе с тем, отсутствие на акватории скважин позволяет оставить
этот вопрос стратификации отражающих горизонтов
дискуссионным. Разными авторами принимается
своя стратификация горизонтов, основанная на отличающихся точках зрения о геологическом строении,
истории развития региона и т.д.
В результате привязки, выполненной специалистами СМНГ, на временных разрезах выделены
горизонты в палеозойских и мезозойских отложениях
(рис. 3). Разрез осадочного чехла четко разделяется
на два структурных этажа: нижний – палеозойский и
плащеобразно перекрывающий его верхний структурный этаж мезозойского возраста. Литологический
состав отложений, исходя из данных бурения и гео-
Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту А(PR-PZ)
– 46 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
логических съемок на обрамляющей суше, ожидается
терригенно-карбонатный для нижнего структурного
этажа и преимущественно терригенный для верхнего.
Мощность этих двух комплексов отложений, как видно
на рисунке 3, абсолютно не сопоставима. Если толща
мезозойских пород в пределах прогибов достигает
первых км, то палеозойские осадки характеризуются
толщинами более 10 км.
Присутствие в мощной толще палеозойских
отложений потенциально нефтематеринских пород
богатых рассеянным органическим веществом подтверждается материалами геологических исследований на арх. Северная Земля, Новая Земля и арх.
ЗФИ. Прежде всего, к ним относятся отложения нижнего-среднего девона и, в меньшей степени, породы
верхнего кембрия, нижнего силура. С доманиковыми
верхнедевонскими породами связана значительная
часть месторождений Тимано-Печорской провинции.
Согласно результатам палеотектонического
анализа на основе глубинного сейсмического разреза
через Восточно-Карский мегапрогиб, в ордовике-силуренефтематеринские породы на некоторых участках мегапрогиба уже были погружены на достаточную
глубину для генерации углеводородов. В целом, это
согласуется с результатами региональных исследований архипелага Северная Земля свидетельствующими, что палеозойские нефтегазоматеринские породы
в стратиграфическом диапазоне отложений откембрийских до девонских включительно реализовали
свой генерационный потенциал. Схожие данные установлены на северо-западном побережье Новой Земли (Желанинская структурно-формационная зона),
где степень катагенетической преобразованности
органического вещества в породах древнее девонских соответствует стадиям АК2-АК3, т.е. прошедшим
как зону нефтеобразования, так и газообразования,
а присутствие жидкой нефти в нижнедевонских известняках объясняется подтоком из менее катагенетически преобразованных пород, расположенных на
шельфе.
Таким образом, первые скопления нефти и
газа были образованы до глобального предпермского
подъема территории и размыва значительной части
верхнепалеозойских пород. Несомненно, подобные
геологические события не могут положительно сказываться на сохранности месторождений УВ, сформированных к тому моменту в верхних частях разреза
осадочного чехла.
Общее погружение рассматриваемой акватории в мезозое обуславливает следующий этап формирования залежей углеводородов. В процессе накопления мезозойских отложений в зону генерации УВ
переходят новые объемы потенциально материнских
пород. Если принять, что «нефтяное окно» на рассматриваемой акватории расположено ниже глубин 2,5
км, то в главной фазе нефтеобразования на текущем
этапе расположены значительные объемысилурийско-девонских пород(рис. 4).То есть, на акватории
часть нефтегазоматеринских палеозойских пород
может все еще обладать продуцирующими свойствами и генерация, миграция и аккумуляция нефти и газа
вполне возможно происходят в настоящее время.
Геологическое строение региона благоприятно
для образования практически всех известных типов
ловушек углеводородов. В первую очередь это всевозможные структурные ловушки. Большая часть, из
Рис. 3. Характеристика волновой картины Восточно-Карского мегапрогиба
– 47 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 4. Сейсмогеологический разрез с элементами 2х-мерного бассейнового моделирования
Рис. 5. Антиклинальные (АЛ), тектонически экранированные (ТЛ) и стратиграфически
экранированные ловушки (СЛ) ловушки Восточно-Карского мегапрогиба
– 48 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 6. Сопоставление стандартного временного разреза с разрезом флюид-фактора и угловыми
разрезами на структуре Наливкина
– 49 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
которых представляет собой приразломные складки
на склонахгорстов. Закартированные на данном этапе структуры Северо-Карского шельфа обладают значительными размерами. Площадь наиболее крупной
структуры - поднятия Уединения на уровне отложений ордовика-силура(по изогипсе -1400 м) составляет 3890 км2, а амплитуда- 280 м. Размеры остальных
структур Восточно-Карского мегапрогиба варьируются от 120 до 3600 км2, а амплитуды изменяются от 40
м до 750 м.
В результате общего подъема территории в
палеозое и прогибания в мезозое образовалось большое количество потенциальных стратиграфически
экранированных ловушек(рис. 5). Кроме того, в отложениях палеозоя выделены аномалии сейсмической
записи, интерпретируемые как рифы. Общеизвестно,
что рифы являются великолепным коллектором, а наличие в разрезе близко расположенных продуцирующих толщ только увеличивает перспективность этих
ловушек. В северной части рассматриваемой акватории, вблизи арх. Северная Земля, в разрезе палеозоя
предполагается развитие солевых отложений и, соответственно, возможны приконтактные залежи.
Косвенным признаком наличия углеводородов
в выявленных предполагаемых ловушках является
большое количество различных аномалий сейсмической записи («яркие пятня», «плоские пятна», зоны
затухания амплитуд и схождения фаз), зафиксированных на временных разрезах. Общеизвестно, что
причиной возникновения аномалий могут быть как
УВ-насыщение коллекторов, так и литологические изменения пород. Стандартной мировой практикой для
разбраковки выделенных аномалий является применение AVO анализа.
На рассматриваемой акватории AVO анализ
выполнен по отдельным профилям через структуры
Наливкина, Лазаревская, Инверсионная, а также по
профилю в северной части площади, где выделены
предполагаемые эвапориты. Исследования включали в себя сопоставление стандартного временного
разреза с угловыми разрезами и разрезами AVOпараметров, с последующим анализом сейсмограмм
с введенной кинематикой (рис. 6). В результате AVOанализа на структурах Наливкина, Лазаревская и
Инверсионная установлено, что большая часть аномалий сейсмической записи, предположительно обусловленных углеводородо насыщением коллекторов,
связана с преимущественно девонскими отложениями, а для области распространения эвапоритов - с
породами девона, силура и ордовика. Причем, необходимо отметить, что на всех рассмотренных профилях эти аномалии приурочены как к различным
предполагаемым структурным ловушкам, так и к возможным неструктурным ловушкам, связанным с зонами эрозионного среза палеозойских отложений, литологического выклинивания пластов и т.д. Конечно,
отсутствие скважинных данных не позволяет выполнить качественную калибровку AVO-параметров, тем
не менее, выполненный анализ в некоторой степени
также указывает на перспективность северной акватории Карского моря в нефтегазоносном отношении.
В заключении необходимо отметить, что север
Карского моря представляет собой слабоизученную
акваторию и только дальнейшее планомерное комплексное изучение района может дать полную картину
перспектив нефтегазоносности региона и привести к
открытию месторождений УВ.
– 50 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ О.САХАЛИН
Гарри Сергеевич Оганов, Алексей Иванович Бобров, Роман Владимирович Иванычев, Дмитрий Валерьевич
Шулепов, Максим Максимович Засухин (Обособленное Подразделения «Центр проектирования строительства
морских скважин» (ОП «ЦПСМС») ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект»)
TECHNICAL AND TECHNOLOGICAL ASPECTS OF DESIGN OF
CONSTRUCTION OF PROSPECTING WELLS ON THE SHELF OF THE LAKE OF
SAKHALIN
Harry S. Oganov, Alexey I. Bobrov, Roman V. Ivanychev, Dmitry V. Shulepov,
Maxim M. Zasukhin (Isolated Divisions «Center of design of construction of sea wells»
(OP «TsPSMS») of JSC Krasnoyarskgazprom Neftegazproyekt)
The report covers technical and technological aspects of exploration well design for Sakhalin offshore area.
В пределах Киринского блока проекта «Сахалин-3» на шельфе острова Сахалин в настоящее время открыты три месторождения: Киринское, ЮжноКиринское и Мынгинское.
Киринское газоконденсатное месторождение
(ГКМ), расположенное на шельфе Охотского моря, у
восточного побережья острова Сахалин, открыто в 1992
году при испытании поисковой скважины №1 и входит в
состав Охотской нефтегазоносной провинции.
Структура Киринского месторождения представляет собой брахиантиклиналь, которая ориентирована в субмеридиональном направлении и в разной
степени нарушена тектоническими нарушениями.
Глубина моря в районе месторождения составляет 90
м. Удаленность от берега – 28 км.
В результате геологоразведочных работ на Киринском перспективном участке, проведенных ОАО
«Газпром» в 2009–2011 годах, запасы газа на Киринском ГКМ увеличились с 75 млрд. куб. м по категориям С1+С2 до 137 млрд куб. м по категории С1. Запасы
газового конденсата Киринского ГКМ по категории
АВС1+С2 составляют 8,6 млн. тонн.
нена в соответствии с требованиями всех необходимых нормативных и руководящих документов.
ППБУ «Северное Сияние» оснащена современным основным и вспомогательным буровым оборудованием, средствами механизации, автоматизации и
контроля технологических процессов и соответствует
требованиям промышленной и пожарной безопасности, охраны окружающей природной среды.
– Проектная глубина скважины – 2 900 м. Проектный горизонт – миоценовые (N1) отложения (дагинский горизонт).
– При разработке проекта изучался и анализировался опыт производства буровых работ на скважинах Киринского месторождения, а так же на соседних
месторождениях.
Предлагается следующий вариант конструкции
скважины:
В сентябре 2010 года ОАО «Газпром» открыл на
Киринском участке крупное Южно-Киринское месторождение. Запасы газа по категориям С1+С2 составляют 260 млрд. куб. м, извлекаемые запасы конденсата — 29,9 млн. тонн. Осенью 2011 года открыто новое
месторождение на Мынгинской структуре в пределах
Киринского участка недр. В ходе геологоразведочных
работ в поисковой скважине был получен промышленный приток газа и газового конденсата. По предварительным подсчетам запасы газа по категориям
С1+С2 на Мынгинском месторождении составляют
19,9 млрд куб. м.
• направление Ø 914,4 мм спускается на глубину 255 м и предназначено для перекрытия
неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от разрушения.
Цементируется до дна моря тампонажным раствором плотностью ρ = 1850 кг/м3.
• кондуктор Ø 508,0 мм спускается на глубину 600
м в глины плиоцена для перекрытия неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам отложений.
Цементируется в интервале 500-600 м тампонажным раствором плотностью ρ = 1850 кг/м3,
а в интервале 200-500 м - облегченным тампонажным раствором плотностью ρ = 1500 кг/м3.
На устье скважины устанавливается подводное
противовыбросовое оборудование.
На примере разведочной скважины Южно-Киринская №5 рассмотрим технико-технологические
аспекты проектирования строительства разведочных
скважин на шельфе о.Сахалин.
• промежуточная колонна Ø 339,7 мм спускается
на глубину 1510 м для перекрытия интервала
возможных осыпей, обвалов и прихватов. Цементируется в интервале 1410-1510 м тампонажным раствором плотностью ρ = 1850 кг/м3,
облегченным тампонажным раствором плотностью ρ = 1400 кг/м3 - до глубины 300 м, исходя
из условия недопущения гидроразрыва (поглощения) пластов.
Проектная документация (далее Проект) на
строительство разведочной скважины №5 Южно-Киринского месторождения в акватории Охотского моря
при использовании ППБУ «Северное Сияние» выпол-
• эксплуатационно-промежуточная
колонна
Ø 244,5х273,1 мм спускается на глубину 2740 м
с целью перекрытия зон осыпей и обвалов перед вскрытием продуктивных горизонтов на бу-
В ближайшее время планируется осуществить доразведку Киринского блока, пробурив разведочные скважины №№3-6 на Южно-Киринском месторождении.
– 51 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ровом растворе меньшей плотности. Цементируется в интервале 2640-2740 м тампонажным
раствором плотностью ρ = 1920 кг/м3, а в интервале 1000-2640 м - облегченным тампонажным
раствором плотностью ρ = 1400 кг/м3. Также
для исключения возникновения заколонных перетоков пластового флюида обсадная колонна
оборудуется заколонным гидравлическим пакером, устанавливаемым на глубине 1460 м.
разведочных скважин в разряд эксплуатационных
предлагаются следующие технико-технологические
решения:
• в связи с большим весом подводного противовыбросового (subsea BOP) оборудования
и высокими динамическими нагрузками на
устье, скважины, возникающими в процессе
строительства и расконсервации, для формирования устья скважины рекомендуется
применение колонной головки Ø 914,4 мм
(36» Conductor Housing Assembley);
• - эксплуатационная колонна (хвостовик)
Ø177,8 мм спускается на глубину 2900 м. Цементируется в интервале 2240-2900 м тампонажным раствором плотностью ρ = 1920 кг/м3.
• для возможности установки внутрискважинного эксплуатационного оборудования (клапан-отсекатель, ингибиторный клапан и т.д.)
запроектирована комбинированная эксплуатационно-промежуточная колонна увеличенного
диаметра 273,1х244,5 мм.
Для крепления скважины предусмотрены импортные обсадные трубы. Эксплуатационно-промежуточная колонна Ø244,5х273,1 мм и эксплуатационная колонна (хвостовик) Ø177,8 мм имеют резьбовые
соединения с уплотнением «металл-металл».
• рекомендуется использовать обсадные трубы
под эксплуатационно-промежуточную и эксплуатационную колонну в коррозионностойком исполнении для использования в среде
СО2 с газогерметичными резьбовыми соединениями.
Тип и рецептура буровых растворов разработаны с учетом опыта проводки скважин Киринского
месторождения. Химреагенты относятся к группе
«малоопасных веществ» и могут быть применены при
бурении на море.
При бурении интервалов под пилотный ствол,
направление Ø 914,4 мм (интервал 176-255 м) и кондуктор Ø 508,0 мм (интервал 255-600 м) в качестве
промывочной жидкости используется морская вода с
прокачкой вязких глинистых пачек для очистки ствола
скважины от выбуренной породы.
При бурении под промежуточную колонну Ø
339,7 мм (интервал 600-1510 м) будет применяться KClполимерный раствор с плотностью ρ = 1160 - 1250 кг/м3.
При бурении под эксплуатационно-промежуточную колонну Ø244,5х273,1 мм (интервал 15102740 м) будет применяться KCl-полимерный раствор
с плотностью ρ = 1250 - 1280 кг/м3.
При бурении под эксплуатационную колонну
(хвостовик) Ø177,8 мм (интервал 2740-2900 м) будет
применяться KCl-полимерный раствор с плотностью
ρ = 1130 - 1150 кг/м3.
Бурильные колонны Ø139,7 и Ø 88,9 мм укомплектованы прочными импортными бурильными трубами марки S-135 и G-105 соответственно.
Кроме этого, над утяжеленными бурильными
трубами устанавливается секция толстостенных бурильных труб HWDP 139,7 ´ 28,58 мм, что позволит без
риска работать на верхних пределах рекомендуемых
режимов.
Предполагается при строительстве скважины
использовать подводный управляемый робот-манипулятор (аппарат ROV) для выполнения целого ряда
операций на дне моря, в частности таких, как:
• обследование морского дна;
• подтверждение глубины моря;
• контроль за выходом цементного раствора на
дно моря при цементировании обсадных колонн (направления и кондуктора) и проверка
вертикальности колонной головки;
• установка подводного оборудования устья
скважины (ПВО, фонтанная арматура).
Необходимо также отметить, что в связи с возможностью дальнейшего планируемого перевода
В процессе строительства скважины предусмотрен необходимый комплекс геофизических и других исследований, а также отбор керна в продуктивных пластах.
С целью повышения эффективности и информативности испытания горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне будет
использовано полнопроходное, многоцикловое и
гидравлически управляемое внутрискважинное испытательное оборудование, позволяющее осуществлять вторичное вскрытие с применением трубных
перфораторов при одновременном создании депрессии на пласт.
Комплекс испытательного оборудования
включает трубный пластоиспытатель и палубное оборудование, оснащенное системой сбора,
передачи и анализа параметров работы скважины в режиме реального времени. Оборудование
изготовлено в кислото- и сероводородостойком
исполнении и позволяет проводить испытание в
широком диапазоне термобарических скважинных условий. В состав оборудования входит также
подводноустьевая аварийно-отстыковочная система.
Общая продолжительность цикла строительства разведочной скважины №5 Южно-Киринская –
99,03 сут.
Проектная коммерческая скорость бурения для
скважины №5 составляет 1569,6 м/ст.месяц.
Основными факторами, позволяющими достичь указанных технико-экономических показателей бурения, являются: применение верхнего силового привода, применение эффективных импортных
долот, бурголовок, трехсекционного керноотборного
снаряда, рациональных параметров режима бурения, а также для успешной реализации этапов проектирования был использован программный продукт
Landmark (Halliburton): моделирование поведения
бурильной колонны в стволе скважины, программы
бурения, крепления, испытания, гидравлической
программы и др.
– 52 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВЫ ДОННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ОСВОЕНИИ ШЕЛЬФОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Юрий Викторович РОСЛОВ, Вячеслав Владимирович ПОЛОВКОВ, Михаил Аркадьевич ВОРОНОВ
(ООО «Сейсмо-Шельф»)
SEABED SEISMIC PERSPECTIVES FOR OIL&GAS EXPLORATION
Yuri V. ROSLOV, Viacheslav V. POLOVKOV, Mikhail A.VORONOV (Seismoshelf)
The geological risks, which are depends on successful drilling, take their maximum value in the Arctic offshore. The
reducing of geological risks is possible only due to making most reliable geological and geophysical environmental
models. The increase in reliability of geological and geophysical models should be achieved through the implementation
of new innovative technologies at all stages of geological exploration process. One of the most important development
directions is moving seismic recorder system from the sea level to the seabed. Nowadays such technologies are
extremely demanded at Russian, first of all, at Arctic shelf, strategic hydrocarbon reserve of Russian Federation.
Основная цель геофизических исследований –
это снижение последующих геологических рисков на
этапе разработки месторождений. Соответственно
объем заказываемых геофизических работ есть функция оценочной величины предполагаемого риска. И
чем больше эта величина, тем достовернее и надежнее должна быть построена геолого-геофизическая
модель изучаемого объекта. Свои максимальные значения геологические риски достигают при разработке
морских месторождений. Стоимость бурения одной
морской скважины составляет десятки миллионов
долларов, что грубо определяет величины возможных
потерь в случае, если эта скважина окажется непродуктивной. Неудивительно, что сейсмические морские технологии в последние годы развиваются семимильными шагами в поисках любой возможности
повышения достоверности геологических построений
и, тем самым, снижения соответствующих рисков.
Основным направлением этого развития является перенос системы регистрации сейсмических сигналов с
поверхности моря на морское дно, что обеспечивает
следующие принципиальных преимущества:
Получение качественного многокомпонентного
сейсмического материала.
Реализация широкого спектра систем наблюдений, в том числе настоящих площадных работ с
равномерным покрытием исследуемой площади по
удалениям, так и по азимутам.
В настоящее время данные технологии очень
востребованы на российском, в первую очередь арктическом, шельфе, который представляет собой
стратегический углеводородный резерв Российской
Федерации.
Стандартная методика морских сейсмических
исследований с плавающими косами внесла огромный вклад в геологическое изучение как шельфовых,
так и глубоководных зон Мирового Океана, и она продолжает активно развиваться, особенно в направлении более эффективного выполнения площадных работ. С другой стороны, данная методика имеет свои
принципиальные ограничения, которые не позволяют
ей решать определенный и весьма широкий круг задач. Необходимо подчеркнуть, что технология донной
сейсморазведки не является полной альтернативой
стандартной технологии сейсморазведки с плавающими косами, высокопроизводительному и относительно дешевому методу исследований. Но в ряде
случаев, например, перед, принятием решения о заложении поисковой скважины, экономически целесообразно получить дополнительные геолого-геофизические данные с целью минимизации последующих
рисков на этапе бурения, тогда применение донной
сейсморазведки будет оправдано.
Во-первых, изучение мелководных и транзитных зон, в которых невозможно оперирование судов
с плавающими косами. Это хорошо известная отдель-
Таблица 1 – Сопоставление технологий OBC и OBN.
OBN
OBC
-
1.
Технологические аспекты
1.1.
Возможность реализации любых систем наблюдений
1.2.
Работа в условия подводной инфраструктуры
1.3.
Естественные препятствия на дне
1.4.
Контакт с грунтом
1.5.
Скорость выполнения работ
1.6.
Устойчивость к износу, поломкам
+
+
+
+
+
+
1.7.
1.8.
2.
Контроль качества в режиме реального времени
-
+
Стоимость оборудования
-
+
2.1.
Максимальные удаления
+
-
2.2.
Неограниченная длина записи
+
-
Сейсмические аспекты
– 53 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис.1. Пример многокомпонентных сейсмических данных, собранных по технологии OBN, гидрофон и
три взаимно перпендикулярных геофона.
– 54 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ная тематика, и здесь она не будет более обсуждаться. В настоящей работе рассмотрены возможности
применения технологий донной сейсморазведки в тех
же природно-технологических условиях, где используется стандартная морская сейсморазведка с плавающими косами.
Во-вторых, получение качественного многокомпонентного материала. В технологии плавающих
кос уже намечается постепенный переход от однокомпонентных датчиков (гидрофонов) к двухкомпонентным датчикам (гидрофон + геофон), что позволяет
получить дополнительную сейсмическую информацию и эффективнее бороться с кратными волнами. Но
плавающая коса в силу физических свойств распространения сейсмических волн в воде не может регистрировать поперечные колебания.
Сейсмические многокомпонентные датчики,
установленные на морское дно в технологии OBC
(ocean bottom cable – морская донная коса) или в технологии OBS/N (ocean bottom station/node – морская
донная станция/нода), позволяют регистрировать
обменные (поперечные) волны, которые в ряде случаев могут привнести исключительно важную дополнительную информацию. Детальное сопоставление
технологий OBC и OBN представляет собой предмет
отдельного исследования. Базовые параметры этого
сопоставления приведены в таблице 1. С нашей точки
зрения технология OBN имеет больше преимуществ,
чем технология OBC. Пример многокомпонентных
сейсмических данных, собранных по технологии OBN,
приведен на рис.1. Примеры успешного использования донной сейсморазведки можно найти, в частности, в работах [1-4].
Рассмотрим геологическую модель, которая
может иметь место на российском арктическом
шельфе, рис.2. Предположим, что основным объектом поиска является нефтяное месторождение,
которое расположено под большим по размерам
газовым месторождением. Газовое месторождение не имеет непроницаемой покрышки, поэтому
все пространство над газовым месторождением
заполнено газовыми потоками, образующими газовую шапку. Построение качественного сейсмического разреза в данной части профиля, как правило, сталкивается с большими трудностями, так
как продольные волны сильно затухают в газонасыщенных средах. В связи с этим восстановление
структуры нефтяного месторождения сталкивается
с большими трудностями. Если в процесс обработки сейсмических данных привлечь обменные (поперечные) волны, зарегистрированные, главным
образом, на горизонтальных компонентах геофонов
при многокомпонентой съемке, то ситуация может
принципиально улучшиться. В мировой литературе
уже приведено достаточно количество примеров,
подтверждающих данную возможность. Один из
них можно найти на www.glossary.oilfield.slb.com/
DisplayImage.cfm?ID=240.
Тем не менее, многокомпонентная сейсморазведка еще не стала стандартом мировой геофизической индустрии, и многие компании выражают
определенный скепсис по отношению к тому, можно
ли получить что-либо ценное при использовании многокомпонентных систем наблюдений, а также закритических отраженных волн, и надо ли на это тратить
дополнительные деньги.
Есть, как минимум, два общих довода в противовес данной позиции.
1.
Морские многокомпонентные наблюдения предполагают получение большего (в четыре раза)
объема сейсмического материала в сравнении
со стандартной морской сейсморазведкой, что
просто по теории информации не может не вылиться в получение новых знаний о среде Важно
иметь инструмент извлечения этих знаний.
2.
Возможные геологические риски на этапе поискового бурения (бурения сухой морской
скважины) многократно превышают стоимость
дополнительных работ, обеспечивающих многокомпонентность наблюдений.
Рис.2. Геологическая модель, возможная на российском арктическом шельфе.
– 55 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В третьих, реализация любых систем наблюдений. Современные системы обработки сейсмических материалов 3D демонстрируют преимущество
равноазимутальных (и равно офсетных) систем наблюдений. Именно такие данные позволяют построить наиболее достоверное трехмерное сейсмическое
изображение изучаемого объекта. К сожалению, реализация таких систем наблюдений в стандартной
морской сейсморазведке сталкивается с большими
трудностями. Система регистрации, основанная на
плавающих косах, имеет два выделенных направления, вдоль линии кос и поперек ей, соответсвующих
лучшему и худшему азимутальному лучепокрытию исследуемой площади. В настоящее время предпринимаются различные попытки улучшения данной ситуации в рамках стандартной морской сейсморазведки,
а именно, использование дополнительных судов-источников, проход одной площади под разными углами, судовождение по дугообразным (coil) траекториям в том числе и в двухсудовом варианте и т.д. рис.3.
[5].
Все эти методы, как правило, влекут за собой удорожание полевых работ, при этом, и полностью не решают поставленную задачу. Донная
сейсморазведка позволяет реализовывать чисто
сухопутные системы наблюдений и получать равноазимутальный (и равно офсетный) сейсмический
материал, рис.4. Здесь снова нужно отметить, что
реализация донной системы наблюдений не является полной альтернативой стандартной технологии с
плавающими косами. Выполнение работ, представленных рис.4. целесообразно на наиболее «ответственных» участках проектной площади, например,
в предполагаемом месте бурения. В будущем предвидется интеграция элементов технологий стандартной и донной сейсморазведки, в частности, отстрел плавающих кос и донных систем регистрации
одним и тем же источником, направленная на повышение информативности сейсмических данных при
соблюдении экономической эффективности выполнения полевых работ.
Рис.3. Концепция широкоазимутальных съемок для 3D сейсмических судов с плавающими косами.
– 56 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ВЫВОД
Донная сейсморазведка несомненно найдет
свое место в сейсмических исследованиях на российском арктическом шельфе.
1.
B. Boone, Nodal seismic system aids deepwater
field development, Offshore, 2005, January;
2.
R. Duey, Nodes are finally making their mark, E&P,
2007,May;
3.
A. McBarnet, The nodes have it, Offshore engineer,
2009, March.
4.
Н.П. Лаверов, Ю.В. Рослов, Л.И. Лобковский,
А.В. Тулупов, М.А. Воронов, О.Ю. Ганжа. Перспективы донной сейсморазведки в Российской Федерации // Арктика: экология и экономика. 2011. № 4. С. 4-13.
5.
M. Howard, C. Harding, D. Stoughton, Rich azimuth marine seismic, a cost effective approach
to better subsalt images, First Break volume 25,
March 2007б pp. 63-68
Рис.4. Пример реализации «сухопутной»
равноазимутальной и равно офсетной
системы наблюдений в технологии донной
сейсморазведке.
– 57 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ВЕРХНЕЙ ПЕРМИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ
Ирина Анатольевна РУСАК, Нина Ивановна ЗОБНИНА, Марина Моисеевна ЖЕСТКОВА
(ОАО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА», Мурманск)
EVALUATION OF PETROLEUM POTENTIAL OF THE UPPER PERMIAN
TERRIGENOUS SEDIMENTS OF THE EASTERN PART OF THE PECHORA SEA
Irina A. Rusak, Nina I. Zobnina, Marina M. Zhestkova (JSC SEVMORNEFTEGEOFIZIKA,
Murmansk)
At present in the eastern part of the Pechora Sea in carbonate sediments of the Lower Permian and Carbon the following
oil fields are discovered: the Dolginskoye, Prirazlomnoye, Varandey-more, Medyn-more and Severo-Gulyaevskoye gas
and condensate field. Oil accumulation is discovered in the Upper Permian sediments within the Severo-Gulyaevskoye
field and the zones of interest are revealed within the Dolginskoye field from geophysical well logging. Porous
sandstones and siltstones are the reservoirs. The main objective of the study was to tie reflecting horizons acquired by
3D CDP reflection seismic survey and 2D survey. As a result pinch-out lines of beds within the Dolginskoye and SeveroGulyaevskoye fields were refined and associated with previously mapped pinch-out lines obtained from regional 2D
grid within the eastern part of the Pechora Sea. It is necessary to continue studying geological framework of the Upper
Permian terrigenous sediments since the detailed analysis will enable to refine the structure of the revealed lithologic
and stratigraphic traps and evaluate petroleum potential of this complex.
В настоящее время в восточной части Печорского моря в карбонатных отложениях нижней перми
и карбона открыты такие нефтяные месторождения
как Долгинское, Приразломное, Варандей-море, Медынь-море и Северо-Гуляевское газоконденсатное
месторождение. В верхнепермских отложениях выявлены залежь нефти на Северо-Гуляевском месторождении и перспективные пласты по ГИС на Долгинском
месторождении. Коллекторами являются пористые
песчаники и алевролиты. Основной задачей исследований являлась увязка отражающих горизонтов съемок сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D и 2D. В
результате работы были уточнены и отождествлены
линии выклинивания пластов в пределах Долгинского
и Северо-Гуляевского месторождений с ранее закартированными линиями выклинивания по региональной сети профилей 2D в пределах восточной части
Печорского моря. Необходимость продолжения изучения геологического строения терригенных отложений верхней перми в восточной части Печорского
моря связана с тем, что детальный анализ позволит
уточнить строение выявленных литолого-стратиграфических ловушек и оценить перспективы нефтегазоносности данного комплекса отложений.
Район исследований расположен на акватории
Печорского моря, которое является юго-восточным
продолжением Баренцева моря. Шельф Печорского
моря относится к наиболее изученным районам шельфа Арктических морей. Его изучение проводилось с
начала 60-х годов различными геолого-геофизическими методами и организациями.
В тектоническом отношении район исследования расположен в пределах Восточно-Печорской
структурной зоны - элемента II порядка Печорской
синеклизы. Структурная зона состоит из системы
сложно сопряженных валов - Папанинского, Долгинского, Алексеевско-Гуляевского и Южно-Долгинской
депрессии. В пределах Алексеевско-Гуляевского
вала расположена Северо-Гуляевская структура, в
пределах Долгинского вала – Долгинская структура
(рис. 1).
Рис.1. Структурно-тектоническая схема осадочного чехла по среднему этажу
– 58 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В рамках предыдущих исследований ОАО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА» были изучены особенности
геологического строения палеозойско-мезозойских
отложений шельфа Печорского моря по региональной сети профилей на основании переобработки и переинтерпретации сейсмических материалов МОВ ОГТ
2D, полученных в 1982-2005 гг. По результатам выполненных работ построена литолого-фациальная схема
пермского терригенного комплекса и закартированы
линии выклинивания верхнепермских клиноформ. Характер прослеживания линий выклинивания пермских
клиноформ свидетельствует о миграции береговой
линии в северо-западном направлении (рис. 2).
Следует отметить, что корреляция пластов
верхней перми является сложной задачей для сейсморазведочных работ 2D. По результатам сейсморазведочных работ 3D на Долгинском месторождении
одноименные пласты, выделенные по ГИС, не коррелируются между собой даже в пределах Долгинского
вала. В пределах Северо-Гуляевского месторождения
не было выполнено работ 3D, поэтому в рамках данной работы выполнена увязка отражающих горизонтов (ОГ) съемок 3D и 2D.
В рамках исследования 3D на Долгинском месторождении стратиграфическая привязка отражающих горизонтов проводилась с использованием
данных по скважинам Северо-Долгинская-1 и ЮжноДолгинская-1.
В качестве исходной информации использовались каротажные кривые ГК, АК и ГГКп и реальные
сейсмические трассы, проходящие через скважины
(рис. 3, 4).
Методика привязки включает редакцию кривых
АК и ГГКп, калибровку кривой АК по данным ВСП, извлечение из сейсмических трасс исходного сигнала,
свертку последнего с кривой акустических жесткостей и сравнение расчетной модельной трассы с реальными данными в точке скважины.
Рис. 2. Схема условий осадконакопления пермского терригенного комплекса
Рис.3. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов к скважине Северо-Долгинская-1
– 59 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Согласно существующим вариантам геологических построений в разрезе Долгинского месторождения в верхнепермских терригенных отложениях по ГИС
выделены четыре продуктивных горизонта (I, II, III и IV).
В целом, для верхепермского разреза характерна литологическая неоднородность и широкая фациальная изменчивость как по латерали, так и по вертикали.
В разрезе скв. Северо-Долгинская-1 выделяется шесть регрессивных циклов осадконакопления,
представленных песчано-глинистыми осадками (с
уменьшением глинистости вверх по разрезу в каждом
цикле). Три нижних цикла отнесены к уфимскому ярусу, три верхних – к казанскому.
отражающий горизонт в уфимских отложениях верхней перми. Согласно привязке к скв. Южно-Долгинская-1 данный ОГ приурочен к кровле III пласта, однако, в скв. Северо-Долгинская-1 отметка ОГ I2’’’(P2u)
расположена ниже подошвы IV пласта в уфимских
отложениях.
ОГ I2’’’(P2kz) - отражающий горизонт в казанских отложениях верхней перми. Согласно привязке к
скв. Южно-Долгинская-1 отраженная волна (ОВ) формируется в кровле I пласта, а в скв. Северо-Долгинская-1 - в подошве IV пласта.
В скв. Южно-Долгинская-1 в уфимских отложениях снизу вверх выделяются три цикла. Нижний
– трансгрессивно-регрессивный, средний и верхний
регрессивные циклы.
Согласно привязке к скв. Северо-Долгинская-1
ОГ I2’’(P2kz) приурочен к подошве III пласта. Важно
отметить, что рассматриваемый ОГ выделен только
в пределах западной и центральной частях площади
исследования и прекращает свое прослеживание в
восточной части площади (включая скв. Южно-Долгинская-1).
В соответствии с выполненной стратиграфической привязкой ОГ I2’’’(P2u) стратифицируется как
Волновая картина верхнепермского комплекса
на профиле, проходящем через скв. Северо-Долгин-
Рис.4. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов к скважине Южно-Долгинская-1
Рис. 5. Фрагменты временных разрезов съемки 3D через скв. C-Долгинская-1 и Южно-Долгинская-1
– 60 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ская-1 вкрест простирания клиноформ характеризуется субпараллельными пологонаклонными отражениями. На разрезе, проходящем через скважину
Южно-Долгинская-1, отмечается кровельное прилегание отражений к ОГ I2(P2) - кровле верхней перми.
В результате анализа волновой картины и стратиграфической привязки, увязанные отражающие горизонты приурочены к разноимённым пластам в скважинах
Долгинского месторождения (рис. 5).
Таким образом, по результатам работ 3D было
уточнено морфологическое строение и стратиграфическая приуроченность перспективных пластов
в пределах Долгинского месторождения. На рис. 6
представлена сводная объемная модель строения по
трем ОГ.
Для изучения акустических свойств пород была
применена методика инверсионного преобразования,
которая позволяет перейти от стандартных временных
разрезов к параметрическим разрезам (рис. 7, 9).
На параметрическом разрезе вдоль Долгинского
вала низкоимпедансные перспективные пласты последовательно прекращают свое прослеживание в юго-восточном направлении по схеме кровельного несогласия.
Для увязки верхнепермских перспективных
пластов на Долгинском месторождении с продуктивными верхнепермскими отложениями на СевероГуляевском месторождении была выполнена увязка
ОГ съемок 2D и 3D. На рис. 8 представлен фрагмент
временного разреза по композитному профилю через
скв. С-Долгинская-1 и С-Гуляевская-1, на котором показан корреляционный ход отражающих горизонтов,
прослеженных и стратифицированных на Долгинском
месторождении.
На Северо-Гуляевском месторождении в скважине Северо-Гуляевская-1 вблизи кровли верхней
перми получен промышленный приток тяжелой нефти. Согласно привязки ОГ I2’’(P2kz) приурочен к кровле
продуктивного интервала. Отраженная волна от ОГ
I2’’’ (P2kz) формируется ниже продуктивного интервала в кровле алевролито-песчаной пачки казанских
отложений, а ОВ от горизонта I2’’’(P2u) формируется
в кровле нижнего регрессивного циклита уфимского
яруса.
На рис. 9. представлена объемная модель
строения Северо-Гуляевского месторождения по
кровле продуктивного пласта и разрез акустического
импеданса по профилю через скв. С-Гуляевская-1.
На псевдоакустическом разрезе продуктивный
интервал характеризуется пониженными значениями
импеданса.
Рис. 6. Объемная модель строения Долгинского
месторождения по перспективным пластам
Таким образом, в результате выполненных исследований были отождествлены линии выклинивания перспективных пластов в пределах Долгинского
месторождения с ранее закартированными линиями
выклинивания по региональной сети профилей 2D, в
том числе с линией выклинивания отражающего горизонта, приуроченного к кровле продуктивного интервала на Северо-Гуляевском месторождении (рис. 10),
что позволит более достоверно прогнозировать продуктивность верхнепермского комплекса отложений.
Рис. 7. Разрез акустического импеданса по профилю вдоль Долгинского вала
– 61 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 8. Фрагмент временного разреза по композитному профилю через скв. С-Долгинская-1
и скв. С-Гуляевская 1
Рис. 9. Объемная модель строения Северо-Гуляевского месторождения по кровле продуктивного
пласта и разрез акустического импеданса по профилю через скв. С-Гуляевская 1
– 62 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 10. Схема сопоставления результатов выполненных исследований сейсморазведочных работ 2D
и 3D.
– 63 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СТРУКТУРА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЕНИСЕЙСКОГО ЗАЛИВА
Артур Петрович ПРОНКИН, Валерий Иванович САВЧЕНКО, Борис Витальевич ШУМСКИЙ, Валерий Михайлович
ЮБКО, Владимир Алексеевич ЛЫГИН, Леонид Борисович МЕЙСНЕР, Светлана Владимировна ПРОКОПЦЕВА
(ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»), Антонина Васильевна СТУПАКОВА, Кирилл Алексеевич ПЕРЕТОЛЧИН (МГУ)
SEDIMENTARY COVER STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL OF THE
GULF OF THE ENISEY
Arthur P. PRONKIN, Valery I. SAVTCHENKO, Boris V. SHUMSKIY, Valery M. YUBKO,
Vladimir A. LYGIN, Leonid B. MEYSNER, Svetlana V. PROKOPTSEVA (SSC FSUGE
«Yuzhmorgeologiya»), Antonina V. STUPAKOVA, Kirill A. PERETOLCHIN (MSU)
The studies conducted by the Yuzhmorgeologiya State Scientific Centre within the Yenisei Bay of the Kara Sea in
2007-2013 have resulted in obtaining some initial understanding of geological structure of the area, that previously
was not explored by seismic exploration and seabed geochemical sampling. Geological and geophysical techniques
in combination with gravity and magnetic surveys that were conducted along seismic lines allowed for revealing some
new and unexpected features of the Yenisei Bay geological structure. In particular, in the upper part of the section a
succession of Mesozoic rocks was discovered, whose structure allows for referring the study area to West-Siberian
Petroleum Basin. Furthermore, some tentative assessments of potential hydrocarbon resources were made.
С 2007 г. ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» выполнил в Енисейском заливе 1310 км сейсмических, и
1900 км гравимагнитных профилей, а также 150 станций геохимического пробоотбора (рис. 1).
Длительность сейсмической записи составила 12 с. Гравиразведка проведена с погрешностью
± 0,1 мГл, магниторазведка – с погрешностью ± 7 нТл.
Один сейсмический профиль длиной 299 пог. км пройден здесь ОАО «Севморгео» в 2011 г. Плотность сети
сейсмических профилей составляет 0,068 км/км2.
Плотность сети гравимагнитных профилей составляет 0,080 км/км2.
Материалы сейсморазведки хорошо отражают
структуру осадочного чехла, но некоторые детали, например, распространение траппов или поверхность
фундамента неотчетливы в сейсмической записи, и
дополняются данными по полю силы тяжести и аномальному магнитному полю. Наблюдается пространственная приуроченность высокочастотных гравимагнитных аномалий к выходам траппов на земную
Рис. 1 Схема геофизической изученности Енисейского залива и прилегающей суши, а также станций
геохимического пробоотбора в Енисейском заливе
– 64 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
поверхность на прилегающей суше и островах, т.е.
высокочастотные аномалии в Енисейском заливе
могут быть обусловлены развитием траппов. Поверхность фундамента уточнялась сейсмо-гравиметрическим моделированием.
В осадочном чехле выделяются три основных сиквенса, сопоставимые с рифей-среднепалеозойским, верхнепалеозойско-триасовым и мезозойским структурно-формационными комплексами
Сибирской платформы. Прогнозируется, что рифейсреднепалеозойский разрез сложен терригеннокарбонатными отложениями, а верхнепалеозойскомезозойский разрез – терригенными отложениями с
прослоями углей в перми и траппами в верхах перми
и низах триаса. Осадконакопление происходило на
мелководном шельфе. Отмечаются и континентальные условия осадконакопления.
Наиболее отчетливо выражено несогласие
между палеозой-нижнетриасовыми и вышележащими
мезозойскими отложениями (рис. 2).
В Енисейском заливе выделяются три участка
со стратиграфическими и структурными различиями.
Главной структурной особенностью акваториального
продолжения Горного Таймыра является складчатость
рифей-палеозойских отложений, менее интенсивная,
чем на суше, что позволяет надеяться на определенные
перспективы нефтегазоносности этих образований.
Участок Северо-Енисейской палеосинеклизы отличается более пологими «платформенными»
складками в рифей-палеозойских отложениях. Мощность рифей-палеозойских отложений в синеклизе
составляет 8-12 км. В сейсмической записи палео-
зойского разреза Гыдано-Юрацкого блока ЗападноСибирской плиты имеются только фрагментарные
отражения, на поверхности палеозоя распространены грабены и впадины, заполненные, как показали
сверхглубокие скважины Тюменские СГ-6 и СГ-7, преимущественно, вулканогенными породами нижнего
триаса. Эти отложения перекрываются плитным комплексом мезозойских отложений.
Основные результаты гравимагнитных исследований. Границы между Северо-Енисейской палеосинеклизой, Таймырским выступом и Гыдано-Юрацким блоком отражаются в аномальных магнитном и
гравитационном полях. Полученные данные гравиметрии и магнитометрии вместе с анализом карт предыдущих исследований позволили выявить субмеридиональные и запад-северо-западные линиаменты
(разломы), контролирующие основные особенности
геологического строения осадочного чехла и кристаллического фундамента. По соотношению низкочастотных гравитационных и магнитных аномалий на
профиле 240706 (рис. 2) выделено два крупных блока. Юго-восточный блок, включающий выделенные по
данным сейсморазведки Карско-Хатангскую мегагряду, Предтаймырский прогиб и Лескинское поднятие,
характеризуется близким к прямому соотношением
гравитационных и магнитных аномалий. Второй крупный блок, включающий западную часть Западно-Таймырской мульды, осложненную поднятием Сибирякова и Гыдано-Юрацким поднятием, характеризуется
обратным знаковым соотношением гравитационных
и магнитных аномалий. В целом установлена субмеридиональная ориентировка основных разломов
осадочного чехла и фундамента в южной и централь-
Рис. 2 Иллюстрация комплексного геофизического и геохимического изучения структуры и
признаков нефтегазоносности осадочного чехла Енисейского залива по профилю 240706
– 65 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ной частях Енисейского залива и северо-западная в
северо-восточной и юго-западной его частях. Субмеридиональный вал, составной частью которого является протерозой-палеозойское поднятие Лескинское, прослеживается и на территории полуострова
Таймыр, что хорошо согласуется с выявленными по
данным геологической съемки брахиантиклинальными складками Ефремовская и Крестьянская. Западный склон вала контролируется разломом, который
прослеживается вдоль восточной градиентной зоны
региональной положительной магнитной аномалии.
Разлом глубинный, шовный, поскольку восточнее
разлома региональные гравитационные и магнитные
аномалии и палеозойские структуры Таймыра ориентированы в юго-западном направлении.
Западнее разлома гравитационные и магнитные аномалии ориентированы в субмеридиональном
направлении. Кроме того, восточнее разлома магнитные аномалии преимущественно отрицательные, западнее – положительные.
По данным сейсморазведки поднятие Сибирякова ограничивает с востока Олений прогиб.
Восточнее поднятия Сибирякова гравитационные и
магнитные аномалии осложнены интенсивно дислоцированными высокочастотными составляющими,
находящимися в прямом соотношении по знаку. Высокочастотные аномалии увязываются с породами
трапповой формации и прослеживаются до осевой
зоны Притаймырского прогиба, которой в плане соответствует ось отрицательной аномалии силы тяжести,
развитой восточнее поднятия (вала) Сибирякова.
Данные гравимагниторазведки в целом неплохо совпадают с результатами сейсморазведки. В то же
время, сейсмокомплексы не всегда совпадают с геоэлектрическими (по стратиграфическому интервалу),
но существуют две основные границы, по которым
возможно проведение корреляции – это смена карбонатного разреза на преимущественно терригенный
(кровля карбонатного комплекса нижнего кембрия), к
которому приурочен ОГ VII, и подошва комплекса (на
границе ордовика-силура), приуроченная к ОГ VIII.
Поверхность фундамента архей-нижнепротерозойского возраста, как правило, не имеет четкого отображения в данных сейсморазведки, здесь большую информацию о морфологии поверхности несут данные
электроразведки МТЗ. Рифейский комплекс отложений имеет неоднозначное отображение в методах, что
связано с его составом и преобладанием пород карбонатного или терригенного состава или их физическим
состоянием. Учитывая эти особенности, была построена комплексная модель по сейсмическому профилю
361102 и электроразведочному профилю 0409206
(рис. 3). На основании последней выделены и описаны структурные комплексы (архейско-нижнепротерозойский, рифейский, венд-нижнекембрийскийордовикский, силур-девон-нижнекаменноугольный
и верхнепалеозойско-нижнетриасовый), хорошо дополняющие данные сейсморазведки.
Геохимические исследования. Комплекс работ,
включающий геохимическое опробование донных
осадков, AVO-анализ, бассейновый анализ, в совокупности со сведениями по нефтегазоносности Карского
моря, Гыданского полуострова и Енисей-Хатангского
Рис. 3 Геолого-геофизическая модель земной коры по результатам комплексных геофизических
исследований (грави-магниторазведка, сейсморазведка МОГТ, электроразведка МТЗ на суше) вдоль
морского профиля 361102 и наземного профиля 0409206
– 66 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
прогиба, позволили оценить перспективы нефтегазоносности Енисейского залива.
В донных осадках Енисейского залива изучено
распределение УВ несколькими независимыми методами: измерением интенсивности флуоресценции
гексановых экстрактов из осадков, люминесцентнобитуминологическим определением содержания хлороформенного битумоида (ХБА), методом Rock-Eval
(определение летучих УВ по пику S1), общей сканируемой флуоресценцией (обнаружение ароматических
УВ нефтяного ряда по спетрам эмиссии и возбуждения – TSF) газохроматографическим анализом (определение н-алканов).
По геохимическим исследованиям УВ на трех
станциях зафиксированы проявления жидких УВфлюидов. На площади Енисейского залива выделены
(рис. 4) три локальных участка с различной интенсивностью нефтепроявлений (I, II, III).
Результаты анализов проб донных осадков свидетельствуют о том, что в Енисейском заливе идет
миграция углеводородов из глубоко залегающих слоев осадочного чехла. Например, в Енисейском заливе
на станции 113 установлено аномально высокое для
песков содержание ОВ (Сорг – 2,5 %) с несвойственными для молодых осадков характеристиками по данным Rock-Eval: высокими значениями S1 (0,96 мг УВ/г
Рис. 4 Схема распределения геохимических аномалий, связанных с миграцией УВ из осадочного
чехла, в донных осадках Енисейского залива
– 67 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
породы), водородного индекса (304 мг УВ/г Сорг) и
повышенной Тmax (430 °С). Перечисленные характеристики позволяют предполагать присутствие в осадках
зрелого ОВ. Судя по высокому содержанию Сорг, по
высоким значениям S2 (7,6 мг УВ/г породы) и водородного индекса, источником этого ОВ могли быть
нефтематеринские породы со значительным генерационным потенциалом.
Моделирование 2D процессов образования
углеводородов в разрезе осадочного чехла проводилось в программном пакете Temis Suite 2D V5.1. В
основу был положен сейсмогеологический разрез,
выполненный ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» по профилю 240706 вдоль Енисейского залива и геологическая его интерпретация (рис. 2). При моделировании
для задания литологии выделенных стратиграфических горизонтов использовались процентные соотношения различных литотипов пород, заложенных
«по умолчанию» в программный пакет Temis (глины,
песчаники, известняки и доломиты на разных стадиях
преобразования в диагенезе). Каждый литотип характеризовался набором петрофизических и теплофизических параметров, значения которых автоматически
рассчитывались программой для каждого заданного
интервала разреза исходя из их процентного содержания.
На основе построенной модели верхняя граница ГЗН проходит на глубине около 2000 м для центральной части прогиба и на глубине около 2200 м для
его бортовых частей, что в стратиграфическом интервале соответствует кровле нижне-среднетриасовых
отложений. Нижняя граница ГЗН в центральной части
залива отмечается на глубинах 4200-4300 м. В северной части Енисейского залива (акватория Карского
моря) весь разрез находится в ГЗН. В южной части
залива нижняя граница ГЗН приходится на глубины
около 5000 м. Степень трансформации органического
вещества материнских толщ по результатам моделирования довольно высокая.
По результатам проведенного бассейнового
моделирования, верхнедевонские материнские толщи находятся на завершающей стадии газообразования, а нижнепермские толщи – на завершающей
стадии нефтеобразования. Триасовая толща катагенетически незрелая. В Северо-Енисейской палеосинеклизе инверсия началась в позднем девоне и
доманикоиды франкского яруса могли оставаться в
пределах инверсионных поднятий на глубинах, которые позволили сохранить им часть своего потенциала.
Основными путями миграции углеводородов
из очагов генерации в коллекторы являются разломы.
Ввиду отсутствия региональных покрышек и фильтрационно-емкостных особенностей заданных литотипов
по результатам моделирования углеводороды практически равномерно распределены по всей осадочной толще, однако степень насыщения не превышает
первые проценты (рис. 5). Потенциальные ловушки
могут быть связаны с антиклиналями и возможными
рифовыми постройками.
Южная часть Енисейского залива, относящаяся к склону Енисей-Хатангского регионального прогиба, очевидно, может рассматриваться как участок,
перспективы которого связываются, в первую очередь, с мезозойскими отложениями. Месторождения
углеводородного сырья в этом прогибе приурочены к
терригенным отложениям мела, в меньшей степени
– к средней и, отчасти, верхней юре. Промышленная
нефтегазоносность неокома может быть ограничена
зональной покрышкой турона. В южной части залива
Рис. 5 Степень УВ насыщения
– 68 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
геохимическими исследованиями выявлены геохимические углеводородные аномалии (рис. 4), а в подошве мезозойского комплекса обнаружены многочисленные протяженные AVO-аномалии.
нований для более детального углубленного изучения палеозойских отложений, что, в конечном счете,
должно прояснить перспективы последних в данном
регионе.
В центральной части залива по данным бассейнового анализа в девонских и нижнекаменноугольных
отложениях имеется зона высокого насыщения (до
70 %) углеводородами. Также в этих отложениях выделены две AVO-аномалии на поднятиях Сибирякова
и Лескинской.
Поднятие Пограничное оценено авторами в
рифейских отложениях, в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях дана оценка поднятий
Пограничное, Сибирякова и Лексинское. В связи с
отсутствием в изучаемом районе месторожденийэталонов для оценки рифейских отложений использовались средние параметры нефтегазоконденсатных
месторождений Сибирской платформы: ЮрубченоТахомского и Куюмбинского. Для оценки ресурсов
газа верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений привлечены параметры нефтегазоконденсатного
Новопортовского месторождения. Для оценки ресурсов нефти верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений использовались средние параметры
месторождений Тимано-Печорской провинции как
наиболее близко расположенных и находящихся в
сходных геолого-географических условиях: СевероКомандишорского, Инзырейского и Среднехарьягинского. Суммарные локализованные ресурсы трех поднятий в целом составили почти 0,5 млрд т УТ.
На антиклинали Сибирякова по особенностям
сейсмической записи в этой части разреза предполагается органогенная постройка, которая может быть
ловушкой УВ неантиклинального типа.
В северной части Енисейского залива, выходящей в открытое Карское море, основные перспективы
связываются с мезозойскими отложениями. К юрским
отложениям приурочены AVO-аномалии. На шельфе
Карского моря доказана газоносность неоком-апта
(Русановское месторождение) и альб-сеномана (Ленинградское месторождение). В скважине на острове
Белом, расположенном западнее Енисейского залива, из баррем-апта получены газоконденсат и нефть.
По совокупности полученных по итогам моделирования результатов, наибольший интерес в
центральной и южной частях Енисейского залива
представляют залежи УВ в предположительно карбонатных отложениях верхнего девона. Северная часть
залива на сегодняшний день представляет интерес
вследствие миграции углеводородов по разломам из
палеозойских отложений, а также на поиски залежей в
юрских коллекторских пластах.
Оценка прогнозных углеводородных ресурсов
Енисейского залива. Оценка ресурсной базы акватории Енисейского залива определена на основании
новых данных и с привлечением результатов работ
прошлых лет. Поскольку исследования проводились
по редкой сети региональных профилей, то и оценка носит весьма приблизительный характер. Ранее
оценка данной акватории была составлена только для
продуктивного мезозойского комплекса пород. Поскольку перспективы палеозоя в данном регионе еще
плохо изучены, мы также дали оценку ресурсной базы
только для мезозоя. Оценка палеозойских отложений
проведена нами для отдельных поднятий.
В пределах изученной части акватории Енисейского залива было выделено четыре оценочных
участка с различными удельными плотностями по
мезозойским отложениям от 10 до 150 тыс. т/км2.
Средние начальные суммарные ресурсы дна акватории в целом составили более 1 млрд т УТ. Также дана
оценка прогнозных локализованных ресурсов. В районе исследований уверенно предполагается наличие
трех крупных локальных поднятий в палеозойских и,
возможно, протерозойских отложениях: Пограничное, Сибирякова, Лексинское. В западной части полуострова Таймыр известно в палеозое Сырадасайское
нефтегазопроявление. Все это дает достаточно ос-
Указанные локальные поднятия по своим ресурсам могут быть отнесены к категории средних и
даже крупных, что также свидетельствует о высоких
перспективах нефтегазоносности дна Енисейского
залива.
Н.В. Лопатин с коллегами (ЗАО «ИГГ РАЕН»),
изучив генерационные возможности осадочного чехла Енисейского залива по материалам ГНЦ «Южморгеология», дал оценку прогнозных ресурсов УВ объемно-генетическим методом. Прогнозные ресурсы
нефти (категории Д-2) превышают 400 млн т, газа –
составляют почти 600 млрд м3.
Таким образом, проведенные работы позволяют сделать некоторые выводы:
1.
Значительные мощности юрско-меловых отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного
бассейна обнаружены в западной и северо-западной частях акватории Енисейского залива.
Их мощность увеличивается на север и запад в
пределы открытой части Карского моря и, возможно, на северо-восток в сторону Пясинского
залива этого моря.
2.
Под дном Енисейского залива интенсивность
складчатости палеозойских и протерозойских
отложений Горного Таймыра резко снижается,
что не очень согласуется с мнением ряда исследователей о наличии единой структурной зоны
по этим отложениям по линии Пай-Хой - Новая
Земля - Горный Таймыр.
3.
В соответствии с п. 2, палеозойские и протерозойские отложения платформенного генезиса
под дном Енисейского залива могут представлять определенный интерес для поисков в них
залежей, в т.ч. нефтяных и нефтегазовых.
– 69 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ
ОБРАБОТКИ ДАННЫХ КАК СРЕДСТВО ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ
Дзюбло А.Д., Сидоров В.В. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
INFORMATION-ANALYTICAL SYSTEM FOR DATA INTEGRATION AS A
MEANS OF INCREASING THE EFFICIENCY OF GEOLOGICAL EXPLORATION
ON THE CONTINENTAL SHELF
Dzyublo A.D., Sidorov V.V. (Gubkin Russian State University of Oil and Gas)
Over the past 15 years on the continental shelf of the Arctic and the Russian Far East seas drilled no more than three
dozen exploration wells. The collection, storage and processing of available geological and geophysical data in terms
of its limited number of particular importance when choosing the direction of exploration work, to identify prospective
structures, evaluation of hydrocarbon reserves etc.
The report examines the issues of improving the efficiency of exploration through the use of information-analytical
systems for data integration. Summarizes the functional model of a set of interrelated thematic problems to be solved
in the process of decision-making at the stage of exploration and development of oil and gas deposits. Demonstrated
technology process modeling in the development of projects for prospecting and exploration.
In the simulation of technological problems considers the interaction of the two main processes taking place in the
construction of the mine exploration well: the destruction of the rock and wash well. It is shown that by using the
mathematical model and functionality of these processes, and simulation tools, one can greatly expand the part of the
behavior of an object (well) during its construction.
За последние 15 лет на континентальном шельфе Арктических и Дальневосточных морей России пробурено не более трех десятков поисково-разведочных скважин. Сбор, хранение и обработка доступной геолого-геофизической информации в условиях ее ограниченного количества приобретает особое значение при
выборе направления геологоразведочных работ, выявлении перспективных структур, оценке запасов углеводородного сырья и т.п.
В докладе рассматриваются вопросы повышения эффективности геологоразведочных работ за счет
более широкого использования информационно-аналитических систем комплексной обработки данных. Приводится обобщенная функциональная модель комплекса взаимосвязанных тематических задач, решаемых в
процессе принятия управленческих решений на этапах геологоразведки и освоения нефтегазовых месторождений. Продемонстрирована технология процессного моделирования при разработке проектов на проведение
поисково-разведочных работ.
В части моделирования технологических задач рассмотрено взаимодействие двух основных процессов,
имеющих место в забое при строительстве поисково-разведочной скважины: разрушение горной породы и
промывка скважины. Показано, что используя функциональные и математические модели указанных процессов, а также инструментарий имитационного моделирования, можно значительно расширить представление о
поведении данного объекта (скважины) при его строительстве.
– 70 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПУТИ РЕАЛИЗАЦИИ ОБРАБОТКИ ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ДАННЫХ НА ШЕЛЬФЕ РФ В 2014-2018 ГГ.
Константин Александрович Смирнов (OOO«ПетроТрейс Глобал», Москва)
IMPLEMENTATION APPROACHES TO THE PROCESSING OF CONSIDERABLE
AMOUNTS OF SEISMIC DATA ACQUIRED ON THE RUSSIAN FEDERATION
SHELF DURING 2014-2018
Konstantin Smirnov (PetroTrace Global LLC, Moscow)
In the presentation there will be an assessment of the amount of seismic data which is planned to obtain by the seismic
acquisition on the Russian Federation shelf during 5 years. The issue of the timely and high quality seismic processing
and interpretation of the hundreds of terabytes of information is not addressed by the increasing the computing power
capabilities and the use of the state-of-the-art software only. It will require the involvement of the highly professional
geoscientists to obtain the geologically substantial results to mitigate risks in drilling and reserves estimations. These
geoscientists will have to have the special tailored seismic processing and analysis solutions to meet the complex arctic
shelf G&G challenges.
В докладе предполагается осветить вопросы оценки объемов сейсморазведочных данных, которые
планируется получить в результате работ на шельфе РФ в ближайшие 5 лет. Проблема своевременной и качественной обработки и интерпретации сотен терабайт информации не ограничивается наращиванием вычислительных мощностей и использования современного программного обеспечения. Получение геологическисодержательных результатов для снижения рисков бурения и достоверной оценки запасов невозможно без
привлечения высококвалифицированных специалистов, владеющих специально разработанными методиками
обработки и анализа данных в сложненейших сейсмо-геологических условиях арктического шельфа.
– 71 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭВОЛЮЦИИ БАССЕЙНА И НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ
ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Соболев П.О. (ФГУП «ВСЕГЕИ», Санкт-Петербург)
BURIAL AND PETROLEUM SYSTEMS MODELING OF THE EASTERN
BARENTS SEA
Peter Sobolev A.P. Karpinsky (Russian Geological Research Institute (VSEGEI), SaintPetersburg)
Modeling of burial and petroleum systems for the Eastern Barents Sea Basin have been carried out using Zetaware
software (Genesis, Trinity). The results of 1D modeling for 14 offshore areas are the basis for 3D modeling. Also seismic
data (structural and thickness maps), organic geochemistry and petrography data, heat flow measurements were used.
Special attention was paid to the quantitative assessment of strong Cenozoic exhumation. Several most prominent
potential source rocks layers were distinguished, three of them were chosen for the first stage: marine carbonateterrigenous C3-P1 rocks, Lower Triassic deltaic shales and marine Upper Jurassic black shales. Evolution of maturity
were estimated for each system, several thermal history scenarios were considered. In all models there one short phase
of maturation for C3-P1 system (Early Triassic). On the contrary, maturation of Tr1 source rocks is a long and irregular
process. The J3 beds are practically immature everywhere, except some most deeply submerged areas. During
modeling, volume and phase of generated hydrocarbons were calculated. Though the figures are very preliminary, it
seems that theoretically volume of Paleozoic generated hydrocarbons is rather high according modeling – maybe even
higher then Mesozoic ones, both for oil and gas. Comparison of several thermal models show that choosing of thermal
history influences strongly results, it is particularly evident for Paleozoic system. Several reasonable models of migration
were investigated and traps were obtained for each system. There are difference in spatial distribution of the traps and
these patterns generally shows different exploration «strategy» for each petroleum system.
Для восточной части Баренцевоморского бассейна выполнено моделирование погружения бассейна и
нефтегазоносных (НГ) систем с использованием программ Zetaware (Genesis, Trinity). Основой трехмерного моделирования были результаты одномерного моделирования по 14 участкам, изученным бурением. Использовались также материалы МОВ ОГТ (структурные карты, карты мощностей), результаты по органической геохимии и петрографии, измерения современного теплового потока. Особое внимание уделялось количественной
оценке кайнозойского воздымания/эрозии. В разрезе выделяется несколько наиболее перспективных нефтегазоматеринских толщ, для трех из них на первой стадии выполнялось моделирование (морские карбонатнотерригенные отложения C3-P1, нижнетриасовые прибрежные дельтовые глинистые отложения, и верхнеюрские
морские «черные глины»). Эволюция термической зрелости оценивалось для каждой системы, рассматривалось несколько моделей изменения теплового потока. Во всех моделях для палеозойской НГ системы (C3-P1)
характерна одна короткая стадия созревания (T1). Напротив, нефтегазоматеринские толщи нижнего триаса
достигают нефтяного окна постепенно, отмечается несколько периодов ускорения и замедления. Верхнеюрские толщи практически всюду незрелые за исключением наиболее погруженных участков. При моделировании
оценивались объемы и фазы выделившихся углеводородов. Хотя пока это только самые грубые оценки, они
показывают, что вклад палеозойских НГ систем сопоставим или превышает вклад мезозойских. Сравнение разных термических моделей показало, что выбор палеотемпературного режима критичен для оценки результатов,
особенно для палеозойских НГ систем. Рассмотрено несколько моделей миграции углеводородов для каждой
системы, наблюдаются различия в пространственном распределении ловушек, что может использоваться при
выборе «стратегии» поисков и оценки месторождений каждой системы.
– 72 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ОБРАБОТКЕ МОРСКИХ
СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Цветухин Игорь Витальевич (Ларгео)
APPLICATION OF MODERN TECHNOLOGY FOR THE MARINE
SEISMIC DATA PROCESSING
Tsvetukhin Igor V. , Largeo
Nowadays large number of seismic surveys produces on seas and oceans shelfs. This attention is due to the large
reserves of hydrocarbons in offshore areas. For the marine seismic data processing it is necessary to use high-tech,
efficient equipment (clusters) as well as modern technology, the use of which allows you to receive high-quality seismic
data output. Our presentation will demonstrate the results of the marine seismic data processing. Main focus will be
on procedures such as regularization, multiple wave attenuation (SRME), as well as modern methods of construction
velocity models (iterative grid tomography) and of course isotropic and anisotropic migration.
В настоящий момент большое количество сейсмических съемок производят на шельфе морей и океанов.
Данное внимание связано с большими запасами углеводородов в шельфовых зонах. Для обработки морских
сейсмических данных необходимо высокотехнологичное, производительное оборудование (кластера), а также современные технологии, применение которых позволяет получать качественные выходной сейсмический
материал. В нашей презентации будут продемонстрированы результаты обработки морских сейсмических
данных, основное внимание будет уделено таким процедурам, как регуляризация, подавление кратных волн
(SRME), а также современным методикам построения скоростных моделей (сеточная томография) и разумеется миграции ( временной и глубинной).
– 73 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
АНАЛИЗА АТРИБУТОВ И ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОГНОЗА ЗОН ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ
МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ВОСТОЧНОМ ШЕЛЬФЕ ЧЕРНОГО МОРЯ НА
ОСНОВЕ АНАЛИЗА ЗОН CHIMNEY
Яковлев А.П. (ЛАРГЕО)
CHIMNEY PROCESSING BASED ON ATTRIBUTE ANALYSIS APPLYING TO
BLACK SEA SHELF TO ALLOCATE POTENTIAL HYDROCARBONS MIGRATION
ZONES.
Iakovlev A.P. (Largeo)
A significant number of oil and gas discovery on offshore in the seismic field followed by traces of hydrocarbon migration
in the form of vertical zones of diagenesis in the structure of the trap through the fault of the source rock. Zone Migration
channels are expressed on seismic cube as a zones of loss of correlation and low-frequency chaotic reflections.
The identification of such channels (vertical migration of hydrocarbons) reduces the risk of oil and gas discovering,
confirming the filling of the traps and the seal integrity. Migration channels can be determinate on the 3D seismic cube
by generating multiple attributes cubes, and performing neural networks analysis. The neural networks algorithms,
implemented in a software package OpendTect of dGB, were used for the demarcation of hydrocarbon migration
pathways and study their systems as a part of integrated dynamic analysis. Technology developed by dGB was first
used on Black Sea shelf to the classification of tectonic faults on the conductive and non-conductive in relation to the
hydrocarbons migration in the potential traps. Neural networks algorithms are showing probabilistic cube of vertical
hydrocarbon migration paths.
Значительное количество месторождений нефти и газа открытое на шельфе сопровождается в сейсмическом поле следами миграции углеводородов в виде вертикальных зон диагенеза в структуру-ловушку через
систему разломов из материнской породы. На сейсмическом кубе данных зоны каналов миграции выражаются
как зоны потери корреляции и низкочастотной хаотизации отражений. В большой степени идентификация таких
каналов вертикальной миграции углеводородов снижает риски при поиске залежей нефти и газа, подтверждая
заполнение ловушки и целостность покрышки. Каналы миграции можно определить на 3D сейсмических кубе
генерируя куб множественных атрибутов и выполнив последующий анализ по методу нейронных сетей. Для демаркации путей миграции углеводородов и изучения их системы в рамках комплексного динамического анализа используется алгоритм нейронных сетей, реализованный в программном пакете OpendTect компании dGB.
Технология, разработанная в компании dGB, была впервые применена на шельфе западной части Черного моря
с целью классификации тектонических разломов на проводящие и непроводящие по отношению к миграции
углеводородов в потенциальные ловушки. Результатом применение алгоритма является куб, показывающий
вероятность присутствия путей вертикальной миграции углеводородов
– 74 –
Круглый стол 2:
ПОДВОДНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ – КЛЮЧ
К УГЛЕВОДОРОДНЫМ КЛАДОВЫМ
АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Round table meeting 2:
UNDERWATER TECHNOLOGIES AS A KEY TO
THE HYDROCARBON RESOURCES OF THE
ARCTIC SHELF
Sponsor:
RAO / CIS OFFSHORE 2013
DEVELOPMENT OF OB-TASOV BAY GAS FIELDS BY USE OF OFFSHORE TECHNOLOGY
Ove T. Gudmestad1, Nikita Efremov2 , Timur Myazin2 and Anatoly B. Zolotukhin 1.2
1
University of Stavanger, Stavanger, Norway
2
Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Moscow, Russia
Abstract
The huge gas fields south of the Yamal peninsula are gradually being depleted. There is, however, a need to
maintain the production of gas from the area to provide the European market with the required amount of gas. The large
gas fields on the Yamal peninsula are potential candidates to provide the gas needed. Due to ecological challenges and
harsh physical environment, the costs of these developments will, however, be very large.
The technical challenges and investments needed to develop the lesser size reservoirs in the Ob-Tasov Bay are
more manageable and we will report on how the offshore technology developed for the Arctic Offshore Region can be
adapted for the safe and economic development of these gas fields. It shall be noted that large savings can be obtained
by connecting to the infrastructure already developed further south at the producing fields
– 77 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
FLOW INDUCED VIBRATION OF SUBSEA PRODUCTION SYSTEMS
H.J. Slot, S.V. Hageraats-Ponomareva (TNO, The Netherlands)
In the design of subsea flow systems, integrity and reliability are of paramount importance. As the equipment must be
designed to operate at a large variety of conditions, inherent to the many processes, evaluation of the integrity is complex.
Flow induced pulsations and vibrations can cause serious design and production problems, especially in subsea gas
production systems. Mechanical vibrations can be induced by internal and external flow through a complex process
that is affected by numerous factors such as the piping geometry, flow conditions and fluid properties. In the current
subsea pipe system design, only the external flow induced vibrations are being addressed properly. Contemporary
subsea production systems and piping are becoming more vulnerable for fatigue problems caused by internal flow
induced vibrations and noise. This is mainly because of the increased complexity of offshore gas production project and
subsea template designs and high production velocities. To ensure reliable operation over the entire life cycle of the
project, it is important to understand if and how flow-induced vibrations affect the integrity of the subsea production
systemdensities of samples varied within a wide range.
1. INTRODUCTION
The mechanism of flow induced forces is depicted
in Fig 1. There are pulsation sources, which can vary
from chokes, vortex sound, jets, cavities, pumps to
compressors. These sources generate pulsations, which
travel through the system, and are damped by viscous
and friction effects but can also amplify due to acoustic
resonance. Often there is a direct feedback from the
acoustic resonator to the source which enhances the
source strength. The resulting pressure pattern in the
piping system results in forces on pipe element such as
bends, reducers and internals. These forces can excite a
mechanical resonance which can lead to large stresses
and ultimately fatigue failure. The mechanism of flow
induced vibrations can become very complex when the
vibrations can give feedback to the pulsation sources.
One of the main sources of flow pulsations
comes from the vortex shedding phenomenon, typically
appearing on bluff bodies immersed in the flow and
T-joints. The Strouhal number relates the vortex shedding
frequency to a characteristic dimension via:
(1)
in which Sr is the Strouhal number [-], f is the
vortex shedding frequency [Hz], D [m] is a characteristic
dimension and U is the average (upstream) fluid velocity
[m/s]. In addition, an acoustic source strength can be
assigned e.g. for a vortex shed at a T-joint
(2)
in which r is the average density of the fluid [kg/
m3], and e is the efficiency with which kinetic energy
is converted to acoustic energy (0.01 < Ε < 0.1). The
efficiency factor is dependent on the orientation of the
T-joint and the acoustic field (see Fig. 2) but also on
details of the T-joint such as the edge roundings. The
factors as used in the analysis are based on empirical data
and numerical simulations [1-4].
Figure 1 Schematic overview of noise generation.
Figure 2 Possible flow- acoustic modes.
– 78 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
2. VORTEX SHEDDING AT T-JOINTS OF
DEADLEG SIDE BRANCHES
3. INTRUSIVE MEASUREMENT EQUIPMENT
Consider the system shown in Fig. 3, which shows
a production header and side branch filled with stagnant
fluid. The first series of acoustic eigenfrequencies of this
particular side branch are shown in Fig. 4. Note the peaks
correspond to (2n-1)l/4 (n =1,2,3,..) standing waves in the
side branch. The vertical axis of Fig. 3 shows the quality
of the resonator. This indicates by which factor pressure
fluctuations of a certain frequency are be amplified. The
peaks correspond to the resonance frequencies of the
side-branch. For more elaborate pipe systems than that
shown in Fig.3, the acoustic eigenfrequencies will be
less straightforward. Acoustic waves can propagate in an
upstream and downstream direction, independent of the
mean flow. This allows parts of the system to interact with
each other, and causes an interference pattern which is
difficult to understand without the use of computational
tools.
The unsteady flow fluctuations in the shear layer
can couple very efficiently with the acoustic field, causing
the acoustic pressure field to be significantly amplified
in the branch. Experience indicates the acoustic field
can already couple with the flow fluctuations when the
vortex excitation frequency is within ±20% of an acoustic
eigenfrequency of the branch.
Figure 3 Acoustic eigenfrequencies between
1-300 Hz of the system shown in Fig. 4.
An intrusive device generates periodic vortex
shedding in its wake, with a characteristic frequency
in accordance with Eq.(1). Contrary to vortex shed at
T-joints, the dynamic forces induced by the vortices shed
downstream of a device can interact directly with the
structure. Refer to Fig. 5 in which the unsteady flow pattern
past a horizontal plate and associated drag and lift forces
are shown. If the unsteady flow causes a vortex shedding
frequency within 20% of a mechanical eigenmode of the
device, large vibrations and cyclic stresses are possible
and fatigue failure may occur.
4. MULTIPHASE FSI
Experimental evidence indicates that the presence
of droplets in a gaseous flow introduces damping which
results in a weaker acoustic field. Experiments [5] show
the relation between various flow regimes and imposed
momentum forces on elbows. The momentum forces on
elbows decay quite rapidly with decreasing liquid content.
In the slugging regime, it is of particular importance to
verify that the dynamic forces caused by the passing of a
slug through the pipe system can be sustained. Additional
supporting of the pipe system or flow control strategies
may be needed.
Figure 4 Sample system consisting of production
header and side branch.
Figure 5. Vortex shedding (left) and dynamic forces (right) induced by unsteady flow passing a horizontal
plate.
– 79 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
CONCLUDING REMARKS
REFERENCES
In subsea gas production systems, high flow rates
are possible in particular in the latter stages of production
when compression is necessary to sustain the production
rates with decling reservoir pressure. Subsea equipment
like manifolds, service/utility lines or intrusive equipment
can be subject to severe vibrations and cyclic stress levels
which will ultimately lead to failure. The mitigation of risk
for vibrations is further complicated as the design of
subsea production systems is generally characterized by
a modular approach. This introduces a certain sense of
symmetry in the system, which may enhance the quality
factor of some resonators. The acoustic interaction
between various parts of the production system points
towards the usage of computational tools that help
optimize the design of subsea production systems.
1.
M.C.A.M. Peters, E. van Bokhorst, «Flow-induced
pulsations in pipe systems with closed bracnhes,
impact of flow direction»,7th International
Conference on Flow-Induced Vibration, Lucerne,
2000.
2.
G.J.Hofmans , «Vortex sound in confined flow»,
PhD thesis Technical University of Eindhoven,
1998.
3.
M.C.A.M. Peters, «Aeroacoustics in Internal Flow»
PhD Thesis Technical Unversity of Eindhoven,
1993.
4.
S.P.C Belfroid, W. Schiferli, M.C.A.M. Peters, J.
Buffing,» Flow-Induced Pulsations caused by split
flow in a T-branch connection», PVP2006-93884,
6th FSI, AE & FIV+N Symposium, Vancouver.
5.
S. P. C. Belfroid, M. F. Cargnelutti, W. Schiferli and
M. van Osch ,»Forces on Bends and T-Joints due
to Multiphase Flow», ASME Conf. Proc. 2010, 613
2010.
– 80 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
FAST, ECONOMICAL AND FLEXIBLE DESIGN TOOL FOR SUBSEA GAS COMPRESSION
DESIGN, VERIFICATION AND OPERABILITY
Tine Bauck Irmann-Jacobsen , Marit Storvik , Asbjørn Bakken (FMC Technologies AS)
The introduction of subsea gas compression systems in a networks of wells and flowlines has increased the
complexity and number of designs elements, each with their individual affects on the total production system. Moving
into deeper and colder environments with longer step-out distances from shore, addressing this complexity in an orderly
manner become even more crucial for a successful field development. In the quest to identify the overall optimal field
solution and equipment selection and sizing, there will be an advantage to address the complete production system from wells to topside - including the compressor station as one model. In the quest to ensure the operability of such a
system it is of crucial importance to address the complete production system from wells to topside. All design elements
that affect the upstream or downstream conditions should be included to identify their influence with respect to:
• Capacities / sizes, e.g. compressors, scrubber, coolers etc
• Pressure, temperature and velocities against Flow Assurance issues like: hydrate formation, wax deposition, flow
regimes, erosion, corrosion and vibrations.
• Bottlenecks
In order to define a model that provides the most realistic system response, it is crucial that realistic independent
boundary conditions are used. In practice this often suggests that reservoir conditions and arrival conditions at receiving
facility are used as boundary conditions.
An operability design process including an engineering simulator that includes the full production system
from reservoir to receiving facilities has been developed. This provides a powerful process and tool to screen design
alternatives to identify the optimal field solution and subsea compression station design in a cost efficient way.
– 81 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
HOW TO SUCCESSFULLY CONQUER THE DIFFICULTIES OF WELL TESTING
IN THE ARCTIC
Curtis Wendler, Halliburton
Since well-testing operations are expanding into more challenging environments, continual change to testing
technologies has been required. Well testing involves increased risk and a decreased margin for error compared to
other oilfield operations, which is particularly true when testing offshore in deep-water, heavy oil, gas and condensate
reservoirs, or in HPHT conditions. In spite of ongoing improvements, problematic scenarios still exist, and Arctic or subArctic environment well testing still presents challenges. Safety, risk mitigation, and acquiring the data needed to justify
operational expense and risks are paramount for this area, since oil and gas exploration in the Arctic is more challenging
technically, physically, socially and environmentally than in any other environment.
Another key factor for Artic development is
location remoteness. In all cases, the supply chain
network is not as extensive as in traditional operating
areas, and local networks must rely on the international
network for supplies. The cost of unplanned events is
very high because contingency support may require a
considerable number of days or even weeks to mobilize,
significantly impacting expense. Given the uncertainties
of Arctic weather, circumstances may prevent or delay
arrival of necessary materials, often resulting in the entire
operation being moved to the next year, because of the
limited working season duration.
Well-test designs and string configurations must
provide maximum flexibility while efficiently controlling well
safety. This paper discusses the issues and challenges
mentioned above, the appropriate methodology for
mitigating these and unplanned occurrences, the merits
and limitations of the solutions, as well as the basic
considerations of equipment. Examples that highlight the
consequences of inadequate preparation and the benefits
of thoughtful design initiated by experienced personnel will
be given. The paper will also show the importance of fully
understanding possible issues that can arise, how to deal
with them most effectively, and finally, contingencies for
sensitive events that could occur but may not be part of the
program. These methods can achieve operational efficiency,
increase personnel safety, protect the environment, and
address additional challenges in the critical environments
where new development is taking place.
WELL TESTING
Well tests are conducted to acquire dynamic rate,
pressure, temperature, and fluid property data. Fluid
content of a reservoir can be established only if sufficient
fluid has been produced to be identified in the production
train or captured in the sample chambers. The acquired
information is used to determine reservoir capabilities.
Important decisions such as production methods, well
production equipment, and field development drilling are
made from this information.
Traditionally, well testing involves a bottom hole
assembly composed of packers for the purpose of
isolating targeted zones, valves for controlling the flow
of the well and circulating fluids, gauges for measuring
temperature and pressure, and samplers for capturing
representative fluid samples. Fluid is produced to surface
and routed through a production train for the collection of
further data which is often associated with the separation
of the produced fluids into components such as oil,
gas, and water and then finally sent to burners for fluid
Figure 1: Man Made Drill Site 8 Km Off Of Alaska’s North Slope
– 82 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 2: Well Testing Schematic
disposal. On some occasions, produced fluid is routed to
tanks or vessels for future disposal.
PLANNING
Due to the complexity of well testing, advanced
detailed planning is essential. Planning starts with knowing
and understanding the test objectives and understanding
the environment in which the well test will take place.
Planning will be the single most important factor in
reaching the desired goals for an arctic well test while
mitigating risks and maintaining the desired safety levels.
This is true with operations on land and becomes even
more critical when operations will be conducted offshore,
and in particular, when they will be in deep water. A detailed
plan or program with contingencies for alterations in that
plan due to circumstances anticipated or not anticipated
as well as relevant policies, procedures, decisions trees,
communications paths, and alternatives for all of these
must be in place prior to commencement of operations.
manufacture after contracts for supply have been issued.
A full understanding of the logistics process is an integral
part of the planning operation.
THE ARCTIC
The Arctic Circle encompasses an area of more
than 21 million square kilometers, roughly one third
of which is dry land. Onshore, more than 400 oil and
gas accumulations have been found already, including
Prudhoe Bay, the largest oil field in North America, and
Yamburgskoye, the largest hydrocarbon accumulation in
the Arctic and one of the largest known gas fields.
Producing the requisite documentation will require
the allocation of personnel who are experienced and skilled
in the art of well testing as well as conversant with the
difficult Arctic environment. Discipline and the expenditure
of considerable time will be required to produce a
meaningful product. Most successful projectsuse multidisciplined teams that also utilize the relevant expertise
that resides within the service organizations.
Even when policies and procedures are in place,
most experienced operators will allow at least a year with a
dedicated team for the planning of a specific well test, six
months would be a minimum. If the project will take place
in what is truly a frontier area for an operating company,
then the planning cycle may be even longer given the
logistics challenges associated with such efforts. A
shorter planning cycle may result in unacceptable delays
due to difficulty in sourcing long lead time hardware
which can be in short supply or take considerable time to
Figure 3: the Assessment Units (AUs) in the CircumArctic Resource Appraisal (CARA) color-coded
by assessment probability of the presence of at
least one undiscovered oil and /or gas field with
recoverable resources greater than 50 million
barrels of oil equivalent (MMBOE).
– 83 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Operating in the Arctic for any industry has always
been dependent on the development of appropriate
technologies. Operating conditions are dangerous given
the cold and dark of winters and the remoteness of the
sites. The presence of ice and the fluctuations in pack ice
are unique factors. However, it is generally conceded that
technology is not an unsolvable puzzle for the oil industry
given its history, breadth of resources, and experience. A
mix of environmental and political issues will likely present
more difficult barriers to overcome.
The Arctic ecosystem is perhaps the most
vulnerable to oil spills on earth. Cold weather, thick ice
cover, and slow turnover of plants and animals mean
that toxic oil lingers, exposing multiple generations of
organisms to contamination. Lack of sunlight also inhibits
the breakdown of spilled oil. Oil spilled into near freezing
water takes many times longer to dissipate than in warmer
oceans. The freezing temperatures, severe weather, and
remote location pose unprecedented challenges to any
spill response. Oil pollution in Arctic seas could poison
some of the most important and productive marine
ecosystems in the world.
It must be anticipated that as a result of concern for
both the indigenous people and the environment, there
will be significant regulatory and stakeholder involvement
and impact related to any project undertaken in the Arctic.
WELL TESTING IN THE ARCTIC
Well tests have been conducted in the Arctic for
the last fifty years. For the most part these tests have
employed conventional methodology and have taken
place during a ‘weather window’ which is selected to use
the most benign of available conditions for these particular
operations. In some offshore Arctic locations, the entirety
of the exploration operation, including well testing, takes
place in a window that may be 60 to 90 days in length.
These windows may be foreshortened by the rapid onset
of deteriorating weather or by ice movement. In some
cases, operations must be suspended until acceptable
conditions are available during the next operating season
nearly a year away.
Most concerns related to well testing in the Arctic
revolve around the movement of produced fluids through
the production train and their subsequent disposal. When
fluids are being used at temperatures below freezing,
measures to prevent freezing must be taken. The most
common practices are the use of heaters and or heating
units for operations that would utilize any fluids in warmer
climates. Heat tracing can be used on Flow lines, propane
lines, air lines, suction lines, and discharge lines that are
set up for long term operations. Chemicals for freeze
protection should be rigged up ready to pump at all times.
Glycol, methanol,and salt solution pills are used whenever
necessary to prevent freezing of lines, especially during
short shut-down periods. Air and nitrogen used in control
systems must be dry enough that there is no danger of
freezing due to entrained water. For the machinery such
as compressors and transfer pumps, particular care must
be taken to ensure that lubricants, hydraulic, fuel, and
coolant systems are protected from freezing throughout
the operation. Historically, hydraulic system problems
multiply geometrically below -35° C (-31° F). This should
be a warning flag for any operation to properly evaluate
the advisability of starting or continuing the well test.
Heated enclosures can be provided for test
equipment. These consist of temporary scaffold frames
with a suitable cover for a windbreak. Internal heating
will be provided and there will be sufficient opening
for both effective natural ventilation and protection
against excessive cooling of equipment and contents.
Considerable thought has been devoted to the design of
enclosed spaces for testing equipment on drill ships that
are purpose built for Arctic operations. In such cases the
production train would be permanently installed and there
Figure 4: Heat tracing and lagging for exposed well test equipment, the lagging will be sheathed for
weather protection.
– 84 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
would be little or no exposure of fluids or personnel to the
elements during the testing operation until the produced
fluid reached the burner head at the end of the flare boom.
In all cases, the requirements for steam generators,
heat exchangers, electrical power, and other associated
requirements for the generation and dispersal of heat will
be considerably increased over standard well testing use.
It should be noted that water curtains to mitigate
heat radiation from the flare can be problematic. Water
curtains must be established quickly and efficiently; and
while the water can be heated prior to use, it will still
freeze at some point and there will be ice build-up and
an associated increase in loading over time. The use of
some type of anti-freeze has been considered for water
curtains but concerns for the environmental impact and
consideration of the volume of material required has thus
far not resulted in any realistic solution.
The necessity of protective clothing for personnel
conducting the well test because of weather conditions
will have considerable impact on manpower requirements,
doubling or even tripling the needed number of people.
Arctic experience has shown that the periods worked
while using protective clothing must necessarily be limited
in the interest of protecting personnel and conducting a
safe operation. Industry standard guidelines for working
in this environment must be employed.
The industry has provided a number of highly
efficient burners to dispose of produced fluids during well
tests and these burners have a good track record. These
burners depend on very high levels of compressed air
supply and proper atomization of the produced fluid to
achieve the efficient burn which results in no discharge
and little smoke. However, the industry is well aware that
in some cases there are lapses in the efficiency of the
burn. In any location, the fallout associated with a less
efficient burn is highly undesirable, in the Arctic with its
extreme environmental sensitivity and a requirement
for zero discharge, it is completely unacceptable. As
a consequence, recently some conventional well tests
have been conducted on land in the Arctic with produced
fluid flowing into tankage with the goal of eliminating any
possibility of impacting the environment. Such a test
design requires more preparation, has a larger footprint
and requires either reinjection of the produced fluid, which
sometimes is difficult, or the transport of the produced
fluid and subsequent disposal at another location which
adds an additional complication. It is known that in at least
one such instance, H2S was encountered in the produced
fluid which added an additional hurdle associated with
increased risk. It is also known that in one other case there
was significant discharge from what was intended to be a
closed system due to line breakage. It is also recognized
that while such a system may be utilized on land, it is much
less practical for offshore operations due to the necessary
footprint, deck loading, disposal requirements, etc.
AN ALTERNATIVE TO CONVENTIONAL WELL
TESTING
Given the extreme environmental sensitivity of the
Arctic environment and the desire for zero discharge while
still having the need for acquiring the required reservoir
data necessary for evaluation, development planning
and production decisions consideration should be given
to well testing methodology that does not require the
flow of hydrocarbons to surface. Methods such as the
closed chamber well test are an option. Alexander (1977)
proposed this method. This test was further studied in
detail by Saldana (1983), who derived a wellbore equation
and coupled that to a reservoir equation for an infinite
acting reservoir model. The advantage of the test is that
it is very simple. However, the test in its original form has
several limitations: a small radius of investigation, nonrepeatability of the test as it ends when the wellbore is
filled with reservoir fluid, and the well may not be ‘clean’
prior to the test, and hence, the results may be affected.
More recent development allows us to use
this well testing theory and enhance its capabilities. A
modern system features limited emission, zero-produced
hydrocarbon fluid sampling, and dynamic formation
evaluation. When used with the an acoustic telemetry
system for downhole monitoring and control, tests can be
analyzed and controlled in real time regardless of location.
Such a system offers advantages over traditional
wireline formation testing while eliminating the
Figure 5: Water Curtain
– 85 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
disadvantages associated with drillstem testing. It is
a noflaring system addressing key health, safety, and
environmental issues in well testing in the Arctic, while
also addressing data and fluid quality issues associated
with wireline formation testing.
The mechanical requirement for such as system
would be a tubing string-mounted, multi-component
testing system. It includes at least one retrievable packer;
tubing- conveyed guns with firing system; a single-shot
surge valve and a multi-cycle surge/circulating valve;
a telemetry system; isobaric samplers and electronic
memory recorders; a mechanism for isolating bulk
samples; flow vents; a downhole choke; and an auto-fill
valve.
volume black oil samples are needed which will result in
the need for a minimalist surface spread; and the number
of personnel required will be significantly reduced. Not
only are risks the environment virtually eliminated, the
exposure of personnel to hazardous conditions is reduced
and logistics support is simplified.
If a greater radius of investigation is part of the
objectives for the well test, it is also possible to use this
system for a traditional injection/fall off test once the goals
of the closed chamber test have been accomplished.
As described by Levitan (2003) and Azarkish (2009),
the methodology for performing injection/fall off and
analyzing the results are well known.
CONCLUSION
Well tests in the Arctic have been successfully
conducted for decades. The Arctic environment and
the high level of attention focused on energy industry
activities in this area has resulted in an increasingly
stringent requirement for obtaining the necessary
reservoir data using means that do not impact the
environment. Environmental conditions impose unusual
levels of demand on both equipment and personnel that
work in the Arctic. Logistics in these regions will always
make preparation and support for well testing operations
more difficult than in traditional areas. Rigorous attention
to detail during the planning phase and meticulous
execution during the operational phase will offer the best
opportunity for achieving the desired goals. Flexibility in
choosing appropriate methodologies for well testing will
reduce many of the challenges associated with Arctic
operations.
REFERENCES:
1.
Gautier, D.L.: U.S. Geological Survey CircumArctic Resource Appraisal, paper OTC 22061
(February 2011).
2.
Alexander, L. G.: Theory and Practice of the ClosedChamber Drill-Stem test method, paper SPE 6024
(December 1977).
3.
Saldana-Cortez, M.: Drillstem test data analysis
considering inertial and frictional wellbore effects,
PhD dissertation, Stanford University (June 1983).
4.
Levitan, M.M.: Application of Water Injection/
Falloff Tests for Reservoir Appraisal: New Analytical
Solution Method for Two-Phase Variable Rate
Problems, paper SPE 87332 (December 2003).
5.
Azarkish, A.: Interpretation of the Water Injection/
Fall Off Test: A Comparison Between Numerical
and Analytical Models. Paper SPE 123986 (2009).
6.
Salguero, A., Almanza, E., Kool, H.: New Reservoir
Testing and Sampling System Reduces Costs and
Provides Improved Real-Time Data Acquisition in
Deep Water and Environmentally Sensitive Wells
― Gulf of Mexico and Brazil Case Histories. Paper
OTC 19623 (2008).
7.
Soliman, M.Y., Azari, M., Ansah, J., Kabir, C.S.:
Review and Application of Short-Term Pressure
Transient Testing of Wells, Paper SPE 93560
(2005).
Figure 6: Modern Closed Chamber Assembly
Precursors of such systems have been used in
deepwater well tests that required zero emissions. A
tool assembly of this nature enhances the capability
of traditional closed chamber methods by allowing the
produced fluids to either be circulated out of the string to
provide a bulk black oil sample at surface or reinjecting
the produced fluids into the formation. Once the produced
fluids were removed from the area designated as the
closed chamber, it is possible to repeat the flow into the
chamber by establishing an underbalance through the
use of nitrogen which is spotted down the tubing using the
multi-cycle circulating valve which is part of the bottom
hole assembly. This operation could be repeated as many
times as desired. Bottom hole samples could be taken at
any time throughout the operation.
The advantages of using such a system in the Arctic
are clear. The risk of any kind of hydrocarbon discharge is
reduced by a very large margin; the equipment requirement
for the surface package is almost eliminated unless large
– 86 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОВОДКИ И
КОНТРОЛЯ СКВАЖИН НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Пешехонов В.Г., Биндер Я.И., Полиенко В.Н., Падерина Т.В., Розенцвейн В.Г., Гутников А.Л. (ОАО «Концерн
«ЦНИИ «Электроприбор», Санкт-Петербург), Григорьев В.М. (ОАО «ВНИИГИС», г. Октябрьский),
Молчанов А.А. (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург)
Доклад представляет результаты исследований и разработок, полученные в ходе выполнения консорциумом предприятий морского и геофизического приборостроения комплексной ОКР, посвященной решению
задачи обеспечения проводки скважин произвольного профиля при бурении на арктическом шельфе, а также
их апостериорному контролю.
Основные акценты в работе сделаны на оригинальных технических решениях (схемноконструктивных,
алгоритмических, методических и т.п.), посвященных основным проблемам, сопровождающим применение
MWD/LWD-систем использующихся при морском, в том числе высокоширотном, бурении:
• организации широкополосного, помехоустойчивого канала передачи телеметрической информации при
больших глубинах по стволу ( в пределе — для скважин со сверхдальними отходами от вертикали);
• проведении инклинометрического сопровождения строящихся, а также измерения ранее пробуренных
скважин в высоких широтах, для которых характерно резкое падение информативности как геофизических (горизонтальная составляющая напряженности магнитного поля Земли), так и инерциальных (горизонтальная составляющая угловой скорости ее суточного вращения) источников азимутальной информации;
• предельного приближения датчиков навигационной (инклинометры, гамма-каротаж), петрофизической
(электрокаротаж) и технологической (нагрузка на долото, крутящий момент, давление бурового раствора) информации к забою в целях осуществления навигации в «реальном» времени.
Приводятся обширные данные стендовых, полунатурных и скважинных испытаний, подтверждающие основные положения, развиваемые в докладе.
В заключение рассматриваются перспективы дальнейшего развития и внедрения предлагаемых технических решений.
– 87 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ВИРТУАЛЬНЫЕ СТЕНДЫ И ПОЛИГОНЫ - НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ В ОТРАБОТКЕ
ТЕХНОЛОГИЙ ПОДВОДНО-ПОДЛЕДНОГО ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФА
Анатолий Михайлович ГАВРИЛЕНКО, Андрей Римович ГИНТОВТ, Алексей Юрьевич ГАВРИЛОВ (ОАО «ЦКБ
МТ «Рубин»), Василий Сергеевич УСТИНОВ, Василий Евгеньевич ВЕЛИХОВ, Вячеслав Петрович КУЗНЕЦОВ,
Ниджат Шаддых оглы ИСАКОВ (ФГБУ «НИЦ «Курчатовский институт»)
VIRTUAL BENCHES AND TEST RANGES - RECENT TREND IN PROVING OUT
OF SUBSEA UNDER-ICE OFFSHORE DEVELOPMENT TECHNOLOGIES
Anatoliy Mihailovich GAVILENKO, Andrey Rimovich GINTOVT, Alexey Urievich GAVRILOV
(CDB ME Rubin), Vasiliy Sergeevich USTINOV, Vasiliy Evgenyevich VELIHOV, Vyacheslav
Petrovich KUZNETSOV, Nidzhat Shaddyh ogly ISAKOV (National Research Centre
«Kurchatov Institute»)
Provides statement of need and possibility of innovation-based development of subsea under-ice offshore technologies through the use of full-scale virtual benches and test ranges, designed based on complex mathematical simulation
and supercomputing.
Освоение арктического шельфа вообще, а подводно-подледное освоение в особенности, связано
с повышенным уровнем рисков, которые в значительной степени определяются техническими и природными факторами. Поэтому так важен поиск новых
прорывных технологий, позволяющих еще на стадии
проектирования полнее и точнее предвидеть и проверять функционирование оборудования и систем в
различных условиях, а затем обеспечивать поддержание их эксплуатации.
Критический анализ традиционной технологии создания техники освоения шельфа позволяет
отметить ее основной недостаток, заключающийся в
том, что проверка работоспособности оборудования
и систем и их взаимодействия друг с другом происходит слишком поздно! Как правило, это происходит
при проведении пусконаладочных работ и испытаниях
уже изготовленных образцов в ходе заводских испытаний. Если часть монтажа оборудования происходит
на месте эксплуатации, а значит доставка, монтаж и
испытания происходят в форме морской операции, то
к техническим рискам добавляются природные и все
усложняется многократно.
Естественно, что в процессе испытаний происходит выявление недостатков и проблем оборудования и систем, их отладка и доводка, а порой и
переделка. Все это и является основными причинами
увеличения стоимости и сроков создания образцов
техники освоения шельфа. Эти же обстоятельства
усложняют подготовку персонала и все работы, реализуемые в течение всего цикла эксплуатации сооружения.
Некоторое опережение этапа испытаний реализуется для особо сложных образцов техники, когда
предусматривается создание стендов для отработки
конструктивных и технологических решений и режимов работы. Но это принципиально изменить процесс создания образцов техники освоения шельфа в
целом, а тем более улучшить его, уже не может. А сам
стенд, несмотря на его, порой, уникальность, сложность и стоимость, как правило, дальнейшего использования не имеет. Максимум, что удается – это использовать его в качестве учебного образца.
Математическое моделирование как инструмент практической проверки проектных решений и
режимов работы используется при проектировании
техники освоения шельфа локально, в основном, в
обеспечение расчетов оборудования и систем, мореходных и прочностных свойств. Упрощенные модели
оборудования и систем создаются и используются
для отладки автоматизированных систем управления.
Более полные и комплексные математические
модели оборудования и систем, режимов их работы
разрабатываются позже в рамках технологии создания тренажеров и информационно - управляющих систем. Организует их создание, как правило, заказчик
или эксплуатирующая организации с целью подготовки персонала и/или создания центров управления
при чрезвычайных ситуациях. При создании специализированных и комплексных тренажеров, обучающих систем, разработчики вынуждены разрабатывать
комплексные математические модели процессов
и режимов работы оборудования и систем объекта
морской техники с высокой степенью адекватности на
основе бумажной документации проектанта.
Таким образом, существующая технология
требует значительных затрат времени и средств и
тем не менее не дает гарантий завершенности процесса создания объекта морской техники к моменту
сдачи заказчику. На стадии испытаний и даже сдачи
образцов техники все равно приходится заниматься
их технической и функциональной доводкой. В случае
с объектами подводно-подледного освоения шельфа
такая технология создания и использования морской
техники становиться еще более сложной и дорогой
при сохранении высокого уровня технических и финансовых рисков.
Подобное характерно для многих областей
сложной техники, например, авиации и атомной энергетики. Современными тенденциями развития технологий создания сложной техники является стремление перенести на стадию проектирования, во-первых,
подготовку производства с использованием программных средств управления жизненным циклом изделий (Catia, Enovia), а во-вторых, проверку их работоспособности и отработку режимов работы, то есть
проведение виртуальных испытаний изделий.
Для достижения возможности проведения виртуальных испытаний изделий на стадии проектирования применяется компьютерное моделирование с использованием комплексов математических моделей,
называемых поведенческими (предсказательными)
– 88 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
моделями и являющихся, по сути дела, виртуальными
стендами оборудования и систем, а также среды, в
которой они будут использоваться. Чем масштабнее,
полнее и точнее моделируется изделие, тем требуются большие вычислительные ресурсы, т.е. высокопроизводительные программно-аппаратные средства (суперкомпьютеры).
Аналогичный технологический подход предлагается реализовать и при создании техники освоения
шельфа (рис. 1).
Его суть заключается в том, на этапе проектирования параллельно традиционным процессам разработки проектной документации организуется процесс разработки виртуальных стендов (комплексов
поведенческих или предсказательных математических моделей) оборудования и систем, а также внешней среды (виртуальных полигонов), в которой они будут работать. Это позволит на стадии проектирования
проводить виртуальные испытания, т.е. проверку различных режимов работы оборудования, систем и их
комплексов, а также морских операций по доставке,
Рис. 1 Схема технологии создания морской техники освоения шельфа с использованием виртуальных
стендов
Рис. 2 Схема технологии создания и использования виртуальных стендов
– 89 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
монтажу и испытаниям этого оборудования на месте
эксплуатации. Благодаря этому появляется возможность на ранних стадиях создания объектов освоения
шельфа выявлять недостатки, проблемы и находить
их решения, а значит снижать риски реализации проекта в целом.
Одно из важнейших условий реализации изложенного подхода заключается в создании технологии,
обеспечивающей параллельность разработки виртуальных стендов оборудования и систем с проектированием их самих. Для создания такой технологии разработки морской техники для подводно-подледного
освоения шельфа необходимо будет решить ряд научно-технических и технологических проблем, структура которых представлена на рис. 2.
Остановимся подробнее на этих проблемах и
подходах к их решению.
Проблема 1. Создание базы прототипов виртуальных стендов (поведенческих или предсказательных моделей) основного оборудования, систем
и свойств морских объектов освоения шельфа, включая, но не ограничиваясь следующими стендами:
• гидро и аэродинамических, ледовых и грунтовых полей в районах подводно-подледного освоения шельфа использования.
Создание базы прототипов виртуальных стендов позволит сформировать технологический задел,
обеспечивающий возможность разработки этих стендов параллельно с проектированием.
Примеры виртуальных стендов системы бурового раствора высокого давления и буровой скважины представлены на рис. 3. При этом модель системы
бурового раствора разработана в программном комплексе «AMAI» с использованием одномерного многофазного теплогидравлического модуля «Serpent», а
модель буровой скважины разработана с использованием программного комплекса (ПК) «ANSYS».
Проблема 2. Отработка технологии использования виртуальных стендов оборудования, систем и
свойств морских объектов для:
• выполнения полномасштабных, многовариантных, боле полных и точных расчетов;
• оборудования, систем и конструкций;
• проведения научных исследований и анализов
на основе вычислительных экспериментов;
• мореходных и прочностных свойств;
• оптимизации проектных решений.
Рис. 3. Виртуальные стенды системы бурового раствора высокого давления (слева) и буровой
скважины (справа), где: БН1,2 – буровой насос 1,2; КИП БН – контрольно-измерительные
приборы системы буровых насосов; М – манифольд; КИП М1,2 - контрольно-измерительные
приборы на манифольде; БК1,2,3 – интервалы буровой колонны на нисходящем участке движения
бурового раствора; КИП БК1,2,3 - контрольно-измерительные приборы буровой колонны;
ГН1,2,3 – геотермальный нагрев буровой скважины на нисходящем участке движения бурового
раствора в буровой колонне; ОК – обсадная колонна на восходящем участке движения бурового
раствора в кольцевом зазоре между буровой колонной и стволом скважины; КИП ОК - контрольноизмерительные приборы на обсадной колонне;ГН4- геотермальный нагрев на восходящем участке в
кольцевом зазоре между буровой колонной и стволом скважины; ПК – приемные емкости с системой
очисткой; G – знак-граф расчетного контура, которому принадлежат все представленные на схеме
элементы математической модели.
– 90 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Пример использования виртуального стенда системы бурового раствора высокого давления
для выполнения гидравлического расчета и анализа режимов работы системы представлен на рис. 4.
В качестве динамического режима работы системы
представлен пуск основного бурового насоса (БН1)
с последующим его отключением и включением резервного бурового насоса (БН2).
Расчетная сетка модели гидравлической системы содержит 12729 ячеек. Среда трехфазная
- раствор, газы, частицы грунта. Скорость расчета
соответствует моделированию в режиме реального
времени.
Для учета влияния изменения формы буровой
колонны и геометрии кольцевого зазора между буровой колонной и стволом скважины на течение бурового раствора в математическую модель гидравлической системы циркуляции бурового раствора
высокого давления вносятся корректировки по результатам моделирования поведения буровой колонны в скважине в условиях механического нагружения.
Для определения изменения формы буровой
колонны в условиях воздействия осевых нагрузок от
собственного веса и перепада давления по длине, изгибающего момента при вращении буровой колонны
и крутящего момента, необходимого для вращения
долота, усилий от колебаний скорости долота и неоднородности разбуриваемых пород проводилось
расчетное моделирование буровой скважины с использованием ПК «ANSYS».
Проблема 3. Отработка технологии объединения базовых виртуальных стендов и проведения испытаний:
для формирования общего стенда «Виртуальный объект» - надводные и подводные платформы,
аппараты, комплексы добычи и переработки, их составные части и свойства;
проведения «виртуальных» испытаний систем
и комплексов для их отработки до начала строительства и до начала проведения реальных испытаний.
Пример решения этой проблемы продемонстрирован выше (рис. 3), где были объединены виртуальные стенды системы бурового раствора высокого
давления и буровой скважины. Затем они использованы для выполнения гидравлического расчета систе-
Рис. 4. Результаты использования виртуальных стендов для:
расчета и анализа режимов работы гидравлической системы циркуляции бурового раствора высокого
давления (слева) при пуске основного бурового насоса БН1 в интервале времени от 0 до 1 с ,
отключению БН1 и включению резервного насоса БН2 в интервале времени от 6 до 7 с ;
определения деформации буровой колонны в буровой скважине в условиях механического
нагружения (справа)
– 91 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
мы, что является задачей проектирования, и анализа
режимов работы системы при пуске и переключению
буровых насосов, что является элементами проведения заводских испытаний. Причем и то и другое было
выполнено комплексно с учетом влияния изменения
формы буровой колонны и геометрии кольцевого зазора между буровой колонной и стволом скважины в
процессе бурения.
Проблема 4. Формирование на основе типовых
и объединенных моделей их интерактивных аналогов
для тренажеров и информационно-управляющих систем имитирующих:
применение технологии прототипирования при разработке математических моделей. Это значит, что
можно создавать базы типовых моделей оборудования и систем, а затем использовать их при проектировании, и тем самым уменьшить сроки и трудоемкость
разработки моделей.
Поэтому современное разделение труда между научно-исследовательскими и проектными организациями в этой области видится таким:
• моделирование с расчетными сетками от нескольких десятков и сотен тысяч до миллионов
ячеек и временем расчета в пределах реального или измеряемого часами, должно стать областью использования проектно-конструкторских организаций;
• проведения виртуальных морских операций
установки и монтажа оборудования, технического обслуживания и ремонта;
• моделирование с расчетными сетками от десятков миллионов и более ячеек, с временем
расчета, измеряемым неделями и месяцами,
должно стать областью использования научноисследовательских организаций.
• подготовки персонала по использованию оборудования и систем в нормальных и аварийных
режимах различных объектов, в том числе при
ликвидации чрезвычайных ситуаций.
Наличие виртуальных стендов и полигонов позволяет по иному подойти к созданию тренажеров и
информационно-управляющих систем, обеспечивающих подготовку персонала и поддержку эксплуатации
морских объектов. Новые возможности заключаются
в том, что если ранее проектант выдавал исполнителю
– разработчику тренажеров проектную и эксплутационную документацию, то новая технология позволит
представлять математические модели необходимого
оборудования, систем и комплексов, их процессов и
режимов, причем актуальные на текущий момент.
Внедрение изложенной технологии в существующую практику создания морской техники освоения шельфа связанно с рядов собственных проблем.
Первая проблема внедрения имеет методологический характер, обусловленный тем, что разработка виртуальных стендов основана на математическом
моделировании, которое объективно является сложной информационно и наукоемкой технологией. Поэтому ее применение традиционно, в течение десятилетий являлось, в основном, сферой деятельности
научно-исследовательских организаций, а проектноконструкторские бюро ограничивались применением
математического моделирования для решения локальных задач и подготовкой (выдачей) исходных данных для работ научно-исследовательских институтов.
В связи с этим возникает один принципиальный вопрос, на который надо дать ответ в первую очередь. Такое разделение труда объективно присуще
процессу и должно остаться таким в дальнейшем или
его необходимо и возможно изменить? Наша точка
зрения состоит в том, что такое положение необходимо менять по следующим причинам.
Одна причина заключается в том, что современный уровень развития инструментов (программных комплексов или кодов) математического моделирования таков, что ушла в прошлое необходимость
разработки уравнений и алгоритмов их решения.
Разработка моделей стало модульной или объектноориентированной, что делает процесс создания и
использование математических моделей доступным
инженерам и конструкторам. Пример интерфейса современного программного комплекса при разработке
моделей систем представлен на рис. 3. Благодаря
модульности программирования стало возможным
Выше представлен пример расчета на основе
модели системы бурового раствора высокого давления, расчетная сетка которой содержит почти 13000
ячеек. В соответствии с предложенным критерием
моделирование подобного размера должно выполняться проектно-конструкторской организаций.
Другая причина заключается в том, что проектирование является сложным итерационным процессом с определенной системой сроков. Поэтому
технология создания и использования виртуальных
стендов может иметь успех в том случае, если будет
отрабатываться и использоваться в условиях проектного бюро с участием его специалистов и подразделений, которые понимая тонкости производства,
смогут проще внедрять и сопрягать с процессом проектирования и обеспечат максимальную эффективность её использования. Только в условиях проектного бюро может быть создана эффективная система
поддержания актуальности моделей – виртуальных
стендов оборудования, систем и комплексов.
Изложенные причины говорят о необходимости
и возможности более полного и комплексного применения математического моделирования в практике
конструкторских организаций создающих морские
объекты.
Вторая проблема внедрения связана со средствами (инструментами) моделирования. Предшествующий опыт говорит о том, что внедрение отдельных, даже самых известных программных комплексов
(кодов) моделирования и расчета не дает нужного эффекта или он локален. То же самое происходит, если
разрабатывать и внедрять специализированные коды.
Поэтому, необходимо внедрять систему программных
комплексов (кодов) и среду моделирования, которые
в совокупности обеспечивают комплексное моделирование, т.е. как отдельных процессов, оборудования
и систем, так и проектируемых морских объектов в
целом или их отдельных комплексов.
Причем в процесс проектирования должны
внедряться такая программная среда, которая уже
верифицирована и апробирована на решении прикладных задач в каком-то научном центре или институте. Пример такой программной среды моделирования «AMAI», показан при разработке стендов на рис.3.
– 92 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Третья проблема внедрения связана с тем, что
создание и использование виртуальных стендов необходимо встраивать в единый технологический цикл работ
(этапов), где используется или может использоваться
моделирование при проектировании морских объектов,
а именно: анализ (исследования) - расчеты - оптимизация - виртуальные испытания - использование образца.
При этом необходимо решить проблему сопровождения моделей-стендов (поддержание в актуальном состоянии, хранение контрольных экземпляров и
т.п.) на всех этапах жизненного цикла морских объектов. Кроме того, необходима выработка и проведение
единой научно-методической политики по отработке
и внедрению технологии создания и использования
стендов-моделей в практику работы производственных подразделений.
Учитывая необходимость решения сложных научно-технических и организационных проблем и координации работ различных научных и проектных организаций и специалистов с целью отработки и внедрения
технологий предсказательного моделирования в практику создания и использования морской техники освоения шельфа, предлагается реализовать пилотный
проект научно-технологической площадки, концепция
которой заключается в следующем (рис. 5).
Научно-технологическая площадка создается
на базе проектной организации, в качестве таковой
предлагается ОАО «ЦКБ МТ «Рубин», с участием ведущих национальных исследовательских центров,
институтов РАН и федеральных университетов, проектных и научно-исследовательских организации нефтегазовой отрасли.
Главными задачами научно-технологической
площадки являются:
1.
создание базы типовых поведенческих моделей - виртуальных стендов основного оборудования, систем и свойств морских объектов
освоения шельфа и отработка технологий их
использования;
2.
отработка
технологии
объединения базовых моделей в комплексные
стенды-модели, а затем в виртуальный объект
в целом и проведения их виртуальных испытаний, имитирующих заводские и ходовые испытания;
3.
отработка технологии использования комплексных стендов-моделей для проведения
виртуальных морских операций установки и
монтажа оборудования, технического обслуживания и ремонта, сопровождение эксплуатации, действий в чрезвычайных ситуациях.
Стратегия развития научно-технологической
площадки предусматривает следующие основные
этапы:
1.
на начальном этапе участники площадки создают и используют поведенческие модели-стенды самостоятельно, накапливая и осваивая
соответствующие
программно-аппаратные
средства, приобретая необходимые опыт;
2.
по мере освоения технологии к созданию моделей-стендов привлекаются отделы, которые
со временем начинают самостоятельно разрабатывать и использовать модели оборудования, систем, и свойств;
3.
на завершающем этапе площадка сосредотачивается на сборке и использовании комплексных моделей-стендов для объектов в целом и
районов их использования.
Реализация проекта такой научно-технологической площадки позволит создать задел для целенаправленного внедрения технологии создания и
использования виртуальных стендов и полигонов в
проектирование, испытания и эксплуатацию средств
подводно-подледного освоения шельфа и может обеспечить качественный технологический прорыв и конкурентные преимущества в этой наиболее наукоемкой и рискованной областях техники.
Рис. 5. Участники и задачи научно-технологической площадки
– 93 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ИНЖЕНЕРНЫЕ РЕШЕНИЯ В ОБЛАСТИ ОБУСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Желяев Е.С. (ООО «Холдинговая Компания «ИНТРА ТУЛ», Санкт-Петербург)
ENGINEERING SOLUTIONS IN OIL AND GAS SHELF PROJECTS.
OPERATIONS AND MAINTENANCE
Zhelyaev E.S. (INTRATOOL Holding Company, LLC, Saint-Petersburg)
Established in 2002 INTRATOOL is one of the leaders in the market of pipeline repair technologies for oil and gas sector.
The company has successfully worked out and introduced engineering solutions for development and operation of
offshore fields. The key areas are: self-sealing repair clamps, mechanical couplings, sea plants` pipeline underwater
tie-in and shutdown technology without product transportation stoppage, composite repair technology for underwater
pipeline operation and repair, underwater cleaning technology and pipeline and hydraulic structures delagging
technology, sea pipeline non-rigging removal and pay out technology during repair and construction works, flexible
reinforced underwater pipelines of new generation, underwater hydraulic tool, underwater machining equipment,
installation of underwater waterjet and plasma cutting, earth removal and moving underwater devices. Moreover, the
company worked out training programs for using technologies. Preengineering and supervising of maintenance process
and repair works on sea plants are one of the key areas of the company as well.
Холдинговая Компания «ИНТРА ТУЛ»с 2002 года является одной из ведущих компаний на рынке ремонтных технологий для нефтегазовой промышленности. Компанией разработаны и успешно внедряются инженерные решения для обустройства и эффективной эксплуатации шельфовых месторождений. Ключевые направления: самогерметизирующие ремонтные зажимы, механические соединительные муфты, технология подводной
врезки и перекрытия трубопроводов морских производственных объектов без остановки транспортировки продукта, технологии композитного ремонта для эксплуатации и ремонта подводных трубопроводов, технологии
подводной очистки и снятия изоляции с подводных трубопроводов и гидротехнических сооружений, технология безтакелажного подъема и спуска морских трубопроводов при ремонте и строительстве, гибкие подводные армированные трубопроводы нового поколения, подводный гидравлический инструмент, подводное механообрабатывающее оборудование, установки подводной гидроабразивной и плазменной резки, подводные
установки для удаления и перемещения грунта. Кроме того, компанией разработаны обучающие программы по
применяемым технологиям. Одним из ключевых направлений также является прединжиниринг и супервайзинг
процесса технического обслуживания и ремонта на морских производственных объектах.
– 94 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕРХЗВУКОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБРАБОТКИ
ГАЗА В ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ КОМПЛЕКСАХ
к.ф.-м.н. Салават Зайнетдинович ИМАЕВ, к.ф.-м.н. Лев Аркадьевич БАГИРОВ, Евгений Анатольевич
НИКОЛАЕВ, Евгений Валентинович ВОЙТЕНКОВ (ООО «ЭНГО Инжиниринг»)
CAPABILITIES OF USING SUPERSONIC GAS TECHNOLOGY AT SUBSEA
PROCESSING PLANTS
Dr. Salavat Z. IMAEV, Dr. Lev A. BAGIROV, Evgeny A. NIKOLAEV, Evgeny V. VOYTENKOV
(«ENGO Engineering», Ltd.)
Super Sonic gas Separation technology (3S-technology) was designed to prepare the gas for transportation and to
extract from gas target fractions, such as hydrocarbon condensate, propane-butane and ethane. The technology is
based on cooling of swirling gas in supersonic Laval nozzle.
At present 3S-technology is successfully used by several industrial plants in Russia («Rosneft» JSC, «Gazprom») and
abroad (PetroChina Company Ltd.). The usage of this technology in subsea processing plants will enable to carry out
gas conditioning in accord with sales gas qualifying standards.
В обозримом будущем основными источниками природного газа могут стать морские газовые
и газоконденсатные месторождения, находящиеся в
Арктике. Одной из ключевых задач при освоении этих
месторождений является создание высокоэффективных малогабаритных установок комплексной подготовки природного газа к транспорту (УКПГ). Существующие УКПГ, базирующиеся на охлаждении газа
при его дросселировании в клапане Джоуля-Томсона,
не отвечают современным требованиям по снижению капитальных и эксплуатационных затрат при обустройстве и эксплуатации морских месторождений.
Особый интерес вызывают технологии подготовки газа, которые могут быть использованы в морских добычных комплексах, устанавливаемых на морском дне.
Данная статья посвящена технологии сверхзвуковой сепарации (3S-cепарации). Данная техноло-
гия может применяться для решения задач, связанных с подготовкой газа к транспорту и обеспечению
глубокого извлечения из газа целевых компонентов.
Установки, базирующиеся на 3S-технологии, имеет
ряд преимуществ по сравнению с существующими системами, поэтому могут рассматриваться как одни из
возможных вариантов УКПГ для месторождений полуострова Ямал и морских месторождений Арктики.
Разработанная группой российских ученых и
инженеров новая сверхзвуковая технология сепарации компонент природного и попутного газа получила
название 3S–технология (SuperSonic Separation). Технология базируется на охлаждении природного газа
в сверхзвуковом закрученном потоке газа. Сверхзвуковой поток реализуется с помощью конфузорно-диффузорного сопла Лаваля. В таком сопле газ
разгоняется до скоростей больших скорости распро-
Рис.1 Принципиальная схема 3S-сепаратора
– 95 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
странения звука в газе. При этом за счет перехода
части потенциальной энергии потока в кинетическую
энергию происходит сильное охлаждение газа.
Расширение природного газа даже до небольших чисел Маха (М ~ 1.5–2.0) позволяет охладить газ
до температур достаточных для конденсации не только
компонентов тяжелее пропана, но даже и этана. При
этом для достижения криогенных температур природного газа дополнительных источников холода, таких
как холодильники, турбодетандеры и т.д., не требуется.
В 3S-технологии отбор сконденсировавшихся в
сверхзвуковом сопле капель конденсата, содержащих
целевые компоненты, осуществляется под воздействием центробежных сил. Поле центробежных сил
создается посредством закрутки потока в форкамере
сверхзвукового сопла.
Принципиальная схема установки, реализующей 3S-технологию (далее 3S-сепаратор), представлена на Рис. 1.
3S-сепаратор включает в себя: закручивающее устройство, до/сверхзвуковое сопло, рабочую
часть, устройство отбора газожидкостной смеси,
диффузоры.
Применение диффузора на выходе из рабочей
части 3S-сепаратора позволяет за счет торможения
преобразовать часть кинетической энергии потока в
потенциальную, что обеспечивает получение давления газа на выходе из диффузора существенно большего, чем статическое давление газа в сверхзвуковом
сопле, при котором происходит конденсация целевых
компонент.
3S-технология как способ и устройства, работающие на его основе, запатентованы в России и
странах СНГ, а также в США, Канаде, Австралии, Великобритании, Франции, Нидерландах, Испании, Италии и ряде других стран.
В данный момент в промышленной эксплуатации находятся две установки сверхзвуковой сепарации. Эти установки смонтированы на газоперерабатывающих объектах ОАО «Роснефть» и на
месторождении китайской государственной компании Petrochina.
Установка 3S-сепарации смонтированная в
2007 г. в ОАО «Роснефть» на УКПГ Губкинского месторождения позволила понизить точки росы по углеводородам и воде на 200С, по сравнению со стандартной
схемой с клапаном Джоуля-Томсона используемой
ранее на этом объекте. Данная установка успешно
эксплуатируется до сих пор и обеспечивает подготовку до 80 000 нм3/час природного газа при входном
давлении газа 70-80 атм.
В 2011 г. в компании Petrochina был успешно запущен блок 3S-сепарации на установке переработки
газа месторождения YAHA. Данный блок, включающий
в себя два 3S-cепаратора, позволил более чем на 20o С
снизить точку росы по воде и углеводородам в товарном газе, по сравнению со стандартной схемой с клапаном Джоуля-Томсона используемой ранее на этом
объекте. При этом давление газа на входе в установку
составляло 108 атм., расход газа 160 000 нм3/час.
В 2009 г. на Заполярном месторождении ОАО
«Газпром» были успешно проведены межведомствен-
Рис. 2 Установка 3S-сепарации на УКПГ Губкинского месторождения ОАО «Роснефть»
– 96 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 3 Блок 3S-сепарации на УПГ месторождения YAHA компании «Petrochina»
Рис. 4 Установка 3S-сепарации на Заполярном месторождения ОАО «Газпром»
– 97 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ные испытания 3S-cепаратора. По результатам этих
испытаний 3S-сепараторы были рекомендованы к
применению на других объектах ОАО «Газпром».
В настоящее время ведется монтаж установок
3S-сепарации на еще пяти объектах переработки газа
в России и за ее пределами.
Некоторые преимущества «3S» по сравнению с
традиционными технологиями сепарации углеводородов из природного газа:
• малогабаритность и, как следствие, возможность размещения в достаточно ограниченном объеме, возможность достаточно легкого
включения в комплекс другого оборудования,
снижение стоимости монтажа и установки,
• низкие капитальные затраты и эксплуатационные издержки,
• экологическая безопасность,
• отсутствие движущихся частей,
• нет потребности в постоянном обслуживании,
• способность использовать, обычно пропадающую, энергию пласта,
• более высокая эффективность по сравнению
с общераспространенным оборудованием для
сепарации.
«3S» обладает потенциалом использования при
решении следующих задач газовой промышленности:
• подготовка газа к транспорту (дегидратация и
выделение тяжелых углеводородов);
• сепарация пропан - бутанов (ШФЛУ);
• сепарация H2S и CO2;
• выделение этана.
Расчеты, основанные на данных экспериментов, проведенные для конкретных месторождений,
показывают, что применение 3S-технологии позволяет увеличить больше чем на 30% отбор тяжелых
углеводородов при использовании существующей
мощности дожиных компрессорных станций. При сохранении уровня отбора тяжелых углеводородов компрессорная мощность может быть уменьшена на 5070%.
Важнейшими преимуществами 3S-технологии
являются малый размер установок, отсутствие в них
движущихся частей, отсутствие персонала для обслуживания, возможность использования энергии пласта
и, как результат, снижение капитальных и эксплуатационных затрат.
Все это делает особенно перспективным применение 3S технологии для газовых месторождений, расположенных на Ямале и на шельфе Арктических морей.
В настоящее время основной схемой подготовки природного газа к транспортировке на морских
месторождениях со средним и высоким пластовым
давлением газа является схема низкотемпературной
сепарации газа (НТС).
При этом целью такой подготовки газа может
быть как обеспечение точки росы по углеводородам
и воде, так и в некоторых особых случаях обеспечение необходимого уровня теплоты сгорания HV (Heat
Value) подготовленного газа.
Рис.5 Схема НТС с дросселированием газа
Рис.6 Схема НТС с турбодетандерным агрегатом
– 98 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В начальный период эксплуатации месторождений для охлаждения газа в схемах НТС используют
в основном только эффект Джоуля-Томсона, реализуемый посредством редуцирования давления газа
в J-T клапане. При падении пластового давления газа
обычно переходят на использование в схемах турбодетандерных агрегатов, в которых охлаждение газа
достигается не только за счёт эффекта Джоуля-Томсона, но также посредством совершения газом дополнительной работы.
дерного агрегата, охлаждают в аппарате воздушного
охлаждения и также подают в магистральный газопровод..
Базисные схемы НТС с использованием J-Tклапана, а также турбодетандерного агрегата представлены на Рис. 5 и 6.
Наиболее интересным является случай использования 3S-технологии на месторождениях, в
которых требуется поддерживать на выходе из установки подготовки газа давление подготовленного
газа на уровне ~ 100 атм. Высокий уровень давления
газа на выходе из установки может быть обусловлен
необходимостью транспортирования газа на большие расстояния. Особенно важно это для вариантов,
в которых подготовленный газ необходимо транспортировать по подводному трубопроводу. Такой
вариант в частности актуален при разработке Штокмановского месторождения, находящегося в Баренцевом море.
Пластовый газ охлаждают в теплообменнике
при помощи морской воды или в аппарате воздушного охлаждения AC и в рекуперативном теплообменнике HE и подают в первичный сепаратор V-1, где от газа
отделяется жидкая фракция (вода и тяжелые углеводороды). Газовую фазу из сепаратора V-1 далее подают в JT- клапан, либо в турбодетандерный агрегат
TE. Охлаждённый газ после J-T- клапана или турбины
турбодетандерного агрегата поступает в концевой
низкотемпературный сепаратор V-2, в котором отделяют сконденсировавшиеся компоненты, и далее в
теплообменник HE. После теплообменника в схеме
Рис. 5 газ подаётся в магистральный газопровод, по
схеме Рис.6 газ сжимают в компрессоре турбодетан-
Применение 3S-сепараторов позволяет улучшить работу описанных схем обработки газа. Последние испытанные образцы 3S-сепараторов могут быть
использованы как без дополнительных устройств
(Рис.7), так и, в случае необходимости, в комбинации
с рекуперативными теплообменниками и вторичными
сепараторами (Рис.8).
В этом случае обеспечить подготовку природного газа к транспортировке в большинстве случаев с
помощью JT-клапана или турбодетандера невозможно. Это связано с тем, что в стандартных схемах про-
Рис.7 3S-сепаратор
Рис.8 Комбинированная схема использования 3S-сепаратора
– 99 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
вести конденсацию целевых компонентов при давлениях, близких к 100 атм., невозможно.
На Рис.9 показана фазовая диаграмма природного газа в координатах температура и давление. Внутри такой фазовой диаграммы природный газ представляет собой двухфазную смесь газа и жидкости.
Для того, чтобы в низкотемпературном технологическом процессе произошло разделение компонентов
природного газа, необходимо, чтобы природный газ
в какой-нибудь точке процесса существовал в двухфазном состоянии. B то же время для любого природного газа существуют критические значения давления
(CCB) и температуры (CCT) газа, выше которых образование жидкой фазы невозможно. Для природных
газов критическое давление часто не превышает 100
атм., именно поэтому при давлениях больше 100 атм.
конденсацию и сепарацию компонент природных газов в стандартных низкотемпературных процессах
провести невозможно.
На Рис. 9 нанесены диаграммы изменения
термодинамического состояния при последовательном прохождении природного газа через различные
участки установок, схемы которых приводятся на Рис.
5-7.
P-T диаграмма A-D-F-E соответствует схеме
установки с JT-клапаном, представленной на Рис.5,
A-D’-F’-E’-E – схеме с турбодетандером (Рис.6),
A-B-C – схеме 3S-сепаратора (Рис.7). Участки A-D,
A-D’ и F-E, F’-E’ отражают прохождение газа через охлаждающие и нагревающие каналы рекуперативного
теплообменника HE, D-F – дросселирование газа в
JT – клапане, D’-F’ - прохождение газа через турбину
турбодетандера TE, E’-E - сжатие газа в компрессоре
турбодетандера ТЕ.
Диаграмма А-В-С соответствует прохождению
газа через 3S-сепаратор (Рис.9). Причем отрезок
А-В – соответствует расширению природного газа в
сопле 3S-сепаратора, сопровождаемого процессом
охлаждения газа, конденсации целевых компонентов
и отделения сконденсировавшихся капель конденсата, участок B-C - отражает сжатие газа в диффузоре
3S-сепаратора.
Для представленных на Рис.9 случаев, ни НТС с
JT-клапаном, ни НТС с турбодетандером не обеспечивают конденсации компонентов газа, а следовательно
и сепарацию целевых компонентов. В то время как за
счет расширения газа до сверхзвуковых скоростей в
сопловом канале 3S-сепаратора удается достаточно
сильно охладить газ и провести сепарацию тяжелых
компонентов.
Таким образом, применение 3S-технологии открывает новые возможности в переработке газа на
морских месторождениях, а также на месторождениях полуострова Ямал.
Рис.9 Диаграммы различных процессов переработки природного газа в случае высокого давления
газа на выходе из установки
– 100 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПОДВОДНОГО ОБУСТРОЙСТВА АРКТИЧЕСКОГО
ШЕЛЬФА
Евгений Евгеньевич ТОРОПОВ, Михаил Викторович КИРИЛЛОВ (ОАО «ЦКБ МТ «Рубин»)
SUBSEA FACILITIES FOR ARCTIC SHELF DEVELOPMENT
Evgeniy Evgenyevich TOROPOV, Mihail Viktorovich KIRILLOV (CDB ME Rubin)
«Strategy for development of the Arctic region of the Russian Federation… until 2020» implies organisation of projects
aimed at integrated study of the continental shelf and coastal areas, preparation of hydrocarbon reserves and mineral
resources for the development. This requires creation of special subsea technologies and facilities to be used for
exploration and development of the Arctic shelf within the minimum ice-free period or in conditions of no ice-free period.
First of all it refers to facilities to be used for under-ice seismic survey, drilling (exploration, prospecting, and production),
well completion, transport, storage and offloading of the recovered mineral resources.
The report includes overview of Arctic marine prospective areas for subsea under-ice development, main
requirements to the facilities and possible challenges in their creation. It touches on conceptual issues associated with
offshore hydrocarbon field development with the use of subsea facilities.
«Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации … на период до 2020 года» предусматривает формирование проектов организации комплексного изучения континентального шельфа и прибрежных
территорий, подготовку запасов углеводородного сырья и минеральных ресурсов к их освоению. Для этого требуется создание специальных подводных технологий и технических средств, которые позволят проводить разведку и обустройство арктического шельфа при минимальном или вовсе отсутствующем межледовом периоде.
В первую очередь речь идет о технических средствах, позволяющих выполнить подо льдом сейсморазведку,
бурение (разведочное, поисковое, эксплуатационное), закачивание скважин, транспортировку, хранение и отгрузку добытых полезных ископаемых.
В рамках доклада производится обзор перспективных районов арктических морей для подводно-подледного освоения, основные требования к техническим средствам и возможные проблемы при их создании,
затрагиваются концептуальные вопросы обустройства подводных месторождений углеводородов с использованием подводных технических средств.
– 101 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПОДХОДЫ К ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЮ УДАЛЁННЫХ ПОДВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО
ШЕЛЬФА
Константин Вольдемарович МЕГРЕЦКИЙ, Вячеслав Валерьевич МОВШУК, Дмитрий Викторович БАТРАК
(ОАО «ЦКБ МТ «Рубин»), Анатолий Егорович КОРНИЛОВ, Искендер Энверович ИБРАГИМОВ
(ДОАО ЦКБН ОАО Газпром), Юрий Александрович ШЕРШНЁВ, Мария Копельевна ГУРЕВИЧ (ОАО «НИИПТ»)
APPROACHES TO POWERING OFFSHORE OIL AND GAS REMOTE SUBSEA
FACILITIES
Konstantin Voldemarovich MEGRETSKIY, Vyacheslav Valeryevich MOVSHUK,
Dmitry Viktorovich BATRAK (CDB ME Rubin), Anatoly Egorovich KORNILOV
and Iskender Enverovich IBRAGIMOV (DOAO CKBN OAO Gazprom), Yury Aleksandrovich
SHERSHNEV, Mariya Kopelyevna GUREVICH (OAO NIIPT)
Offshore field development supported by drilling and production equipment requires high performance and reliable
power supply. Russian offshore fields that can be developed using subsea technologies are located in severe ice
conditions at distances up to 650 km from onshore infrastructures. Power supply requirements for equipment
capacities from tens kilowatt to hundreds megawatt arise from development of different systems used for subsea
processing and transportation of well streams at long distances and appearance of such heavy power consumers like
subsea compressors. It has been recognized that one of the most reliable and safe technique for powering subsea
oil&gas facilities for the moment is power transmission from an onshore power supply source through a subsea cable.
Different power supply system schematics have been considered: transmission of high voltage direct current, high
voltage alternating current and low frequency high voltage alternating current, as well as subsea converter installation.
They have been compared in terms of loss minimization during power transmission and conversion, and provision of
unattended operation reliability and safety. It has been concluded that high voltage direct current transmission at long
distances ensures sufficient reduction of cable losses as compared to alternating current transmission, but subsea DCto-AC conversion (as subsea equipment usually uses alternating current) requires development of subsea converter.
Usage of up-to-date semiconductor elements and proven schematic decisions would allow to develop low-maintenance
reliable subsea converter installations (rectifying and inverter).
Разработка шельфовых месторождений с использованием подводного оборудования для добычи,
подготовки и транспортировки продукции ставит задачи по обеспечению его электроснабжением. Учитывая, что месторождения российского шельфа, которые
могут быть освоены с применением подводных технологий, характеризуются большой удалённостью от
береговой инфраструктуры, тяжёлыми ледовыми условиями и глубиной моря до 400 м, то задача их надёжного электроснабжения является весьма актуальной.
Причем требования к энергообеспечению оборудования мощностью от десятков киловатт до сотен мегаватт обусловлено развитием систем подводной подготовки и транспортировки продукции скважин на большие
расстояния и появлением таких крупных потребителей
электроэнергии как подводные компрессоры.
Наиболее мощными потребителями электроэнергии в составе подводного добычного комплекса
(ПДК) является оборудование систем подготовки и
внешнего транспорта продукции:
1.
Модуль мультифазного транспорта, в составе
одного или нескольких мультифазных насосов.
Мощность насоса до 2 МВт.
2.
Инжекционный модуль, в составе одного или
нескольких инжекционных насосов. Мощность
насоса до 2,5 МВт.
3.
Компрессорная станция, в составе одного или
нескольких подводных компрессоров. Мощность компрессора до 20 МВт.
Полностью подводная схема обустройства перспективных месторождений российского шельфа предусматривает использование нескольких подводных
промысловых центров с лучевой системой сбора, включающей центральный манифольд. Для данной схемы
обустройства можно принять для проведения предварительных исследований системы электроснабжения
ПДК (СЭ ПДК) ориентировочную суммарную мощность
ПДК на уровне 250 МВт (подготовка и транспортировка
продукции газовых месторождений с использованием
насосных и компрессорных мощностей).
Рис. 1. Схема СЭ с передачей постоянного тока
– 102 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Схема СЭ с передачей переменного тока
Рис. 3. Схема СЭ с передачей низкочастотного переменного тока
Рис.4. Зависимости доставляемой к ПДК активной мощности от расстояния между источником
электроэнергии и ПДК для напряжения передачи 200 кВ и частот 10, 25 и 50 Гц
– 103 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Одним из наиболее надёжных и безопасных
вариантов электроснабжения подводных нефтегазовых объектов является передача электроэнергии от
источника электроэнергии по подводному кабелю.
Возможны СЭ ПДК с использованием передачи постоянного (рис.1), переменного (рис.2) или низкочастотного переменного (рис.3) тока высокого напряжения.
мощности (например, статическими компенсаторами - СКРМ), но при длине подводной кабельной линии
(КЛ) в сотни километров СКРМ, установленные только
по концам КЛ, не решают задачу полностью, требуется установка промежуточных СКРМ на протяжении КЛ.
Даже с применением систем компенсации реактивной
мощности потери при передаче переменного тока по
протяжённой подводной КЛ остаются высокими.
На первый взгляд может показаться, что передача электроэнергии переменным током (схемы рис.
1-3) экономически более целесообразна по сравнению с передачей постоянным током (ППТ), поскольку
отпадает необходимость строительства преобразовательной станции на берегу (БПС) для преобразования напряжения промышленной частоты в постоянное напряжение и преобразовательной станции
под водой (ППС) для преобразования постоянного
напряжения в электроэнергию с параметрами необходимыми для работы большинства исполнительных
механизмов.
Допустимое расстояние растет с уменьшением
частоты f, но даже при f = 10 Гц длина КЛ не превышает 250 км. Преимущество переменного тока перед постоянным током даже при такой частоте сомнительны
из-за весогабаритных показателей трансформаторного и реакторного оборудования, как наземного, так
и, особенно, подводного.
Для более полного анализа рассмотрим возможность передачи электроэнергии на ПДК переменным током. Полная мощность S, передаваемая
по линии переменного тока, состоит из активной P и
реактивной Q составляющих:
Оценим теперь потери в КЛ СЭ ПДК с ППТ
(рис.1) в зависимости от выходного напряжения БПС.
Положим при этом, что мощность питающей БПС
энергосистемы существенно больше 250 МВт, так что
введение новой ППТ не приведет к заметному росту
токов КЗ на шинах других объектов энергосистемы.
Одновременно проведём оценку оптимального напряжения ППТ.
В табл.1 приведены падения напряжения в КЛ
при разных сечениях жил кабеля, а также необходимое увеличение мощности ППТ ΔPППТ для обеспечения
заданной мощности потребления на ПДК и напряжение на входе ППС UВХ.
На рис.4. показаны зависимости активной (полезной) мощности P, доставляемой к ПДК, от расстояния L между источником электроэнергии напряжением 200 кВ и ПДК для различных частот переменного
тока. При расчетах принято ориентировочно, что погонная емкость питающего кабеля С = 0,22 мкФ/км
(для кабеля сечением жилы 1000 мм2) [1].
Длинные подводные кабели имеют высокую
емкость, и если этот факт не оказывает большого
влияния для передачи электроэнергии на постоянном
токе, то переменный ток приводит к зарядке и разрядке емкости кабеля, вызывая дополнительные потери
мощности. Кроме того, мощность переменного тока
расходуется на диэлектрические потери.
Видно, что на промышленной частоте невозможно доставить сколько-нибудь существенную активную
мощность далее 50÷60 км. Как известно, с ростом напряжения ограничение становится еще более жестким.
Сократить потери на переменном токе возможно с помощью установки устройств компенсации реактивной
Заметим, что кабели постоянного тока всех
рассмотренных сечений (от 1000 до 3000 мм2) на
указанные напряжения (от 100 до 300 кВ) доступны на
мировом рынке [2-5]. Известны также действующие
ППТ с длинными подводными участками кабеля [3] и
даже Тихоокеанская ППТ длиной 1330 км. Но это тра-
Таблица 1 – Параметры кабельной линии постоянного тока
Выходное
напряжение БПС
UППТ, кВ
Сечение
жилы
кабеля S,
мм2
Активное
Ток ППТ, Мощность
ППТ
сопротивIППТ, А
PППТ, МВА
ление кабеля R, Ом
Падение
Напряжение
Увеличение
напряжемощности ППТ на входе ППС
ния в кабеле ΔPППТ, %
UВХ, кВ
ΔUКЛ, кВ
1000
22,75
-*
-*
-*
2000
11,38
-*
-*
-*
3000
7,58
3372
335
25
1000
22,75
1509
302
34
200
2000
11,38
1354
271
15
3000
7,58
1316
263
10
1000
22,75
1113
278
25
250
2000
11,38
1050
263
12
3000
7,58
1032
258
7,8
1000
22,75
894
268
20
300
2000
11,38
861
258
10
3000
7,58
852
256
6,5
*Примечание – ток превышает пропускную способность кабеля
100
– 104 –
-*
-*
25
17,2
7,2
5,0
10,1
4,8
3,1
6,7
3,1
2,3
-*
-*
75
166
185
170
225
238
242
280
290
293
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис.5. Структурная схема системы электропитания ПДК
ФУ – фильтровое устройство; СУ – система управления; ВУ – выравнивающее устройство;
СИ – силовой инвертор; Т1 – силовой высоковольтный (на полное напряжение ПДК) трансформатор;
ЧРЭП – частотно-регулируемый электропривод; ОЭП – оптоэлектрический преобразователь;
М – исполнительный механизм; СУИМ – система управления исполнительным механизмом.
диционные ППТ с береговыми преобразовательными
станциями с обоих концов.
Как видно из таблицы, при UППТ=100 кВ даже
использование кабеля сечением 3000 мм2 приводит к
25% потерям мощности в КЛ, а при сечениях 2000 мм2
и менее для передачи мощности требуются такие токи,
что всё напряжение 100 кВ падает на активном сопротивлении КЛ, и передача электроэнергии становится
вообще невозможной (именно поэтому СЭ напряжением ниже 200 кВ не рассматривались на рис.4).
Дальнейший выбор UППТ следует проводить исходя из двух противоречивых требований. С одной
стороны, с ростом UППТ потери в КЛ падают, и при напряжении 300 кВ и медной жиле сечением 3000 мм2
составляют около 2%, что соответствует уровню допустимых потерь электроэнергии в общепромышленных воздушных линиях электропередач. С другой стороны, становится более острой проблема изоляции и
деления в ППС постоянного входного напряжения для
его последующего распределения по фидерам.
Таким образом, следует отметить, что энергоснабжение удалённого на большое расстояние ПДК с
помощью СЭ с передачей постоянного тока высокого
напряжения по подводной КЛ имеет следующие преимущества:
1.
Падение напряжения и потери электроэнергии
при передаче (2-3%) соответствуют допустимому уровню для общепромышленных воздушных
линий электропередач. Потери при передаче
переменного тока, даже с применение систем
компенсации реактивной мощности, при такой
же длине КЛ будут на порядок больше;
2.
Протяжённость кабельной линии ограничена
только активным сопротивлением кабеля (потерями активной мощности);
3.
Бифилярная конструкция двужильного кабеля
[2,3] постоянного тока полностью блокирует
выход магнитного поля за оболочку кабеля, тем
самым, исключая его влияние на подводную
фауну;
4.
Старение изоляции кабеля на постоянном токе существенно меньше, чем на переменном токе [1];
5.
Поскольку у линии постоянного тока действующее значение напряжения равно амплитудному, становится возможным передавать на 41% больше мощности по линии
электропередачи с проводниками и изоляцией того же размера, что на переменном
токе, что снижает капитальные затраты на
строительство КЛ.
При проектировании СЭ уже на начальном
этапе встаёт ряд серьезных проблем, тем более что
присутствие персонала на ПДК и ППС не предусматривается, как в процессе штатной работы, так и в
момент ввода в эксплуатацию. Перечислим основные проблемы:
1.
Деление высокого постоянного напряжения на
входе ППС для равномерного энергообеспечения отдельных фидеров;
2.
Контролируемый первичный пуск преобразовательного оборудования ППС;
3.
Организация питания СН в номинальном режиме работы СЭ ПДК;
4.
Передача информационных сигналов между
ППС и БПС, т.е на расстояние порядка 600 км
(выбор оптического или гальванического канала, систем усиления сигналов и т.д.);
5.
Обеспечение изоляции узлов и блоков ППС на
напряжение в сотни киловольт и обеспечение
при этом необходимого охлаждения;
БПС может быть традиционной освоенной конструкции в виде управляемого выпрямителя.
На рис.5. приведена одна из возможных структурных схем построения СЭ ПДК.
– 105 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Приведенная на рис.5 СЭ ПДК функционирует
следующим образом.
Первоначально по сигналу диспетчера энергосистемы через береговую систему управления (СУ)
включается в зарегулированном (инверторном) режиме БПС. Затем от системы электропитания СН БПС
тем или иным образом необходимо организовать
питание СН ППС. Электропитание СН ППС необходимо для проведения тестового опроса управляющих
блоков всех уровней на предмет проверки готовности силовых преобразовательных устройств к подаче
силового напряжения, а также для приведения состояния всех приводов коммутационно-защитной аппаратуры в правильное исходное положения. Сигналы
готовности собираются в коллектор, и при наличии
всех сигналов «да» на вход СУ БПС подается сигнал
на плавное увеличение угла управления α. Растущее
выходное напряжение БПС по подводному кабелю постоянного тока передаётся на вход ППС.
Следует рассмотреть возможности передачи
информационных сигналов по оптоволокну и гальваническим способом. Достигнутая на сегодня максимальная длина передачи информации по оптоволокну
без усилителей-повторителей составляет 425 км [6].
Известен способ передачи высокочастотных информационных сигналов по ЛЭП переменного тока. Однако, передача высокочастотных сигналов на большие
расстояния по кабелям высокого напряжения практически не достижима, поскольку даже при сравнительно небольшой частоте 100 кГц затухание для кабелей
220 кВ составляет более 2,5 дБ/км [7].
Следующая ступень преобразования – организация равномерного деления высокого входного напряжения между потребителями (фидерами
питания потребителей). Для деления постоянного
напряжения известно практически только два физически идентичных способа: деление по последовательно включенным конденсаторам или по последовательно включенным аккумуляторным батареям
большой емкости. Выбор следует производить как
по показателям надежности, так и весогабаритным
показателям. Учитывая большие мощности, потребляемые по каналам (порядка 10 МВт) необходимо
использовать накопители максимальной удельной
емкости. На сегодня наилучшие показатели по этому параметру у Li-ионных аккумуляторов. Однако
широкой практикой пока не доказана их достаточная надежность (известны случаев отказа Li-ионных
батарей). Основная причина отказов - недостатки
системы охлаждения и системы баланса зарядных
устройств [8]. Обе причины отказов при тщательном проектировании можно устранить. Известны
также способы достижения высокой безопасности
Li-ионных аккумуляторов [9].
Наличие мощной емкостной системы деления
постоянного высокого напряжения позволяет организовать ППТ по КЛ напряжением, например, не 300 кВ,
а ±150 кВ с заземлением средней точки преобразователей ППС. Наличие выравнивающих устройств (ВУ) и
обратной связи с БПС позволяет оперативно регулировать напряжение в фидерах, сохраняя его на номинальном уровне за счет регулирования UППТ углом α,
при изменении потребляемой мощности ПДК в ходе
эксплуатации и даже в случае, отказа одной или более
цепей в одной из половин (+150 кВ или –150 кВ).
Как видно из табл.1, при выбранном напряжении ±150 кВ падение напряжения на входе ППС составляет ≈2% при сечении жилы кабеля 3000 мм2 и
≈3% при сечении жилы кабеля 2000 мм2. Этим снижением можно пренебречь и считать, что целесообразно
поделить все оборудование ППС на 26 единиц (модулей) по 10 МВт каждая с входным напряжением постоянного тока ≈10 кВ.
Что касается организации электропитания собственных нужд (СН) различного оборудования в номинальном стационарном режиме работы ППС, то задача распадается, как минимум, на две:
1.
Питание маломощных устройств для СН силового инвертора.
2.
Питание СН коммутационных и иных силовых
вспомогательных механизмов, расположенных
в капсуле.
Структурная схема питания СН силового инвертора приведена на рис.6. Отбор мощности для СН
возможен прямо от входных силовых клемм «а-б» единичного модуля. Структура питания СН исключает последовательное соединение IGBT в плечах инвертора
собственных нужд (ИСН) и, соответственно повышает
его надежность. Количество ИСН может быть больше
или меньше 4-х показанных на рис.6, и выбирается на
стадии рабочего проектирования. Блок питания силового инвертора – стандартный и сдержит столько
выходов и на такое напряжение, сколько потребуют
система управления и система датчиков силового инвертора. Такая матричная схема, как на рис.6, приемлема и для построения силового инвертора.
Рис.6. Структурная схема питания СН силового
инвертора капсулы
ИСН – инвертор СН; Т2 – многообмоточный
трансформатор
Что касается питания СН коммутационных и
иных силовых вспомогательных механизмов, то, как
видно из рис.5, их необходимо развязать от «земли»
на полное напряжение ±150 кВ. Поэтому целесообразно организовывать их там, где эта развязка уже
осуществлена, то есть с вторичных обмоток трансформатора Т1. Схема СЭ одного модуля ППС, включающая силовую часть и обе системы питания СН приведена на рис.7.
Резюмируя приведённый анализ проблем построения СЭ ПДК и преобразовательного оборудования ППС для отдалённых шельфовых месторождений
можно отметить следующие основные задачи, которые необходимо решить при создании СЭ ПДК:
1.
– 106 –
Организация надежного равномерного деления входного постоянного высокого напря-
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис.7. Общая структура СЭ единичного модуля ППС
жения между модулями ППС, при изменении
потребляемой мощности ПДК в ходе эксплуатации и даже в случае, отказа одного или более
модулей.
2.
3.
4.
Обеспечение высокой надежности всего электротехнического оборудования СЭ ПДК в отсутствии обслуживания (предусмотреть возможность резервирования).
Организация первичного пуска оборудования
СЭ ПДК, для чего требуется передача пусковых
управляющих импульсов от БПС к ППС и обратно, а также первичное электропитание СН ППС.
Обеспечение изоляции узлов и блоков СЭ ПДК
на напряжение сотни киловольт и организация
при этом эффективной системы охлаждения.
Необходимо отметить что, несмотря на серьёзность и техническую сложность указанных задач, они
могут быть решены в ходе проектирования СЭ с использованием отработанных технических и технологических решений применяемых в области силовой
преобразовательной техники и подводного судостроения.
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА
1.
XLPE Submarine Cable Systems. Attachment to
XLPE Land Cable Systems – User’s Guide. Rev 5
ABB.
2.
HVDC Light Power Cables. Submarine and Land
Power Cables// www.ABB.ru/product + Guide.
3.
Jan-Erik Skog, Kees Koreman, Bo Pääjärvi, Thomas Worzyk, Thomas Andersröd. The Norned HVDC
Link. A Power Transmission Highway between Norway and the Netherlands// Proc. Energex 2006,
Trondheim, Norway.
4.
Ronström L., Hoffstein M.L., Pajo R., Lahtinen M.
The Estlink HVDC Light Transmission System/ CIGRE Regional Meeting, June 18-20, 2007, Tallinn,
Estonia.
5.
The New Storebaelt HVDC Project for Interconnecting Eastern and Western Denmark/ CIGRE
2008, B4-104.
6.
http://northafricapost.com/2146-libya-silphiumundersea-fiber-cable-launched.html
7.
Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО
56947007-33.060.40. Руководящие указания
по выбору частот высокочастотных каналов по
линиям электропередач 35.110,220. 330, 500 и
750 кВ, 2010г.
8.
А. Рыкованов. Системы баланса Li-ионных аккумуляторных батарей. Силовая электроника,
№1, 2009, с.52-55.
9.
Приказ Комитета по надзору за безопасным
ведением работ в промышленности и горному надзору при Кабинете Министров Республики Казахстан от 21 июля 1995 года «Об утверждении Правил техники безопасности при
проведении морских геофизических работ
(разд.6.2.29-6.2.33 Литиевые батареи).
– 107 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КЛИМАТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПЛОЩАДИ ЛЬДА И ЛЕДОВЫЕ УСЛОВИЯ
ПЛАВАНИЯ НА РОССИЙСКОМ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Евгений Уарович МИРОНОВ (ФГБУ «ААНИИ»), Валерий Павлович КАРКЛИН (ФГБУ «ААНИИ»),
Залман Маркович ГУДКОВИЧ (ФГБУ «ААНИИ»), Александр Викторович ЮЛИН (ФГБУ «ААНИИ»)
CLIMATIC CHANGES OF ICE AREA AND ICE NAVIGATION CONDITIONS ON
THE RUSSIAN ARCTIC OFFSHORE
Yevgeny MIRONOV (AARI), Valery KARKLIN (AARI), Zalman GUDKOVICH (AARI),
Alexander YULIN (AARI)
The analysis of long-range changes (during 20th century – beginning of 21st century) of annual mean air temperature, ice
cover extent in the Arctic seas and other hydrometeorological parameters showed that they are characterized by polycyclic fluctuations with periods of 60, 20, 10 years and less. These changes took place on the background of quasilinear trend of warming which is a part of super-secular cycle with the period of 200 years. As shown, these fluctuations
are caused by natural factors and not connected with the anthropogenic effect on the climate.
ВВЕДЕНИЕ
В период с 1950-х по 1980-е годы интенсивное
плавание судов по трассам Северного морского пути
(СМП) сопровождалось гидрометеорологическим
обеспечением судоходства, включающим ледовые
прогнозы различной заблаговременности. Для разработки методов ледовых прогнозов были выполнены
исследования межгодовых и многолетних колебаний,
происходящих под влиянием естественных внешних
факторов и взаимодействия в системе океан-атмосфера-морской лед. Приписывание в последние годы
антропогенное влияние двуокиси углерода (СО2) не
объясняют происходящие с середины 1980-х годов
климатические изменения в Арктике.
КЛИМАТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПЛОЩАДИ
МОРСКОГО ЛЬДА
В качестве основной причины климатических
изменений можно рассматривать воздействие на
атмосферу Земли изменений общей лучистой энергии Солнца (Total Solar Irradiance – TSI). Это понятие
включает электромагнитные волны разной длины,
солнечную активность, формирующую корпускулярные потоки (солнечный ветер) и космические лучи,
регулируемые межпланетными магнитными полями.
Косвенно воздействие солнечной активности на климат
проявляется в совпадении средней продолжительности
циклов, выявленных в ходе температуры воздуха, ледовитости и в солнечной активности – цикл Швабе (11 лет),
Хейла (22 года), а также «200-летний» цикл.
Изменения среднегодовых аномалий поверхностной температуры воздуха в зоне севернее 62º
с.ш. были сопоставлены с величинами TSI, полученными в результате композиции наблюдений за солнечными пятнами и общей радиацией Солнца. Графики хода температуры и TSI довольно согласованно
подтверждают как наличие векового положительного
тренда, так и присутствие квази-шестидесятилетних
циклических колебаний на его фоне, чего нельзя сказать о ходе содержания CO2.
Важным звеном общей циркуляции атмосферы
являются циркумполярные вихри, от состояния которых зависит интенсивность западно-восточных (зональных) переносов воздуха в тропосфере Земли. В
климатическом плане циркумполярные вихри углубля-
ются в периоды потепления и частично заполняются
в периоды похолодания (60-летний цикл). Основную
роль в климатической изменчивости циркумполярных
вихрей играет корпускулярная составляющая TSI. Изменение интенсивности зональных переносов в атмосфере характеризуют графики средних разностей
высот поверхности АТ-500 между параллелями 40 и 70º
широты. В течение второй половины XX века (период
потепления) интенсивность зональных переносов в
обоих полушариях постепенно возрастала. Однако на
рубеже веков она стала уменьшаться, что указывает на
изменение климата в сторону похолодания. Такие же
изменения видны и в ходе солнечной активности.
Результаты исследований, выполненных специалистами ААНИИ в течение последних 10 лет и опубликованные в ряде статей и в двух монографиях [Фролов
и др., 2007; Frolov et al., 2009], показали, что длительные изменения среднегодовой поверхностной температуры воздуха в Арктике, ледовитости арктических
морей и других гидрометеорологических показателей
в XX веке – начале XXI века характеризуются полициклическими колебаниями продолжительностью около
60, 20, 10 и менее лет, которые происходили на фоне
квазилинейного тренда потепления, который сам, возможно, является частью сверхвекового цикла продолжительностью около 200 Показано, что эти колебания
вызваны естественными факторами и не связаны с антропогенным воздействием на климат Земли.
Температура воздуха в арктической зоне с начала XX века испытывала долговременные естественные
колебания, в которых отчетливо проявляется естественный цикл продолжительностью около 60 лет. Этот цикл
описывает все природные феномены в арктической
зоне, происходившие в XX – начале XXI века: понижение
температуры воздуха в начале XX века; «потепление Арктики» 1920-1940-х годов; похолодание 1960-1980-х годов, последующее потепление, начавшееся с середины
1980-х годов. Гидрометеорологические и ледовые условия в Арктике в XX – начале XXI века формировались на
повышенном температурном фоне с начала 20-х годов XX
века до примерно середины 50-х годов. 1922-1956 годы
относятся к теплому периоду. За ним последовал холодный период, охватывающий 1957-1984 годы. С середины
1980-х годов начался очередной период потепления.
Климатические изменения ледяного покрова
арктических морей в XX – начале XXI века характери-
– 108 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
зовались наличием отрицательного линейного тренда, на фоне которого происходили циклические колебания продолжительностью около 60, 20 и 10 лет.
Эти изменения имели пространственно-временные
особенности. В западных морях (Гренландском, Баренцевом, Карском) наблюдался значительный отрицательный линейный тренд ледовитости, на фоне
которого происходили длительные колебания, основным из которых является цикл близкий к 60 годам.
В восточных арктических морях (Лаптевых,
Восточно-Сибирском, Чукотском) колебания ледовитости происходили в основном около среднего значения (за исключением нескольких последних лет).
Колебания ледовитости в этом регионе характеризуются большой межгодовой изменчивостью, и 60-летний цикл выражен значительно слабее.
Согласно фоновому прогнозу специалистов ААНИИ, для которого использован причинно обоснованный
полициклический характер климатических колебаний,
температура воздуха в арктической зоне в XXI веке будет
испытывать циклические (а не однонаправленные) колебания. В период 2015-2020 гг. среднегодовая температура воздуха понизится до средних значений, и около
2030-2040-х достигнет минимума, после чего вновь начнет повышаться. Этот прогноз был опубликован в 2005 г.
в «Оценочном докладе Росгидромета», а затем в монографиях [Фролов и др., 2007; Frolov et al., 2009].
В последние годы прогноз специалистов ААНИИ
находит подтверждение в работах многих климатологов, в которых отмечается переход к похолоданию климата Земли, либо прекращение процесса потепления.
Перелом в изменениях аномалий глобальной ПТВ и
температуры поверхности океанов хорошо виден на
рисунке, построенном по данным главы Института
космических исследований при НАСА Д. Хансена с
коллегами.
Таким образом, перелом в изменениях климата
в сторону похолодания, произошедший на рубеже веков и подтверждаемый данными наблюдений за температурой воздуха, уровнем Мирового океана и целым
рядом других показателей климатической системы,
увеличение повторяемости Арктического антициклона.
Усиление антициклонического круговорота в Арктическом Бассейне, противоречат парниковой теории, поскольку это произошло при максимальном за длительный период содержании CO2 в атмосфере Земли.
Используя физико-статистический подход, на
основе выявленных циклических колебаний (продолжительностью 60 и около 200 лет) нами разработан
фоновой климатический прогноз суммарной площади
распространения льда в западных (моря Гренландское, Баренцево и Карское) и суммарной ледовитости арктических морей (от Гренландского до Чукотского). Прогноз опубликован в монографиях [Фролов
и др., 2007; Frolov et al., 2009]. Из представленного
прогноза следует, что в XXI веке ожидается сохранение колебательного фона изменений площади льдов
в арктических морях. В период 20-40-е годы XXI века
ожидается увеличение площади льдов в летнее время
с максимумом около 2035-2040 гг.
ближайшие десятилетия? Как известно, основным
препятствием при плавании судов в арктических морях в летний период являются ледяные массивы –
скопления сплоченных льдов повышенной толщины
и торосистости. Через районы их расположения в арктических морях проходят основные трассы плавания.
Как следует из анализа повторяемости сложности ледовых условий в любой климатический период могут наблюдаться годы с тяжелыми, легкими и
средними ледовыми условиями. При этом количество
лет со средними условиями одинаково в теплые и холодные климатические периоды. Однако в холодный
период почти в два раза больше лет с тяжелыми ледовыми условиями и во столько же раз меньше лет с
легкими ледовыми условиями.
Другой важной характеристикой ледовых условий плавания является оценка продолжительности периода сквозного безледокольного плавания по
Северному морскому пути, при которой учитывается
количество декад (10-дневных периодов) в течение
которых на всем протяжении трассы отсутствуют
сплоченные льды (7-10 баллов). Эта характеристика рассчитывается для судов усиленного ледового
класса (Arc6, Arc7). После разрежения ледяного покрова до сплоченности 4-6 баллов суда этого ледового класса могут самостоятельно плавать по трассам
СМП, без риска получить ледовые повреждения.
Даже в течение последнего периода потепления Арктики были годы, когда возможность сквозного
безледокольного плавания по СМП в летний период
полностью отсутствовала. Так, в августе 2008-2010 гг.
сплоченные льды блокировали пролив Вилькицкого и
центральную часть Восточно-Сибирского моря. В целом легком 2012 г. во второй декаде августа сплоченные льды располагались на западных подходах к проливу Лонга и в самом проливе. Неблагоприятные для
сквозного безледокольного плавания судов по трассам
СМП наблюдались в 22% лет в теплый климатический
период; в холодный период – почти в два раза больше.
ВЫВОДЫ
Таким образом, согласно нашему прогнозу развития фона климатических и ледовых условий в Арктике
в XXI веке к 2030–2040-м годам ожидается постепенный
переход к холодному периоду с повышенным фоном ледовитости в арктических морях. Очевидно, что ожидаемые изменения ледовитости арктических морей отразятся как на ледовых условиях плавания судов на трассе
СМП, так и других видах хозяйственной деятельности
в Арктике. Характеристики этих условий будут близки
характеристикам, соответствующим годам холодного
периода в XX веке, с присущей им межгодовой изменчивостью. Повышенный фон ледовитости арктических
морей приведет к увеличению протяженности пути плавания в сплоченных льдах и сокращению периода сквозного безледокольного плавания по СМП.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Фролов И.Е., Гудкович З.М., Карклин В.П., Ковалев Е.Г., Смоляницкий В.М. Климатические
изменения ледяного покрова морей Евразийского шельфа. – СПб, Наука, 2007, 135 с.
2.
Frolov I., Gudkovich Z., Karklin V., Kovalev E.,
Smolyanitsky V. Climatic change in Eurasian Arctic
shelf seas. – Springer-Praxis, 2009, 165 p.
ЛЕДОВЫЕ УСЛОВИЯ ПЛАВАНИЯ
Какие последствия для судоходства по трассам
арктического шельфа можно ожидать в связи возможным увеличением ледовитости арктических морей в
– 109 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КРУПНОМАСШТАБНАЯ МЕХАНИКА МОРСКОГО ЛЬДА В АРКТИКЕ
Виктор Николаевич СМИРНОВ, Сергей Михайлович КОВАЛЕВ, Валерий Геннадьевич КОРОСТЕЛЕВ,
Леонид Владимирович ПАНОВ, Игорь Борисович ШЕЙКИН, Александр Иванович ШУШЛЕБИН (ФГБУ «ААНИИ»)
THE LARGE-SCALE MECHANICS OF SEA ICE IN АRCTIC
Victor N. SMIRNOV, Sergey M. KOVALEV, Valeriy G. KOROSTELEV, Leonid V. PANOV,
Igor B. SHEIKIN, Alexandr I. SHUSHLEBIN (AARI)
In the present work examples of instrumental monitoring of a physical-mechanical condition of a sea ice in Arctic regions
are resulted. At natural researches both traditional test methods of durability of samples of an ice, and local strength
of an ice on compression by means of borehole jack were used. Natural dynamic processes in system «ice-ice» reflect
many forms of deformation and the destructions of an ice observable in system «ice-structure». Especially it is shown
in effect of self-excited oscillations (frequency lock-in, or self-excited vibration). It is shown, that self-excited oscillatory
processes in drifting ice can be considered as predictor attributes of a break of an ice. Large-scale experiments on
bearing capacity fast ice and drifting ice show ample opportunities for the decision of practical problems at development
of a shelf of the Arctic seas.
В настоящей работе приводятся примеры инструментального мониторинга физико-механического состояния морского льда в Арктике. При натурных
исследованиях использовались как традиционные
методы испытания прочности образцов льда, так и
локальной прочности льда на сжатие с помощью скважинного зонд-индентора (borehole jack). Естественные динамические процессы в системе «лед-лед»
отражают многие формы деформирования и разрушения льда, наблюдаемые в системе «лед-сооружение».
Особенно это проявляется в эффекте автоколебаний
(frequency lock-in, or self-excited vibration). Показано,
что автоколебательные процессы в дрейфующем льду
могут рассматриваться как прогностические признаки разлома льда. Крупномасштабные эксперименты
по несущей способности припайных и дрейфующих
льдов показывают широкие возможности для решения практических задач при освоении шельфа арктических морей.
ВВЕДЕНИЕ
Исследования физико-механических свойств
ровного льда, торосов, айсбергов ведутся из рассмотрения льда как материала, конструкции и как
геофизической дискретной среды, которая находится под воздействием атмосферы и океана. В крупномасштабных экспериментах результаты отражают
свойства и характеристики льда, реализующиеся при
его деформировании и разрушении в естественных
условиях: при проломах от грузов, при воздействии
льда на сооружение, на берега или на морское дно.
Подобные испытания проводились во многих ледовых регионах РФ, где определялись прочность консолидированного слоя толщиной до 3 м, прочность
сцепления смерзшихся обломков в киле тороса, угол
внутреннего трения при разрушении сдвигом киля
тороса. Наряду с крупномасштабными испытаниями
прочностных характеристик льда проводятся иссле-
Таблица 1 – Технические характеристики комплекса
Наименование параметра
Зонд-индентор гидравлический
Диаметр поршня, мм
Ход поршня, мм
Максимальное рабочее давление в поршневой полости, МПа (кгс/см2)
Максимальная скорость перемещения поршня, мм/с
Масса без инденторов, кг
Пресс гидравлический переносной
Максимальное рабочее давление в поршневой полости, МПа (кгс/см2)
Диаметр поршня, мм
Ход поршня, мм
Расстояние между плитой опорной и основанием для установки образца, мм
- максимальное
- минимальное
Масса, кг
Гидростанция
Рабочее давление максимальное, МПа
Напряжение питания, В/Гц
Масса гидростанции (без масла), кг
– 110 –
Значение параметра
100
50
70(700)
4,5
34,5
27 (270)
100
50
350
250
58
27,0
~ 380/50 АС
62,5
RAO / CIS OFFSHORE 2013
дования механики деформирования и разрушения
льда, происходящие естественным образом: при
сжатии, торошении, воздействии волн типа зыби. В
данной работе приводятся примеры как крупномасштабных экспериментов, так и результатов мониторинга механики деформирования и разлома ледяных
полей.
1. ЛОКАЛЬНАЯ ПРОЧНОСТЬ ЛЬДА
В лаборатории физики льда ААНИИ на базе
зонд-индентора и полевого гидравлического пресса /1/ был разработан и совместно с ЗАО «Гидросистемы» изготовлен комплекс гидрооборудования для определения механических свойств льда в
полевых условиях /2/. Комплекс предназначен для
определения по единой методике прочности льда
(ровного, наслоенного и торосистого) в скважинах и
на образцах. Образцы льда изготавливаются в виде
цилиндров или призм с поперечными размерами,
близкими к площади применяемых инденторов.
Особенностью разработки является увеличенная
мощность зонда и возможность регулировать скорость внедрения индентора в лёд при сохранении
её постоянства в каждом конкретном испытании.
При этом скорость выдвижения пуансона пресса регулируется в том же диапазоне, что позволяет проводить испытания образцов льда и внедрения индентора в стенку скважины с одинаковой скоростью
деформации. Основными элементами комплекса
являются: зонд-индентор, пресс и гидростанция.
Основные технические характеристики приведены
в таблице 1.
Электропитание гидростанции осуществляется от трёхфазного генератора мощностью 4,5 кВт. На
рис. 1 представлены фотографии комплекса, развёрнутого в полевых условиях.
Определение локальной прочности льда в скважинах в естественных условиях проводятся на основании рекомендаций изложенных в Своде Правил /3/
и ISO /4/.
Работа устройств осуществляется следующим
образом. В ледяном покрове (ровном, наслоенном
или торосистых образованиях) при помощи мотобура «Husqvarna» 225AI 25 со шнеком диаметром 25
см выбуривается скважина по возможности на всю
толщину льда. Буровая стружка извлекается специальным устройством для очистки скважин. Над скважиной устанавливается тренога, на которой при помощи тали или электролебедки подвешивается зонд
с установленным на выдвижном штоке индентором. В
зависимости от физического состояния льда применяются инденторы диаметров 6,5; 9,0 или 12,0 см. На
рис. 2 приведена схема определения прочности льда
в скважине /5/.
Первое испытание проводится на глубине 30–
40 см от поверхности льда до середины индентора.
Такое заглубление необходимо, чтобы не произошел
скол льда в направлении поверхности. Остальные
испытания проводят с шагом 30 см по всей глубине
скважины. Нагружение осуществляется с помощью
гидроцилиндра при его распирающем воздействии
на стенку скважины и ограничения перемещения гидроцилиндра с противоположной от индентора стороны за счёт опорной плиты. Опорная плита превосходит площадь индентора более чем в десять раз. Это
обеспечивает, при подаче давления в гидроцилиндр,
внедрение индентора без внедрения опорной плиты. Отсутствие перемещения опорной плиты гидроцилиндра позволяет увеличить глубину внедрения
индентора в стенку скважины и довести разрушение
льда до его смятия. Во время испытаний фиксируются
давление в гидросистеме, время нагружения, смеще-
Рис. 1. Комплекс гидрооборудования для определения механических свойств льда в полевых
условиях: скважинный зонд (а); гидравлический пресс (б)
– 111 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Схемы расположения на поверхности ледяного покрова оборудования для определения
прочности льда (а) и зонд-индентора в скважине (б)
ние индентора в ледяном покрове. Регистрация осуществляется через плату АЦП на ноутбук. Процесс нагружения контролируется по показаниям образцового
манометра.
На рис. 3 приведена типичные записи напряжения и перемещения индентора при внедрении в
лёд и напряжения и перемещения пуансона пресса.
Устройство электродвигателя насоса на гидростанции обеспечивает постоянство скорости внедрения
индентора в лёд при каждом испытании.
Анализ зависимостей между напряжением
внедрения индентора и временем нагружения, визуальные наблюдения и фиксация трещин в ледяном
покрове позволяют представить процесс взаимодействия зонда со льдом следующим образом. Наблюдается три этапа нагружения скважины.
Первый этап завершается возникновением
первой трещины и характеризует начальный момент
внедрения индентора.
Второй этап нагружения завершается разрушением некоторого объема льда (локальная прочность), приводящим к образованию зоны смятия и
радиальных трещин. Этот процесс носит лавинообразный характер, и его длительность не превышает
нескольких секунд.
На третьем этапе нагружения наблюдается, в
основном, три типа взаимодействия индентора со
льдом. Первый тип характеризуется проникновением
индентора сквозь зону смятия при практически постоянном напряжении, которое ниже разрушающего на
20–60% (постразрушающее напряжение). Второй тип
взаимодействия характеризуется тем, что постразрушающее напряжение не меньше локальной прочности. При третьем типе взаимодействия одна из радиальных трещин превращается в магистральную сразу
же после достижения разрушающих напряжений. Это
приводит к отрыву (сколу) некоторого объема льда в
направлении верхней или нижней поверхности льда в
зависимости от глубины погружения зонда.
Напряжение внедрения во льду in-situ ( σè )
определяется из соотношения:
σè =
F Ð⋅ S ï
=
Sè
Sè
(Па),
где: F – сила внедрения индентора (Н); Sи – площадь поперечного сечения индентора (м2); Р – давление в гидросистеме (Па); Sп – рабочая площадь поршня в зонде (м2).
Рис. 3. Записи при внедрении индентора в лёд (а) и испытании образцов льда при одноосном сжатии
(б): 1 – напряжение; 2 – перемещение
– 112 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Бурение скважин под зонд-индентор в ровном
и наслоенном льдах, окружающих торосистое образование, и консолидированной части торосов и стамух
производится после определения толщины ледяных
образований.
На основании измерений разрушающих напряжений по толщине льда строятся вертикальные распределения прочности льда (рис. 4).
Для сравнения результатов испытаний ледяного покрова с помощью зонд-индентора и
образцов льда на одноосное сжатие площади
поверхности индентора и поперечного сечения
образца не должны намного различаться, чтобы
исключить масштабный эффект. На каждом уровне в одном и том же ледяном покрове проводятся
серии испытаний образцов, направление нагружения которых параллельно поверхности льда.
Для этого из ледяного покрова вырезается блок
льда, из которого при помощи керноотборника
«Kovacs Enterprise» выбуриваются образцы льда
и проводят их испытания в прессе ЛГК131.01. На
разных горизонтах соотношение между локальной
прочностью ледяного покрова и прочностью при
одноосном сжатии образцов льда, как правило,
различается незначительно. Это соотношение находится в пределах 4–5 /6/, что было подтверждено исследованиями в северо-восточной части
Каспийского моря в 2013 г.
2.НЕСУЩАЯ СПОСОБНОСТЬ МОРСКОГО
ЛЬДА
Рис. 4. Вертикальное распределение локальной
прочности льда в торосе. Нв – уровень воды.
Следующий уровень в этой же скважине для
испытаний зондом выбирается на расстоянии 3 диаметров индентора. В горизонтальной плоскости при
температуре льда выше –5 ºС следующая скважина
выбуривается на расстоянии 0,5–1,0 м. Предпочтительнее работать на расстоянии 1 м, т. к. возникает
вероятность соединения скважин трещинами. Для
холодного льда ниже –5 ºС (более хрупкого) эти расстояния надо увеличить до 2–3 м, т.к. повышается вероятность возникновения радиальных трещин.
С помощью зонд-индентора при работах на
полигонах ровного или наслоенного льда можно получить пространственную изменчивость локальной
прочности некоторого участка ледяного покрова.
В качестве примера приводятся испытания in situ с
помощью зонда-индентора на полигоне размером
40×70 м (рис. 5).
На дрейфующем морском льду проводится мониторинг состояния ледового аэродрома с
применением широкополосных трехкомпонентных сейсмометров в диапазоне частот 0.01-60Гц.
Сигналы от сейсмометров круглосуточно с дискретностью 100Гц регистрируются на цифровых
носителях. Методика инструментального контроля
несущей способности льда при посадке и взлете самолетов позволяет выявлять физическое состояние
ледяного аэродрома и предупреждать критические
ситуации. Этапы воздействия самолета на ледяной
покров характеризуют последовательность возникновения вертикальных колебаний льда, образования соединенных изгибно-гравитационных волн,
возникновения резонансных эффектов и др. (рис. 6
и 7). При этом получаются данные о вертикальных
и горизонтальных смещениях во льду, об изгибных
деформациях при волновых и колебательных движениях ледяной пластины, а также о сейсмоакустических импульсах при трещинообразовании в ледяном поле.
Рис. 6. Посадка самолета на дрейфующий
лед в районе Северного Полюса, ст. Барнео,
17.06.2012. (Этапы воздействия самолета на
ледяной покров при посадке)
Рис. 5. Пространственная неоднородность
локальной прочности льда на полигоне 40×70 м
Изменчивость амплитуды и частоты колебаний
и волн в ледяном поле характеризуют динамическое
состояние ледового аэродрома. При динамических
нагрузках вода перестает поддерживать ледяной покров, равновесие которого достигается лишь за счет
внутренних сил упругости. Этот режим распростране-
– 113 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 7. Запись вертикальных колебаний ледяного поля во время посадки самолета «Ан-74» - а); T1, T2,
T3 – периоды колебаний в цуге - б).
ния волн в сплошном льду от движения вертикальной
нагрузки можно рассматривать как волноводный. Частота этого режима может рассматриваться как «собственная» частота всей системы «лед–вода» в целом,
параметры которой определяются дисперсионными
уравнениями для фазовых и групповых скоростей изгибно-гравитационных волн. Используя теоретические и натурные данные, можно определить возможные типы движений и деформаций ледяного покрова
при различных режимах воздействия нагрузки. Вертикальные смещения (z) любой точки ледяного поля
при изгибе его гравитационной волной определяется
по формуле
z = z0 sin kõ ,
где z0 – амплитуда волны, м; k – волновое число, k = 2π/λ, λ – длина волны, м; х – расстояние, м.
Оценка несущей способности ледяного покрова путем расчета максимальных изгибных напряжений во льду основана на теории изгиба жестких пластин. Максимальные напряжения сжатия σx в верхнем
слое льда во впадине волны или максимальные напряжения растяжения в верхнем слое льда на гребне
определяются как
.
На рис. 8 показан пример записи отклика припая при прогибе льда под действием движущейся
нагрузки (а\м КАМАЗ). Анализ записи дает оценки
чаши прогиба, параметров индуцированных изгибно-гравитационных волн.
Рис. 8. Вертикальные смещения поверхности
припая толщиной 160 см при движении а\м
КАМАЗ общим весом 14 тонн со скоростью 15 км\
час
Прогиб льда и изгибно-гравитационные волны при взлете и посадке вертолета показаны на рис.
9. При взлете вертолет пролетал над измерительным полигоном на высоте 25 м со скоростью 30 км\
час. Динамические воздушные потоки вызвали прогиб льда на 1-2 мм и группу изгибно-гравитационных
волн. После завершения полета вертолет приземлился в центре полигона. На фоне индуцированных вибраций прогиб льда и амплитуда волн составили 3 и 5
мм соответственно.
При использовании этого выражения предполагается, что кривая профиля волны близка к цилиндрической.
Рис. 9. Вертикальные смещения поверхности припая толщиной 80 см при взлете (а) и посадке (б)
вертолета Ми-8 общим весом 12 т.
– 114 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
3. ДЛИТЕЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ
ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ДРЕЙФУЮЩЕГО ЛЕДЯНОГО ПОЛЯ
Исследование крупномасштабной физики и
механики льда проводится на дрейфующих станциях
«Северный Полюс». Использовались наклономеры и
трехкомпонентные низкотемпературные сейсмометры СМЕ-4011-LT. Сигналы от сейсмометров круглосуточно с дискретностью 100 Гц регистрировались
на цифровых носителях. Инструментальные данные
отклика ледяного покрова на динамические процессы в океане и атмосфере и параметры собственных
процессов во льдах подвергались соответствующей
обработке для выявления причинно-следственных
связей и получения прогностических элементов. При
этом получались данные о вертикальных и горизонтальных смещениях во льду, о горизонтальных ускорениях ледяного поля при подвижках, об изгибных
деформациях при волновых и колебательных движениях ледяной пластины, а также о сейсмоакустических импульсах при трещинообразовании в ледяном
поле. Типичный пример результатов обработки данных состояния льда за один из периодов наблюдений
на дрейфующей станции «СП-38» представлен на графике (рис. 10).
Выделяются основные характеристики импульсов при подвижке: четкая горизонтальная
направленность, длительность, цикличность/периодичность появления импульсов достигает нескольких минут. 18 марта в 14:30 были зарегистрированы первые интенсивные сигналы горизонтальных
подвижек, которые можно считать откликом на масштабные сдвиговые деформации. Очевидно, что в
этот же временной интервал образовались первые
трещины в ледяном поле станции. Вертикальные
смещения льда в диапазоне изгибно-гравитационных волн возникли на пике скорости ветра, но значительно позже горизонтальных импульсов и появления трещины. Максимальная амплитуда волн с
периодом 14-17 секунд достигала несколько миллиметров.
Наиболее важным для понимания механики
взаимодействия в системе лед-лед являются данные процессов с записями пилообразного характера, когда соотношение времени роста и падения
амплитуды колебаний достигало 1.5. Очевидно, что
такие процессы при периодичности циклов в 16 секунд относятся к разряду нелинейных автоколебаний. В период появления таких процессов в ледяном
поле фиксировались сквозные трещины (рис. 11).
С увеличением размеров площади контакта в
системе «лед-сооружение» реализуемая прочность
льда оказывается на два-три порядка меньше, чем
прочность при испытаниях образцов льда. В характере динамического взаимодействия в системе
«лед-лед» и в системе «лед-сооружение» присутствуют общие черты: при малых относительных скоростях движения лед ведет себя как пластическое
тело, при больших – как хрупкое.
Рис. 10. График интенсивности динамического
события в дрейфующем ледяном поле при
сжатии и подвижках в период прохождения
циклона 18 - 19 марта 2011года в районе станции
СП-38. Z – вертикальная и X,Y – горизонтальные
компоненты скорости смещения льда; l - время
появления автоколебаний и разлома ледяного
поля.
Рис. 12. Аэрофотоснимок ледяного массива в
районе станции СП-38. Видны следы сжатия и
торошения: нарушенный ледовый аэродром,
цепочки разводьев…
Рис. 11. Фрагмент записи автоколебательного
процесса в дрейфующем ледяном поле (СП-38,
18 марта 2011г.).
Естественные процессы во взаимодействующем дрейфующем льду отражают многие формы деформирования и разрушения льда, наблюдаемые в
системе «лед-сооружение». Особенно это касается
эффекта, рассматриваемого как frequency lock-in, or
self-excited vibration. Подобные явления в период интенсивных подвижек со сжатием наблюдались в ситуации, показанной на рис. 12.
– 115 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
• Разработан и изготовлен комплекс для проведения испытаний прочности льда в натуре и на
образцах по согласованной методике.
• Метод скважинного зонд-индентора позволяет получать распределения прочности льда по
площади и проводить сопоставление прочности образцов и локальной прочности льда.
• На основе инструментальных наблюдений за
физико-механическим состоянием ледяного поля дрейфующей станции «Северный Полюс-38» получены длительные временные ряды
параметров реакции ледяного поля на события
сжатия и разлома.
• Явление крупномасштабных механических автоколебаний в ледяном покрове является одним из основных предикторов событий сжатия
и разлома льда. По величине ускорений при
подвижке могут быть выполнены оценки силы
взаимодействия ледяных полей.
• Наблюдения за физико-механическими процессами в ледяном покрове на дрейфующих
станциях «Северный Полюс» дают возможность совершенствовать модели дрейфа, прогноза сжатия льдов, фиксировать районы возникновения протяженных разломов и разводий
- важных факторов при решении климатических
и инженерных задач.
• Эксперименты с воздействием вертикальных
сил на морской лед служат основой для разработки метода контроля несущей способности
ровного льда при статических и динамических
нагрузках.
1.
Смирнов В.Н., Шушлебин А.И., Ковалёв С.М.,
Шейкин И.Б. Методическое пособие по изучению физико-механических характеристик ледяных образований как исходных данных для
расчёта ледовых нагрузок на берега, дно и морские сооружения. СПб. ААНИИ. 2011, С. 178.
2.
Комплекс гидрооборудования для определения механических свойств льда ЛГК131. Руководство по эксплуатации ЛГК131.00.00РЭ.
Изд. АВА Гидросистемы, [email protected],
2013. URL: http://www. hydrosystem.ru.
3.
СП 11-114-2004. Инженерные изыскания на
континентальном шельфе для строительства
морских нефтегазопромысловых сооружений.
Госстрой России. М.: Производственный и научно-исследовательский институт по инженерным изысканиям в строительстве (ФГУП «ПНИИИС») Госстроя России, 2004, 88 с.
4.
ISO/FDIS 19906 : 2010 (E). Petroleum and natural
gas industries – Arctic offshore structures (A.8.2.8.
Phisical and mechanical properties of ice). 2010.
P. 435.
5.
Ковалёв С.М., Никитин В.А., Смирнов В.Н.,
Шушлебин А.И. Способ определения физикомеханических характеристик ледовых образований в натурных условиях в скважинах. Патент
на изобретение №2348018. Зарегистрировано
в Гос. реестре изобретений РФ 27.02.2009.
6.
Смирнов В.Н., Ковалёв С.М., Никитин В.А.,
Шейкин И.Б., Шушлебин А.И. Новые технологии изучения механики и динамики морского
льда для получения исходных данных для оценки сил ледового воздействия на берега, дно и
сооружения. Труды RAO/GIS OFFSHORE 2009,
PROCEEDINGS. СПб, 15-18 сентября, 2009, т. 2,
с. 288-293.
Работы выполнялись по государственной программе ЦНТП и контрактам с российскими и зарубежными компаниями.
Авторы выражают благодарность В.Т.Соколову
за постоянную помощь в организации и проведении
научных исследований на дрейфующих льдах Арктики.
– 116 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ «АКЕР СОЛЮШНС» ДЛЯ ПОДВОДНОГО
ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Даниил Анатольевич ХАБЕНСКИЙ (Акер Солюшнс)
AKER SOLUTIONS STATE-OF-THE-ART TECHNOLOGIES FOR SUBSEA
FIELDS DEVELOPMENT
Daniil KHABENSKIY, (Aker Solutions)
Aker Solutions is in a unique position to provide environmental friendly, safe and economic subsea solutions for offshore
oil&gas fields. On the way towards the full subsea factory Aker Solutions have developed a set of new hi-tech solutions
which already may help field operators to increase efficiency of subsea developments.
This presentation describes the following novel solutions:
• Subsea compressor stations to service any size of gas/condensate fields;
• Subsea separation and process equipment;
• Subsea boosting pumps for oil and injection of water;
• Ultra-long power transfer technologies – new generation of equipment;
• New Integrated heating system as development of standard direct electrical heating;
Application of these technologies on Russian Arctic Shelf will help to develop offshore fields that by now were not
technically or economically feasible.
Компания «Акер Солюшнс» обладает широким набором уникальных технологий, позволяющим
предлагать экологически безопасные и экономически эффективные решения для подводного обустройства морских месторождений нефти и газа. На пути
воплощения концепции полностью подводного обустройства месторождений компания «Акер Солюшнс»
разработала целый ряд новых высокотехнологичных
решений, которые уже сейчас могут помочь компаниям-операторам значительно повысить экономическую эффективность разработки морских месторождений.
По оценкам аналитиков - 13 % оставшихся мировых запасов нефти и 30% газа находятся в Арктических широтах под морским дном.
Однако морские Арктические проекты несут
в себе целый ряд сложностей, которые необходимо
преодолеть. В частности:
• Экологически чувствительные районы,
• Ограниченный доступ к скважине,
• Удаленность от берега
• Отсутствуе инфраструктуры
•
Лед, Айсберги, Полярная ночь
Для решения этих задач будут использоваться,
в том числе подводные технологии направленные на:
• Увеличение расстояний прямой транспортировки углеводородов к берегу,
• Подводную подготовку нефти и газа,
• Передачу электроэнергии на большие расстояния,
•
Полное управление эксплуатацией месторождений и экологический мониторинг в реальном
времени
которые в будущем должны сложиться в единый «Подводный Завод».
В перечне основных блоков «Подводного завода» самым важным является технология подводного
компримирования, так как она представляет собой
переворот в освоении морских месторождений и открывает путь к полной подводной комплексной подготовке нефти и газа.
При добыче на газовых месторождениях давление в пласте является максимальным в момент
начала добычи и постепенно снижается с первого
Рисунок 1. Эскиз подводной компрессорной станции
– 117 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
дня эксплуатации. При максимальном уровне добычи минимально допустимое давление достигается к
концу полки добычи, после чего добыча должна снижаться. Внедрение подводного компримирования
увеличивает полку добычи, что позволяет обеспечить тот же уровень добычи, но при меньшем пластовом давлении.
Компания Акер Солюшнс начала разрабатывать эту технологию в 1985 году и вот сегодня эта
идея стала реальностью.
В прошлом году начались испытания станции,
которые включают в себя все возможные сценарии
эксплуатации на месторождении. Данный этап продлится около 1-2 лет.
Первый этап испытаний был успешно закончен
в мае прошлого года.
Объединенный промышленный опыт пилотного
проекта Ормен Ланге и других проектов по подводной
добыче был использован при создании компрессорной станции проекта Асгард.
Проект пилотной станции Ормен Ланге на береговом заводе Нихамна в Норвегии представляет
собой важный этап в развитии технологии подводного
компримирования. Первый раз система компримирования газа была установлена под водой.
Рисунок 3. Отгрузка темплейта компрессорной
станции Асгард с завода Акер Солюшнс в
Эгерсунде, Норвегия. Июнь 2013г. Размеры
темплейта (74х45х24 метра)
Рисунок 2. Подводная пилотная компрессорная
станция Ормен Ланге на испытаниях на заводе в
Нихамне, Норвегия. Июль 2012г.
Пилотный проект Ормен Ланге вероятно был
самым крупным проектом в мировой нефтегазовой
промышленности по исследованию и внедрению новых технологий за последние 10 лет. В ходе этого проекта практически все оборудование было определено
и разработано с чистого листа.
Система включает в себя несколько модулей,
включая функции для охлаждения газа, сепарации
газ-жидкость, компримирования, очистку от механических частиц, насоса жидкой фазы для её обратной
закачки в газопровод, широкий ряд электрооборудования (трансформаторы, приводы регулирования
скорости вращения электродвигателей компрессора
и насоса, прерывателей сети, источники бесперебойного питания).
Компрессорная станция Асгард по существу
имеет ту же конфигурацию, что и пилотная станция
Ормен Ланге, но при этом большинство электрооборудования установлено на платформе в 50 километрах от подводной станции. Внутри крупного темплейта установлены две линии компримирования.
Вся система управления полностью электрическая,
т.е. к подводной компрессорной станции на морском
дне будет проложен только силовой и оптоволоконный кабель системы управления.
Это будет самый крупный подводный объект,
который человечество устанавливало на морское дно.
Необходимо отметить, что Акер Солюшнс
выполняет контракт не только на саму подводную
компрессорную станцию, но на всю систему. Которая включает в себя модификацию платформы
Asgard A с которой будет подаваться электроэнергия, очень крупный подводный манифольд, другое
подводное оборудование, оснастка для обслужи-
Рисунок 4. Малая компрессорная станция
– 118 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рисунок 5. Оборудование для подводной сепарации
• Увеличить добычу и коэффициент извлечения
нефти,
вания и монтажа.
Подводная станция Асгард позволит дополнительно добыть газ в объеме 280мил баррелей нефт.
эквивалента. А расчетный коэффициент эксплуатационной готовности подводной компрессорной станции Асгард составит более 96% времени в течение 25
лет, что является довольно сложной задачей даже для
наземных компрессорных станций.
Технология подводного компримирования разработана не только для крупных месторождений. Она
может использоваться для любых месторождений, на
которых её использование может принести пользу.
Задача по уменьшению производительности и
размеров компрессорной станции для меньших месторождений не является сложной. Акер Солюшнс
уже разработала подобные решения, которые могут
использоваться на небольших месторождениях.
• Продлевают экономически эффективный срок
эксплуатации месторождения,
• Ускоряют и делают более безопасным запуск
скважин с низким давлением,
Акер Солюшнс имеет почти столетний опыт
производства насосных систем, в том числе для нефтегазовой отрасли. Для подводного применения
компания разработала несколько систем, включая
новую насосную систему HybridBooster™. Такая система включает в себя насос спроектированный для
прокачки жидкого флюида с большим содержанием
свободного газа. Его характеристики позволяют эффективно прокачивать жидкий флюид с содержанием
газа до 40%.
Следующим важным блоком подводного завода по подготовке нефти и газа является подводная
сепарация.
Основными преимуществами подводной сепарации являются:
• Увеличение добычи и коэффициента извлечения нефти и газа,
• Продление периода эксплуатации месторождения,
• Разгрузка трубопроводов, райзеров и систем
верхних строений платформ,
Акер Солюшнс разработала несколько решений по подводной сепарации на основе своего многолетнего опыта поставки систем сепарации для наземных месторождений и морских платформ:
Подводная система - DeepBooster™ для сепарации газ-жидкость, включая насосную установку для
жидкой фазы.
Другая подводная система FlexSep™ - это система сепарации, разработанная для двух и трехфазной
сепарации с одновременной обратной закачкой воды
в пласт. В системе происходит сепарация газ-жидкость
и сепарация воды от нефти или газового конденсата.
Следующим элементом «Подводного Завода»
являются насосы и насосные станции для увеличения
давления и транспортировки жидких углеводородов,
и для обратной закачки воды в пласт для поддержания
пластового давления. Они позволяют:
Рисунок 6. Подводные насосы
Что касается обратной закачки воды в пласт
Акер Солюшнс предлагает решения для закачки и неочищенной фильтрованной морской воды в пласт, и
стерилизованной морской воды.
Примером станции Акер Солюшнс для закачки
неочищенной морской воды в пласт является проект
Tyrihans. В 2010 году на этом месторождении была запущена самая большая в мире подводная насосная
станция с двумя насосами каждый мощностью 2,5
МВт установленная в 31 км от платформы, которая
подает электропитание к подводной станции. Насосы
просто забирают окружающую морскую воду и закачивают её в пласт. Станция закачивает 88000 баррелей морской воды в пласт ежедневно.
– 119 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Подводная подготовка и стерилизация морской воды включает в себя несколько этапов:
• электрохлорирование, с производством гипохлорита натрия из окружающей морской воды
методом электролиза,
• электроды с алмазным покрытием вырабатывающие радикалы гидроксила для уничтожения
бактерий,
• и биоцидные химикаты в специальных сменных
картриджах.
Таким образом, уже сегодня существует возможность закачивать воду для поддержания пластового давления в любом количестве и в любом месте
при обустройстве морских месторождений.
Рисунок 7. Насосная станция проекта Тириханс,
Норвегия
Но в пласт часто нельзя закачивать неочищенную
морскую воду, так как это может вызвать микробиологическую активность в пласте, значительное увеличение
сероводорода, и связанную с этим повышенную коррозию. Для таких месторождений Aker Solutions предлагает новую систему, которая включает в себя сочетание
подготовки морской воды и закачку её в пласт.
Для подачи электроэнергии к подводному
технологическому оборудованию Акер Солюшнс совместно с ключевыми поставщиками электрооборудования разработала системы которые уже сегодня могут эксплуатироваться на глубинах до 3000
метров, на расстояниях до 200км и мощностью до
50МВт.
Основная роль Акер Солюшнс в этой работе заключается в разработке общей системы электропитания, перемещении под воду тех решений, которые
уже широко используются на платформах и независимая интеграция электрооборудования различных поставщиков.
На Рис.9. показан пример такой работы по перемещению под воду типового электрооборудования
на проекте пилотной подводной компрессрной станции Ормен Ланге.
Существуют два основных способа передачи
электроэнергии высокого напряжения на большие расстояния. Первый это передача переменного тока и второй - передача постоянного тока и последующее преобразование постоянного тока в переменный ток для
подачи на электродвигатели компрессоров и насосов.
Рисунок 8. Система стерилизации морской воды
и насосная станция в едином темплейте
У каждого из них есть свои плюсы и минусы.
Появление промышленных образцов систем передачи и преобразования постоянного тока ожидается не
раньше 2018-2020г.г.
Рисунок 9. Электрооборудование пилотной компрессрной станции Ормен Ланге
– 120 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рисунок 10. Устройство RotoConverter™
Для переменного тока существующие технологии позволяют транспортировать электроэнергию до
200км. Для передачи на бОльшие расстояния необходимо найти технические решения для преодоления
негативных физических эффектов переменного тока,
которые проявляются при передаче переменного тока
на больших расстояниях.
Акер Солюшнс разработала две системы для
передачи переменного тока на расстояния до 300км,
которые скоро будут внедрены в промышленное производство. В будущем это расстояние планируется
увеличить.
Первая
технология
это
устройство
RotoConverter™, которое показано на Рис.10. Данное
Рисунок 11. IHS, Интегрированная система подогрева и передачи электроэнергии
– 121 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
устройство сравнительно небольшое и относительно
простое по конструкции. Экспериментальный образец мощностью в 6MW будет весить около 35 тонн.
Это устройство позволит с очень низкими потерями передавать переменный ток с низкой частотой от 16 до 25 Hz и увеличивать частоту переменного
тока до 50-150 Hz для регулирования скорости вращения электродвигателей подводных компрессоров
и насосов.
Другая технология Акер Солюшнс, которая будет готова к промышленному применению через 1-2
года это Интегрированная Система Нагрева.
Она использует основной принцип работы Систем Прямого Нагрева трубопровода, когда стенка
трубопровода является проводником электрического
тока и нагревается за счет собственного сопротивления.
Такие системы используются для предотвращения образования гидратов, льда и отложения парафинов внутри трубопроводов. Существующие системы прямого нагрева могут работать на трубопроводах
длиной до 60 км.
Интегрированная Система Нагрева позволит
передавать переменный ток на расстояниях до 300км.
При этом систему можно будет использовать одновременно и для нагрева трубопровода и для подачи
электроэнергии к потребителю на другом конце трубопровода.
На рис. 11 показано, как система может использоваться для подачи электроэнергии к подводной компрессорной станции.
В заключение необходимо отметить, что
успешное внедрение подводных технологий происходит практически по всем направлениям добычи и подготовки нефти и газа.
Сегодня добыча с подводных скважин осуществляется с применением отдельных блоков, показанных в данном докладе и совсем скоро эти блоки будут
объединены в единый подводный комплекс подготовки углеводородов.
– 122 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПОДВОДНЫЙ АППАРАТУРНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В АРКТИКЕ
Михаил Юрьевич ШКАТОВ (ОАО «Севморгео»)
THE UNDERWATER DEVICE - TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR THE
GEOLOGICAL EXPLORATION WORK IN THE ARCTIC
Mikhail Yu. SHKATOV (JSC Sevmorgeo)
In order to obtain direct geological materials to support the outer limits of the continental shelf Arctic zone of the
Russian Federation, JSC «Sevmorgeo» was created by the underwater apparatus-technological complex, which has
been tested in the course of complex geological and geophysical expedition «Arktika-2012». The complex included
two diesel-electric icebreaker, specially modified to perform geological and geophysical studies, research submarine
(NIPL) of the Russian Navy, along with being in her deep manned submersible, which could be separated from the NIPL
and make autonomous navigation. In addition, the complex includes a means of geological sampling, developed by JSC
«Sevmorgeo» - deep-water drilling rig ice class GBU-2/4000L, tele-grab DG-1 TV, as well as a means of underwater
navigation and voice communications. For the first time in the world, received Mendeleev Ridge core bedrock.
В соответствии с «Основами государственной
политики Российской Федерации в Арктике на
период до 2020 года и дальнейшую перспективу»,
разграничение морских пространств Северного
Ледовитого Океана (СЛО) наряду с защитой
государственной границы включено в число
важнейших задач стратегического плана социальноэкономического развития Арктической зоны Российской Федерации и укрепления национальной безопасности. Аналогичные цели обозначены и в Стратегии
развития морской деятельности России до 2030 г. В
качестве первоочередной задачи было предусмотрено проведение геолого-геофизических, гидрографических, картографических и других работ по подготовке материалов для обоснования внешних границ
континентального шельфа (ВГКШ) Арктической
зоны РФ. Решению именно этой задачи и были
посвящены работы, выполненные в текущем году ОАО
«Севморгео» в рамках проекта «Арктика-2012».
В предшествующие годы (2010 – 2011) ОАО
«ГНИНГИ» при сотрудничестве с рядом организаций,
включая ОАО «Севморгео», был выполнен значительный
объем
дополнительных
гидрографических
и
комплексных геофизических работ. Полученные
результаты, отраженные в публикациях [1, 2, 3, 6],
оказались весьма информативными, однако они,
как это нередко бывает в геологической науке,
поставили новые вопросы, которые потребовали
проведения дальнейших детальных исследований.
Для убедительных доказательств континентальной
природы хребта Ломоносова и поднятия Менделеева
требовались прямые геологические результаты, в
виде образцов коренных пород. Тогда, сделанные по
геофизическим материалам выводы и заключения
приобретают убедительность установленного факта.
В настоящее время ни одна организация
в России не способна выполнить весь объем
подобных работ самостоятельно. В связи с этим, был
создан альянс квалифицированных организацийсоисполнителей, координация которых была поручена
ОАО
«Севморгео», как головному предприятию,
накопившему в ходе выполнения работ на опорных
профилях в арктических и дальневосточных морях РФ
и по обоснованию ВГКШ в СЛО значительный опыт
успешного руководства коллективным выполнением
комплексных проектов [5].
Главной задачей «Арктика-2012», отличающей
эту экспедицию от всех предыдущих, являлось обследование с помощью подводных аппаратов наиболее
крутых склонов морского дна на поднятии Менделеева с целью обнаружения там выходов коренных пород
и выполнение бурения и пробоотбора на выявленных
скальных участках. Для решения целевого назначения
работ был разработан подводный аппаратурно-технологический комплекс (рис. 1), который был успешно апробирован в ходе экспедиции.
Работы выполнялись в августе – сентябре 2012
года, на дизельно - электрических ледоколах (ДЭЛ),
специально переоборудованных для выполнения геолого-геофизических работ –«Диксон» и «Капитан Драницын». Кроме того, впервые в практике российских
и советских геологических исследований в Арктике
была задействована научно-исследовательская подводная лодка (НИПЛ) ВМФ РФ «Оренбург», вместе с
находящимся в ней глубоководным подводным обитаемым аппаратом (ГПОА), который мог отделяться от
НИПЛ и совершать автономное плавание (рис. 1).
ДЭЛ «Диксон» выполнял сейсмические работы
методом отраженных волн общей глубиной точки
(МОВ ОГТ) и МОВ МПВ с косой 4000 м по чистой воде
и 600 м в колотом льду. Для проведения морской
сейсмической съемки МОВ-ОГТ использовался
аппаратурно-технический геофизический комплекс, в
основе которого была задействована система Sercel
SEAL System (Франция) и пневматические источники
возбуждения Bolt APG, буксируемые за кормой судна.
Работы выполнялись совместно с компанией «WGP
Exploration Limited». Экспрессобработку и контроль
качества сейсмического материала обеспечивали
сотрудники компании ОАО «Севернефтегаз». ДЭЛ
«Капитан Драницын» использовался в качестве
вспомогательного
ледокола
при
проведении
сейсмических работ МОВ ОГТ и в качестве базового
судна при проведении бурения и пробоотбора.
НИПЛ «Оренбург» выполняла поиск и обследование
океанского дна в районах эскарпов (обрывов),
выявленных
предыдущими
исследованиями
с
помощью фототелеметрии и высокочастотного
геоакустического профилирования (рис. 1). Геологические работы проводились с использованием модернизированной глубоководной буровой установки
ледового класса ГБУ-2/4000Л, телегрейфера ДГ-1 ТВ,
– 123 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
трубки гидростатической ПГП, разработанных в ОАО
«Севморгео» [4] и скальной драги.
Участки дна Северного Ледовитого океана в
районе поднятия Менделеева, предположительно
включающих выходы на дне коренных пород
(эскарпов),
не
перекрытых
современными
отложениями, были выбраны в итоге предварительных
тематических работ по сбору, анализу и обработке
геолого-геофизических и гидрографических данных
по исследуемой акватории [1, 2, 3, 6]. Работы
выполнялись во ВНИИОкеангеология и ВСЕГЕИ.
Предварительно было выделено 10 участков, на
которых возможны выходы коренных пород (рис. 2).
Одновременно были проработаны организационнотехнические вопросы взаимодействия НИПЛ с ледоколом. Особое внимание было уделено придонной
системе навигации и обмену информацией с ледоколом и схеме обследования объектов и определению
ключевых признаков пригодности участков дна для
бурения (рис. 1). Для этой цели НИПЛ была дооборудована транспондерами системы подводной навигации GAPS, а ледокол - прибором системы подводной
навигации с радиальной среднеквадратической погрешностью определения места НИПЛ 25 метров и
дальностью действия не менее 4000 метров (рис. 1).
На первом этапе НИПЛ, с помощью
профилирования локатором бокового обзора и
высокочастотным профилографом, обследовала
предварительно выбранные полигоны и определила
первоочередные. Затем, в пределах наиболее
интересных участков, выполнялось дополнительное
обследование с ГПОА параллельными галсами,
на расстоянии 150 - 200 м от дна, полоса обзора
составила 300 м. Затем, в местах обнаруженных гидроакустическими средствами интересных обьектов
(эскарпов), с помощью телевизионно-оптических
средств уточнялись параметры эскарпа путем маневрирования ГПОА на расстоянии 10 - 15 метров от
дна. После выбора оптимального места заложения
скважины (мощность рыхлых отложений менее 1 м,
угол наклона склона менее 20 градусов и размер площадки не менее 2х2 км) определялись его координаты, которые передавались на борт ледокола. Затем на
основе анализа всех гидрометеорологических данных
(скорости ветра, дрейфа судна, направления и скорости дрейфа льда и поверхностных течений) ледокол
выводился в точку бурения и в подготовленную «майну» опускался буровой станок. Не доходя до дна 2 - 3
м, выполнялась корректировка вывода станка в точку
бурения, после чего станок опускался на дно. С помо-
Рис. 1. Подводный аппаратурно-технологический комплекс экспедиции «Арктика-2012»
– 124 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
щью гидравлических упоров выполнялось выравнивание станка, после чего начиналось бурение.
Из десяти предварительно выбранных участков
после детальных обследований с помощью НИПЛ
были оставлены только три, на которых и выполнялось
бурение, в результате чего были получены три керна
коренных пород (рис. 2). Максимальная длина керна составила 60 см в интервале 130 – 190 см ниже
поверхности дна. Верхний фрагмент керна был
представлен рыхлыми пелитовыми осадками, а
коренные породы - седиментационной брекчией. В
составе обломков присутствуют миндалекаменные
базальты, песчаники, окремненные фрагменты и
фрагменты ЖМК. Изредка встречены обломки и
целые раковины остракод и фораминифер.
Помимо бурения, производилось драгирование
и
пробоотбор
гидростатической
трубкой
и
телеуправляемым грейфером. Всего было выполнено
27 станций (рис. 2). Было поднято на борт более 20
тысяч образцов донного каменного материала (ДКМ).
Распределение фрагментов поднятых пород
по размерным фракциям следующее. Доминируют
(более 16 000) мелкие фрагменты менее 1 см,
обломков размером от 1 до 10 см поднято более
5000, но вместе с тем, отобрано более 100 образцов
размером более 10 см.
Анализ петрографического состава ДКМ, по
результатам полевых определений показал, что преобладают обломки карбонатных (50-65%) и терригенных (20-25%) пород. Фрагменты магматических пород составляют всего 5-20%, а метаморфических еще
меньше, всего 2-12%.
При этом необходимо отметить и наиболее
любопытные находки, впервые поднятые со дна Северного Ледовитого океана: два трилобита (палеозой???), панцирь древней рыбы (палеозой???), обломки древнего моллюска. Все полученные образцы
переданы в депозитарий, специально построенный
во ВСЕГЕИ для детальных стратиграфических, петрографо-минералогических, геохимических и изотопногеохронологических исследований.
В заключении необходимо подчеркнуть, что
впервые в центральной глубоководной части арктического шельфа с использованием созданного в ОАО
Рис. 2. Карта фактического материала экспедиции «Арктика-2012»
– 125 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
«Севморгео» комплекса была пробурена первая российская скважина с использованием разработанного
в ОАО «Севморгео» глубоководного оборудования
донного базирования и получен керн коренных пород.
Первые предварительные данные, полученные с помощью прямых геологических методов, подтверждают осадочный генезис палеозойских отложений хребта Менделеева.
Впервые в истории российских геолого-геофизических исследований в состав комплексной экспедиции была включена научно-исследовательская
подводная лодка Главного управления глубоководных
исследований МО РФ с автономным подводным аппаратом, сыгравшая ключевую роль в поиске, обследовании, выборе места бурения и выводе донной буровой установки в точку бурения.
Съезда Российского географического общества, 11-14 декабря 2010 г. Санкт-Петербург. –
СПб.: Изд. РГО, 2010. – С. 101–110.
3.
Ледовских А.А., Глумов И.Ф., Алексеев С.П.,
Ставров К.Г., Морозов А.В., Гаглиарджи Джо
Комплексные исследования для обоснования
внешней
границы
континентального
шельфа
Российской
Федерации
на
Северном Ледовитом океане //Труды 10-й
Международной конференции и выставки по
освоению ресурсов нефти и газа Российской
Арктики и континентального шельфа стран
СНГ,— СПб.: ХИМИЗДАТ, 2011. с. 291-297
4.
Рождественский В.Х., Васильев Ю.А., Желудев
А.В., Сорокин В.В. Новые глубоководные
буровые установки донного базирования//
Разведка и охрана недр, 2011, N 10, с. 56-59
5.
Шкатов М.Ю., Иванов Г.И. 20 лет инноваций на
арктическом шельфе //Разведка и охрана недр,
2011, N 10, с. 3-6
6.
Ivan F. Glumov, Andrey F. Zenkov, Denis M. Zhilin
A Challenge in the Arctic. Bathymetric Survey for
Delineation of the Extended Continental Shelf of
the Russian Federation// Hydro international, № 1,
2012 p. 27-30
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
2.
Алексеев С. П., Зеньков А. Ф., Курсин С. Б.,
Ставров К. Г. Батиметрические исследования
ОАО «ГНИНГИ» в центральной части Арктики//
Навигация и гидрография, 2010, №30, C. 9-17
Алексеев С. П., Глумов И. Ф., Ледовских А. А.,
Ставров К. Г. и др. Гидрографические исследования в Центральном Арктическом бассейне
на надводном судне в интересах обоснования
внешней границы континентального шельфа России // Труды Научной конференции XIV
– 126 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
OVERCOMING EXTREME WEATHER CONDITIONS BY DRILLING WITH MPD
OFFSHORE IN THE ARCTIC
R. Lovorn, D. Lewis, S. Allen, I. Poletzky (Halliburton Energy Services, USA)
Managed Pressure Drilling (MPD) is gaining acceptance as a viable tool for optimizing drilling and managing bottom
hole pressure (BHP) in wells with narrow pressure margins, unconventional resources, high pressure/high temperature,
and harsh environments. Consequently, an articulate MPD automated system for BHP control during job execution will
ensure successful MPD results in such challenging drilling environments. Such a system must include the ability to do
pre-job planning, have dependable equipment, and perform with a high level of precision.
In this case, wells were initially drilled conventionally but were not successfully completed due to drilling problems such
as stuck pipe, lost circulation, and the associated high mud costs which translated into a very costly operation. Initially,
the application of MPD in the intermediate holes and laterals started as a technique to solve mainly lost circulation
problems and differential sticking when traversing both weak (with high collapse pressures) and highly tectonically
stressed formations. The main objective was to optimize drilling especially in narrow margins to minimize drilling
problems, reduce Non-Productive Time (NPT), and therefore drilling costs. The automated MPD equipment includes a
rotating control device (RCD), a choke manifold, a back pressure pump (BPP), flow meters, associated surface piping,
and the automated control and data gathering system.
BACKGROUND
MPD has been defined by IADC as ‘an adaptive
drilling process used to precisely control the annular
profile throughout the wellbore. The objectives are to
ascertain the downhole pressure environment limits and
to manage the annular pressure profile accordingly’.
MPD is considered an enabling technology
because of the ability to provide accurate and precise
downhole pressure control ‘on demand.’ Nowadays, MPD
systems provide the ability to operate in tight operational
envelopes, provide dynamic real-time well-event
detection, and control capabilities while continuing with
drilling operations. These abilities give operators access
to assets that were previously considered ‘undrillable’ by
either physical or economic limitations. One of the main
reasons for the success of MPD is in the automation
features which provide levels of dynamic functional
control and precision that are difficult, if not impossible,
for human operators to achieve and maintain. MPD’s
inherent closed-loop setup, coupled with conventional
methodology, naturally lends itself to automated
applications.
Early in this project, a large amount of NPT and
excess costs were experienced due to the well conditions.
These conditions were affecting the service company’s
ability to deliver the proposed wells with conventional
drilling methods. The drilling problems centered on the
very narrow equivalent circulating density (ECD) window,
which was approximately 0.7 ppg. On the low end of the
ECD window, hole collapse could result, and on the high
end, fluid loss would be a problem. This would negatively
impact the economics of the project and delay the recovery
of reserves. Thus, the personnel in the MPD section of the
service and engineering company that was assisting in
delivery of the well were tasked with finding another drilling
method that would improve drilling efficiency in both the
Figure 1. Resource basins in the Arctic Circle region (Source: U.S. Geological Survey).
– 127 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
intermediate and producing phases where lost circulation
and narrow ECD windows were being experienced.
Upon award of the contract, the operator wanted to
have all associated equipment on this manmade island in
the Arctic to meet a tight barge shutdown timeline (Fig. 1).
This was imperative due to the weight of the equipment and
the fact that the barge was the only form of transportation
available to move the equipment to the island. There was
also a need to determine what equipment was necessary
to perform the job in accordance with the guidelines of the
operator and the AOGCC (Alaska Oil and Gas Conservation
Commission).
the RCD was installed on the same skid and winterized in
the same way. The BPP that fits under the rig floor sub
was also the same design as the rest of the containers.
As outside pipework also required sufficient protection
at all time, flow lines were heat-traced, double-wrapped,
and then covered with a waterproof jacket to protect the
installation. Even with all this protection, the lines have to
be blown down when no fluid is flowing in the lines, if not
they will freeze, thus, all lines must be fitted with blowdown points.
INTRODUCTION
The common reservoir structure for the region
contains two different sand packages and is highly
susceptible to overpressure, under pressure, and skin
damage. The entire structure is tectonically stressed
and contains several unconformities throughout. This
geological scenario has created a drilling environment
that is prone to losses, bore hole collapse, and NPT while
drilling conventionally. In some formations, there is only a
0.2 ppg drilling window between collapse pressures and
fracture gradient. To cross this boundary, a mud weight
was designed, which was statically underbalanced to the
collapse pressure, and automated chokes were used to
maintain a BHP just above the collapse and below the
fracture pressure.
When drilling these wells conventionally, there was
typically a difference of 1 to 1.5 ppg between the static mud
weight (MW) and the ECD. As the MW was increased for
wellbore stability, the additional increase in ECD resulted
in fluid losses when drilling through the narrowest pressure
windows. The objective was to maintain a constant BHP
by using a lower MW, usually below collapse pressure, and
applying surface back pressure (SBP) to navigate through
the different pore/collapse pressures, thus eliminating the
pressure cycling experienced during connections. While
drilling the intermediate section, there was a maximum
SBP that could be imposed to avoid fracturing shallower
weaker formations.
Equipment Winterization
As this was the first MPD project to be performed in
the Arctic where temperatures can drop as low as -70°F, an
engineered solution for winterization of the equipment was
required and had to be developed. A design consisting of
3 x 20-ft joined containers was developed with the 30,000
lb. choke manifold fitting in the center container. This
provided storage and a workshop on opposing sides,
and an ample working area for choke maintenance. The
RCD with its own winterized container had a door added
and attached to the choke area, making the entire MPD
system 20-ft long x 32-ft wide (Fig. 2).
Large items like the choke manifold had to be
placed in the containers so personnel could still work on
the equipment as required without being subject to the
cold weather. The containers were installed with two zonerated air heaters. These units were set with a temperature
differential of only a few degrees, so if one failed, the
other would automatically start up to maintain the internal
temperature. The walls and the bottom of the container
were also insulated since a high percentage of the heat
would be lost from the bottom of the container. The
containers were placed on a large skid to facilitate moving
around the location. The Hydraulic Power Unit (HPU) for
Figure 2. Equipment in winterized containers.
HAZID/HAZOP
The initiation of the first winterized MPD project
brought forward very specific needs based on the harsh
conditions encountered on this manmade island. With
the equipment being outside of the enclosed rig, spill
containment was one of the highest priorities placed on
design and choice of equipment. Since this was to be the
first Arctic MPD project, a comprehensive, step-by-step
work method hazard identification (HAZID) and hazardous
operation (HAZOP) was conducted by a third party. This
was to ensure that all aspects of the project scope were
covered with recommendations to safely and efficiently
deliver a successful implementation of the MPD services in
these Arctic conditions. To ensure a successful campaign,
it was necessary to perform simultaneous operations
between equipment transportation and building of
winterization containers so that project procedures were
completed prior to the first well scheduled to begin drilling
one month after the deadline for equipment mobilization.
Once a design was agreed upon, a rig visit was
performed. The rig visit included a review of equipment
placement and a confirmation of tie-in points. Potential
spill scenarios at all stages of operations were considered
with the goal of zero spills. It was determined that blowout
prevention (BOP) spill-containment equipment would be
purchased. A ‘Katch Kan’ spill system was sourced and
added to the equipment list. This is a discharge system for
drilling and service rigs that collects fluids for recirculation
or proper disposal.
During the rig visit, the equipment was in transport,
and the winterized equipment was being built by a local
vendor; the Anchorage team was developing detailed
procedures. As soon as the procedures were developed
and agreed upon by both parties, they were integrated
into a comprehensive valve numbering diagram (VND).
This ensured that all rig personnel would understand
the work method and the fluid-flow process during each
task. Once the procedures and valve numbering diagram
were completed, both the drilling company and the
operator signed off on all documentation. Any changes
– 128 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
to the procedures required a risk assessment and a
‘Management of Change’ (MOC) form.
significant impacts on both the sizing and location of the
MPD equipment.
After the preliminary engineering, drawings, and
equipment selection was completed, a meeting was
scheduled for all parties involved with the project to
conduct the HAZID/HAZOP review. The purpose of this
exercise was to thoroughly investigate all operations and
ascertain the risk matrix was complete and develop any
additional procedures needed. From the risk matrix, a
critical path timeline was constructed and items were
assigned to relevant companies with close-out dates.
The project would not go operational until all outstanding
items were closed even though some outstanding items
had completion dates up to the day of commissioning the
equipment.
For optimum functionality, the RCD is mounted
directly to the rig BOP. Locating the BOP in the heated
cellar immediately below the drill floor solved the
enclosure issue, but less than 5 feet of clearance
between the spherical WHAT? and the rotary table mud
box was left. As it was not feasible to lower the BOP or
raise the mud box, a single-element RCD was specified.
Associated high- and low-pressure piping for the RCD was
installed beneath the floor and in the cellar. A suspended
walkway was fabricated to facilitate access to the RCD
from a mezzanine in the cellar. The ‘Katch Kan’ system
was installed and flow hoses were run from the tray to
an overflow container in the well bay. This container was
instrumented for fluid-level monitoring.
Once the MPD equipment arrived at the service
company yard, a second temporary rig-up was performed
with the equipment installed in the winterized containers.
Four days were dedicated to equipment testing and all
aspects of the MPD system testing were recorded. The
testing ensured that the MPD system was ready for Arctic
operations.
Upon completion of the testing, the equipment was
broken down and a third party was brought in to shrink
wrap all items in preparation for the transport to Prudhoe
Bay. The equipment left in time to meet the barge bound
to the island as scheduled.
INITIAL MPD INSTALLATION
The compact layout of this manmade island drill
site and the specialized nature of the rig presented several
challenges as well as some advantages in locating and
installing the MPD system.
The drilling equipment consists of a mobile
drilling rig and a fixed rig support complex (RSC). The
rig is a fully enclosed, heated, and self-mobile unit that
was specifically modified to cantilever the drill floor over
closely spaced wellheads in enclosed well bays, while
occupying a minimum footprint. The rig consists of two
modules that are mounted on walking-beam moving
systems. The sub-base module carries the cantilevered
drill floor, draw works, and derrick with an enclosed
suspended BOP ‘cellar.’ This basic rig structure is
counter-balanced on the off-drill floor side of the walking
beams by the rig powered diesel electric generators, air
compressors, and heating steam boilers. The three-level
service module carries the rig pumps, the mud pits and
solids separation equipment, power distribution controls,
and the pipe shed. The service module mates to the
sub-base on the off-driller side and is connected by an
enclosed walkway that houses high- and low-pressure
flow lines, power, air, and communications connections.
The RSC houses a bulk mud-mixing plant, mud-storage
tanks, a cuttings processing mill, and a cement mixing
and pumping facility. The RSC is connected to the rig via
an enclosed pipe rack, which runs the length of the well
bay buildings and carries mud, cement, drill-water, power,
and communication connections to and from the rig.
Depending on rig placement, the distance of the cement
pump to the ROC could be 500 feet.
The MPD equipment is comprised of five
functionally distinct sub-sets. These are the RCD, the
choke manifold, BPP, flow meters with associated piping,
and the computerized control system. Consideration
of the rig lay out and the need for freeze protection had
As previously described, the choke manifold was
housed in a set of four containers set on the pad next to
the sub-base unit on the driller’s side, opposite the service
module. Several options for attaching the containers to
the sub-base (so that they would move integrally with the
rig) were examined. It was decided that these were not as
cost effective as simply disconnecting the choke house
unit for rig moves. Rig electrical power, air supply, and
communications wiring were run to this enclosure from
the sub-base module. Both high- and low-pressure flow
lines connecting the RCD, the choke, and the mud return
flow line were run through the BOP cellar.
In the early stages of the project, it became
evident that a new remotely controlled BPP could not
be manufactured within the barge season time window.
Various options for existing pumping units were examined
and discarded due to spacing and winterization problems.
Use of the existing cement pump in the RSC was then
investigated. To maintain the closed loop circulation
required for accurate well flow monitoring, it was necessary
to feed the cement unit from the rig pits. A review of the
existing piping in the rig pits, the pipe rack flow lines and
the RSC mud plant revealed that the discharge from an
existing, but little used, de-sander pump in the rig pits
could be re-routed through a mud return line to carry
mud from the active system to the mixing plant manifold.
From there, it was possible to rearrange the check valves
to allow this flow to feed the cement pump suction.
Hydraulic calculations were performed to assure the
adequacy of this equipment. Although the equipment was
deemed adequate, a remaining concern was the need
to man the cement pump. In light of the time constraints
and the trial nature of the MPD project, it was decided
to use this option. The MPD input circulation flow meter
was located upstream of the cement pump suction due
to the long distance between the two. This distance
also necessitated an upgrade of fiber optical cabling
for communications. The pump output was routed back
to the rig cellar via the two-inch high-pressure cement
line. A tee and isolation valve was inserted to direct the
flow to either the RCD inlet or a bypass line. This allowed
for flushing and pressure testing of the piping and choke
manifold without pressurizing the RCD, BOP, or wellhead.
Also housed in the cellar were the RCD outlet, HCR valve,
and the low-pressure return mud flow meter.
The constraints on equipment placement resulted
in a final system piping configuration with several hundred
feet of two-, three-, and four-inch high-pressure piping
and over one hundred feet of six-inch low-pressure
– 129 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
flow line. Approximately two-thirds of the pipe work was
enclosed since it was inside heated structures and the
remaining third was external to the rig and RSC structures.
These lines were liberally supplied with blow down ports
and electrical heat tracing. They were insulated with
several layers of fiberglass bat insulation, which was
enclosed in a high strength plastic wind sheath.
The final subsystem to be installed was the MPD
computer-control system. The configuration selected was
to locate the RCD operator’s panel and the main humanmachine-interface (HMI) servers in the existing MWD/
LWD enclosure located at the rig floor level but external
to the drill floor.
The design concept for the project was to have
fully automated control of the bottomhole pressure. The
HMI interacts with the choke and the BPP. External system
data is received from the measurement-while-drilling
(MWD) log suite and the rig-pit volume sensor. Internal
system data is received from the choke transducer,
choke position monitor, flow-rate monitor, and other MPD
instrumentation sensors. The cement pump was manually
operated during connections.
CREW TRAINING AND EQUIPMENT
FUNCTIONAL CHECK OUT
Three levels of training were developed to prepare
the rig personnel for operations and to ensure seamless
conversion from conventional drilling to MPD operations:
Interoffice training for office-based engineers and
management; classroom training on-rig with equipment
walk around; and live training during acceptance test.
Initial preparation for MPD on-site began once
the major components arrived on the barge. The bulk
of the assembly of the MPD choke skid, RCD hydraulics
unit, high- and low-pressure four-inch flow piping, twoinch high pressure cement pump piping from the RSC
cementing pump, and the MPD system were accomplished
in September, 2008. The equipment was left on standby,
when well schedule changes forced a delayed startup.
During September and October, the drilling crews and
other involved service company personnel were given
training in the MPD procedures.
Rig-up of the MPD equipment for use on the first
well in the MPD program was completed in a week. The 16inch rig-flow riser air boot was removed and replaced with a
20-inch assembly. The suspension tree and tubing hanger
were then removed from the well. The RCD was suspended
below the floor, and the BOP was put in place beneath it on
the wellhead riser. The flow lines, Katch Kan, RCD walkway,
split master bushings, and trip nipple were installed. While
the rig picked up five-inch drill pipe and began BOP testing,
the MPD piping was completed, and the heat trace and
insulation operation continued. The RCD and flow lines
inside the rig were also pressure tested. Pressure testing
of the choke was completed with no failures. During this
interval, the surface casing shoe was drilled out, the well
was displaced to sea-water mud, and a formation leak-off
test was performed. The MPD chokes were then calibrated.
The MPD trip nipple was pulled and replaced by the RCD.
Crew training and MPD acceptance testing was conducted
concurrently. MPD began upon drilling out of the surface
casing shoe. Efforts to minimize delays impacted by MPD
rig up were successful. The bulk of the mechanical and
electrical rig-up was also completed without delays. There
were delays setting and testing the RCD and associated
equipment due to fine-tuning of the spill tray, walkway, and
leaks in the RCD piping. A total of 17 critical path hours
were consumed in these steps. An additional 12 hours
critical path time was used in hands-on crew training in
MPD procedures. Thus, the total time added to the rig-up
on the first well by the MPD rig-up was 29 hours. Several
operational and equipment issues presented in the rig-up
were addressed in subsequent rig-ups and critical path
time has been reduced to less than four hours per rig move.
The intermediate hole and production intervals of
the first well were successfully drilled in MPD mode. Minor
operational issues were encountered and these lessons
were incorporated in subsequent well procedures.
BPP INSTALLATION AND FULL SYSTEM
INTEGRATION
Between November 2008 and February 2009, MPD
was successfully used on several high-angle intermediate
and horizontal production well sections. Based on continued
improvement in the performance of both MPD equipment
and personnel, and with consequent improvement in project
drilling performance, the operator committed to a more
permanent integration of the MPD system into the rig. The
tasks identified were replacement of the cement pump with
a permanent, automatically controlled BPP, installation of a
dedicated pit suction and charge pump, and re-orientation
of the choke manifold and piping to accommodate the
new pump. Again, timing was critical as the winter ice-road
season was advancing, and it was necessary to mobilize
the equipment by truck before mid-April. A constant speed
pump with a 200-horse power electric motor and associated
controls and skid was fabricated in Texas and mobilized to
location. Meanwhile, two 8x24-ft shipping containers were
modified in Anchorage. These containers were joined to
house the pump. The initial design concept was to place the
pump on carriers between the sub-base walking beams.
However, this plan was found to be impractical due to the
height of the pump skid. Fortunately, it was found that there
was sufficient clearance, adequate structural capacity, and
moving-system power to suspend the unit beneath the
motor room cantilever. This location was not optimal in terms
of pipe routing but provided simple access to the rig power.
Analysis of the pit system revealed that an existing
12-inch pit interconnection line could be tapped, and a
charge pump could be installed in the existing pump room
with little disruption to existing systems. For simplicity
in rig inventory management, a 3x2x13-inch centrifugal
pump, identical to others located in the rig mud system,
was selected.
To accommodate the BPP location with minimized
piping runs, the choke manifold was rotated 180° inside
its container. The entire 32- by 20-foot building was then
rotated 90° and brought closer to the sub base. This
reduced the extent of the choke footprint beyond the sub
from more than 40 ft to 24 ft.
External piping was completed with a combination
of fixed and removable sections. It was found that the
initial winterization with heat tracing and soft insulation
was adequate; thus, plans for permanent hard insulation
with metal sheathing were cancelled.
The final mobilization and installation of the
BPP and full system integration was completed by late
March 2009, nine months after the original contract
award.
– 130 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
RESULTS AND CONCLUSIONS
ACKNOWLEDGMENTS
One of the initial challenges was to have the
equipment winterized and ready for Arctic conditions,
and then mobilized in a short period of time due to the
tight barge schedule shutdown. High importance was
also given to spill containment since the equipment was
outside of the enclosed rig. Rigorous and extensive HAZID
and HAZOP meetings were conducted to ensure a safe
and successful implementation of MPD.
The authors wish to thank the management of
Halliburton Energy Services for permission and the
encouragement to publish this paper.
The results of using MPD in this project
have seen a five-fold decrease in mud
cost, and overall improvement in the rate of
penetration. More importantly, MPD has made
the field economical. The following is a fivewell comparison, two drilled conventionally and
three drilled with MPD.
Thirty more wells have been completed since
the first MPD well was drilled in this manmade island in
the Alaskan Arctic and MPD is still in operation to date.
The successful implementation of automated MPD has
resulted in a substantial reduction of cost-per-foot drilled
compared to conventional drilling, by reducing fluid
losses, increasing ROP, minimizing NPT, and efficiently
navigating through the narrow pressure margins.
REFERENCES
1.
Bernard, C.J., Lovorn, R., Lewis, D. et al. Managed
Pressure Drilling – Automation Techniques for
Horizontal Applications. 2013 AADE National
Technical Conference and Exhibition held at the
Cox Convention Center, Oklahoma City, OK, 26-27
February 2013.
2.
Finley, D., Ansah, J., Gil, I. et al. Comparisons
of Reservoir Knowledge, Drilling Benefits and
Economic Advantages for Underbalanced and
Managed Pressure Drilling. 2007 IADC/SPE
Managed Pressure Drilling and Underbalanced
Operations Conference and Exhibition held in
Galveston, Texas, 28-29 March 2007.
3.
Williams, M., Lewis, D. and Bernard, C.J. A Safe
Approach to Drilling Underbalanced Starts with
Project Management. 2003 SPE/IADC Middle East
Drilling Technology Conference and Exhibition held
in Abu Dhabi, UAE, 20-22 October 2003.
Table 1. Comparison of Conventional vs. MPD wells.
– 131 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОДВОДНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
А.Н. Чернов, начальник Инжинирингового центра, А.М. Пароменко, главный специалист Общества,
М.С. Кирик, главный специалист, ОАО «Гипроспецгаз»
При проектировании объектов освоения шельфовых месторождений ОАО «Гипроспецгаз» уделяет
особое внимание современным и инновационным
технологиям, которые могут существенно повысить
надежность системы добычи природного газа на
шельфе в целом.
Одним из перспективных направлений развития подводного оборудования для освоения месторождений, расположенных на шельфе, является
создание подводных установок подготовки газа к
транспорту.
Анализ тенденции развития технологий и оборудования для освоения месторождений шельфа показывает, что в настоящее время создание комплекса
оборудования, позволяющего проводить полностью
подводную добычу, подготовку и транспорт газа,
практически завершено.
Работы по созданию подводного оборудования
интенсивно проводились с 1990-х годов по 2010 г. В
этот период были разработаны и введены в промышленную эксплуатацию подводные блочно-комплектные насосные и сепарационные установки. Можно
выделить следующие этапы формирования подводного оборудования:
настоящее время испытания успешно завершаются,
и в ближайшее время подводные компрессоры планируется эксплуатировать на месторождениях Ormen
Lange (Норвегия) и Asgard (Норвегия).
Следующим важнейшим этапом промышленной реализации новых подводных технологий будут
2014-2015 годы, на которые запланировано начало опытно-промышленной эксплуатации подводных
компрессорных станций.
За наиболее вероятный прогноз развития
шельфовых инновационных технологий нами принято, что к 2020 году развитие подводных технологий
позволит отказаться от применения морских технологических платформ.
При этом подготовка газа к однофазному
транспорту и компримирование газа будут осуществляться с помощью подводных установок подготовки
газа к транспорту (УПГТ) и подводных компрессорных
станций.
Как было указано в [1], для создания подводных
УПГТ разработано все необходимое оборудование, а
именно:
• подводные сепарационные установки;
• подводные дроссели;
• 1994 год - начало промышленной эксплуатации
первой подводной насосной станции на месторождении на шельфе Италии;
• 2001 год – начало опытно-промышленной эксплуатации первого подводного сепаратора на
месторождении TROLL (Норвегия);
• в 2007 году начало первой промышленной эксплуатации подводного сепаратора на месторождении Tordis (Норвегия).
После получения успешного опыта эксплуатации подводного сепаратора, подводные сепарационные установки были установлены на месторождении
Pazflor в Анголе. Планируется также установить подводные сепарационные установки еще на нескольких
месторождениях Бразилии.
Важнейшие результаты получены при начатых
в 2010 году испытаниях подводных компрессоров. В
• подводное теплообменное оборудование;
• подводные насосы.
На базе анализа основных тенденций развития
подводных газовых технологий в ОАО «Гипроспецгаз»
полностью разработана концепция подводного освоения газовых месторождений арктического шельфа
Российской Федерации.
В настоящем докладе представлены основные
результаты расчетных исследований применения подводных УПГТ при обустройстве месторождения и определения основных конструктивных параметров оборудования для разработки опытно-промышленного образца.
При этом был решен следующий комплекс задач:
1.
Разработка расчетной модели подготовки природного газа в подводной УПГТ;
Рис. 1. Принципиальная схема подводной установки подготовки газа к транспорту
– 132 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
2.
3.
Расчетные исследования охлаждения природного газа в подводном теплообменнике с целью определения параметров подготовки газа
в зависимости от основных определяющих
факторов – таких, как давление и состав природного газа, скорости и направления придонных течений и других факторов.
Разработка принципиальной технологической
схемы освоения месторождения с применением подводных комплексов подготовки газа
(ПКПГ).
4.
Разработка графика разработки опытно-промышленного образца ПКПГ.
5.
Определена экономическая эффективность
применения ПКПГ при обустройстве месторождений.
Принципиальная схема подводной установки
подготовки газа с технологией низкотемпературной
сепарации представлена на рисунке 1.
затем направляется в подводный трубопровод для
транспортировки на береговые объекты.
Жидкость из подводного сепаратора направляется на подводную насосную станцию и затем по
отдельному трубопроводу транспортируется на береговые объекты.
Результаты расчета подводной установки подготовки газа к транспорту представлены на рисунке 2.
Изменение давления и температуры при движении газа по подводному трубопроводу обозначено
черной линией. Красным цветом выделена зона давлений и температур, в которой конденсируются вода
и углеводороды.
Как видно, при транспортировке газа по подводному трубопроводу от платформы до берега нет
конденсации углеводородов и не происходит образования гидратов.
Также был проведен комплекс расчетных исследований, который включал в себя:
Газ из скважин с давлением 14-15 МПа поступает в подводный теплообменник Т-1, где охлаждается водой. Как было показано в [2], подводный теплообменник представляет собой набор из 200 изогнутых
стальных трубок диаметром 2 дюйма длиной 140 метров. При этом габариты модуля подводного теплообменника (ПТО) составляют 30 х 30 метров, то есть
не превышают габаритов подводного оборудования
применяемых в настоящее время.
• определение влияния температуры сепарации
газа на параметры подготовки газа в подводном комплексе подготовки газа;
Как показывают расчеты, газ в подводном теплообменнике при отсутствии придонных течений охлаждается до температуры +2,5÷3° С.
• определение влияния давления сепарации газа
на параметры подготовки газа в подводном
комплексе подготовки газа;
Для предотвращения образования газовых гидратов в теплообменнике в газовый поток добавляется ингибитор гидратообразования – этиленгликоль.
• и другие расчетные исследования.
После этого газовый поток дросселируется в
Др-1 до давления 6-8 МПа. Затем газ подается в подводный сепаратор С-1, где газовый поток отделяется
от сконденсировавшейся жидкости.
После подводного сепаратора природный газ
поступает на подводную компрессорную станцию и
• определение влияния состава газа на параметры подготовки газа в подводном комплексе
подготовки газа;
• расчет параметров подготовки газа в зависимости от года эксплуатации месторождения;
Одним из наиболее значимых факторов, оказывающих влияние на параметры подготовки газа, является температура после подводного теплообменника.
На рисунке 3 приведены результаты расчетных
исследований влияния температуры газа после подводного теплообменника на параметры подготовки
газа в подводной установке подготовки газа к транспорту. В исследовании принимались температуры
Рис. 2. Результаты расчета подводной установки подготовки газа к транспорту
– 133 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
газа после теплообменника в диапазоне от 0 до +7.5°
С с шагом в 2.5° С.
дных компрессорных станций (КС) и УПГТ. Габариты и
масса технологических блоков подводных КС и подводных УПГТ позволяют воспользоваться существующими крановыми судами для монтажа и технического
обслуживания.
Для монтажа подводных КС и УПГТ могут применяться полупогружные платформы типа СПАЙПЕМ
7000. Для технического обслуживания и ремонта
подводных КС и УПГТ могут быть крановые суда грузоподъемностью до 5000 тонн. Например, крановое
судно «Олег Страшнов».
Электроснабжение подводных компрессорных
станций и подводных установок подготовки газа к
транспорту может быть решено с помощью плавучих
атомных электростанций (ПАЭС).
Рис. 3. Зависимость параметров подготовки
газа от температуры газа после подводного
теплообменника. Точки росы по углеводородам
На рисунке 4 приведены концептуальные проработки возможности применения подводных установок подготовки газа и подводных компрессорных
станций на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения.
В настоящий момент ОАО «Гипроспецгаз»
разрабатывает технические проекты подводного теплообменника (ПТО) и подводной сепарационной
установки (ПСЕП). Предварительные компоновки
оборудования ПТО и ПСЕП подводной установки подготовки газа к транспорту представлены на рисунке 5.
Также отметим, что в РОСПАТЕНТ находятся на рассмотрении две заявки ОАО «Гипроспецгаз» на получение патентов Российской Федерации на полезные
модели «Подводный теплообменник» и «Подводная
установка подготовки природного газа к транспорту».
При разработке концепции были детально проработаны вопросы инженерного обеспечения подво-
В настоящее время ОАО «Концерн Росэнергоатом» ведет строительство первой (головной) плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС) мощностью 70 МВт с реакторными установками КЛТ-40С.
Срок строительства ПАТЭС составляет 4 года.
Стоит еще раз обратить внимание на реалистичность концепции освоения шельфовых месторождений с применением подводных установок
подготовки газа к транспорту и подводных компрессорных станций, поскольку технологическая часть
концепции основана на оборудовании, которое уже
эксплуатируется на месторождениях или прошло все
необходимые заводские испытания.
Предложенная концепция с учётом наличия
оборудования, средств энергообеспечения, средств
монтажа и технического обслуживания и ремонта
(ТОиР) может быть реализована на практике в кратчайшие сроки.
Анализ сроков разработки и изготовления подводного оборудования показал, что внедрение подводного комплекса подготовки газа к однофазному
транспорту может быть осуществлено в течение 5 лет.
Рис.4. Применение подводных комплексов подготовки газа при освоении Штокмановского ГКМ
– 134 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
а)
б)
Рис. 5. Предварительные компоновки оборудования ПТО (а) и ПСЕП (б) подводной установки
подготовки газа к транспорту
2.
ЛИТЕРАТУРА:
1.
А. В. Сергиенко, А. С. Пиотровский, А. Н. Чернов. Технологии освоения газовых месторождений арктического шельфа – новаторство и
надежность // МурманшельфИнфо. – 2008. – №
3. – С. 34–37.
– 135 –
М.С. Кирик, А.М. Пароменко, А.Н. Чернов. Моделирование работы и определение конструктивных параметров теплообменника подводной установки подготовки природного газа к
транспорту // Известия высших учебных заведений. – 2012. – № 5. – С.82-86.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
– 136 –
Круглый стол 3:
ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТЫ ОСВОЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ ШЕЛЬФА
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ
Round table meeting 3:
MAJOR PROJECTS ON EXPLORATION
OF HYDROCARBON RESOURCES ON
THE SHELVES OF RUSSIA AND THE CIS
COUNTRIES
RAO / CIS OFFSHORE 2013
FILTRATION OF COMPLETION FLUIDS AND OFFSHORE WATER FILTRATION
SYSTEMS
FILTRATION OF WELL COMPLETION FLUIDS IN OFFSHORE PLANTS
Robert Bea (BEA Technologies S.p.A)
The increasing demand for energy throughout the world is pushing forward the research of new Oil & Gas reservoir with
a general request to maximize the extraction of hydrocarbons to reduce the production costs. The target is to achieve
the maximum quantity of oil from each well, to extend the service life of the reservoir and to optimize the yields of
hydrocarbons.
In order to provide a solution to the filtration problems in the most difficult Off-shore and On-shore environments, BEA
Technologies can supply solutions, which are installed on skid mounted compact units for offshore plants, for filtration
of Completion fluids and water for Well Injection.
These filtration units are designed and fabricated as per the ASME VIII Division 1 design code and verified according
to the Russian GOST design code..
COMPLETION FLUID CHARACTERISTICS.
Completion fluids are very important to improve
and maintain the productivity of oil & gas wells. The correct
use of completion fluids make easier the operations
before the start-up of production, can surely increase
the well output, maintain the well capacity and eventually
solve problems involving the reparation of the well.
Completion fluids are selected and prepared
brines of concentrated salts which have a specific
density and flow characteristics to be generally used as
«Drilling fluids». They are formulated for this particular
application by chemical companies and are a mixture
of chlorides, bromides and other salts obtained by the
neutralization of formic acid. These fluids should be
compatible with the reservoir rocks around the borehole
and have certain parameters of specific density, flow
capacity , PH to match the characteristics of the well and
to maintain the oil & gas production through the service
life of the well.
TYPICAL APPLICATIONS OF COMPLETION
FLUIDS
Even if custom designed completion fluids can be
considered an additional costs at initial stage of operation,
it often has proved to be a consistent saving and ensure a
BEA filters can be built to almost any specification
constant return in oil production in the medium and long
term. To achieve this result it is essential to maintain the
full efficiency of completion fluids by a proper filtration
which can guarantee that they are clean and free of solids.
The filtration is applicable to «WATER BASED»
completion fluids which can guarantee following
advantages compared to the «OIL BASED» ones:
• Reduce costs of rig
• Improve stability of wellbore
• Increase efficiency of drilling operations
• Decrease Environmental problems and Meet environmental regulations
• Achieve high performance
The typical applications
completion fluids are:
1.
of
«Water
based»
Offshore, deepwater wells
2.
Onshore wells
3.
High pressure, high temperature conditions.
4.
Difficult formations.:
5.
Porous sandstones.
6.
Fractured limestones.
7.
Impermeable shales and clays.
BEA has satisfied the water treatment needs of the
oil & gas industry for more than 50 years
– 139 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
There are different categories of completion fluids
and additives which have the following targets:
serve a specific need and help to ensure that drilling and
extraction processes can proceed according planned
schedule.
1.
Maximum stability of wellbore.
2.
Improved cleaning of hole.
ALKALINITY CONTROL AGENTS
3.
Reduced torque and drag.
4.
Minimize environmental impact
5.
Low dilution rates
Alkalinity control agents serve to control the
variations of pH in drilling muds using soda ash, lime,
potassium hydroxide, caustic soda or bicarbonate of
soda.
WATER-BASED DRILLING FLUID SYSTEMS
Drilling companies continue to look for a waterbased completion fluids with performances comparable to
inverted emulsion systems. This concern is especially due
to lower environmental impact of operations developed
on water-based fluids.
Actual high-performance water-based fluids can
reproduce the performance of an invert emulsion fluid,
but each fluid needs to be customized to specific drilling
challenges.
Products to maximize wellbore stability
Water-based inhibitors help to reduce the swelling
and fracturing of shale during drilling operations.. The
characteristics of these inhibitors allow to maintain the
fluid very stable and keep the strength values of the gel
layer over the entire range of conditions generally found
in deepwater and shelf drilling.
Products to improve the hole cleaning
Some water-based fluids include capability to withstand
high temperatures, decrease fluid loss and greatly improve
hole cleaning and wellbore stability; all in compliance with
environmental regulations and to minimize the impact of
pollution in the areas of drilling operations.
Low dilution rates for a better penetration
Water-based systems can be used in Low Dilution rates
to achieve high rates of penetration. These fluids show
similar performance to invert emulsion fluids but maintain
all the benefits of a water-based fluid
FLUID ADDITIVES
Drilling fluid additives are specialty products that
BOREHOLE STABILIZERS
Drilling operations and the chemical properties of
completion fluids can either improve or reduce wellbore
stability. The stabilizers serve to avoid the difficult and
expensive costs associated with degraded and unstable
borehole structures.
DEGREASERS, WETTING AGENTS
Degreasers and wetting agents serve to clean
the surface of casings and of equipment. Degreasers
penetrate oily film allowing it to be washed away, while
wetting agents effectively displace diesel-, mineral oil-,
and synthetic-based drilling fluids.
EMULSIFIERS
Emulsifiers provides stability by reducing the
interfacial tension between water and oil. Emulsion fluids
are used to displace oily fluids..
CORROSION CONTROL
Prevent corrosion damages Scavengers can
avoid the expense of failures created by corrosion of casings. Corrosion-control treatments can mitigate the corrosive qualities of drilling , of completion fluids and of
other factors impacting on the downhole conditions.
Protection against a variety of corrosion types
There are different causes for corrosion which is due to
hydrogen sulfide, oxygen, or carbon dioxide. The scavengers are studied and tested to give protection against
many different types of corrosion. They can be added in
the fluid system without adversely affecting drilling fluids.
BEA filters deliver reliable, effective filtration solution of solids from 3,500μ to 0.1μ in size.
– 140 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Products that reduce maintenance costs
The correct products for inhibition of corrosion can reduce
corrosion rates and help lower rig equipment, drill pipe
maintenance and reduce consistently repair costs. The
continuous monitoring of corrosion improve the integrity
and performances of drilling equipment.
BEA Technologies can define and supply the
optimal TURN-KEY solutions for the filtration and treatment
of water and water based completion fluids depending
from the characteristics and composition of the fluid.
WATER FILTRATION SYSTEMS FOR THE
OFFSHORE INDUSTRY
Water, including sea-water and produced water,
are widely used for injection, service or cooling water on
offshore oil production platforms and vessels. A proper
filtration of the water it is necessary for an effective
management of production costs.
The oil and gas applications which require the use
of filtered water and sea-water are:
• Injection water treatment systems
• Cooling water filtration to protect heat exchangers
and bearings
• Service and utility water filtration
• Pre-filtration for Reverse Osmosis desalination systems
• Filtration of seawater for pipeline flushing
• Source sea-water treatment systems
To satisfy this need BEA Technologies designs and
manufactures reliable filters and filtration systems for
the separation of solid particles from 3,500 micron to 0.2
micron. The range of production includes following type
of filters:
• FILTROMATIC - Self-cleaning water automatic
filters up to 6,000m³/hr per unit
to install the automatic self-cleaning filters, which
automatically discharge the accumulated contaminant
without the need to stop filtration. These automatic filters
can guarantee continuous flow without interruption and
the full cleaning of the filter element just using a small
percentage of the total process water for cleaning. The
self-cleaning cycle starts when the differential pressure
between inlet and outlet nozzles, generated by the
accumulation of suspended solids on the filter surface,
reach the SET POINT programmed in the control panel
. Then cleaning is performed by connecting only 2 or
maximum 3 filter elements to the drain manifold so that
a minimal quantity of filtered water can flush the filter
elements in reverse flow , for few seconds, to detach
and transport the accumulated contaminants in the drain
manifold . The specific technology with minimal water
and energy waste, can guarantee full cleaning without the
need to isolate the filter during the self-cleaning cycle.
This type of filter is extremely reliable and do not
require any personnel to manage it but only to check on
a planned schedule that everything is fine. For installation
on source water a filtration rating between 125 and 500
micron it is generally required, depending from the type
and amount of contaminants present in the water. These
filters can be manufactured according to customer
specifications and conforming to international codes
and standards. For sea-water use are generally supplied
filters made of carbon steel with internal rubber coating
which can guarantee a resistance for 25 years to internal
corrosion of the pressure vessel while filter elements and
fastenings are made of stainless steel 316L or DUPLEX
S.S. in case of water with high salinity. These filters can
be custom - designed to fit every on-shore and offshore project, with specific materials (super duplex and
titanium), welding procedures, internal coatings and
automatic controls.to operate in the most challenging
weather conditions.
• Basket strainers for service and source water
filtration
• Bag filter units, available in single or multiple bag
vessels
• Customised cartridge filters for water injection
• Skid-mounted systems for cooling water filtration
• Pre-filtration to protect Reverse osmosis (RO)
systems
• Activated carbon filtration systems
• Pressure leaf filters for the retention of high quantity
of fine particles
• High-pressure filter vessels
BEA Technologies is specialized in the removal of
particles with size of 50 micron or less, which represents
the most significant quantity of particles to be removed
in Off-shore applications and in protection of Reverse
Osmosis membranes.
SELF-CLEANING AUTOMATIC FILTERS FOR
SOURCE WATER FILTRATION.
The first point of filtration is located after suction
of water or sea-water. Especially if the water is obtained
from the sea it is essential to separate both sand particles,
piece of wood, algae and other stuff which may precipitate
or plug any other equipment positioned on the platform.
Considering the current technology it is convenient
BEA automatic filters ensure continuous flow
without interruption and 100% cleaning of the filter
element.
– 141 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
AUTOMATIC SELF-CLEANING FILTERS TO
REDUCE MAINTENANCE COSTS
A) CASE HISTORY - SOURCE WATER –
SCORPIO SITE
The investment cost of automatic self-cleaning
filters is easily recovered through the consistent savings
in maintenance of equipment positioned downstream of
the filters, consumables and moreover they comply with
regulations and safety company policies. The savings of
costs include:
A.1) STATIC CARTRIDGE FILTERS
• No plugging and solid precipitation in water tanks.
• Minor maintenance operations in remote sites,
including offshore rigs and FPSOs
• Reduced wear on seals and bearings of injection pumps
• Increased interval between changes of cartridges
or bags in fine filtration systems
• Better protection and longer service life of RO and
UF membrane systems
• Consistent reduction in water storage that must be
stored or disposed of
• Significant reduction in contaminant concentration
through the piping allowing companies to stay
ahead of tightening water quality regulations
FILTERS FOR WATER INJECTION
The fine filtration of water for injection is necessary
to avoid the plugging of porosity of the rock around the
casing of the bore-hole. The water at high pressure is reinjected in the well to pressurized the site and push forward
the oil to increase the productivity of the wells. Generally
the water for injection is a mix between the treated source
and the recoved water from different operations. From
the reservoir tank the water is pumped at high pressure
and pass through the filters before to enter in the well. For
this reason the filter elements are mounted in vessels for
high pressure..
Important point to be considered is the high
surface area required by Filters for water injection to
be able to separate the amount of solid contamination
without frequent change-out of filter elements which
is a time consuming operation. To obtain increased
service life it is necessary to use pleated cartridges
with can pack a considerable filtration area in a reduced
volume. Specifically in the case of presence of residual
oil droplets in re-injection water , because of not
complete separation of oil in previous treatment of
produced water, it is preferable to use pleated polyester
cartridges compared to standard polypropylene
cartridges because the PP is oleophidic and can
adsorb the oil droplets. The adsorbtion of oil is carrying
to faster plugging of filter elements which require to
set offline the Filter for cartridge replacement. The
polyester cartridges instead are more oleophobic and
less sensible to residual oil droplets. Furthermore the
cartridges must be very robust, to resist the pressure
drop during filtration, to avoid interruption in oil
production operations, onshore or offshore.
Essentially the sizing of the Static cartridge filters is
determined by the amount of 10 micron rated particles which
must be separated from the water extracted from the wells.
According to the data reported in the water
analyses are counted 915 particles in 0.1 ml of sampled
water. The TSS is 7.1 mg/l for a flow of 200 m3/h according
to applied specifications.
Considering the geometrical size of 10 micron
particles related to the quantity of total suspended solids,
which are counted between 63 – 67% in weight ( the sand
particles are associated to a cube shape rather than to a
spherical form ), can be calculated an average amount of
0.9 kg/h of solid contaminants to be separated.
If we are planning to replace all the filter elements
every 21 days ( according to customer request ) , we obtain
the following amount of contaminant to be retained:
0.9 kg/h x 24h x 21 days = 453.6 kg
To accumulate this weight of contamination
BEA is proposing to use maxi pleated cartridges,
named MAGNEX, which can retain up to 10.8 kg of solid
contaminant each. With a simple operation is possible
to calculate 42 maxi cartridges which are installed in 2
housings of 21 maxi cartridges each to remain in easy
manageable dimesions.
One housing will start filtration , while the other is in
stand-by , until the differential pressure drop will increase
to 1.5 bar . At that value there will be the switch between
the filter in operation and the filter in stand-by. The exhaust
filter will go off-line waiting for cartridge replacement..
The filter housings are designed with «swing bolts»
for a quick opening in order to minimize the opening/closure
of the housing for cartridge replacement. The top cover is
provided with a «Davit» to rotate on the side the cover once
the swing bolts have been loose and fully open the filter.
The MAGNEX maxi cartridges are equipped with
an handle, on the top, to make easier the mounting inside
the housing and the lifting up of exhausted cartridges for
replacement.
Effectively the maintenance operation is requiring
to replace only 21 cartridges each housing.
Due to the specific design, pleated filter element
manufactured by BEA Technologies
guarantees
continuous flow for the time of operation with fully clean
injected water.
BEA Technologies can use its expertise to provide
solutions for filtration of your drilling fluids to control and
cleaning the hole,
BEA pleated filter elements can be used in a wide
variety of oil and gas applications.
– 142 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
The housing proposed is designed to install
MAGNEX cartridges with rating of 10, 25 and 50 micron
in case should be decided, by the service life on field, to
have a first filtration of source water at 25 or 50 micron
and a final filtration at 10 micron rating only at the injection
point.
According to the data available the quantity of solid
particles over 10 micron is counted at 10 particles over
7186 counted in the sampled water, but the total amount of
contamination increased to less 10 ppm compared to the
initial value of 6.8 ppm originally reported in specification.
A.2) ALTERNATIVE - AUTOMATIC
BACKWASHABLE FILTERS «FILTROMATIC»
The weight of 10 micron particles to be retained is
around 0.06 kg/h.
In similar remote sites as SCORPIO, where
are located the source water wells, BEA is usually
proposing the Automatic Backwashing Filter , named «
FILTROMATIC», which is designed to work unattended
for long time as it is equipped with its own control box
to elaborate the information received by a differential
pressure gauge. When the differential pressure set point
is reached the internal logic is starting the backwashing
cycle which is lasting no more than 2 minutes.
To perform backwashing of filter elements is taken
a portion of filtered water that is turned in reverse flow
through only 2 or 3 filter elements for a limited period
of time, in order to maintain the great majority of filtered
water flowing to the pumps.
The waste water generated by backwashing,
loaded with contaminant particles, to be disposed is
between 2.0 to 3.0 m3, depending from the backwashing
cycle duration .
A typical application of FILTROMATIC is to filter the
water sourced from sea or wells but with a minimum micron rating of 50 micron because the need is to protect
the pumps internal parts which generally can accept particles in the size between 50 and 100 micron.
Infact if the filter micron rating should be less than
50 micron the consequence would be to have the filter in
backwashing continuously, highly increasing the quantity
of water to be wasted.
According to the request , BEA is suggesting n°1
automatic backwashing filters «FILTROMATIC» with a flow
rate of 400 m3/h for each well, and one filter in Stand-by
and the control logic will switch from the filter in
operation to the filter in stand-by on a periodical basis in
order to rotate all the internal moving parts regularly.
The automatic backwashing filters «FILTROMATIC»
are supplied with an electrical motordrive on the top to
provide the rotation of internal backwashing device and
with an electrically controlled drain valve to discharge the
water used for backwashing of filter elements.
The «FILTROMATIC» filters considered do not require any other utilities unless electricity and compressed
air/gas to activate the cleaning procedure.
The filter elements mounted inside the automatic
backwashing filters «FILTROMATIC» are metallic wedge
wire of S.S. 316 with a specific «V» shape profile to be
fully and easily cleanable from trapped solid particles
each cycle. The «V» shape profile is particularly effective
in retaining solid particles, maintaining the flow rate
capability and being easily cleanable by backwashing in
a short time.
There is no periodical consumption of exhausted
filter elements because the metallic filter elements need to
be replaced when required or at least once every 2-3 years .
B) WATER INJECTION
0.06 kg/h x 24 h x 30 gg = 43.2 kg
Considering this quantity , the geometrical size of
particles, the TSS and the presence of free oil , BEA has
calculated to propose filter housings with 50 cartridges
each to provide a service life between 30 and 60 days
depending from the influence of free oil on fouling of the
cartridges.
In order to reduce any affinity between the free oil
and the filter media of cartridges , which may badly affect
plugging of cartridges, BEA is proposing filter elements
named POLIXSTER , fully made of polyester which is less
sensible to presence of free oil in the water.
In any case BEA has adopted a filter element
configuration which allow to install different type of
cartridges inside the housings, even metallic ones in
case the factor of free oil should prevail compared to
solid contamination. The metallic cartridges can be
regenerated by trapped oil by soaking and washing with
detergents or with a soda solution once the cartridges are
off-line.
Even in this case the filter housings are designed
with «swing bolts» for a quick opening in order to
minimize the opening/closure of the housing for cartridge
replacement. The top cover is provided with a «Davit» to
rotate the cover on one side once the swing bolts have
been loose and fully open the filter.
C) FINAL CONSIDERATION TO DESIGN THE
MOST EFFECTIVE SOLUTION
According to the information received from the
site where there is injection in wells, BEA is suggesting,
by its experience, to consider a first step of filtration at 50
micron to protect the booster pumps and a final filtration
step at 10 micron only at the water injection points.
This possible solution has the advantage to
concentrate the filter management in one site, where
there are the filters which require the replacement of
filter elements more frequently, while the FILTROMATIC
backwashing filters with rating of 50 micron which require
rare maintenance, are installed near the source of the
water.
BEA TECHNOLOGIES S.P.A – DESIGNER AND
MANUFACTURER OF FILTER ELEMENTS AND
FILTRATION SYSTEMS
BEA Technologies S.p.A designs and produces
filter elements and automated filtration systems for the the
requirements of the oil and gas industry since more than
50 years. BEA Technologies is a leader in the field of high
performance and reliable filtration systems and provides a
full line of equipment and solutions for the water treatment
in OFF-SHORE and ON-SHORE installations. .The knowhow and the expert technicians of BEA Technologies can
propose the optimal solutions for all requested filtration
and treatment to optimize the OIL/GAS production .
– 143 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
DISTRIBUTED FIBER OPTIC SENSING AND MONITORING IN OIL & GAS
Alix Diserens (BRUGG Kabel AG)
Topic: Analysis of Sensing Cable Specifications and aligning user requirements with cable designs
Applications of Fiber Optic Sensing Cables for the Oil & Gas industry
Application fields for Monitoring in the Oil & Gas industry
Principle of operation with the fiber optic cable as the sensor; advantages of this technology
Sensor cable being the heart of any fiber optic monitoring system
Oil& Gas applications versus environmental & mechanical requirements
Sensor cable design and material choice
Temperature sensing cables and case study: leak detection of pipeline
Strain sensing cables and case study: pipeline structural monitoring
Acoustic sensing cables and case study: gas pipeline leak detection
Hybrid sensing cables and connection cables and case studies: water infiltration, integrity monitoring, seismic
Choice of accessories needed for applying and using sensing cables
Case study of incorrect choice of sensing cables and/or installations:
1) Intrusion detection
2) LNG pipeline leak detection
3) Soil displacement monitoring
Conclusions:
• Sensing cables are the heart of any fiber optic monitoring system
• Utmost importance is to be given to the selection of appropriate and standard-proven sensing cables
• Sensing cables must be adapted to the specific measurement method
• Must fulfill expectations and specific needs of the application at hands in terms of mechanical and environmental
requirements
• Disclose and discuss all relevant information about the end-application issues before between system integrator,
installer, operator and sensing cable manufacturer
– 144 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
WHY CONCRETE GRAVITY BASED STRUCTURES ARE CUSTOM-MADE
FOR THE ARCTIC CONDITIONS
Erik Gulbrandsen, Vice President Business Development Manager, Russia
Kvaerner
• History and organisation of Kvaerner Concrete Solution AS, the world’s leading EPCI Contractor for offshore Oil
& gas concrete structure.
• Track record of Offshore Concrete Structures in Russia and world-wide.
• Environmental load conditions applied to Offshore concrete structures in the toughest locations on our mother
earth.
• Why concrete is superior to other materials in the arctic environment?
• Durability, ice abrasion and strength of Offshore concrete.
• Principle methods of fabrication and installation of Concrete Gravity Structures (GBS)
• The beauty of integrating a Concrete Gravity Structure with the Topside: Float-over and mating principles.
• How can fabrication of Offshore structures add value to national and local content as well as the Russian Oil &
Gas Industry?
– 145 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
EFFECTIVE MONITORING OF AURORAL ELECTROJET DISTURBANCES TO ENABLE
ACCURATE WELLBORE PLACEMENT IN THE ARCTIC
Benny Poedjono, SPE, Schlumberger; Stefan Maus, SPE, Magnetic Variation Services; ChandrasekharanManoj,
National Geophysical Data Center
ABSTRACT
INTRODUCTION
In measurement while drilling (MWD), wellbore
azimuth is determined relative to the direction of the
geomagnetic field. Converting this magnetic azimuth
to a true azimuth requires accurate knowledge of
the direction of the geomagnetic field at the point
of measurement downhole. In the Arctic, MWD
processing must include corrections for rapid changes
in the geomagnetic field caused by auroralelectrojet
currents. The auroral zone, those latitudes at which
the aurora borealis (or the northern lights) occurs, is
a region where the electric field of the magnetosphere
precipitates along magnetic field lines into the
ionosphere. At 100 km above the surface, this electric
field drives auroralelectrojet currents in the east/
west direction, generating the strongest magnetic
field disturbances on the planet. The direction of the
geomagnetic field in the auroral zone can change by
several degrees in less than an hour.
Drilling in the Alaskan Arctic poses a number of
challenges that demand an advanced approach to wellbore
surveying. Because of both the crowded subterranean
environment and the geological complexity of the onshore
North Slope of Alaska and the offshore Beaufort Sea (Fig.
1), precise, real-time wellbore positioning is essential to
the success of commercial development.
Data from geomagnetic observatory and
variometer stations can be analyzed to characterize the
auroralelectrojets and compensate for the disturbance.
Knowledge of the spatial structure of the electrojets’
magnetic signature is essential for deploying a ground
network of monitoring stations in the Arctic. This network
provides the real-time geomagnetic infrastructure
essential to support MWD operations, making it the
most cost-effective technology available to achieve
accurate wellbore placement in horizontal, relief well, and
extended reach drilling, as well as in collision-avoidance
applications.
First and foremost, the prevention of accidental
intersections with adjacent wellbores is critical because
of the associated health, safety, and environmental (HSE)
risk, as well as to minimize the consequences of non-HSE
risks. By implementing advanced surveying techniques,
ellipses of uncertainty (EOUs) are significantly reduced
from conventional measurement-while-drilling (MWD)
surveys.This prevents the overlapping of EOUs and
increases the separation factors between adjacent wells,
greatly diminishing the probability of a wellbore collision.
The complexity of the targeted reservoirs provides another
critical impetus for advanced surveying techniques. It is vital
that wellbores are placed with adequate accuracy to ensure
proper spacing between injector and producer wells.
To achieve accurate wellbore placement by
MWD,a better understanding ofgeomagnetic disturbance
fields is needed. In this study, we explored the spatial
structure of the geomagnetic disturbance fieldto build an
optimal network of real-time magnetic observatories to
supportdirectional drilling in the Arctic.
For the North Sea, a disturbance field correction
called interpolated in-field referencing (IIFR)was developed
and published by Williamson et al. (1998, SPE paper 49061).
Fig. 1–Map of the North Slope of Alaska and the offshore Beaufort Sealease blocks (in orange).
– 146 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
The IIFR technique can be used in the North Sea, which is
surrounded by geomagnetic observatories within distances
comparable to the length scalesof magnetic disturbances
there. In the Arctic, on the other hand,short-scale auroral
disturbances and the lack of observatories limit the use of the
IIFR technique. A study for the Norwegian Sea, where one
variometer station was used to predict the measurements of
another nearby variometer, was presented by Gjertsen (San
Antonio, USA 11-Oct-2012) at the semi-annual meeting of
the Industry Steering Committee for Wellbore Surveying
Accuracy (ISCWSA). The study showed that corrections may
be possible at some times and unsuccessful at others. A
more comprehensive statistical study using a larger number
of stations is therefore needed.
The overriding question in this study was: «How close
must an observatory be to allow a significant reduction of the
disturbance field at the Arctic drillsite?» By analyzing historical
data of geomagnetic observatories and variometers from
1995 to 2012, the spatial correlation distances of the
disturbance field were inferred for the declination, dip, and
total field. It was further investigated how these distances
depend on latitudinal and longitudinal separation.
WHY GEOMAGNETICREFERENCING IS NEEDED
CHALLENGES OF MWD IN THE ARCTIC
Directional drilling requires accurate knowledge
of the orientation of the bottomhole assembly (BHA)
referenced to vertical (inclination) and to true north
(azimuth). To acquire these critical measurements,
wellbore surveying by MWD uses the direction of Earth’s
gravity and magnetic field as a natural reference frame.
Specifically, the horizontal component of the geomagnetic
field is the key reference when using magnetic north to
determine azimuthal orientation of the borehole. At higher
latitudes, the strength of the horizontal component of the
geomagnetic field shrinks, which exacerbates any error
sources that accumulate while surveying. This effect has
an enormously negative effect on surveying accuracy at
high latitudes.
Based on the smaller horizontal geomagnetic
component, there is an increased impact from axial and
cross-axial interference from the drillstring and/or mud
effects. BHAs that are magnetically acceptable in lower
latitude areas can lead to significant inaccuracies in the
Arctic environment.
The geomagnetic field can be divided into three
contributions (Fig. 3):
• The main field generated by the geodynamo in
the Earth’s core, which is defined, for practical
purposes as the internal field of spherical harmonic
degree 1 to 15, excluding time-varying fields with
periods shorter than about 2 years
Accurate wellbore positioning is essential to locate
and produce the resources in the Arctic. Unfortunately,
the high latitudes associated with Arctic drilling pose a
challenge to standard magnetic surveying techniques.
Most notably, the accuracy of standard MWD surveys
can be severely compromised by disturbance fields at
high latitudes. The high-inclination limitation and the
extensive time requirements of implementation limit
the effectiveness of traditional gyroscopic surveys. An
accurate and efficient solution is critical to the success of
drilling in the Arctic environments.
Geomagnetic referencing provides this solution by
simultaneously addressing the stringent well-placement
requirements and the challenging surveying environment of
Alaskan North Slope operations. Precise real-time positioning
is possible by taking advantage of refinements in the latest
development in crustal model processing and improvement
in the design of magnetic observatories that measure
disturbance fields to provide precise, real-time positioning
(Fig. 2). Thegeomagnetic referencing has smaller EOUs than
MWD, as such, the technique has been deemed capable of
addressing the challenges to survey accuracy inherent in highlatitude drilling in the auroral zone. Geomagnetic referencing
techniques with correction for high-disturbance components
of Earth’s magnetic field are particularly important when
having to compensate for the effect of drillstring interference.
• The crustal field caused by magnetic minerals in
the crust, which is defined, in practice,as the static
internal field of spherical harmonic degree 16 and
higher
• Magnetic disturbance fields caused by electric
currents in near-Earth space and corresponding
«mirror-currents» induced in the Earth and oceans
Fig. 3—Contribution to the geomagnetic field from
the main field (in blue) and crustal field (in green)
If not accounted for, crustal magnetic anomalies
have a large impact on survey accuracy due tothesystematic
error in nature. The highly active geomagnetic disturbance
field in the Arctic further exacerbates the problem.
Geomagnetic referencing allows these challenges to be
addressed, thereby improving the accuracy ofwellbore
positioning while drilling in the Arctic.
SOURCES OF THE MAGNETIC DISTURBANCE
FIELD
Fig. 2—The difference between the MWD EOU(in
blue) andsmaller geomagnetic referencing EOU (in
yellow).
The magnetic disturbance field in the Arctic is due to
a combination of effects caused by the magnetospheric ring
current, auroralelectrojets, and secondary induced fields.
– 147 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
1. Magnetospheric currents
The magnetospheric current systems are fed
by charged particles originating in the solar wind. The
strongest contribution is from the ring current, shown in
blue in Fig. 4. The ring current increases in strength during
magnetic storms, which are caused by coronal mass
ejections from the sun. The field-aligned currents (shown
in green in Fig. 4) also have an important effect, since they
predominantly affect the declination of the magnetic field,
leading to errors in the MWD azimuth, if not corrected for.
and oceans, gives rise to complicated spatio-temporal
structures of the disturbance field, necessitating realtime measurements in the vicinity of the drillsite.
CHARACTERIZATION OF MAGNETIC
DISTURBANCE FIELDS IN THE ARCTIC
When setting up a network of observatories to
monitor the disturbance field for directional drilling, an
important question is how close the observatories must be
to the drillsite and how dense the network is required to be.
1. Magnetic observatory and variometer station
data set
To investigate the spatial correlation of the
geomagnetic disturbance field in the Arctic, a statistical
study of all available Intermagnet (http://www.intermagnet.
org) magnetic observatories at high latitudes (above 57°
geomagnetic latitude) from 1995 to 2012 was undertaken
(Fig. 6). Further included in the study were measurements
of the Scandinavian IMAGE array (http://www.geo.fmi.
fi/image/). There is a scarcity of closely spaced stations,
although a few pairs are less than 25 km apart. For stormtime conditions the closest separation was 87 km.
Fig. 4—Sketch of magnetospheric current systems
contributing to the geomagnetic disturbance field in
the Arctic.
2. Auroralelectrojets
The ionosphere is a region from approximately 80
km to 1000 km above the Earth surface. It is much closer
to the Earth than the magnetosphere. Currents in the
ionosphere are present even during quiet times and are
then caused by tides of the atmosphere. During magnetic
storms, a strong electric field is imposed through fieldaligned currents (green lines in Fig. 4) onto the polar
ionosphere. This electric field drives strong east/west
currents in the auroral region, called auroralelectrojets
(Fig. 5). The auroralelectrojets cause large magnetic
disturbances in the Arctic.
In the first step, a spline was fitted to each magnetic
field component at each observatory and was subtracted
from the measurement (Fig. 7). This procedure was used
to remove the main and crustal field contribution, isolating
the disturbance field. The disturbances in Bx, By, and Bz
were then transformed into corresponding disturbances
of the declination, dip, and total field.
Fig. 6—Total of ninety three Intermagnetmagnetic
observatories (IMO) and variometer stations (green
dots)used in the study.
Fig. 5—NASA ultraviolet image of the auroral zone in
which the electrojets flow (left). The sketch on the
right shows the different currents in the ionosphere. Of
these, the auroralelectrojets(in blue) generate by far
the largest magnetic field disturbances in the Arctic.
3. Secondary induced magnetic fields
Finally, any time-varying disturbances in the
magnetic field induce electric fields in the Earth and
oceans. These electric fields generate electric currents
and secondary magnetic fields. Such «induced
magnetic fields» make up approximately one-third of the
disturbance field. Conductivity in homogeneities within
the Earth, as well as the contrast between the solid Earth
Fig. 7—A spline (in red) was fit and subtracted from
each component at each observatory to isolate the
disturbance field signal. Shown here is the east
component at Irkutsk Observatory.
– 148 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
2. Correlation distance
The objective was to find out how much of the magnetic
disturbance at the drillsite can be removed by subtracting
the disturbance field measured at a nearby observatory.
This was investigated by a statistical analysis of all pairs of
observatories. If one considered one of the observatories as a
virtual drilling location, then its measurements could simulate
the MWD measurements of magnetic azimuth, dip, and total
field. We were therefore interested in the difference between
the measurements at this virtual drillsite and measurements at
the other observatory. This difference simulates the commonly
used procedure of using the nearest observatory to correct
for the disturbance field at the drillsite. An improvement could
be achieved by using multiple observatories surrounding
the drillsite and interpolating between them. This is the IIFR
approach commonly applied in the North Sea. In the Arctic,
however, the drillsite is rarely situated between multiple
observatories in close-enough proximity. No interpolation
is then possible, and the IIFR method defaults to simply
subtracting the field measured by the nearest observatory, as
simulated here.
For every possible permutation of observatory pairs,
the disturbance field at one observatory was subtracted from
the measurements of the other. The difference (residual) is
indicative of the remaining disturbance field at the drillsite after
having applied a correction using the nearby observatory.
The root mean square residuals (or 1-sigma errors) in the
declination, dip, and total field were then computed and
sorted by the distance between the observatory pairs. After
fitting a suitable smoothing function, the result is displayed
in Fig. 8 for magnetic storm-time conditions, as defined by a
planetary disturbance index (http://www.ngdc.noaa.gov/stp/
geomag/kp_ap.html) of Kp ≥ 6. These residual curves can be
interpreted as the 1-sigma disturbance field uncertainty after
applying a correction using an observatory at the distance
given on the x-axis. Since the magnetic disturbance field has
a long-tailed statistical distribution, peak disturbances during
strong magnetic storms are an order of magnitude larger.
A seen in Fig. 8, the declination disturbance is
significantly larger than the dip disturbance. This is due to the
weakness of the horizontal field at high latitudes. Consequently,
an arbitrary magnetic field disturbance changes the direction
of the magnetic field vector more significantly in the horizontal
(declination) than in the vertical (dip) direction.
3. Quantifying the benefit of the disturbance field
correction
The ultimate question is how close an observatory
must be to the drillsite to allow for a significant reduction
in the disturbance field at the drillsite. In the following,
we show that the answer is different for each of the
declination, dip, and total field. Furthermore, it makes a
difference whether the observatory is displaced north/
south or east/west from the drillsite.
3.1. Differences among Declination, Dip, and Total
Field
To allow for a side-by-side comparison of the
correction for declination, dip, and total field, the
RMS residuals were normalized by dividing them by
the RMS of the uncorrected signal at the drillsite.
In other words, one observatory is chosen as the
drillsite, and the other is chosen as the source for
the correction. Then the RMS is computed of the
difference (residual) and is divided by the RMS of the
uncorrected field. A value of 0.0 indicates a complete
removal of the magnetic disturbance, while a value
of 1.0 (100%) indicates that the residual is as strong
as the uncorrected field. When the corrected residual
exceeds 100%, applying the correction actually
makes things worse.
Fig. 9 shows the remaining disturbance field error
in the total field, dip, and declination as a function of
the distance to the nearest observatory. The correction
for the declination holds up somewhat better with
distance than the correction for the dip and total field.
Generally speaking, to reduce the disturbance field
by 75% requires an observatory within approximately
100 km of the drillsite. Subtracting measurements of
an observatory situated more than 600 km from the
drillsite introduces an error which is greater than the
uncorrected signal.
Fig. 9—Remaining error in the total field, dip, and
declination after subtracting the disturbance field,
plotted against the distance of the observatory
from the drillsite. A few pairs had separations less
than 25 km. A 75% reduction in error requires an
observatory within about 100 km distance, while an
observatory located 600 km apart offers no benefit
at all.
Fig. 8—RMS residual of the difference in the
disturbance fields between two observatories as a
function of their separation distance for magnetic
storm-time conditions (Kp ≥ 6). The closest station
pair had a separation of 87 km.
3.2 Differences between the north/south and east/
west directions
Since the auroralelectrojets are oriented east/
west, one can expect disturbances to have shorter
correlation lengths in the north/south direction. To
– 149 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
investigate this effect, all permutations of pairs of
observatories were divided by into a NS group with a
connecting line within 45° of north/south and an EW
group within 45° of east/west.
Fig. 10 shows the result for the declination. In
this, case, the difference between the two groups is
relatively small. An observatory displaced to the east
or the west offers only a slightly better correction
at the drillsite than an observatory to the north or
south.
Fig. 12—Remaining error total field correction. The
red line is the average for all directions, while the
blue line shows north/south displacements and the
green line east/west displacements.
SUMMARY AND CONCLUSIONS
This study finds that magnetic disturbances in
the Arctic have short correlation lengths. Observatories
therefore must be placed close to the drillsite to offer a
significant benefit. Generally, a reduction in disturbance by
75% requires an observatory within approximately 100 km of
the drillsite. Subtracting disturbances measured more than
600 km away offers no benefit and introduces additional
errors that are larger than the uncorrected disturbance field.
Fig. 10—Remaining error after declination
correction. The red line is the average for all
directions, while the blue line shows the pairs
displaced north/south and the green line shows
pairs displaced east/west.
The situation is significantly different for the dip
and total field. Fig. 11 shows that using an east/westdisplaced observatory is significantly more effective than
using a north/south-displaced one for the dip angle. An
observatory 250 km to the west offers about an equal
benefit to one 150 km to the south.
Declination disturbances have larger correlation
lengths than dip and total field disturbances. This has
important implications for validation. If a correction is seen
to reduce the disturbance field, for example by 50% in MWD
measurements of the dip and total field, then the (invisible)
azimuth disturbance is likely to be reduced even more.
Correlation lengths are generally shorter north/
south than east/west. This anisotropy is particularly
pronounced in the dip and total field. Therefore, latitudinal
distance matters more than longitudinal distance between
observatory and drillsite. If possible, observatories should
therefore be displaced east/west from the drillsite.
ACKNOWLEDGEMENTS
The authors appreciate the permission of Magnetic
Variation Services, National Geophysical Data Center of National
Oceanic Atmospheric Administration and Schlumberger for
their permission to publish the material contained in this paper.
Fig. 11—Remaining error after dip correction.
The red line is the average for all directions,
while the blue line shows north/south
displacements and the green line shows east/
west displacements.
As shown Fig. 12, the benefit of the correction for
the total field also strongly depends on the direction to the
observatory. Again, an observatory to the east or west is
significantly better than one located to the north or south
of the drillsite.
For the ground magnetometer data we gratefully
acknowledge: Intermagnet; USGS, Jeffrey J. Love; Danish
Meteorological Institute; CARISMA, Principal Investigator Ian
Mann; CANMOS; the S-RAMP Database, PIs K. Yumoto and Dr.
K. Shiokawa; the SPIDR database; AARI, PI Oleg Troshichev;
The MACCS program, PI M. Engebretson; Geomagnetism
Unit of the Geological Survey of Canada; GIMA; MEASURE,
UCLA IGPP and Florida Institute of Technology; SAMBA,
PI EftyhiaZesta; 210 Chain, PI K. Yumoto; SAMNET, PI
FaridehHonary; the institutes who maintain the IMAGE
magnetometer array, PI EijaTanskanen; PENGUIN; AUTUMN,
PI Martin Conners; DTU Space who operates the Greenland
magnetometers; South Pole and McMurdo Magnetometer,
PIs Louis J. Lanzarotti and Alan T. Weatherwax; ICESTAR;
RAPIDMAG; PENGUIn; British Antarctic Survey; McMac, PI
Dr. Peter Chi; BGS, PI Dr. Susan Macmillan; Pushkov Institute
of Terrestrial Magnetism, Ionosphere and Radio Wave
Propagation (IZMIRAN); SuperMAG, PI Jesper W. Gjerloev.
– 150 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ, КОМПЛЕКС ЗАДАЧ
Михаил Попов, Координатор направления «Цементирование» компании «Шлюмберже»
Увеличиваются темпы разработки нефтегазовых месторождений на Крайнем Севере России, особенно
на п-ве Ямал.
Цементированиеверхнихсекцийвсегдапредставлялотруднуюзадачуиз-заналичия многолетнемерзлых
пород и газопроявлений в верхних частях разреза. Традиционные системы цементирования не удовлетворяют
требованиям по предоставлению должного разобщения пластов из-за низких температур.
Для обеспечения более короткого времени схватывания и быстрого нарастания прочности при сжатии
были разработаны специальные системы для трудных задач, которые ставят перед собой цементирование в
условиях вечной мерзлоты и глубоководное цементирование.
Было отмечено значительное развитие технологий цементирования, направленных на решение трудных
задач цементирования многолетнемерзлых пород.
Ниже приведены цели данной лекции:
• Познакомить аудиторию с работой цемента в условиях низких температур
• Обсудить преимущества и ограничения существующих систем
• Наглядно показать успех, пользуясь примерами из практики
• Познакомить аудиторию со специальными системами цементирования для решения трудных задач, которые ставит перед собой морское бурение
– 151 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
CHEMICAL INJECTION PACKAGES FOR OFFSHORE APPLICATIONS AND STRIGENT
CLIMATIC CONDITIONS
Serge Turbian, Business Development Director, MILTON ROY EUROPE
Backed by 55 years’ experience, Milton Roy Europe provides standard solutions from its product catalogue and also
custom solutions designed to meet your individual specifications, wherever you are in the world.
During the past 15years, MILTON ROY EUROPE has focused its activity on Offshore Business, including FPSO’s and
FLNG Packages, providing very high added value to Customers. MILTON ROY EUROPE also focused on special Injection
Package Systems, designed for very stringent Climatic Conditions such as Low temperature conditions.
Subject Offshore Business having very stringent requirements for all matters related to Material selection, special painting systems due to high corrosive environment, and Design-engineering complex study including such as Motion calculation, Wind calculation, and blasting effects.
Our pumps are perfectly designed for offshore applications providing that special offshore features are selected.
MILTON ROY EUROPE has been selected by Key Customers / Users for some of the most prestigious multi-million Dollars Projects :
• Shell Australia – Prelude FLNG Project – EPC Technip-Samsung
• BP – Quad FPSO Project – EPC Hyundai Korea
• Petrobras Brazil – P-53 FPSO Project – EPC Quip
These Tremendous accomplishments testify the well recognized MILTON ROY Products and Technologies among
Offshore World Leaders.
suppliers recommended by Milton Roy, or imposed by
contract provisions
THE NEEDED SKILLS TO ADDRESS THIS
MARKET
Contractual Documentation Competence:
Cost Estimation Competence:
To meet your expectations, our cost estimation
competence provides an in-depth study of your project:
Highlighting
the
specifications,
guidelines,
assessments and pre-clarifications. We are confident to be
able to submit an offer to you, without delay, using specialist
software* developed by our company for costs assessment.
A value-added service is an essential element of
your contract, the documentation, established by our
contractual documentation competence, guarantees
compliance with applicable standards.
Design Engineering Competence:
1) PRELUDE PROJECT – FLNG VESSEL
OPERATED BY SHELL
50 T package – operating weight 120 T
Essential for package manufacturing, the general
arrangement drawings, PIDs, detailed and isometrics
drawings are executed using powerful software
(Unigraphics and AutoCad).
Our industrial designers are dedicated to each of
your projects.
You will also benefit from the background acquired
by Milton Roy Europe, already proven in various fields
of activity, including: energy production, oil & gas,
petrochemical and water treatment industries.
Project Management Competence:
Beginning with the receipt of your order, and during
each step of the project, our project engineers will be your
dedicated contacts.
They will provide specific responses to all your
questions. In their role as advisors and experts, they
will accompany your project through to completion and
delivery, including all inspection and trials, thus ensuring
the success of your contract
Purchase Department Competence:
Our purchase department competence is comprised
of technical purchasers who submit all contractual
specifications to subcontractors and suppliers, thus
ensuring the compliance to your technical specifications.
This team also manages a panel of best level
– 152 –
Example of «Finite Elements» Calculation –
can be 100 sheets
RAO / CIS OFFSHORE 2013
2) QUAD PROJECT – FPSO OPERATED BY BP
One package worth 7 M Dollars, ready to operate
with storage facilities, injection pumps facilities and
Control-instrumentation.
4) LUKOIL PROJECT – OPERATED BY LUKOIL
UZBEKISTAN
Special Containerized Injection package with
automated Ventilation, Air conditioning (HVAC) and
Automatic Fire Extinguisher.
MILTON ROY EUROPE is providing completely
automated systems, ready to operate at site, without any
significant start-up time.
3) P-53 FPSO – OPERATED BY PETROBRAS
Packages are installed into a Module, then installed
on Top side deck of the FPSO vessel.
5) TUPRAS TURKEY PROJECT
26 packages equipped with Electrical heat tracing
and insulation for winterization
– 153 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
SCHLUMBERGER IN THE ARCTIC – GLOBAL EXPERIENCE, LOCAL EXPERTISE
Geir Utskot (Schlumberger)
Schlumberger has built up unique circumpolar experience working in the Arctic for over 50 years and we have extensive
local expertise in the areas where we operate. We have been involved in operations in Chukchi Sea, Alaska and Canadian
Beaufort, Sverdrup basin, Labrador, Greenland, Norwegian Barents and Arctic Russia since the early days. We will
touch on some of the history we have been part of and then show how systematically using this past experience in our
knowledge management systems has enabled us to safely and efficiently execute recent projects in remote parts of
Western Greenland with very limited oilfield infrastructure.Being a truly global service company with industry leading
Knowledge Management and Competence Assurance systems we are able to transfer knowledge from one Arctic area
to another and also between our global operating locations and the Arctic to meet our customers’ requirements.
1. DEFINITION OF THE ARCTIC
There are a number of definitions of the Arctic in
use such as the area above the Arctic Circle, the area
where the mean temperature does not go above 10
degrees centigrade in the hottest month of the year and
many others. In our experience there is not one but many
Arctic’s as the climatic conditions and the regulatory
environment vary widely across the north. We include
areas that are south of the Arctic Circle that has permafrost
and/or sea ice in our definition of the Arctic. In recognition
of the wide variations we build local expertise based on
our global experience
2. OUR HISTORY IN THE ARCTIC
3. CURRENT CHALLENGES IN ARCTIC
OPERATIONS
Most of the Arctic has very limited infrastructure
suited for support of oil and gas exploration activities.
There are not a lot of modern rigs specifically built for Arctic
operations and in some jurisdictions 2 rigs are required
to comply with same season relief well requirements.
In remote offshore areas as many as 10 to 15 support
vessels (Supply, standby, ice management, floating wareship etc.) might be required further increasing the spread
cost of the operations.In remote areas total spread costs
can be as high as $2 to $4 million per day, with hourly rates
of $83k to $166k, well above typical daily spread rates in
shallow water or on land.
Schlumberger has been working in Alaska since
1956 when Richfield Oil drilled their discovery well at
Swanson River in southern Alaska and we participated in
the first US Arctic wells drilled in the Prudhoe Bay area in
the 60’s. We logged the Prudhoe Bay discovery well drilled
by Atlantic Richfield Oil Company (ARCO) in 1968. We also
participated in 1981 when the first of the 31 wells drilled in
the US Beaufort Sea was drilled and in 1989 when the first
of the 5 wells in the US Chukchi Sea was drilled.
In addition there is an increased focus on the
Arctic by governments, regulators and a number of NonGovernment Organizations (NGO’s) and special interest
groups. This leads to further demand for operational
excellence and getting it right the first time has become
essential to get a Social License to Operate (SLO) from
the stakeholders.
In Canada, where we have been present since the
30’s, we logged the first well drilled north of the Arctic
Circle in 1957 at Eagle Plains in the Yukon. We logged the
first well on the Canadian Arctic Islands in 1962 at Winter
Harbor, Melville Island, and participated in a number of the
174 wells drilled in the Sverdrup Basin as wells as the 89
offshore wells drilled in then Canadian Beaufort Sea from
manmade islands, drill ships and various other drilling
installations.
To ensure that we can consistently deliver our
customers’ expectations Schlumberger launched a program called «Excellence in Execution» (EiE) in 2007. Two
main Avenues were addressed;a step change in Service
performance, deployed via the creation of a Quality organization focused on field execution and a step change
in Reliability of the products and technologies we deploy
realized thru the creation of the Engineering, Manufacturing and Sustaining organization. It is the combination of these two efforts which allow us to deliver a step
change. This is a multi-year program, and we are making very good progress in Non Productive Time (NPT)
rate reduction and reduction of cost to Schlumberger of
NPT(Fig. 1)
We participated in the first 6 wells drilled offshore
Greenland between 1976 and 2000, starting with Total
in 1976, and we participated in the Cairn Energy 8 well
program in 2010 and 2011. We also logged the 1996 land
well just north of Disko Island.
4. OUR APPROACH TO ARCTIC OPERATIONS
In Norway where we started operating in the 60’s
we participated in a number of the 20 land wells drilled
at Spitsbergen Island and in a large part of the over 100
offshore wells drilled in the Norwegian Barents Sea.
Schlumberger has a long history in Russia and the
Former Soviet Union (FSU) where we did our first logging
operations in the Baku and Grozny area in 1929 only 3
years after the company was incorporated. We operated
there until 1937 and returned permanently to Russia in
1991. We did participate in some of the Russian Barents
Sea wells from our bases in Norway in the 80’s and are
currently involved in a number of operations north of the
Arctic circle, both onshore and offshore.
Figure 1. Service Delivery Performance
– 154 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 2. Quality Risk Management Process
The field executions components:
• Operations Support Centers (OSC) that we have
deployed around the world where we can facilitate
remote real-time decision making by internal and
external global experts. With the rapid expansion
of real-time data delivery through our InterACT
hubs the Operations Support Centers will have an
increasingly important role to play as activity expands.
• Centralized Maintenance Facilities where we can
ensure infrastructure standardization have highly
specialized maintenance staff and use a LEAN-driven maintenance philosophy. We are seeing the benefits in consistency leading to reduced downtime,
improved efficiency, reduced total system cost
with increased capital usage and Improvement in
reliability of equipment. In addition the centralized
maintenance facilities are rapidly scalable leading
to increasing flexibility at reduced cost.
Figure 3. Operations Process
– 155 –
• People Certification Process where we train to
develop and extend knowledge, gain experience
and skill through job exposure and finally certify
individuals based on competence assessments by
domain experts.
• Quality Risk Management Process where we manage risk with different tools based on complexity
level. Simple tasks are managed with Q-Hazard
Analysis and Risk Control (Q-HARC) cards through
Job Risk Index (JRI) form for more complex jobs
and Project Readiness Assessment (PRA) for complex projects that need integration. In parallel with
all three tools is Q-STOP, which empowers employees to stop the job or task at any time when a risk
potential is present or where continuing the task or
the job will jeopardize safety or quality (Fig. 2)
• Operations Process where preparation, integration and execution with diligent monitoring and
control become the keys to a successful project.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
The frequency and severity of events such as stuck
pipe, hole problems, cement/casing issues, or
mobilization issues can be significantly reduced
by early involvement in the well design process, as
well as collaborative management of change and
operations support. There are three interlinked
phases within the process section; Preparation,
Integration and Execution. Monitoring, control and
feedback loops occur within all phases (Fig. 3).
5. EXAMPLE OF RECENT ARCTIC OPERATIONS
In the summer of 2010 and 2011 we worked for
Cairn Energy on some of their prospects in West Greenland
following the above mentioned processes with very good
results as can be seen below.
Statistics:
• 2 Drilling Seasons, 2010-2011, from May into
October
• Integrated Services Project Management where
we in frontier and remote areas provide one
integrated service project manager who serves as
a Single Point of Contact (SPC) for the customer
and coordinate Schlumberger service lines and
external providers (Fig. 4). The Integrated Service
Project Manager (ISPM) is specially trained,
multi-skilled, and experienced. This concept is
implemented in new remoteArctic projects that
involve more than one Schlumberger service line.
• 8 wells drilled in Arctic Deepwater
• 2,300 Nautical Miles or ~8 days away from home
base in Aberdeen
• Water depth from 288 to 1520 meters
• 2 Dynamically
concurrently
Positioned
rigs
operating
• Standalone equipment and personnel
• 10 Schlumberger product lines delivered services
• ISPM project management was provided for
planning, operations and wrap-up phases
• We had ZERO injury incidents
• We had ZERO environmental releases
REFERENCES
1.
Figure 4. Integrated Services Project Management
– 156 –
IMVPA (2008). Arctic Offshore Technology Assessment of Exploration and Production Options for
Cold Regions of the US Outer Continental Shelf.
Prepared for United States Minerals Management
Service. IMV Projects Atlantic Project No. C-050615, TechnicalReport No. TR-001, January 31st.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ ЛЕДОВЫХ НАГРУЗОК НА ПРИМЕРЕ РЕАЛИЗОВАННЫХ
ПРОЕКТОВ ЛЕДОСТОЙКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Лев Борисович БЛАГОВИДОВ, Ирина Львовна БЛАГОВИДОВА (ПАО «ЦКБ «Коралл», г. Севастополь, Украина),
Марина Марковна КАРУЛИНА (ФГУП «Крыловский государственный научный центр», С.Петербург, Россия)
PECULIARITIES OF CALCULATIONS OF THE ICE LOADS BY THE EXAMPLE
OF REALIZED DESIGNS OF ICE-RESISTANT OIL/GAS STRUCTURES
Lev B. BLAGOVIDOV, Iryna L. BLAGOVIDOVA (SDB Corall PJSC, Sevastopol, Ukraine),
Marina M. KARULINA (Krylov State Research Centre, St.Petersburg, Russia)
Along with the other ones, the following iсe-resistant platform are currently operating in the offshore area of the Russian
Federation: since 2008, the Varandey fixed offshore ice-resistant offloading terminal in the Pechora Sea; since 2009,
the fixed ice-resistant platform for the Yu. Korchagin field in the Caspian Sea; iсe-resistant platform, including LQ platform, for the V. Filanovskyy field which are now at design and construction stages
В настоящее время эксплуатируются, в числе
других на шельфе России, следующие ледостойкие
платформы, спроектированные и построенные по
заказам ОАО «Лукойл»: стационарный морской отгрузочный причал «Варандей» в Печорском море с
2008 г.; стационарные ледостойкие платформы на
месторождении им. Ю.Корчагина в Каспийском море
с 2009 г. В стадии проектирования и постройки находятся ледостойкие платформы для месторождения
им. В. Филановского, в том числе жилая платформа
ПЖМ–1.
На основе опыта проектирования данных платформ, проектных расчетов ледовых нагрузок, материалов модельных испытаний в ледовом бассейне и
первоначального краткого опыта эксплуатации выполнен анализ требований современных нормативных документов по расчетам ледовых нагрузок для
сложных форм (конус, наклонная стенка, двухблочная конструкция) и мелководья.
В настоящее время сложилась следующая ситуация по расчетам ледовых нагрузок на сооружения
шельфа.
Исторически имеются требования устаревших нормативных ведомственных документов: ВСН
41.88 «Проектирование ледостойких стационарных
платформ. Ведомственные строительные нормы
(экспериментальные)», Миннефтепром СССР, 1988
г; Р.31.3.07-01 «Указания по расчету нагрузок и воздействий от волн, судов и льда на гидротехнические
сооружения», Союзморниипроект, 2001 г.
Перечисленные документы, по-нашему мнению, в настоящее время потеряли «нормативность»,
и выполнение по ним расчетов ледовых нагрузок на
сооружения можно производить только с целью анализа и сопоставления с величинами, получаемыми
по другим документам.
Сейчас в реальной проектной документации с
2013 г. необходимо использовать:
• СП 38.13330.2012 «Нагрузки и воздействия
на гидротехнические сооружения (волновые,
ледовые и от судов). Актуализированная редакция СНиП 2.06.04-82*. Министерство регионального развития РФ, Москва 2012 г. Введен
в действие с 1 января 2013г;
шельфа». Федерального агентство по техническому регулированию и метрологии. Москва,
Стандартинформ, 2011 г. Настоящий стандарт
идентичен международному стандарту ISO
19906 «Petroleum and natural gas industries –
arctic offshore structures»;
• «Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ» Российского
морского регистра судоходства (РМРС), 2012
г.
Таким образом, в настоящее время мы имеем
три «легитимных» документа РФ по расчету ледовых
нагрузок на сооружения шельфа. Однако только свод
правил СП 38.13330.2012 (требования п. 5-7) входит
в перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в
результате которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий
и сооружений» 384 – ФЗ от 30.12.2012 г. (Распоряжение правительства РФ №1047 – р от 21.06.2010 г.).
Кроме того, часто по требованию Заказчика
или по собственной инициативе проектанта выполняются сопоставительные расчеты ледовых нагрузок
по нормативным документам США и Канады: API RP
2N. Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Structures and Pipeline for Arctic Condition. American Petroleum Institute. 1995; CSA Standard.
S471-04. General requirements, design criteria, the
environment, and load. Canadian Standards Association.2004.
Поскольку основные положения данных правил с учетом современных разработок, в том числе
ведущих американских и канадских специалистов,
вошли в международный стандарт ISO 19906, то
оценки величин ледовых нагрузок по правилам API и
CSA для шельфа России выполняются автоматически при применении стандарта ГОСТ Р ИСО 19906.
Рассмотрим результаты определения ледовых
нагрузок по разным методикам на реальные сооружения шельфа.
• ГОСТ Р ИСО 19906 «Нефтяная и газовая промышленность.
Сооружения
арктического
– 157 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ледяными нагромождениями в испытаниях не наблюдалось.
СМЛОП «ВАРАНДЕЙ»
При эксплуатации СМЛОП «Варандей» возникали нештатные ситуации, которые были далеки от
критических, но оказывали влияние на выполнение
операций с танкерами. Весной 2009 г. вынос значительных ледяных образований из Карского моря в
район стоянки СМЛОПа привел к ситуации трудности
подхода танкера к СМЛОП и невозможности в дальнейшем уйти из ледяного поля. Три судна, включая
два ледокола, не могли справиться с ситуацией (рис.
2). Встал вопрос о вызове атомного ледокола, но
дрейф льда поменялся,, ситуация изменилась, и танкер благополучно ушел в Мурманск.
Рис. 1. Стационарный морской ледостойкий
отгрузочный причал «Варандей»
Форма опорного основания СМЛОП «Варандей» (рис. 1) вполне вписывается в формы конструкций, для которых имеются нормативные требования
национальных и международных правил. Результаты
расчетного определения глобальных ледовых нагрузок по разным методикам и по результатам модельных испытаний отражены в таблице 1. Расчеты по
СНиП 2.06.04-82* выполнены по редакции издания
1995 г. с учетом изменений ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева
2003 г.
Сравнение величин ледовых нагрузок показывает различие между методиками и результатами модельных испытаний.
В процессе испытаний в ледовом бассейне
были выполнены сравнительные испытания для тороса, непосредственно разрушающегося на опорном
основании, и для торосистой гряды, вмороженной в
поле ровного льда. Во втором случае поле движется
на основание, разрушается и уже на нагромождение
вокруг основания начинает воздействовать торос.
Разница в ледовых нагрузках в сравниваемых сценариях значительна – 40 МН и 63 – 66 МН. Касания дна
16 марта 2013 г. (по донесениям капитана) к
северной части СМЛОП подошла большая стамуха
размерами 60х70 м, высотой 8 м и остановилась, зацепившись либо за сваи, либо за дно. Состав стамухи – мелкобитые ледяные обломки (рис. 3). Ледокол
«Варандей» и судно обслуживания «Тобой» в течение
дня пытались расколоть образование, оттолкнуть его.
Добились уменьшения площади в два раза, однако за
следующую ночь за счет надвижки нового льда площадь льдины и ее высота снова увеличилась (длина
80 м, ширина 70 м, высота наибольшая 15 м).
Капитан предупредил, что погрузка танкера в
таких условиях невозможна, сил обслуживающих судов недостаточно и предлагал вызвать атомный ледокол или специальных взрывотехников, но дрейф льда
и направление ветра изменились, и стамуха ушла.
БУРОВАЯ И ЖИЛАЯ ПЛАТФОРМЫ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ ИМ. Ю.КОРЧАГИНА
Обычно при проектировании конструкций
опорного основания морского ледостойкого нефтегазового сооружения предлагается два критерия: значения ледовых нагрузок должны быть близки к волновым нагрузкам и волновые нагрузки должны быть как
можно меньше.
В данном случае для мелководья Каспия, эти
формулировки меняются: в виду значительных ледя-
Таблица 1 – СМЛОП «Варандей». Значения глобальных ледовых горизонтальных сил, определенных
по различным методикам и по результатам модельных испытаний
Ледовый сценарий
Глубина моря 17 м
Ровный лед, толщиной
1,7 м.
Наслоенный лед, толщиной 2,7 м.
Торосистая гряда,
вмороженное в ледяное
поле. Толщина консол.
слоя 2,5 м,
киль 15 м.
Изолированная торосистая гряда. Толщина
консол. слоя 2,5 м, киль
15 м
Глобальная горизонтальная ледовая нагрузка, МН
ГОСТ Р ИСО 19906
СНиП
2.06.04-82*
РС
ВСН
Метод РалМетод Кроас(1995)
стона
дейла
Модельные
испытания
23,4
34,9
18,5
.
40,2
53,1
47,7
49,1
31,6
56,4
45,8
66,4
38,8
70,7
54,8
63,2
45,8
66,4
38,8
70,7
54,8
40,5
– 158 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Ледовая обстановка у СМЛОП «Варандей»,
2009 год
Рис. 3. Стамуха у СМЛОП «Варандей»,
март 2013 г
ных образований основное внимание должно быть обращено на уменьшение ледовых нагрузок; волновые
нагрузки на мелководье значительно меньше ледовых, поэтому «облагораживание» конструкций с этой
точки зрения вторично.
А.Н. Крылова.
Учитывая большую подвижность ледяных полей, частое изменение направления их дрейфа, крайне желательно избегать скопления льда вокруг и внутри конструкции, т.е. конструкция опорного основания
должна быть моноблоком или очень «прозрачной».
Для месторождения им. Ю.Корчагина в качестве буровой платформы ЛСП–1 была использована недостроенная полупогружная платформа
«Шельф–7». По периметру стабилизирующих колонн,
начиная с палубы понтонов, было установлено ледовое ограждение с наклонной гранью. Таким образом,
с точки зрения расчетов ледовых нагрузок, ЛСП–1
представляет собой протяженную прямоугольную
кессонную конструкцию с наклонной передней гранью
под 66° (выбрано конструктивно) к горизонту и вертикальными участками колонн. Высота ледовой защиты
принята из условий, чтобы в диапазоне возможных
уровней моря (7,8 – 14,0 м) ледяные образования разрушались изгибом. На верхней части ледовой защиты
установлен пояс с обратным углом наклона для опрокидывания наползающего льда назад.
Значения глобальных ледовых нагрузок, определенные по разным методикам,, приведены в таблице 2. для тороса для глубины моря 12,2 м. Для сравнения в таблице приведены значения, полученные в
результате модельных испытаний в ЦНИИ им. акад.
Расчеты по Правилам РС выполнялись применительно к случаю взаимодействия с конусной конструкцией, диаметр которой по ватерлинии равен ширине опорного основания ЛСП-1 по ватерлинии при
соответствующей ориентации платформы к направлению дрейфа льда.
Сравнение величин ледовых нагрузок показывает различие между ними и с результатами модельных испытаний. В зиму 2010 г в районе угловой колонны ЛСП–1 образовалось большое нагромождение
битого льда, которое пытались разрушить работой
двух обслуживающих судов. Окончательное разрушение нагромождения произошло только весной естественным путем.
Таким образом, в результате пока небольшого опыта эксплуатации ЛСП–1 в Каспийском море и
СМЛОП «Варандей» в Печорском море выяснилось,
что есть проблема разрушения «прилепившейся» стамухи, состоящей из мелкобитого и «мягкого льда».
Вероятно, что суда обслуживания должны быть оборудованы мощными водяными (тепловыми) пушками,
иметь возможность разрушения стамухи, работая
кормовыми винтами типа Азипод.
В настоящее время в национальных и международных нормативных документах отсутствуют расчетные схемы, учитывающие особенности взаимодействия широких сооружений с плоскими гранями (типа
ЛСП–1) со льдом на мелководье. Модельные исследования в ледовом опытовом бассейне позволили изучить эти процессы [2].
Таблица 2 – Ледовые нагрузки на ЛСП–1
Ледовый сценарий,
ориентация платформы к направлению дрейфа льда
Торос,
толщина
консол.
слоя 0,8 м,
киль 5,3 м
Широкая грань
Узкая грань
Диагональ
Широкая грань,
«изолированный
торос»
Глобальная горизонтальная ледовая сила, МН
ГОСР Р ИСО 19906
СНиП
РС
Метод Рал- Метод Кроасстона
дейла
Модельные испытания
46,9
40,6
-
51,6
34,6
-
39,0
32,4
-
29,6
24,6
-
63,0
45,0
59,0
-
-
-
-
44,0
– 159 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 4. Комплекс сооружений (ЛСП-1 и ЛСП-2) на
месторождении им. Ю.Корчагина, весна 2010 г.
Рис. 5. Нагромождение льда у ЛСП–1. Зима 2010
Опорное основание жилой платформы ЛСП–2
(рис. 6) было спроектировано как можно «прозрачней» в виде трехколонной конструкции с диаметром
опор 4,4 м на глубине 12,2 м. Результаты расчетов и
модельных испытаний приведены в таблице 3.
блюдалось.
ЖИЛАЯ ЛЕДОСТОЙКАЯ ПЛАТФОРМА ДЛЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. В. ФИЛАНОВСКОГО
Учитывая сложность расчетной оценки ледовых
нагрузок на данное сооружение (рис. 7), были выполнены обширные модельные испытания в ледовом бассейне ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова. Результаты расчетов
ледовых нагрузок по различным методикам и результаты модельных испытаний приведены в таблице 4.
Данные приведены только для сценария воздействия торосистого льда, как дающего наибольшие
значения ледовых нагрузок. Расчеты по нормативным
документам были выполнены только для двух направлений дрейфа льда: под углом 0° как на наклонную
грань и под углом 90° как на вертикальную стенку.
Рис. 6. Жилая платформа ЛСП–2
Расчеты по Правилам РС выполнялись применительно к сценарию забивания межопорного пространства льдом и смерзания его с опорами. Нагрузки
в этом случае определяются как на единую конструкцию, ширина которой по ватерлинии равна расстоянию между внешними поверхностями крайних опор.
Значения нагрузки, определенной по разным
методикам, отличаются между собой и от результатов
испытаний даже для такой простой конструкции. В
процессе испытаний вокруг колонн не образовалось
значительных объемов разрушенного льда, при глубине 12,2 м не происходит взаимодействия ледяного
образования с дном. В период эксплуатации 2010 –
2013 гг. нагромождения льда в районе ЛСП-2 не на-
Рис. 7. Общий вид платформы ПЖМ–1
Сравнение величин глобальных ледовых нагрузок, полученных по различным нормативам, показывает значительные расхождения между собой и от
результатов модельных испытаний.
Значительную разницу в результатах вносит
Таблица 3 – Значения горизонтальных глобальных ледовых сил по различным методикам и по
результатам модельных испытаний
Глобальная горизонтальная ледовая нагрузка, МН
Ледовый сценарий
СНиП
Торос, толщина консолид. слоя 0,8 м, глуби- 1 опора
на киля 5,3 м, глубина
моря 12,2 м
6,3
ВСН
Модельные испытания
РС
3 опоры
1 опора
3 опоры
3 опоры
В=26,5
3 опоры
В=32
3 опоры
19,0
12,2
36,7
24,4
29,4
26,0
– 160 –
26,0
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Таблица 4– Величины глобальных горизонтальных нагрузок на один блок ПЖМ–1
Глобальная ледовая нагрузка, МН
Торос, толщина консолидированного слоя 2,2 м
Ледовый сценарий
Глубина моря
4,7 м
Глубина моря
7,2 м
Глубина моря
9,13 м
СНиП
Вертик.
грань
Наклон.
грань
Вертик.
грань
Наклон.
грань
Вертик.
грань
Наклон.
грань
РС
ГОСТ Р ИСО Модельные
19906
испытания
ВСН
18,7
16,5
48,4
27,8
24,7
44,6
44,8
13,1
50,0
29,4
17,7
13,4
44,5
26,5
28,6
42,2
44,8
13,1
51,2
32,0
13,8
11,7
44,1
25,8
23,6
45,2
44,8
13,1
51,2
30,0
неучет в теоретических схемах реальной картины
формирования нагромождений и влияние мелководья. Модельные исследования [1] позволили:
• получить визуальную картину сложных процессов взаимодействия исследуемого типа платформы со льдом (рис. 8).;
• определить помимо двух составляющих глобальной ледовой силы (горизонтальной и вертикальной) действующие на каждый опорный
блок опрокидывающие моменты и моменты
рысканья, которые не могут быть получены аналитически;
• определить все компоненты ледовой нагрузки на опорные блоки при направления дрейфа
льда в диапазоне 0° – 90°;
• определить размеры подводных и надводных
скоплений льда вблизи опорных блоков;
• определить необходимый размер вертикального клиренса.
В целом можно сказать, что для данной конструкции опорного основания с учетом установки на мелководье теоретическое определение ледовых нагрузок,
а также дальнейшие расчеты устойчивости на грунте и
прочности вызывают определенные трудности.
четы ледовых нагрузок по имеющимся на сегодня
известным методикам не дают консолидированных
решений. Получаемый в результате применения нормативных документов разброс в величинах ледовых
нагрузок обусловлен:
• применением различных расчетных схем, описывающих различные сценарии взаимодействия сооружения со льдом;
• различной интерпретацией заданных параметров ледяных образований.
В связи с этим, после выбора типа ледостойкого сооружения целесообразно провести модельные
исследования взаимодействия его со льдом в ледовом опытовом бассейне уже на стадии концептуального проектирования. Результаты таких модельных
испытаний позволят получить не только уровень расчетных значений глобальных ледовых нагрузок, но и
выявить особенности ледового воздействия на выбранную конструкцию при реализации заданных ледовых сценариев. Последние не всегда охватываются
теоретическими методами, в том числе, заложенными в нормативных документах.
Разработка уточненной нормативной базы
предусмотрена в постановлении Правительства РФ от
21.02.2008 №103 (в редакции от 01.03.2011 г.) «О федеральной целевой программе «Развитие гражданской
морской техники на 2009 – 2016 г. в составе комплекса
работ «Ледостойкость»». Известно, что Газпром (ВНИИГАЗ) включил в план работ на 2013 – 2015 гг. разработку стандарта ГОСТ Р «Нефтяная и газовая промышленность. Арктические операции. Учет ледовых нагрузок
при проектировании морских платформ».
ЛИТЕРАТУРА
1.
Карулина М.М., Барков А.А., Бардин И.Ю., Благовидов Л.Б. «Научные и проектные решения
при освоении нефтяных месторождений Северного Каспия». Труды RAO/CIS offshore, 2011,
стр. 285 – 288.
2.
Karulin E.B., Karulina M.M., Blagovidov L.B. Ice
model Tests of Caisson Platform in Shallow Water,
«International journal of offshore and Polar Engineering», Vol.17,№4, 2007, pp 1 – 6.
3.
Masterson D.M., Tibbo J.S. «Comparison of ice
load calculation using ISO19906, CSA, API and
SNiP, POAC 2011, Montreal, Canada.
Рис. 8. Фрагмент испытаний ПЖМ–1 в ледовом
бассейне
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, на примере вышерассмотренных реализованных и реализуемых в настоящее
время проектов можно еще раз убедиться, что рас-
– 161 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ДОСТРОЙКА И ИСПЫТАНИЯ МОРСКОЙ ЛЕДОСТОЙКОЙ СТАЦИОНАРНОЙ
ПЛАТФОРМЫ «ПРИРАЗЛОМНАЯ». ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ВОПРОСЫ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ НА ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ
Бородин В.В., Кузьмин В.В. (ОАО «ПО «Севмаш», г. Северодвинск)
18 августа 2011 года крупнейшая в России нефтедобывающая платформа была установлена на шельфе Баренцева моря на расстоянии 55 км от берега и более 1000 км от ближайших баз
снабжения Мурманска и Северодвинска. Выполнены большие объемы работ по достройке и испытаниям оборудования, систем и комплексов платформы. Никогда ранее такие масштабные работы в условиях морского арктического шельфа ни в РФ, ни за рубежом не проводились. Были спроектированы и
смонтированы системы временного энергообеспечения, установлены дополнительные средства спасения,
обеспечен нештатный доступ на платформу с пассажирского судна, оборудованы дополнительные жилые модули. Общее количество рабочих и специалистов, размещенных на месте выполнения работ, составило более 600 чел., что в 3 раза превысило вместимость штатного жилого блока. Транспортная система обеспечила в тяжелейших ледовых и погодных условиях снабжение топливом, пресной водой,
продуктами питания, а также строительными материалами и другими грузами. Пришлось совмещать монтаж, достройку и испытания систем с эксплуатацией комплексов энерго- и жизнеобеспечения, которые
были в кратчайшие сроки введены в строй и к настоящему времени уже длительное время функционируют в рабочих режимах. Благодаря продолжительной эксплуатации удалось устранить целый ряд недостатков, которые не проявились бы за короткий период испытаний. Получен и проанализирован ценный опыт
организации работ и взаимодействия отечественных и зарубежных компаний в суровых условиях морского
шельфа Арктики.
– 162 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОЦЕНКА ЛЕДОВЫХ УСЛОВИЙ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ И ОСОБЕННОСТИ ДРЕЙФА
ЛЬДА И ПОДЛЕДНЫХ ТЕЧЕНИЙ ПО ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫМ ДАННЫМ
Роман Александрович ВИНОГРАДОВ, Алексей Кирович НАУМОВ, Николай Викторович КУБЫШКИН, Александр
Валерьевич НЕСТЕРОВ, Геннадий Константинович ЗУБАКИН, Юрий Петрович ГУДОШНИКОВ (ФГБУ «ААНИИ»)
ESTIMATION OF ICE CONDITIONS OF THE PECHORA SEA AND
CHARACTERISTICS OF ICE DRIFT AND SUBGLACIAL CURRENTS BY MEANS
OF INSTRUMENTAL DATA
Roman А. VINOGRADOV, Alexei К. NAUMOV, Nikolai V. KUBYSHKIN, Alexandr
V. NESTEROV, Gennady К. ZUBAKIN, Yuri P. GUDOSHNIKOV (FSBI «AARI»)
The present work is performed according to the results of long-term expedition surveys in the end of ХХ – beginning of
XXI century in the southeastern part of the Barents Sea (Pechora Sea) with the view of Prirazlomnoe oil field development.
Characteristics of ice cover and hummock formations were received by means of 2 main methods: direct measurement
and remote sensing during expedition works; remote sensing data from the autonomous instrumental complexes.
Актуальность исследований акватории на крайнем юго-востоке Баренцева моря, так называемое
Печорское море (см. рис. 1), обусловлена очень высоким потенциалом запасов углеводородного сырья
в данном регионе. К наиболее значимым месторождениям рассматриваемой акватории относятся: Приразломное, Долгинское, Варандейское, Медынское,
Русское и многие другие. Второе, но не менее важное
значение Печорского моря – транспортное. Через его
акваторию проходят как транзитные трассы Северного Морского Пути, так и пути вывоза добываемых в
регионе углеводородов.
Представленная работа выполнена по результатам многолетних экспедиционных исследований
конца XX – начала XXI века в Печорском море для целей освоения Приразломного нефтяного месторождения. Печорское море, находясь в юго-восточной
части Баренцева моря, ограничено материковым
берегом с юга, Новой Землей с севера, островами
Колгуев и Вайгач соответственно с запада и востока.
Более подробно границы Печорского моря представлены на рис. 1.
Ледовые условия Печорского моря, дрейф
льда и течения определяются особенностями физи-
Рис. 1. Границы акватории Печорского моря и соседние бассейны
– 163 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ко-географических условий акватории. К ним можно
отнести:
1.
наличие больших отмелых участков (глубины
менее 50 м) с островами и заливами (губами) в
южной части акватории и глубоководный желоб
у Новой Земли;
2.
интенсивный водо- и ледообмен с соседними бассейнами (Белое, Баренцево и Карское
моря) через обширные границы;
3.
значительный объем пресноводного стока, в
первую очередь от реки Печоры;
4.
существенное динамическое воздействие со
стороны соседних акваторий.
Остановимся на них несколько подробнее.
Изобата 50 метров делит акваторию Печорского моря
практически пополам с запада на восток (см. рис. 1).
Относительная мелководность южной части и глубокий желоб у Новой Земли существенным образом
определяют термохалинный и динамический режим
акватории в целом. Достаточно обширные водные
границы Печорского моря в совокупности с орографией и батиметрией бассейна создают предпосылки
как для интенсивного водо- и ледообмена с соседними акваториями, так и для относительной обособленности Печорского моря. Двусторонний водо- и
ледообмен наблюдается на границах с Баренцевом и
Карским морями.
По расчетным данным из Белого моря выносится
в юго-восточную часть Баренцева моря около 13.6 км.
куб. льда. С течением Литке через пролив Карские Ворота приносится около 21.4 км. куб. Причем Беломорские льды четко прослеживаются на всем протяжении
Беломорского стокового течения вплоть до Карских Ворот и даже в Карском море [1]. Кроме этого существенное влияние оказывают воды Белого моря, которые
проникают в рассматриваемый бассейн, после огибания п-ова Канин, преимущественно через Поморский
пролив (между материковым берегом и о. Колгуев).
Беломорское течение приносит большие объемы распресненных вод и льды. Так же нельзя забывать о таком
крупном источнике пресноводного стока (неравномерно распределенного в течении года) как река Печора.
Она приносит около 130 км. куб. пресной воды ежегодно, что составляет 90% пресноводного притока в Печорское море. Существенное динамическое воздействие
на рассматриваемую акваторию, кроме постоянных
течений, оказывают периодические (приливные) и непериодические (ветровые) компоненты. Все это естественным образом сказывается, в конечном счете, на
ледовых условиях, картине течений и дрейфа льда Печорского моря. Более подробно особенности акватории
Печорского моря представлены в [1, 2 и др.].
В целом изученность гидрометеорологических
и ледовых условий на основе архивных источников
достаточно полно представлены в [1, 3, 4, 5].
Данные по морфометрии ледяного покрова и
торосистых образований, а так же динамике льдов и
вод были получены двумя основными способами:
1.
наблюдения, проведенные непосредственно в
ходе экспедиционных работ;
2.
данные дистанционного зондирования, получаемые с помощью автономных буев, авиа- и
космических средств.
В силу специфики природных процессов и технических средств наблюдения, натурные данные по
динамике вод и льдов менее многочисленны, чем по
морфометрическим и другим характеристикам ледовых условий. По этому основное внимание будет уделено в первую очередь наблюдениям за динамическими параметрами, которые, впрочем, часто позволяют
получать и морфометрические характеристики ледяного покрова.
Активные масштабные инструментальные наблюдения за ледяным покровом на больших акваториях начались, пожалуй, с внедрения аэрофото- и
радиолокационных съемок ледяного покрова в 70-е
и 80-е годы ХХ века. Радиолокационные съемки с помощью РЛС БО «Торос» в юго-восточной части Баренцева моря производились в зимне-весенний период
с 1974 по 1982 гг. и охватывали практически всю акваторию Печорского моря. Всего было произведено
95 радиолокационных съемок ледяного покрова в Печорском море, основная доля которых пришлась на
1982 год.
РЛС БО позволяют получать распределение
основных характеристик ледяного покрова, а также
с высокой точностью получать данные о размерах и
форме ледяных полей, местоположении и площадных
характеристиках стамух. При анализе повторных съемок одного района через определенный временной
интервал (1-2 суток) могут быть получены характеристики дрейфа льда и их пространственное распределение, прослежен процесс образования полыней,
каналов и разводий. Сопоставляя снимки ледяного
покрова вдоль береговой черты за последовательные
моменты времени, можно проследить формирование
и развитие припая. Кроме того, по материалам съемок, выполненных внутри приливного цикла (за различные приливные часы) возможно получение характеристик приливного дрейфа льда. Следует отметить,
что получаемые характеристики непериодического
дрейфа льда являются сглаженными (среднесуточными), что обусловлено дискретностью полетов.
В результате обработки и анализа РЛ - съемок
за 1982 год, выполненных на данный момент, были
получены характеристики ветрового дрейфа льда для
некоторых подрайонов Печорского моря, построены
карты пространственного распределения ветровых
коэффициентов, углов отклонения вектора дрейфа от
направления ветра, получены функции распределения площадных характеристик ледяных полей и ряд
других характеристик. Также для некоторых подрайонов были определены параметры приливного дрейфа
льда [1, 2].
В это же время проводились экспедиционные
исследования с судов. Наиболее массовыми были с
НИЛ «Отто Шмидт» в начале 80-х годов [2]. Позже экспедиционные исследования получили новый толчок с
началом освоения Приразломного нефтяного месторождения. Наблюдения за дрейфом льда производились во время наблюдений на судовых и вертолетных
ледовых станциях с помощью приемника GPS (см.
рис. 2). Период экспедиционных работ (1996-1999,
2001, 2003 гг.) преимущественно охватывал апрельмай месяцы [6, 7, 8].
– 164 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Схема расположения ледовогидрологических станций 1996-2003 гг.
Продолжительность наблюдений на станциях
составляла от часа до нескольких суток, дискретность
– 30 мин. Кроме наблюдений за дрейфом льда, так же
фиксировались сопутствующие метеоусловия и, не
всегда, скорости подледных течений на нескольких
горизонтах (до 28 горизонтов, дискретность до нескольких минут, продолжительность серий до суток и
более).
Как уже было отмечено характеристики ледяного покрова, динамики вод и льдов были получены
двумя основными способами. Наряду с исследованиями непосредственно в период экспедиционных
работ проводились наблюдения с помощью автономных буев. Здесь было два направления: наблюдения
за дрейфом льда с помощью буев ARGOS и дистанционное зондирование толщи вод и ледяного покрова с
автономных донных станций.
Данные наблюдений с помощью буев ARGOS
отличаются непостоянством дискретности и точности
фиксации местоположения (от 150 до 1000 м), что существенно затрудняет обработку данных и получение
корректных характеристик дрейфа льда. В Печорском
море было проведено две серии постановок буев
ARGOS в 1995 и 1998 годах. На рис. 3 представлены
районы постановки буев. Буи № 24047 24048 24049
были поставлены во вторая половина марта 1995 г.
(в апреле они вышли в Карское море). Буи № 6640,
22435, 24050, 24051 работали в апреле-июле 1998
года [9].
Рис. 4. Схема расположения донных буйковых
станций в Печорском море
К первому этапу относятся две годовые серии измерений придонных сонаров. Благодаря им были получены уникальные по длительности ряды наблюдений за
осадкой килей торосов, скоростями дрейфа льда, течениями и колебаниями уровня моря. В двух точках («Горелка»
и «Варандей», см. рис. 4) были установлены комплекты
приборов для проведения указанных комплексных ледовых и гидрологических исследований. В каждый комплект
входило по два прибора: вверх смотрящий сонар для
определения рельефа нижней поверхности дрейфующего ледяного покрова и доплеровский измеритель характеристик течений на разных горизонтах. Дополнительно
фиксировались колебания уровня моря. Станции работали с сентября 2001 года по октябрь 2003 года.
К второму этапу относится постановка трех буйковых станций с июля по октябрь 2003 года (АБС 1-3,
см. рис. 4). На всех АБС фиксировались колебания
уровня и характеристики течений. На АБС-1 дополнительно измерялись параметры ветрового волнения.
Как отмечалось выше, большое влияние на
дрейф льда и ледовые условия в Печорском море
оказывает ледообмен с соседними бассейнами. Для
изучения этих процессов использовались снимки ледяного покрова с ИСЗ. Съемка со спутников хоть и не
позволяет получить высокоточные характеристики
дрейфа льда, однако, благодаря большому пространственному охвату (вся исследуемая акватория), дает
хорошее представление об общей картине дрейфа
льда в Печорском море в течении всего сезона.
В результате обработки и анализа всего массива полученных данных сначала были определены
основные черты подледных течений и дрейфа льда в
Печорском море. Затем, по мере накопления натурных инструментальных данных, происходило уточнение общей первичной картины и ее детализация на
отдельных участках акватории Печорского моря.
Как известно, определяющим параметром
дрейфа льда являются течения различной природы.
В Печорском море режим течений формируется под
действием следующих факторов:
Рис. 3. Схема дрейфа буев ARGOS в Печорском
море в 1995 и 1998 гг.
Постановка донных буйковых станций так же
осуществлялась в несколько этапов. Основная схема
их постановки представлена на рис. 4.
– 165 –
• квазистационарной циркуляции вод (достаточно
определенной), зависящей от постоянных течений, основными из которых являются: Беломорское, Колгуево-Печорское, Литке (см. рис. 5);
• пресноводного стока реки Печоры, обусловливающего стоковое Печорское течение, входя-
RAO / CIS OFFSHORE 2013
щее в систему стационарной циркуляции;
• ветровых (непериодических) течений, возникающих вследствие локального действия ветра
на морскую поверхность;
• приливных явлений, выраженных приливными
течениями (прилив близок к полусуточному).
ветровой коэффициент и угол отклонения могут существенно варьироваться для конкретного района [2].
Приливная составляющая дрейфа льда, с учетом
потребностей хозяйственной деятельности, наиболее
подробно была изучена для района Приразломного НМ.
Первые расчеты характеристик проводились на основе
данных РЛС БО «Торос». На рис. 6 приведены траектории перемещения льда и соответствующие эллипсы
скоростей дрейфа для среднесизигийных условий [10].
Сочетание всех этих факторов обусловливает
формирование суммарных течений, максимальная
скорость которых при совпадении направлений приливного, ветрового и постоянного течений может достигать 110-120 см/с. Т.е. течения могут оказывать
значительное влияние на формирование и перераспределение льда в Печорском море.
Рис. 5. Схема постоянных течений Печорского
моря (по Танцюре)
Непериодические течения отражают особенности распределения ветровых условий в зимний период,
когда наблюдается существенное преобладание юго-западной составляющей ветра. Данный фактор сказывается на соответствующем усилении Беломорской и Печорской ветвей течений. В среднем ветровая компонента
поверхностных течений и дрейфа льда составляет 1 - 3 %
от скорости ветра с небольшим отклонением вектора по
часовой стрелке. Однако, учитывая неоднородность глубин, изрезанность береговой линии и наличие островов,
Как уже было сказано, уникальные данные
были получены в результате постановки двух ПАБС
на период 2001-2003 гг. Эти наблюдения позволили уточник локальные особенности распределения
характеристик дрейфа льда и течений во времени
(весь зимний сезон) и в пространстве (по вертикали). Как оказалось в двух относительно близко расположенных точках (см. рис. 4), для которых можно
принять одинаковыми ветровые условия, характеристики дрейфа и течений существенно разняться
в первую очередь по направлению. Главная причина
этого - неоднородность приливной компоненты. По
модулю скорости течений (и соответственно дрейфа) практически не различаются. Средние скорости
суммарных течений составляют около 20 см/с при
максимуме до 80-120 см/с. В качестве примера на
рис. 7. для двух точек приводятся розы скоростей
суммарных течений и непериодической составляющей в поверхностном горизонте, характеризующие
также дрейф льда [11, 12 и др.].
Рис. 6. Траектории движения льдин (А) и эллипсы приливных скоростей дрейфа льда (Б) для
среднесизигийных условий в районе Приразломного НМ
– 166 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 7. Распределение скоростей суммарных течений (а) и непериодической составляющей (б) в
поверхностном горизонте на ПАБС Горелка (1) и ПАБС Варандей (2) за 2001-2003 гг.
Несомненный интерес представляет сезонная
изменчивость течений и дрейфа льда (см. рис. 8).
Здесь также хорошо видны различия для двух точек,
хотя в целом сезонная изменчивость течений обусловлена в первую очередь временной неоднородностью ветровых условий в районе Печорского моря [11,
12 и др.].
Основным недостатком станционных инструментальных наблюдений можно назвать их локальность, позволяющую детально проанализировать
особенности процессов в очень ограниченном районе. Для получения характеристик течений и дрейфа
льда по всей акватории моря, применяется математическое моделирование. При этом инструментальные
данные используются для верификации и настройки
модели. Для дополнительной проверки общей картины привлекаются спутниковые снимки.
Представленные выше результаты как получения инструментальных данных по течениям и дрейфу
льда, так и их обработки и анализа основаны на многолетних полевых и камеральных работах. Отдельные
результаты этих работ представлялись ранее в открытой печати, однако комплексный обзор представлен
впервые. Все перечисленные особенности оказывают
значимое воздействие на тактику освоения как Приразломного месторождения, так и множества других структур, расположенных в бассейне Печорского
моря. Кроме того необходимо учитывать, что локальные особенности и вертикального распределения
течений, и характеристик дрейфа льда могут сильно
отличаться от уже известных по соседним районам.
Наглядно это было продемонстрировано на основе
данных двух ПАБС. Не дает абсолютной гарантии и
математическое моделирование, т.к. оно корректируется по уже имеющимся данным. Привлечение же
дополнительных наблюдений по соседним районам
может скорректировать и результаты расчетов. Все
это свидетельствует о необходимости проведения
дополнительных инструментальных наблюдений в
случае смещения хозяйственных интересов в районы,
соседствующие с уже исследованными. Причем, чем
больше удаление осваиваемых структур исследованных районов (в первую очередь Приразломного НМ),
тем более тщательно необходимо подходить к проведению новых изысканий и осторожнее использовать
уже имеющиеся данные по Печорскому морю.
ЛИТЕРАТУРА
1.
2.
3.
4.
5.
6.
– 167 –
Научно-технический отчет по теме: «Оценить параметры суточной изменчивости дрейфа льда и
распределение объемов и масс торосистых образований и разработать локальные технические
условия (ЛТУ) по ледовому режиму для проектирования МЛСП «Приразломная». Книга 1: Оценить
параметры суточной изменчивости дрейфа льда
и распределение объемов и масс торосистых образований. 133 с. Книга 2: Локальные технические
условия (ЛТУ) по элементам ледового режима для
МЛСП ‘‘Приразломная’’ на стадии «Проект». 103
с. - Х/д № 19/3-96 от 21.08.96г..с ДОАО «Гипроспецгаз»; Рук. Зубакин Г. К. - С-Пб., 1996. - 236с.
Зубакин Г.К. Крупномасштабная изменчивость состояния ледяного покрова Северо-Европейского
бассейна. - Л., Гидрометеоиздат, 1987. - 160 с
Дементьев А.А. Изученность метеорологических условий региона//Труды ААНИИ, 2001, т. 444. С.14-27.
Соколов В.Т., Дворкин Е.Н., Баскаков Г.А., Волков В.А. Изученность океанологических характеристик шельфа Баренцева и Карского морей//Труды ААНИИ, 2001, т. 444. С.28-58.
Миронов Е.У., Лебедев А.А., Спичкин В.А., Тюряков А.Б. Изученность ледовых условий шельфа
юго-востока Баренцева и юго-запада Карского
морей//Труды ААНИИ, 2001, т. 444. С.59-72.
Гудошников Ю.П., Наумов А.К., Степанов И.В.,
Дмитриев Н.Е. Комплексные экспедиционные
исследования морского льда и гидрометеорологических условий в Печорском море в 19961999 г.//Труды ААНИИ, 2001, т. 444. С.92-99.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 8. Среднемесячные вектора течений в период наблюдений на ПАБС
7.
8.
Данилов А.И., Зубакин Г.К., Шеломенцев А.Г.,
Чурсина Н.В. Результаты пятилетних ледовых исследований и инженерных изысканий в районе
Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море// Труды RAO-03-Санкт-Петербург,
16-19 сентября 2003. – СПб, 2003. – С. 290-294.
Зубакин Г.К., Дмитриев Н.Е., Войнов Г.Н., Нестеров А.В., Виноградов Р.А. Динамика вод и
льдов Печорского моря по экспериментальным
данным //Труды RAO-03-Санкт-Петербург, 1619 сентября 2003. СПб, 2003. С.300-303.
9.
Войнов Г.Н. Зубакин Г.К., Дмитриев Н.Е., Виноградов Р.А. Дрейф льда в Печорском море по
данным автоматических координатных буев
«Argos»//Труды ААНИИ, 2001, т. 443. С.112-123.
10.
Отчет по результатам инженерных ледовых
изысканий в Печорском море для строительства морской ледостойкой платформы на пло-
11.
12.
– 168 –
щадке «Южная» Приразломного нефтяного месторождения. Стадия изыскания проект. / ГНЦ
РФ ААНИИ; Руководитель Зубакин Г.К.; – Фонды ААНИИ, - СПб, 1996 г. – 502 с.
Nesterov A.V. Study of Water and Ice Dynamics in the
Southeastern Barents Sea by Means of Shelf – Contained Moorings . Proc. of the 18th Int. Conf. on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions, POAC’05,
Potsdam, NY, USA, June 26-30, 2005.- Vol.2, P.735 - 744
Научно-технический отчет по теме: «Обработка наблюдений за течениями, уровнем моря и
дрейфующим льдом, выполненными в период
2001-2003 годы акустическими доплеровскими
профилографами течений (АДПТ) и гидролокаторами верхнего обзора (ГВО) в Баренцевом море,
в районах п. Варандей и м. Горелка. Обобщение
имеющихся данных по ледовым условиям»- Х/д
№ 19/41 от 21.08.2003г..с ООО «Нарьянмарнефтегаз»; Рук. Зубакин Г. К. - С-Пб., 2004. - 243 с.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРИМЕНЕНИЕ ЛЕДОСТОЙКИХ ОСТРОВОВ ДЛЯ РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНЫХ МОРЕЙ
Иван Владимирович ВОЛКОВ (ОАО «ЦКБ» Монолит»)
APPLICATION OF ICE-RESISTANT ISLANDS FOR INVESTIGATION AND
DEVELOPMENT OF OIL AND GAS FIELDS ON THE SHELF OF NORTH SEAS
Ivan V. Volkov (open Joint Stock Company «Central Design Bureau «Monolit»)
Possibility and advantages of continental shelf development of Russian Seas for investigation and development of oil
and gas fields by means of artificial islands including areas with hard ice conditions of the Arctic are given in the report.
Provided in the report is classification of basic types of artificial islands, their advantages and disadvantages.
Variants of construction design of artificial islands with application of reinforced concrete are presented.
Освоение мелководных участков континентального шельфа Российских морей для разведки и добычи углеводородного сырья, в том числе месторождений, расположенных на арктическом шельфе, может
быть реализовано путем строительства платформ в
виде ледостойких искусственных островов. Подобные сооружения представляются наиболее приемлемыми на мелководных акваториях Арктики, особенно
со сложными ледовыми условиями.
К основным преимуществам искусственных
островов относятся:
• большая устойчивость к ледовым, волновым и
сейсмическим воздействиям;
• возможность использования применяемого
на суше технологического оборудования обустройства месторождений;
• большая площадь рабочей площадки для размещения оборудования;
• возможность демонтажа и последующего использования на других месторождениях дорогостоящего бурового оборудования после завершения бурения фонда скважин;
• упрощенная технология строительных работ,
относительно меньшие капитальные затраты
на строительство;
• повышенная надежность, долговечность, меньшая зависимость от погодных условий.
По способу возведения острова принято делить на намывные и насыпные.
Насыпные - возводимые путем отсыпки грунта,
добытого с карьеров на берегу. Основным преимуществом насыпных островов является меньшие объемы
грунта необходимые для формирования тела острова. К недостаткам таких островов относят: необходимость защиты откосов, относительно большая стоимость доставки 1 м³ грунта. Доставка грунта может
осуществляться по воде на баржах летом или по льду
автомобильным транспортом зимой.
Намывные - возводятся путем подачи грунта
от землесоса по пульпроводу. К достоинствам таких
островов относится меньшая стоимость доставки
грунта, к недостаткам - зависимость от расположения
участков с требуемой для землесоса структурой дна и
большие требуемые объемы грунта, а также некоторое ухудшение экологической обстановки в акватории, ввиду взмучивания воды.
По способу защиты откосов острова разделяют
на защищенные и незащищенные. В качестве защиты от волнового, ветрового и ледового воздействий
применяют мешки с песком; тяжелые якорные цепи в
сочетании с фильтрующей тканью; ящики с камнями
(габионы) и др. Также защита откосов может осуществляться с помощью оконтуривающих стальных или
железобетонных понтонов.
Защиту откосов островам назначают в зависимости от интенсивности волнового и ледового
воздействий, глубины акватории, стоимости намывки или отсыпки грунта на данной точке возведения и
других факторов.
В России при проектировании и строительстве морских сооружений для освоения континентального шельфа в качестве основного конструкционного материала преимущественно используется
судостроительная корпусная сталь. В то же время
в мировой практике для строительства оффшорных
Рисунок 1 – Искусственные острова в море Бофорта
– 169 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
сооружений наряду со сталью широко используется
железобетон.
Применение железобетона, как конструкционного материала в морских сооружениях, обусловлено
такими его качествами, как:
• долговечность, нормативный срок службы железобетонных конструкций составляет 50 лет и
более;
• коррозионная стойкость в морской воде;
• относительно невысокая стоимость;
• высокая технологичность, при применении скользящей опалубки, механизации арматурных и бетонных работ и прочих современных технологий;
Массивы-гиганты в районе создания острова
стягиваются в контур, принимается балласт и сформированная конструкция погружается на предварительно подготовленное дно, после чего отсеки, а затем и пространство между понтонами (центр острова)
заполняются грунтом.
В целях исключения перемещения понтонов
в составе ограждающего контура относительно друг
друга, при действии ледовых и волновых нагрузок, по
транцам устанавливаются противосдвижные устройства. В зоне воздействия льда на наружных стенках
понтонов предусматривается облицовка из стали
• низкие эксплуатационные затраты при надлежащих условиях эксплуатации (железобетонные корпуса не требуют периодической
окраски, как это характерно для металлических
конструкций, докований при освидетельствовании и дефектации).
ЦКБ «Монолит» предлагает несколько вариантов конструкций искусственных островов для освоения месторождений нефти и газа на мелководных акваториях арктического шельфа России:
1. Грунтовые острова с защитным контуром из
ж/б массивов-гигантов.
Для формирования контура острова используются железобетонные массивы-гиганты, изготовленные в заводских условиях и доставленные к месту
установки водным путем.
Рисунок 3 - Возведение острова с защитным
контуром из ж/б массивов-гигантов
Грунтовое ядро острова выполняется путем намыва или насыпки. Сверху устраивается рабочая площадка из утрамбованного щебня, гравия или камня.
2. Остров в виде железобетонного опорного
кессона
Данный остров представляет собой железобетонный монолитный кессон, удерживаемый на грунте
при помощи свай и сил гравитации.
Опорный кессон в плане выполняется в виде
правильного восьмиугольника, имеющего достаточную площадь для размещения необходимого комплекта оборудования. Железобетонный кессон может быть
изготовлен в сухом доке на судостроительном предприятии, имеющем железобетонное производство.
Доставка кессона на место установки предусматривается буксировкой по воде. После осуществления буксировки он устанавливается на дно путем
приема жидкого балласта, затем по периметру через специальные отверстия в подошве кессона устанавливаются сваи путем забивки, завинчивания или
вдавливания.
3. Остров, формируемый путем групповой постановки барж
Остров формируется из сталебетонных барж,
изготовленных в заводских условиях и максимально
насыщенных оборудованием для добычи углеводородов. Каждая баржа представляет собой блок-модуль,
который имеет свое функциональное назначение и
определенное место в составе формируемого острова. Баржи доставляются к месту установки буксировкой по воде, поочередно устанавливаются на предварительно подготовленное дно и связываются между
собой специальными устройствами, предотвращающими их сдвиг относительно друг друга при действии
волновых и ледовых нагрузок.
Рисунок 2 - Общий вид острова с защитным
контуром из ж/б массивов-гигантов и вариант
конструктивного исполнения массива-гиганта
После постановки всех барж на грунт между
ними производится прокладка необходимых инженерных коммуникаций, расконвертовка оборудования
– 170 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
и его установка в рабочее положение, монтаж прочего
оборудования доставляемого транспортными судами. Для создания необходимой гравитационной нагрузки в балластные отсеки барж предусматривается
прием грунтового балласта. Сталебетонные баржи
предусматривается выполнить с двойными стальными бортами, днищем, переборками, между которыми
располагается слой конструктивного железобетона
(конструкция типа «сэндвич»).
Рисунок 4- Искусственные острова в виде опорного кессона и связанных между собой, сталебетонных
барж
– 171 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ВОЗДУХООЧИСТИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
(КВОУ) ДЛЯ МОРСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ НА ОСНОВЕ ВОЗДУШНЫХ ФИЛЬТРОВ И
ТЕХНОЛОГИЙ AAF INTERNATIONAL
Николай Константинович ГАЛАНЦЕВ (ЗАО «Мультифильтр»)
DESIGNING OF GAS TURBINE INLET AIR FILTRATION SYSTEMS FOR
OFFSHORE & MARINE APPLICATIONS BASED ON THE AIR FILTRATION
TECHNOLOGY OF AAF INTERNATIONAL
Nikolay K. GALANTSEV (Multifilter)
Gas Turbine Power Plants are widely used in the Gas & Oil Industry. In Offshore applications the Gas Turbines are operated
under severe conditions: salt water spray, technological dust forming when drilling and hydrocarbons burning are causing
fowling on the Turbine blades and corrosion in the hot part of the exhaust. To ensure maximum availability of the GT’s
complex Air Cleaning Units have to be used. Engineering Company «Multifilter», based on own experience and utilizing
AAF International product design as well as technical and commercial support, proposes the design, manufacture and
the supply of complex Air Cleaning Units for operations suitable for the Russian Arctic and CIS continental shelf. These
Units are designed to provide: 1. Anti ice using hot air from the Turbine if available, 2. Snowhoods 3. Moisture removal
AmerVaneVI, 4. Pre-filter M80 AmerKleen, 5. Static fine filter options HydroCel 95 (F9), HydroCel E10 or HydroCel E12.
The optimum decision for offshore platforms is the application of static Low-Velocity Air Cleaning Units utilizing filter
elements HydroCel with efficiencies from F9 to E12 (H12). As an example the application of HydroCel E12 for a 24 MW
GT on a North Sea Platform ensured continued availability of the GT operation up to 22000 hours with no offline cold
water washes. When there are limits of overall dimensions and weight High-Velocity Air Cleaning Units are being used,
but these would not be our recommendations as they will not prevent fowling of the Turbine Blades and corrosion at the
Exhaust end. The Air Cleaning Units can be installed not only on stationary Platforms but also on sea crafts suitable for
offshore and coastal conditions.
В нефтегазовой отрасли широко применяются
энергетические установки на основе газовых турбин. В
морских условиях газовые турбины находятся в тяжелых
условиях эксплуатации: содержащиеся в атмосферном
воздухе брызги морской воды с частицами соли, пыль
от технологических процессов бурения грунта и сжигания углеводородов (см. рис. 1) вызывают повышенный
износ и коррозию проточной части газовой турбины.
• Требования к качеству воздуха предъявляются для того, чтобы предотвратить эрозию лопаток компрессора - обычно производители
турбин указывают класс очистки от F5 до F8, в
последнее время широко применяются фильтры с эффективностью E10-E12;
• Морское применение может накладывать ограничения по габаритным размерам системы;
Для обеспечения номинальной производительности и срока службы газовых турбин необходимо применять комплексные воздухоочистительные
устройства (КВОУ).
• Морское применение требует решений по снижению веса оборудования;
Производители турбин выработали ряд требования к системам фильтрации воздуха, в том числе:
• а также нужно учитывать обеспечение возможности транспортировки модулей и монтажа на
объекте.
• Ограничение падения давления на фильтрах системы с целью обеспечения гарантированной
производителем турбины производительности;
Многие европейские компании, связанные
с созданием газотурбинных установок, состоят в
European Turbine Network (ETN). Это позволяет обме-
Рис. 1. Загрязняющие вещества в атмосферном воздухе: а) сжигание нефтешлама, б) брызги
морской воды.
– 172 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ниваться опытом и унифицировать требования к газотурбинным установкам. Компания AAF International
также является членом этой организации.
Для применения в морских условиях компания AAF International производит фильтры HydroCel
(см. рис. 2). Фильтр AAF HydroCel был представлен на
рынке в 1999 в качестве замены использовавшегося
ранее высокоэффективного фильтра AAF DuraCel, который применялся в морских условиях около 25 лет.
тательной установке всегда открыт для заказчиков
продукции AAF.
Обычные фильтры, непредназначенные для
морского применения, изготавливаются в виде одного слоя гофрированного фильтрующего материала
с неглубокими складками. Фильтрующий материал
иногда может иметь поры, которые позволяют воде
проходить через материал и попадать в поток чистого
воздуха. Фильтр морского применения HydroCel имеет глубокие гофры и изготавливается с двумя слоями
фильтрующего материала. Два слоя фильтрующего
материала исключают возможность того, что существующие поры обоих слоев совместятся, вероятность этого практически равна нулю.
В конструкции HydroCel применяется запатентованный фильтрующий материал (оба слоя), обработанный нефте- и водоотталкивающим составом.
Фильтрующий материал разработан и испытан для
работы как в относительно чистых условия, так и в условиях сильного загрязнения.
Пластиковые конические сепараторы направляют воздушный поток и улавливают воду. Конструкция фильтры предусматривает вертикальные дренажные пустоты для эффективного отвода воды.
Стороны ячеек залиты полиуретаном, предотвращающим проникновение воды и воздуха через зазоры.
Рис. 2. Фильтрующий элемент AAF HydroCel для
КВОУ низкоскоростной фильтрации.
Фильтр HydroCel был разработан с использованием специально изготовленного испытательного
стенда, на котором имитируются морские условия
эксплуатации, при которых фильтрующий материал
подвергается воздействию брызг соленой воды, пыли
и нефтепродуктов.
Стальной оцинкованный корпус фильтра выполнен в противоударном исполнении, фильтр может
выдерживать удары при ручном обращении с ним в
морских условиях. В морских условиях у операторов
нет большого запаса фильтров, поэтому склонные к
трещинам фильтры с пластиковыми корпусами недопустимы.
КВОУ морского исполнения с низкоскоростной фильтрацией (см. рис. 3) содержит следующие составные части:
Стандарты для контроля качества фильтров
EN779 and EN1822 не оговаривают воздействие
брызг воды и/или нефтепродуктов, которое в обязательном порядке следует учитывать для работающих
в морских условиях фильтров. При покупке фильтров заказчик может присутствовать при испытаниях
HydroCel на испытательном стенде, доступ к испы-
• Антиобледенительную систему;
• Водухозаборные снегозащитные козырьки;
• Влагоотделители AmerVane VI;
• Фильтр
предварительной
AmerKleen;
очистки
M80
• Статический фильтр тонкой очистки HydroCel
95 (F9), HydroCel E10 или HydroCel E12.
Рис. 3. КВОУ морского исполнения с низкоскоростной фильтрацией: а) схема компоновки, б) общий
вид на фильтры HydroCell.
– 173 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 4. Состояние лопаток: а) коррозия через 8000 часов работы в морских условиях; б) без
существенных повреждений 16000 часов работы с КВОУ AAF c фильтрами HydroCel (класс фильтрации
E12).
Применение фильтров HydroCel E12 на 24 МВт
турбинах на морских платформах в Северном море
обеспечивает работоспособность газовых турбин до
22000 часов без остановки для холодной промывки
(см. рис. 4).
В настоящее время фильтры AAF HydroCel можно найти на более чем 30 морских установках, а это
более 100 газовых турбин. КВОУ морского исполнения с низкоскоростной фильтрацией на основе
фильтров AAF HydroCel E12 применяют многие компании, в том числе: ExxonMobil, Apache, Chevron, BP,
первой ступени.
Капли прошедшие первую ступень удаляются
влагоотделителем-коалесцером второй ступени.
Капли проходящие далее с потоком воздуха
удаляются жалюзи конечной ступени.
Если присутствует повышенная пылевая нагрузка, то могут быть установлены предварительные
фильтры.
Недостатками КВОУ с высокоскоростной фильтрацией являются:
• Высокая скорость воздуха не позволяет применять фильтры высокой эффективности с приемлемым перепадом давления;
Total, Shell, Maersk, Talisman.
При жестких ограничениях по габаритам и массе
применяются КВОУ с высокоскоростной фильтрацией,
выполненные на основе фильтрующих элементов с
меньшей эффективностью фильтрации (см. рис. 5).
• Ограниченная пылеёмкость вследствие уменьшенной площади фильтрации;
• Снижение эффективности при работе в сухих
условиях.
Вышеперечисленные недостатки не позволяют
рекомендовать использование КВОУ с высокоскоростной фильтрацией на морских объектах.
ЗАО «Мультифильтр» представляет оборудование AAF International в России и является авторизованным дистрибьютором по тематике Gas Turbine Air
Filtration Systems (Системы фильтрации воздуха газовых турбин) и Air Pollution Control (Пылеуловители).
ЗАО «Мультифильтр», опираясь на собственный опыт и в тесном сотрудничестве с компанией AAF
International, имеет возможность выполнить разработку, производство и/или поставку низкоскоростных
и высокоскоростных КВОУ для морского применения
(см. рис. 7) с использованием современных технологий в области фильтрации воздуха.
Также предлагаем Заказчикам КВОУ для эксплуатации на береговых объектах в любых природноклиматических зонах Российской Федерации и ближнего зарубежья:
Рис. 5. Фильтры AAF HydroStar для КВОУ
высокоскоростной фильтрации.
• статические КВОУ;
КВОУ морского исполнения с высокоскоростной фильтрацией содержат меньшее количество
сменных фильтров и требуют минимальное обслуживания (см. рис. 6).
Вода попадающая в систему удаляется жалюзи
– 174 –
• импульсные КВОУ;
• статические и импульсные КВОУ с дополнительной ступенью фильтрации HEPA;
• решения
КВОУ.
по
модернизации
существующих
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 6. КВОУ морского исполнения с высокоскоростной фильтрацией: а) схема компоновки, вид сверху; б) схема
компоновки, вид сбоку.
Рис. 7. КВОУ морского применения: а) общий вид; б) монтаж воздухозаборных козырьков.
– 175 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
УСТАНОВКА И УДАЛЕНИЕ ОПОРНЫХ БЛОКОВ БУРОВЫХ УСТАНОВОК НА
МЕЛКОВОДНОМ АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Ирина Николаевна БЕЛКОВА, Вячеслав Борисович ГЛАГОВСКИЙ, Светлана Анатольевна СОСНИНА
(ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева»)
INSTALLATION AND REMOVAL OF BEARING UNITS OF DRILLING RIGS
FOR ARCTIC SHALLOW OFFSHORE
Irina N. BELKOVA, Viacheslav B.GLAGOVSKY, Svetlana A. SOSNINA
(JSC «Vedeneev VNIIG»)
The report considers substantiation of parameters of bearing units of drilling rigs for fixing on earth foundations typical
for the Arctic shallow offshore. The calculation results of the unit settlements after installation on the seabed are given
and the time of soil consolidation is estimated. The possibility to use steel driven pipe piles to provide stability of bearing
units under maximum natural loads was confirmed. The deformations of large diameter piles under design ice loads are
estimated. The options are considered of the estimation of forces necessary for structure removal after operation period
with unit installation on the surface or its preliminary embedding.
В последние годы в мире широко используются
мобильные буровые установки, осуществляющие
бурение или его сопровождение на точке
эксплуатации в течении некоторого времени (обычно
1-2 года) с последующим подъемом и эвакуацией на
новое местоположение. Однако опыт использования
сооружений
такого
типа
для
обеспечения
круглогодичного бурения на мелководных акваториях
в суровых климатических условиях и при наличии
«слабых» грунтов основания, характерных для
арктического шельфа России, крайне ограничен. В
связи со сменой нескольких точек эксплуатации за
жизненный срок, опорные блоки мобильных буровых
установок в таких условиях должны быть достаточно
универсальными, чтобы обеспечить:
1.
надежность и безопасность круглогодичной
эксплуатации
(устойчивость
и
эксплуатационную
пригодность
при
воздействии
максимальных
природных
нагрузок);
2.
мобильность (возможность буксировки и
установки на дно при различных глубинах моря
в заданном диапазоне);
3.
адаптивность к различным геотехническим,
гидрометеорологическим и др. условиям мест
эксплуатации (возможность модификации /
комплектации в зависимости от конкретных
условий);
4.
минимальное время установки и ввода в
эксплуатацию (с учетом непродолжительного
безледного периода);
5.
возможность эвакуации с места эксплуатации.
В докладе на примере опорного блока буровой
установки, предназначенной для осуществления или
сопровождения бурения на мелководном арктическом
шельфе, рассмотрены вопросы взаимодействия
опорного блока с грунтовым основанием на основных
этапах цикла работы сооружения: установки на место
эксплуатации, периода эксплуатации, подъема для
эвакуации.
Рассматриваемое сооружение представляет
собой погружную платформу с поднимаемым
центральным понтоном. В период эксплуатации
платформа опирается на 2
колонны; понтон,
расположенный
между
колоннами,
находится
в поднятом состоянии. Подъем сооружения
осуществляется путем увеличения плавучести за
счет опускания понтона в воду и снятия балласта.
Подводная часть каждой колонны состоит из
прямоугольной опорной плиты (со скошенными углами) и восьмиугольной конической части. В опорной
плите предусмотрены отверстия для установки свай.
Общий вид колонны представлен на рис.1.
Глубина акватории в
сооружения составляет 8-10 м.
месте
установки
ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Для оценки взаимодействия опорного блока с грунтом основания были выбраны инженерногеологические условия одной из площадок, являющиеся довольно характерными для арктического шельфа
России. Характеристики грунтов принимались следующими:
– 176 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 1 Опорная колонна: а) общий вид, б) вид в
плане
ВАРИАНТЫ ФУНДИРОВАНИЯ
Конструкция опорного блока предполагает
два возможных варианта фундирования сооружения:
гравитационный вариант и свайное закрепление.
Выбор варианта фиксации сооружения зависит
от возможности обеспечить его устойчивость при
максимальных сдвигающих нагрузках в конкретных
инженерно-геологических, гидрометеорологических
и ледовых условиях площадки размещения.
Результаты расчетов показали, что для выбранной
площадки
устойчивость
гравитационного
варианта при максимальных ледовых нагрузках не
обеспечена. Устройство «юбочных» конструкций
для повышения устойчивости нецелесообразно,
поскольку они увеличат осадку сооружения при
буксировке и, следовательно, ограничат возможность
использования буровой установки на мелководных
участках.
Таким
образом,
для
обеспечения
надежности
сооружения
при
круглогодичной
эксплуатации на данной площадке необходимо
использовать свайное закрепление. Гравитационный
способ фундирования данного сооружения возможен
лишь при эксплуатации в безледный период, а
также в «переходные» моменты, т.е до закрепления
сваями после установки опорного блока на дно или ,
наоборот, после удаления свайного закрепления до
начали операции подъема.
ОСАДКИ ПРИ ГРАВИТАЦИОННОМ ВАРИАНТЕ
ФУНДИРОВАНИЯ
Для оценки диапазона возможных осадок
опорного блока до установки свайного закрепления
или в случае отказа от него (эксплуатация в
Рис. 2 Осадки в системе, Uy (м) при установке на дно без заглубления:
a) к моменту завершения установки; б) две недели спустя
Рис. 3 Осадки Uy (м) по завершении консолидации в условиях установки на суглинки с заглублением
подошвы фундамента на: а) V-1.0 м; б) на V-1.5 м
– 177 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
безледный период) были выполнены расчетные исследования с использованием разработанного в
ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» программного
комплекса «Диск–Геомеханика» [1,2]. С этой целью методом конечных элементов решалась задача
консолидации с учетом упруго-пластических свойств
грунтов. Рассматривалось слоистое основание с
субгоризонтальным строением.
В силу симметрии сооружения анализ
поведения системы выполнялся для одной опорной
ноги. При постановке задачи считалось, что давление, передаваемое на грунты основания от каждой
опорной ноги, составляло величину Р, при этом в
течение первых суток давление на донные грунты от
сооружения увеличивалось от 0 до 100% Р. После чего
в стационарном режиме протекает консолидация
грунтов основания.
Результаты расчета показали, что при принятых инженерно-геологических условиях время
консолидации составит около двух недель после завершения установки сооружения. По истечении этого
срока в условиях стационарного загружения системы
осадки не меняются. Конечная расчетная осадка
блока, установленного непосредственно на донный
грунт, составит около 0.58 м.
Для варианта установки опорного блока
непосредственно на донные отложения на рис.
2 приведены поля интенсивности вертикальных
смещений и изолинии Uy для двух характерных
состояний – для момента завершения установки (и
полной передачи нагрузки от сооружения на грунт) и
по прошествии двух недель после установки.
Для варианта установки конструкции на
суглинистые грунты, в случае снятия илистого
поверхностного слоя мощностью 1 м, на рис.3а
представлены изолинии вертикальной компоненты
смещений Uy по завершении периода консолидации,
продолжавшегося также не более полумесяца. В этом
случае полная осадка за период консолидации грунта
составит 0.43 м, а при установке блока на суглинки
тугопластичные с заглублением подошвы на 1.5 м
ниже поверхности дна (рис.3б) - 0.38 м.
УСТОЙЧИВОСТЬ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ В
ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ
Как отмечалось выше, устойчивость сооружения при максимальных ледовых нагрузках может
быть обеспечена при использовании свайного
закрепления. Рассматривался фундамент, состоящий
из 16 свай диаметром 3,048 м (по 8 свай на каждой
опорной ноге.)
При выполнении расчетов принималось, что
сваи изготовлены из стали с пределом текучести
σТ = 355 МПа; для выполнения отдельных элементов, в
случае необходимости, рассматривалась возможность
использования стали с пределом текучести σТ = 500
МПа. С учетом коэффициентов надежности по
материалу (γm= 1,1) и по ответственности для
гидротехнического сооружения I класса при расчете
по предельному состоянию первой группы (γn = 1,25),
допустимые напряжения в свае, изготовленной из
стали c σТ = 355 МПа, принимались равными [σ] = 258
МПа, при σТ = 500 МПа - [s] = 363.6 МПа.
Глобальные ледовые нагрузки на сооружение
составляли (нормативные величины): 80 МН горизонтальная составляющая, 80 МН - вертикальная
составляющая. Прижимная сила при осадке 8 м (сила
тяжести за вычетом силы плавучести), действующая
на одну опорную колонну - 125 МН. Нагрузки передавались на сваю на 2,8 м выше уровня морского дна.
Рис. 4 Изогнутая ось сваи и эпюра изгибающих моментов по длине сваи при fгор = 11,0 МН
– 178 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Расчет свай по несущей способности грунтов
основания производился с учетом требований Правил
классификации, постройки и оборудования плавучих
буровых установок и морских стационарных платформ
Российского морского регистра судоходства [3]
и СНиП «Свайные фундаменты» [4]. При расчете
несущей способности свай на осевую нагрузку в
соответствии с [4] учитывалось сопротивление по
внешней боковой поверхности и сопротивление под
нижним концом сваи по площади сечения нетто, т.е.
по кольцевому сечению сваи-оболочки (при расчете
на сжатие). Такой подход для расчета тонкостенных
стальных свай-оболочек большого диаметра можно
считать достаточно консервативным.
По результатам расчета для обеспечения
требуемой несущей способности необходима свая
заглубленная в грунт на 60 м (предельная несущая
способность Fd=51.3 МН; допустимая нагрузка на
сваю Nдоп=34.7 МН).
Для
определения
напряженнодеформированного состояния свай фундамента
при совместном действии нагрузок применялся
метод, основанный на использовании кривых
нелинейного
деформирования,
отражающих
мобилизацию сопротивления грунта по мере
развития смещений (кривые «t-z» для сопротивления
по боковой поверхности, «Q-z»для сопротивления
под нижним концом, «p-y» для бокового отпора).
Кривые нелинейного деформирования определялись
в соответствии с рекомендациями API, DNV [5,
6], получившими наибольшее распространение в
мировой практике при проектировании свайных
фундаментов сооружений на шельфе.
Расчет производился по программе «DOLPHIN»,
разработанной в ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» и
реализующей данный метод. Расчет основан на основе
решения системы нелинейных дифференциальных
уравнений шестого порядка для каждой сваи. Сваи
моделировались упругими балками с параметрами,
изменяющимися по глубине. По результатам расчета
оценивались
горизонтальные
и
вертикальные
перемещения оголовка и прочность ствола сваи.
Допустимые горизонтальные перемещения для
шельфовых сооружений, как правило, определяются
технологическими требованиями к эксплуатации
имеющегося оборудования. На стадии концептуальных проработок конструкции чрезмерными считались
горизонтальные перемещения оголовка свыше 0.2 м.
Расчет
деформаций
производился
для
наиболее нагруженной сваи при воздействии
глобальной ледовой нагрузки. Для выбора толщины
стенки сваи были выполнены предварительные
расчеты деформаций и усилий, возникающих в
свае при действии максимальных нагрузок. Для
выполнения окончательных расчетов была принята
переменная по длине толщина стенки сваи (от 8 см до
5 см).
ограничению по допустимым смещениям (20 см). По
результатам расчета осадка наиболее нагруженной
сваи составляет 1.9 см (при сжимающей нагрузке
Fсж = 34.7 МН). Вертикальное перемещение
противолежащей сваи равно 0.8 см (при сжимающей
нагрузке Fсж = 20.1 МН). Таким образом, разность
осадок противолежащих свай составит 1.1 см.
Расчет
максимальных
напряжений,
возникающих в сечении заделки сваи, показал,
что напряжения в верхней части сваи наиболее
нагруженной сваи составляют 293.3 МПа, что
несколько превышает допустимые. Этот участок
рекомендуется изготовить из стали с более высоким
пределом текучести.
ПОДЪЕМ ОПОРНОГО БЛОКА БУРОВОЙ
УСТАНОВКИ
Для оценки усилий, необходимых для отрыва
от грунта и поднятия буровой установки с точки эксплуатации, выполнены расчетные исследования
взаимодействия фундаментного блока сооружения
с основанием. Время проведения операции
варьировалось. Сценарии подъема рассматривались
для двух вариантов заглубления блока относительно
дна акватории:
- Вариант А. Отметка подошвы заглублена в
грунты донных отложений на -1.0 м;
- Вариант Б. Отметка подошвы опорного блока
ниже поверхности дна на -1.5 м.
Предполагалось, что после установки на точку
сооружение находилось в эксплуатации в течение двух
календарных лет. По окончании эксплуатационного
периода запланирована операция по подъему
конструкции.
Состояние системы в процессе проведения
операции
оценивалось
путем
численного
моделирования
подъема
жесткого
блока,
установленного на упруго–пластическом основании.
Моделирование проводилось методом конечных
элементов
с
использованием
программного
комплекса «Диск–Геомеханика», решалась задача
консолидации.
Численное
моделирование
подъема
сооружения при вариации отметки подошвы (варианты А и Б) выполнялось в условиях трех различных
темпов проведения операции, характеризующихся
расчетным интервалом ∆Т. Интервал ∆Т – это
расчетное время, в течение которого на первом
этапе нагружения системы давление сооружения
весом Р на грунт постепенно компенсировалось
подъемной силой F, 0 ≤ F ≤ 100% Р. Далее за такой же
промежуток времени∆Т подъемная сила F ступенчато
увеличивалась от 100% до 150% Р.
На рис. 4 представлены изогнутая ось сваи
и эпюра изгибающих моментов по длине сваи,
полученные по результатам расчета.
Таким
образом,
нагружение
системы
осуществлялось в два равных по времени (∆Т) этапа:
первого периода приложения подъемного усилия,
снимающего давление конструкции на дно и второго,
на котором скорость роста выдергивающей нагрузки
была снижена вдвое.
Таким образом, горизонтальные смещения
оголовка сваи при действии максимальной ледовой
нагрузки составляют u0 = 9.7 см на уровне заделки
сваи (∆2.8 м), что удовлетворяет принятому
Прогноз состояния системы в каждом
расчетном случае выполнялся для определенных
интервалов времени выполнения этапов операции, а
именно:
– 179 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Варианты 1-А и 1-Б. ∆Т1 = 10 мин. Шаг по
нагрузке составлял 0.5% и 0.25% Р.
Фиксация момента отрыва проводилась по
следующим характерным признакам:
Варианты 2-А и 2-Б. ∆Т2 = 1 час. Шаг по нагрузке
– 0.83% и 0.42% Р.
1.
По полям смещений в системе – по
резкому
нарастанию
перемещений
самой недеформируемой конструкции и
перемещений в грунтовой толще в зоне
подошвы. Считалось, что отрыв состоялся,
когда в контактной области регистрировалось
интенсивное сгущение изолиний вертикальной
компоненты Uy, полностью отсекающее контур
модуля от нижележащего основания.
2.
По полю распределения интенсивности
тензора пластических деформаций.
Принималось, что отрыв конструкции от грунта
в полной мере происходит в тот момент,
когда в слое, непосредственно прилегающем
к опорной плоскости, зоны пластического
деформирования грунтов, очерченные по
контуру изолинией (II-го инварианта девиатора)
со значением 0.01, сливаются в единую область
и отделяют подошву от остального основания.
3.
По области распространения разрушения в
грунтах основания (грунты, перешедшие в
предельное состояние). За реализацию отрыва
считался момент, в который отдельные зоны
Варианты 3-А и 3-Б. ∆Т3 = 10 часов. Шаг по
нагрузке – 0.083% и 0.042% Р.
На модели подъемная сила задавалась в виде двух
равных составляющих вертикальных усилий, которые
прикладывались к противоположным краям блока.
Для сравнения результатов были выполнены
расчеты для случая несимметричного нагружения,
когда подъем с одного края проводился с некоторой
отсрочкой от другого.
ТРАКТОВКА УСЛОВИЙ ОТРЫВА И
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ
Понятно, что поднятие базового корпуса и, в
особенности, его первичный отрыв будет происходить
вместе с частью грунтов, прилипших к плоскости
днища сооружения. В отсутствие полного комплекса
исследований, включающих определение липкости
и вязкости грунтов, свойств адгезии в отношении
материалов днища конструкции, выполнялась
приближенная оценка, основанная на имеющихся
физико-механических данных.
Рис. 5 Изолинии вертикальной компоненты смещений Uy (м)
Рис. 6 Поле тензора пластических деформаций в грунтах донных отложений (II инвариант девиатора,
ограничен изолинией 0.01) для двух этапов операции подъема. Заглубление 1.0 м
– 180 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 7 Области грунтов основания, перешедших в предельное состояние, заглубление 1.0 м
Таблица 1 Усилие и время отрыва при различном темпе проведения операции подъема
Вариант
№
1-А
2-А
3-А
1-Б
2-Б
3-Б
заглублен
1,0 м
1,5 м
∆Т
10 мин
1 час
10 часов
10 мин
1 час
10 часов
Усилие (в % P) и время отрыва в соответствии с критерием:
Uy
II инвариант
Пред. состояние
140
135-140
132
130
127.5
127
126
126
125.5
156
158
157-162
139
142-143
141,7-142
133.5
137
136-137
Некоторые результаты расчетов на численной
модели проиллюстрированы на рис.5-7. Они дают
возможность
с
определенными
допущениями
прогнозировать состояние системы при проведении
операции подъема. На рисунках подъемная сила F указана
в процентах от величины давления на дно акватории Р.
• для обеспечения подъема более заглубленного
опорного блок (подошва ниже поверхности
грунта на 1.5 м), необходимо приложение
подъемного усилия F величиной от 133% до
162% от веса сооружения Р, в зависимости от
скорости проведения операции.
На
рис.
5
представлена
зависимость
вертикальных смещений конструкции от величины
подъемной силы для вариантов 1-А (F=123% Р, время
14.7 мин и F=129.2% Р, формирование частичного
отрыва, время 16 мин) и 1-Б (F=100% Р).
Результаты определения необходимого усилия
и времени отрыва для всех рассмотренных вариантов
приведены в таблице 1.
По результатам расчетов смещений и по
распределению пластических деформаций в грунтах,
выполненных при указанных допущениях, можно
сделать следующее заключение:
• для случая заглубления подошвы конструкции
в основание на 1 м отрыв блока и подъем со
дна может быть обеспечен при нагрузках,
составляющих от 126% до 140% от величины
полного давления на грунт. Величина подъемной
Т, час.
0.3
1.6
15.3
0.35 – 0.37
1.85
17.3
силы, необходимой для обеспечения отрыва
зависит от скорости ее приложения. Чем быстрее
осуществляется операция, тем большее усилие
требуется для формирования разрыва между
грунтами и подошвой фундаментного блока;
разрушения сливаются в единую область под
подошвой.
Для иллюстрации формирования отрыва, фиксируемого по различным признакам, на рис. 6 и 7 соответственно приведены поля распределения тензора
пластических деформаций в грунтах для двух этапов операции подъема (вариант 1-А, F=123% Р и F=129.2% Р) и
области грунтов основания, перешедших в предельное
состояние при различных скоростях приложения нагрузки (области деформирования построены по II инварианту
девиатора, ограниченному изолинией 0.01).
Время операции
ЛИТЕРАТУРА
1.
Беллендир Е.Н., Глаговский В.Б., Готлиф А.А., Прокопович В.С. Математическое моделирование
грунтовых сооружений и оснований. Изв. ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева, Т. 231, 1996, С.272 – 286.
2.
Мишин Д.В. Программная архитектура и интерактивная среда конечно-элементного расчетного
комплекса ДИСК-Геомеханика // Известия ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева. 2002. Т.241. С. 193-196.
3.
Российский Морской Регистр Судоходства –
Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских
стационарных платформ Российского морского регистра судоходства, изд. 2010 г.
4.
СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты. – М:
Минстрой России, 1995. – 46 с.
5.
API RP 2A-WSD «Recommended Practice for
Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore
Platforms – Working Stress Design», 21 ed., 2000.
6.
DNV Classification Notes No. 30.4 «Foundations»;
February,1992.
– 181 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА МЕЛКОВОДНОМ ШЕЛЬФЕ ОБСКОЙ ГУБЫ
(НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-КАМЕННОМЫССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Мирзоев Д.А., Шилов Г.Я., Захаров А.И. (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»), Красовский А.В.
(ООО «ТюменНИИГипрогаз»)
В соответствии с планами компании ОАО
«Газпром», Ямальский регион и близлежащая к
нему акватория является основной базой для добычи газа, газоконденсата и нефти. Так, в связи с
истощением запасов УВC на Ямбургском месторождении для
компании ООО «Газпром добыча
Ямбург» в ближайшей перспективе важным источником восполнения запасов углеводородов могут
быть месторождения, расположенные в акватории
Обской губы, в том числе Северо-Каменномысское
газоконденсатное месторождение. Для ввода месторождения в разработку, в связи с уточнением в
2009 г. запасов газа сеноманской залежи и защитой
их в ГКЗ, необходимо было подготовить проектный
технологический документ по разработке Северо-Каменномысского газоконденсатного месторождения.
Северо–Каменномысское газоконденсатное
месторождение, расположенное в акватории Обской
губы, открыто в 2000 году. К настоящему времени на
месторождении пробурено 7 разведочных скважин.
По результатам поисковых работ установлена выявлены сеноманская газовая залежь массивного типа,
приурочена к мощному пласту песчано-алевролитовых отложений, и готеривская газокондесатная залежь (танопчинская свита). Промышленные притоки
газа из отложений сеномана получены в четырех скважинах.
Месторождение связано с субмеридианальным Каменномысским валом, расположенным под
акваторией Обской губы, и приурочено к локальной
антиклинальной складке, которая представляет собой
поднятие изометричной формы с размерами по замыкающей изогипсе -1000м, 28 х 15 км и амплитудой
около 110м. Ловушка, контролирующая сеноманскую
газовую залежь, представляет собой структурную ловушку, несколько вытянутую в субмеридианальном
направлении, с размерами 26,5 х 18,5 км. Ловушка
полностью заполнена газом.
В литофациальном отношении разрез сеноманской газовой залежи здесь представляет собой
сложный полифациальный комплекс прибрежноморских мелководных отложений в верхней части
разреза сеномана и отложений приморской аллювиально-дельтовой равнины в его нижней части[1].
Для оценки продуктивности сеноманского разреза рассматриваемой площади очень важен выбор
модели пласта для интерпретации данных ГИС.
В 2007 году ООО «ЦНИП ГИС» для определения
подсчетных параметров использовало по пласту ПК-1
Северо-Каменномысского месторождения тонкослоистую (микрослоистую) интерпретационную модель
терригенного коллектора, где прослои коллектора
чередуются с глинистыми непроницаемыми прослоями. К этим породам отнесены пласты, выделенные
по прямым признакам как коллекторы с УЭС менее 40
Омм. Как правило, применение такой интерпретаци-
онной модели должно быть обоснованно с геологической точки зрения (обстановкой осадконакопления) и
подтверждено данными ГИС и керна.
Следует отметить, что формирование тонкослоистого (микрослоистого) разреза чередования
песчаников и глин возможно, если исследуемые породы образуются на континентальном склоне, где
малейшие колебания уровня моря приводят к слоистости, в том числе на клиноформах. Однако, фациальный анализ данных каротажа и керна показал, что
продуктивные отложения ПК-свиты представлены
здесь пляжевыми (и предпляжевыми) отложениями
на западе и отложениями вдольберегового песчаного
барового комплекса – на востоке площади, в которых
тонкослоистость разреза исключается.
Кроме того, тонкослоистость разреза может
подтверждаться данными комплекса БК-БМК (или
разноглубинных зондов БК), позволяющего выделить
коллекторы толщиной 0.4 м и более (по расхождению
кривых, тогда как в неколлекторских глинистых прослоях такое расхождение отсутствует). Однако, анализ каротажных кривых комплекса ГИС в интервале
ПК-1 на рассматриваемом месторождении показывает, что, в основном, коллектора здесь имеют мощность 0,8 м и более и не показывают микрослоистость.
Изучение фотографий керна, отобранного из
разреза пласта ПК-1, однозначно также не может свидетельствовать о микрослоистости разреза.
В связи с этим в качестве интерпретационной
модели пород, слагающих газовую залежь ПК-1, была
принята двухкомпонентная модель (песчаник-глина)
терригенного коллектора, с дисперсным распределением глинистого цемента широко опробованная на
сеноманских залежах газа месторождений Западной
Сибири.
Результаты интерпретации материалов ГИС
пласта ПК-1 по скважинам Северо-Каменномысского
месторождения показали правильность выбора этой
интерпретационной модели.
Для проведения проектных работ по разработке залежей УВ, планирования и контроля промысловых работ требуется детальное знание геологической
модели залежи (месторождения), которая, как правило, бывает сложной. При этом сложность геологического строения залежи (месторождения) связана со
значительной пространственной неоднородностью
распределения петрофизических параметров горных
пород, в том числе продуктивных отложений.
В промысловой практике обычно учитывают
вертикальную неоднородность продуктивного пласта,
который характеризуется изменчивостью в пределах
залежи (по высоте) его литологии и фильтрационноемкостных свойств.
Различают макронеоднородность - наличие в
природном резервуаре пластов, пропластков, линз
– 182 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
пород с различными фильтрационно-емкостными
свойствами и микронеоднородность. В процессе
разведки и разработки изучается, прежде всего, макронеоднородность, как фактор, непосредственно
влияющий на запасы залежи и обоснования системы
разработки.
Более сложный случай относится к изучению
и учету горизонтальной неоднородности терригенных продуктивных отложений массивных или пластовых залежей УВ, особенно при получении адекватной
цифровой геологической модели залежи (месторождения) газа, в том числе в сеномане, которая в дальнейшем служит основой для создания фильтрационной модели. Как известно, наличие отложений баров,
палеорусел и пляжей в исследуемом разрезе приводит к сильной неоднородности продуктивного коллекторского интервала по пористости, нефтегазонасыщенности, эффективной мощности, проницаемости,
коммуникабельности коллекторов, но уже в горизонтальном и вертикальном направлениях одновременно, что сильно влияет на процесс разработки залежей
углеводородов. Учет геологической неоднородности
разреза при проектировании решался правильным
выбором метода компьютерного моделирования.
Построение геолого-технологической модели освоения сеноманской залежи Северо-Каменномысского месторождения осуществлялось в среде
программного комплекса Irap RMS компании ROXAR
с учетом имеющихся на сегодняшний день геолого–
геофизических данных, в том числе материалов сейсморазведки 3D, данных ГИС и результатов различных
видов исследований керна по семи пробуренным поисково–разведочным скважинам.
Для оценки начальных геологических запасов
газа и степени неопределенности их значений было
создано несколько вариантов трехмерных геологических моделей. В частности, были построены ансамбли
реализаций литологических моделей методами индикаторного моделирования, многоточечной статистики
и методом объединения моделирования речных систем и индикаторного моделирования. Для каждой из
них были созданы наборы реализаций моделей коэффициентов пористости и газонасыщенности, причем
для первых двух (индикаторного моделирования и
алгоритма многоточечной статистики) использовался
метод последовательного гауссова моделирования.
Для методики объединения моделирования речных
систем и индикаторного моделирования производилось раздельное распределение петрофизических
параметров для русловых и «нерусловых» фаций с
последующим совмещением результатов в единые
кубы. Также была построена детерминированная модель, включающая модели коэффициентов песчанистости, пористости, газонасыщенности и проницаемости.
Модели с русловыми фациями позволят проанализировать неравномерное продвижение пластовых флюидов при разработке залежей по зонам с
улучшенными ФЕС, приуроченным к русловым фациям. Создание фильтрационной модели пласта проводилось на основе варианта геологической модели по
реализации 50 стохастического распределения.
Для гидродинамических расчетов использовался пакет ECLIPSE компании Shlumberger. При ремасштабировании основных геологических свойств
фильтрационной модели в один слой объединялись
в среднем четыре слоя геологической модели. Объединение слоев происходило по принципу выделения
литологических пачек по схожим геолого-физическим
признакам (коэффициентам песчанистости) в газонасыщенной зоне пласта. Фильтрационная модель
сохранила зональную и сплошную неоднородность
залежи и распределения основных геологических параметров.
Для оценки влияния отдельных элементов системы разработки рассмотрены варианты, отличающиеся количеством кустов скважин (один, два и три),
числом скважин (от 16 до 73), отходом забоев от устья
(1000 м, 2000 м, 2750 м и 4000 м), а также конструкцией скважин (одно-, двух- и трехствольное исполнение). По всем вариантам произведены расчеты технологических показателей. Анализ результатов расчета
позволил выделить перспективную группу вариантов,
предусматривающих освоение месторождения одним
кустом наклонно-направленных добывающих скважин
с одно- и двуствольным исполнением, а также их комбинированием. Для выделенной группы объемы годовых отборов газа изменяются в диапазоне от 14,5 до
15,0 млрд. м3, период постоянных отборов - от 6 до 10
лет, коэффициент извлечения газа за расчетный период разработки (25 лет) - от 62 до 81 %. По количеству
скважин (устьев) и стволов (забоев) варианты отличаются от 25 до 46 и от 37 до 49 единиц соответственно.
Технологической системой обустройства месторождения предусматривается сбор извлекаемой
продукции осуществлять на платформе, транспортировку на береговое УКПГ - по подводному газопроводу протяженностью 53 км и диаметром 1020 мм.
Полная подготовка газа на береговой УКПГ производится с использованием технологии НТС. С падением
пластового давления на платформе устанавливается
ДКС и технологическое оборудование для предварительной подготовки.
Выполнена оптимизация технологических показателей вариантов разработки и обустройства
с целью сокращения потребности компрессорных
мощностей на платформе. Несмотря на сокращение
периода постоянной добычи, накопленный объем
добытого на всем протяжении эксплуатации залежи
газа практически сохраняется. При этом мощность
компрессорного оборудования, требуемая для повышения давления на входе в морской газопровод,
существенно сокращается и более эффективно используется.
В связи с тем, что ряд объектов береговой инфраструктуры является общими для месторождений
Каменномысское-море и Северо-Каменномысское
рассматривалась технологическая схема их совместного обустройства.
Для представленных вариантов разработки
производилась технико-экономическая оценка. С
учетом незначительных расхождений по экономическим показателям, а также совокупности техникотехнологических факторов (в том числе количество,
схема размещения и конструкция эксплуатационных
скважин, проектный уровень добычи и накопленный
отбор газа, потребная мощность ДКС и массогабаритные характеристики платформы), к реализации
был выделен рекомендуемый вариант разработки
месторождения.
– 183 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
По рекомендуемому варианту за сорокаоднолетний период разработки накопленная добыча газа
составит 88 % от НБЗ, максимальный годовой отбор газа в период разработки с 6 по 15 год достигает
14,52 млрд.м3 при среднем значении 14,5 млрд.м3.
Депрессия на пласт достигает максимального уровня
0,46 МПа на 15 - 16 год разработки месторождения
при среднем дебите газа в этот период 1020 тыс.м3/
сут. Количество введённых скважин за год разработки
колеблется от 6 до 10 скважин. Ремонты по водоизоляции начнутся с 11 года эксплуатации месторождения. Ликвидация скважин, связанная с обводнением
продукции, ожидается с 25 года разработки, к 46 году
фонд действующих скважин составит 13 единиц. Пластовое давление к концу рассматриваемого периода
разработки снизится до 0,82 МПа при объеме внедрившейся воды 903 млн.м3.
Оценка эффективности показала, что чистая
прибыль по проекту станет вновь отрицательной на
40 год разработки, ВНД достигнет 12,5 %. При освоении месторождения Северо-Каменномысского совместно с месторождением Каменномысское-море
внутренняя норма доходности достигает 17,1 %.
подходы обоснования вариантов разработки с учетом
влияния зоны разбуривания залежи, числа кустов и
конструкций добывающих скважин, получения технологических показателей разработки, оценка экономической эффективности проекта.
Новизна подхода к проектированию в рассматриваемом случае заключалась не только в учете особенностей геологического строения залежи и тяжелых природных условий северных широт, но также в
обосновании эффективных технологических параметров разработки и достижении приемлемых экономических результатов добычи газа.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1.
Разработка залежи с помощью одного куста скважин является эффективной – достигается приемлемый коэффициент газоотдачи. Размещение на
структуре дополнительных кустов скважин, увеличивающих капитальные вложения и эксплуатационные затраты, не приводит к существенным
повышениям показателям по добыче газа.
2.
Использование двуствольных и трехствольных
скважин при разработке сеноманских залежей является эффективным. Однако, учитывая
высокий уровень риска, связанный со строительством, эксплуатацией и ремонтом таких
скважин, представляется целесообразным
ограничится конструкцией скважин, предусматривающей двуствольное исполнение.
3.
Применение предложенных конструкций скважин обеспечивает приемлемые сроки ввода
проектного фонда в эксплуатацию.
4.
В результате оптимизации схемы размещения
скважин получены технологические показатели
разработки залежи, свидетельствующие о несущественном снижении показателей по добыче газа при относительном сокращении отклонения забоев скважин от центра разбуривания
куста.
5.
Представлена технологическая схема, предусматривающая совместное обустройство месторождений Северо-Каменномысское и Каменномысское-море с использованием общих
объектов береговой производственной инфраструктуры.
6.
Результаты оценки эффективности вариантов
индивидуальной разработки Северо-Каменномысского месторождения показывают, что
в условиях действующего налогового законодательства при заданных уровнях капитальных
вложений, эксплуатационных затрат и цен на газ
проект характеризуется низкими показателями
эффективности. Достижение корпоративных
уровней рентабельности возможно в случае совместного обустройства месторождений Северо-Каменномысское и Каменномысское-море.
На рисунке 1 для варианта разработки 1Д представлена схемы размещения добывающих скважин на
карте эффективных газонасыщенных толщин.
Рисунок 1 - Схема размещения проектного фонда
скважин по варианту 1Д на карте эффективных
газонасыщенных толщин
Методы исследований, которые были использованы при создании проектного технологического
документа на разработку сеноманской залежи газа
Северо-Каменномысского месторождения - анализ
и систематизация геолого-геофизической информации, создание методического обеспечения интерпретации данных ГИС, фациальный анализ, определение
зон АВПоД, двухмерное и трёхмерное геологическое
моделирование, стохастическое моделирование неопределенности геологической модели, гидродинамическое компьютерное моделирование, методические
ЛИТЕРАТУРА
1.
– 184 –
Шилов Г. Я. Учет литофациальных особенностей разреза при интерпретации материалов
ГИС ( на примере ПК-свиты Северо-Каменномысского газового месторождения). // НТВ
«Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2009, вып.7, с.
31 – 43.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ»
Евгений Борисович КАРУЛИН, Марина Марковна КАРУЛИНА (ФГУП «Крыловский государственный научный
центр», С. Петербург, Россия), Евгений Евгеньевич ТОРОПОВ (ОАО «ЦКБ МТ «РУБИН», С. Петербург, Россия)
COMPREHENSIVE STUDIES OF THE MISP «PRIRAZLOMNAYA» DESIGN
AND OPERATION
Evgeny B. Karulin, Marina M. KARULINA(Krylov State Research Centre, St.Petersburg,
Russia), Evgeny E. Toropov (PJSC «CDBfor Marine Engineering «RUBIN», St.Petersburg,
Russia)
Today the marine ice-resistant stationary platform (MISP) «Prirazlomnaya» is preparing to be set into operation. The
platform has been located at the specified point in south-west Barents Sea (Pechora Sea) in 2012. Central Design Bureau
(CDB) RUBIN, St. Petersburg, Russia, is a general organization responsible for the MISP «Prirazlomnaya» design. The
FSBI «Arctic and Antarctic Research Institute», the Krylov State Research Centre and Vedeneev All-Russian Research
Institute of Hydraulic Engineering (VNIIG), St. Petersburg, Russia, were involved into the project as organizations
providing scientific support in issues connected with ice action onto the ice-resistant platform. Considerable portion of
the studies was performed in the Ice Basin of the Krylov Centre.
Cooperation between the design bureau and research organizations in the field of ice action onto the MISP «Prirazlomnaya»
allowed arising liability and safety of operation of the first domain platform such type in Arctic conditions.
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время ведется подготовка к эксплуатации морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная», установленной на
расчетной точке в юго-западной части Баренцева
моря в 2012 году. Ведущей проектной организацией по созданию платформы является ОАО «ЦКБ МТ
«Рубин». В качестве организаций, обеспечивающих
поддержку проектных работ в вопросах ледотехники
– проблем воздействия на инженерное сооружение
дрейфующих ледяных образований – привлекались
ФГБУ «ААНИИ», ФГУП «Крыловский ГНЦ», ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева. Значительная часть указанных
работ выполнена в ледовом опытовом бассейне ФГУП
«Крыловский ГНЦ». В процессе реализации научной
поддержки проекта были проведены уникальные исследования с привлечением физического масштабного моделирования, которые не имели аналогов в
мировой и российской ледотехнике. В результате выполнения комплекса работ были:
• исследованы основные закономерности физических процессов воздействия дрейфующих
ледяных образований на сооружения подобного типа – сооружения с протяженной наклонной
боковой гранью;
• отработана методика проведения экспериментальных исследований модели МЛСП по определению глобальной ледовой нагрузки на сооружение;
• разработан оригинальный метод обработки,
обеспечивающий получение результатов на
основе использования математически обоснованных корректных процедур;
• получены величины глобальных ледовых нагрузок, действующих на сооружение со стороны ледяных образований с заданными параметрами;
• изучены особенности динамики образующихся
нагромождений обломков льда;
• исследовано влияние льда на собственные динамические характеристики платформы;
• выполнены оценки влияния управления ледовой обстановкой на снижение уровня ледового
воздействия на платформу;
Рис. 1.Район установки платформы и МЛСП «Приразломная» на точке
– 185 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• исследована динамика системы платформа–
устройство загрузки нефтью–танкер в условиях
изменения направления дрейфа льда.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ С
ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ГЛОБАЛЬНЫХ ЛЕДОВЫХ
НАГРУЗОК НА МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ»
Сотрудничество проектных и научных организаций в области решения проблем ледотехники при
взаимодействии МЛСП «Приразломная» с дрейфующими ледяными образованиями позволило повысить
надежность и безопасность функционирования в условиях Арктики первой отечественной платформы подобного типа.
Первым шагом в осуществлении мер обеспечения научно-исследовательской поддержки проектирования МЛСП «Приразломная» было решение
задачи определения глобальных ледовых нагрузок на
опорный блок платформы в условиях воздействия на
него дрейфующего льда различного вида – ровных
ледяных полей, наслоенного льда и торосистых гряд.
Морская ледостойкая стационарная платформа установлена в Печорском море на удалении 55 км
от побережья материка (рис. 1). Глубина моря в месте
постановки МЛСП составляет 19.2 м.
Испытания в ледовом опытовом бассейне
ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова (ныне ФГУП «Крыловский государственный научный центр») на этом этапе
выполнялись с моделью, изготовленной в масштабе
~1:61. В этом же масштабе приготавливались и моделируемые ледяные образования. Масштабная прочность льда обеспечивалась использованием технологии приготовления моделированного льда типа FG.
Эксперименты проводились в обращенном движении,
при котором модель с помощью 6-ти компонентного динамометра крепилась к буксировочной тележке
ледового опытового бассейна, которая буксирует модель через неподвижное ледяное образование того
или иного типа (рис. 2).
МЛСП оборудована нефтехранилищем вместимостью около 110 тыс. куб. м, в котором накапливается добываемая нефть между отгрузками.
Вывоз нефти с МЛСП осуществляют только
специальные челночные танкеры ледового класса,
оборудованные носовым приемным устройством.
Научно-исследовательские работы в поддержку проекта МЛСП «Приразломная» выполнялись в течение ряда лет и были ориентированы на следующие
задачи:
• изучение основных закономерностей взаимодействия опорного блока МЛСП «Приразломная» с различными дрейфующими ледяными
образованиями для условий эксплуатации, охватывающими весь планируемый цикл «жизнедеятельности» платформы;
• изучение закономерностей аккумулирования обломков льда, образующихся в процессе
взаимодействия опорного блока платформы
и дрейфующего льда, и способов возможного
воздействия на процесс формирования нагромождения;
• изучение динамики челночного танкера, ошвартованного к платформе с помощью комплекса устройств прямой отгрузки нефти, при
изменении направления дрейфа льда.
Указанные задачи в практике отечественной
ледотехники решались впервые, многие разработанные методики и полученные результаты являются
оригинальными не только для российской прикладной науки, выполненные исследования конкурентоспособны и на международном уровне.
В качестве расчетной нагрузки предполагалось
использовать значения, получаемые при реализации
экстремального по величине случая нагружения платформы. Глобальная ледовая нагрузка, действующая
на опорный блок платформы, состоит из пространственных векторов: главного вектора силы и главного
момента. Сложность с выбором расчетной комбинации пространственных компонент нагрузки обусловлена не только трехмерностью картины нагружения.
Необходимо рассматривать также критичность воздействия ледовой нагрузки с точки зрения прочности,
как на само сооружение, так и на грунтовое основание для оценки его держащей способности. Учитывая
сложность назначения экстремального случая нагрузки для подобной пространственной комбинации
компонент нагрузки, было сделано допущение о возможности введения упрощенного критерия, ориентированного на плоский случай – случай нагружения в
горизонтальной плоскости. С учетом сделанного допущения экспериментальные исследования модели
МЛСП «Приразломная» выполнялись для трех курсовых углов направления дрейфа льда:
Рис. 2. Общий вид модели МЛСП «Приразломная»
– 186 –
• фронтальное направление - направление, ког-
RAO / CIS OFFSHORE 2013
да лед воздействовал на модель со стороны
протяженной наклонной грани (условно принято за 0º);
• диагональное направление – направление,
когда лед воздействовал со сторону узкой наклонной грани (модель повернута на 45º относительно фронтального положения);
• «критическое» направление – направление, которое было выбрано в результате проведения
предварительных испытаний на основе определения экстремального случая сочетания нагрузок
для плоского случая (упомянуто выше), при этом
величина «критического» угла составила 30º.
Глубина моря в месте установки платформы
составляет примерно 20 м, что лишь ненамного превышает максимально возможную глубину тороса для
рассматриваемых ледовых условий. Для учета возможного влияния дна акватории на процессы взаимодействия льда и сооружения была выполнена имитация дна – фальшдно – горизонтальная пластина,
выступающая навстречу направлению дрейфа льда.
Размерыимитатора дна были выбраны таким образом, чтобы горизонтальная проекция формирующегося нагромождения обломков льда полностью вписывалась в фальшдно.
При планировании экспериментальных исследований принимался во внимание продолжительный
срок службы платформы. С учетом этого обстоятельства были предусмотрены исследования влияния увеличения коэффициента динамического трения льда о
поверхность модели на характер взаимодействия и
величины нагрузок. Свежеокрашенная металлическая
поверхность, как правило, имеет коэффициент динамического трения о лед ~0.08÷0.12. Коррозионный
и эрозионный износ поверхности сооружения в районе воздействия льда может привести к увеличению
этого параметра до 0.3÷0.4. Для моделирования этих
условий была разработана и использована методика
«управления» величиной коэффициента динамического трения льда о поверхность модели МЛСП.
При фронтальной установке модели характерно наличие значительного нагромождения перед
моделью, достигавшего дефлектора. Начальная стадия формирования и роста нагромождения носит
неустановившийся характер: процесс аккумулирования образующихся обломков льда сопровождается
периодическими провалами ледяного поля при исчерпании его несущий способности (рис. 3), за счет
этого происходит рост подводного нагромождения,
которое в конечном счете достигает дна акватории и
его дальнейший рост прекращается после достижения определенных размеров. В процессе роста нагромождения растет и глобальная ледовая нагрузка
на сооружение, увеличение которой прекращается
после закрепления нагромождения на дне акватории.
Угол естественного скоса надводной части нагромождения составлял ~45º.
В случае установки модели в диагональном
положении наблюдалась симметричная картина взаимодействия с дрейфующим льдом по обеим сторонам платформы. Скопления образующихся обломков
льда ни в надводной, ни в подводной части не наблюдалось, все обломки льда сносились в канал за
платформой. Глобальная ледовая нагрузка в результате этого была меньше, чем в случае фронтального
взаимодействия, несмотря на увеличение ширины
области разрушения льда. Подобная картина наблюдалась при равенстве коэффициента динамического
трения льда о поверхность модели 0.15. Увеличение
этого параметра до 0.40 приводило к качественному
изменению картины взаимодействия: образующиеся обломки льда не сносились вдоль борта модели в
канал, накапливались вблизи корпуса и формировали
нагромождение значительного размера, что приводило к росту глобальной нагрузки на платформу. Выявленная особенность была учтена при принятии проектных решений.
При выполнении исследований процессов воздействия дрейфующих ледяных образований на опорный блок МЛСП «Приразломная» наряду с получением
основных данных по воздействию льда на платформу
была разработана и опробована методика проведения эксперимента и обработки экспериментальных
данных, положенная позже в основу технологии ноухау определения нагрузок от воздействия льда на
Рис. 3. Изменение горизонтальной силы в процессе формирования нагромождения
обломков льда перед моделью МЛСП «Приразломная»
– 187 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
объекты на основе проведения модельного эксперимента в ледовом опытовом бассейне[1].
Разработанная методикапозволила получить
значения горизонтальной силы, действующей на платформу призаданной толщине льда и прочности на изгиб, в зависимости от скорости дрейфа льда(рис. 4).
При отсутствии ветра движение льда определяется приливно-отливными течениями с примерно
полусуточным периодом. Траектории движения льда
близки к эллипсам. Скорость и фаза периодической
составляющей движения ледяного покрова практически совпадает с направлением, скоростью и фазой
приливной волны, Средняя продолжительность времени прохождения крайних точек эллипса составляет
6 часов.
При сильных ветрах (14-15 м/с и более) аэродинамические силы становятся определяющими, и
лед дрейфует в направлении ветра с небольшими отклонениями, обусловленными действием приливных
течений.
Штилевые и штормовые условия не являются
типичными и в сумме составляют 35-45 % времени.
При скоростях ветра в промежутке 3-12 м/с прогнозируется более половины времени зимних условий. В
этом случае траектории дрейфа имеют сложный характер, с возникновением кратковременных петель,
относительно длительных периодов дрейфа льда с
предельно малыми скоростями и изменением направления дрейфа от 90° до 180°. При переменных направлениях и скорости ветра в сочетании с различными условиями приливных течений траектории дрейфа
льда могут иметь самый причудливый характер. При
таком сложном движении льда (рис. 5) в районе платформы лед может воздействовать на саму платформу
и на образовавшееся нагромождение с разных сторон.
Рис. 4. Изменение горизонтальной силы на
платформе в зависимости от скорости дрейфа
льда
Исследования закономерностей формирования и поведения нагромождений обломков льда перед платформой
Аккумулирование обломков льда перед платформой и образование нагромождений значительного размера может приводить к сложностям при
обслуживании платформы, а также при проведении
операций по отгрузке нефти на танкеры-челноки. Решению этой проблемы были посвящены специальные
исследования, в ходе которых был выполнен анализ
гидрометеорологических факторов, определяющих
дрейф льда в районе установки МЛСП «Приразломная»[2].
Задачей исследований на этом этапе было получение более детальной информации о размерах нагромождений обломков льда, образующихся перед
платформой и о трансформации нагромождения при
изменении направления дрейфа льда.
Была разработана соответствующая методика,
позволяющая изучить динамику сформировавшегося нагромождения в процессе воздействия на него
дрейфующего льда, направление которого изменилось на 90º.
Значение коэффициента трения моделированного льда о поверхность модели составляло 0.15, что
примерно равняется коэффициенту трения натурного
Рис. 5. Траектории дрейфа льдин в течении суток при слабых ветрах (6-7 м/с)различных румбов
– 188 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
льда об окрашенную стальную поверхность сооружения. Размеры ледяных образований моделировались
с учетом масштаба в соответствии с принятыми ледовыми условиями.Выполнялось моделирование дна
акватории вокруг платформы.
Размеры формирующегося у модели платформы нагромождения измерялись после завершения
этапа формирования навала обломков льда (рис. 6).
После картографирования наводной и подводной частей нагромождения выполнялся разворот модели,
имитатора дна акватории с осевшим на нем нагро-
мождением на 90º. По завершению разворота перемещающийся лед начинал воздействовать не только
на платформу с «чистой» стороны, но и на сформированное на предыдущем шаге нагромождение. Как показали исследования, во всех смоделированных случаях нагромождение было снесено под воздействием
двигающегося с другого направления льда.
На этом же этапе исследований была оценена
возможность воздействия на размеры образующихся
нагромождений с помощью судов управления ледовой обстановкой: имитировалось прохождение ледо-
Рис. 6. Вид нагромождения (слева) и процесс обмера сформированного нагромождения обломков
льда (справа)
Рис. 7. Вид надводного (слева) нагромождения и процесс обмера сформированного нагромождения
обломков льда (справа)
Рис. 8. Моделирование управления ледовой обстановкой с помощью ледокол (слева) и процесс
формирования нагромождения после создания канала
– 189 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• изучение динамики ошвартованного к МЛСП
танкера при изменении направления дрейфа
льда (сплошного и мелкобитого) на 45º;
кола через сплошной лед перед платформой с образованием канала (рис. 8).
Эксперименты показали, что наличие канала в
сплошном льду и торосистой гряде, проделанного ледоколом, может существенно снизить высоту нагромождений и, соответственно, величину глобальных
ледовых нагрузок на платформу, однако сам канал
оказывается забит льдом.
• изучение динамики ошвартованного к МЛСП
танкера при изменении направления дрейфа
льда (сплошного и мелкобитого) на 90º.
При этом в качестве характерных ледовых условий выбираются средние по тяжести условия:
• наличие сплошного ровного ледяного поля
термического происхождения с толщиной льда
1.25 м;
ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ
ОШВАРТОВАННОГО ВБЛИЗИ МЛСП
«ПРИРАЗЛОМНАЯ» ТАНКЕРА
Практической задачей, связанной с разработкой месторождения «Приразломное», является обеспечение безопасности и эффективности круглогодичных погрузочно-разгрузочных операций вблизи
платформы, в частности, при загрузке ледокольного
танкера нефтью с платформы. В зимний период пришвартовавшийся к платформе танкер относительно
комфортно мог бы чувствовать себя в образовавшемся за МЛСП канале. Однако, принимая во внимание
динамику (рис. 5) ледяного покрова в районе ПНМ,
невозможно обеспечить продолжительный непрерывный процесс швартовных операций и загрузки танкера нефтью при одном направлении дрейфа льда или
небольшом его отклонении. Мощности основных движителей и подруливающих устройств для создания
боковой тяги, чтобы противостоять ледовым нагрузкам, приложенным со стороны борта, явно не хватает.
В связи с этим возникла необходимость в тщательном
анализе ледовой обстановки и ее динамики в районе
установки МЛСП, выявлении наиболее опасных ситуаций, которые могут возникнуть при внезапном изменении направления дрейфа льда и экспериментальном
исследовании поведения танкера, пришвартованного
к платформе, в ледовом опытовом бассейне.
Для определения безопасных условий эксплуатации комплекса платформа-КУПОН-танкер было
решено использовать для исследований следующие сценарии эволюции ледовой обстановки вблизи
МЛСП и виды маневрирования танкера:
• наличие мелкобитого льда.
Экстремальные сценарии и значения параметров не рассматривались ввиду малой вероятности их
появления и возможности безущербного прерывания
функционирования отгрузочной системы в этих условиях. Не учтены в исследованиях также и такие отягчающие факторы как сжатие льдов и ветровая нагрузка
на танкер. Схемы изученных сценариев приведены
ниже (рис. 9
Для проведения испытаний в обращенном движении были изготовлены модель МЛСП «Приразломная» и модель челночного танкера. Обе модели были
выполнены в масштабе 1:85. При этом на модели танкера имитировалась работа движителей на задний
ход и был смоделирован швартовный трос, погонный
вес и жесткость которого соответствовала параметрам натурного швартова с учетом величины масштаба (рис. 10).
В процессе испытаний выполнялись измерения
и регистрация натяжений швартова, и углов поворота
швартова на модели платформы и танкере. Ниже показаны эпизоды испытания в сплошном и битом льду
(рис. 11).
По результатам исследований были сделаны
выводы о необходимых условиях функционирования
системы прямой отгрузки нефти на танкеры-челноки
в зимний период в ледовых условиях:
• операция отгрузки должна выполняться в мелкобитых льдах толщиной до 1.2 м сплоченно-
Рис. 9. Сценарии изменения направления дрейфа льда на 45º (слева) и на 90º (справа) относительно
исходного направления дрейфа
– 190 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
стью до 9 баллов при поддержке двух ледоколов обеспечения;
• прогностическая оценка возможности значительного изменения направления дрейфа льда
процессе выполнения отгрузочной операции
на ошвартованный танкер-челнок должна быть
учтена при реализации тактической схемы проведения швартовной операции (остановка отгрузки нефти и подготовка к отсоединению,
ожидание стабилизации направления дрейфа
льда, отсоединение, перешвартовка и т.д);
• активное использование в процессе выполнения отгрузочной операции ошвартованным
танкером-челноком собственных движителей
– винто-рулевых колонок.
жения) в системе лед-сооружение на собственные
колебания модели и демпфирование опорного блока
МЛСП»Приразломная»[3].
Измерение параметров колебаний в разных
точках по длине бассейна дало возможность оценить влияние величины нагромождения битого
льда, накапливающегося перед моделью в процессе движения. В результате установлено, что
влияние льда на параметры свободных колебаний
в случае неподвижной модели оказывается существенно большим, чем в том случае, когда модель
движется.
Для неподвижной модели:
• наличие льда повышает низшую собственную
частоту моделии повышает демпфирование
колебаний модели при отсутствии нагромождения;
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛЬДА
НА СОБСТВЕННЫЕ ДИНАМИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАТФОРМЫ
ледовом опытовом бассейне Крыловского государственного научного центра.впервыебыли получены результаты систематического изучения влияния параметров эксперимента
(физико-механических свойства льда, скорости дви-
• по мере роста величины нагромождения демпфирование возрастает, и к моменту стабилизации нагромождения искусственное возбуждение колебаний становится невозможным.
В
При возбуждении колебаний модели, обусловленном движением тележки установлено:
Рис. 10. Сопоставление жесткостных характеристик натурного и моделированного
швартовных тросов (в масштабе моделирования)
Рис. 11. Эпизоды испытаний в сплошном (слева) и мелкобитом льду (справа)
– 191 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• наличие льда и скорость буксировки не изменяют значения низшей собственной частоты
модели, которое остается равным значению,
полученному для чистой воды;
участвовавших в этом проекте, явился фундаментом
становления и развития работ по проектированию сооружений для освоения шельфа замерзающих морей
России.
• коэффициент динамичности при постоянной
скорости буксировки падает по мере роста нагромождения, и с наступлением стабилизации
последнего также достигает стабилизированного значения;
Одним из важнейших результатов исследований явились разработка и апробация методики проведения модельного эксперимента и обработки экспериментальных данных, положенная позже в основу
технологии ноу-хау определения нагрузок от воздействия льда на объекты на основе проведения модельного ‘эксперимента в ледовом опытовом бассейне.
• при увеличении скорости буксировки коэффициент динамичности растет, и с наступлением
стабилизации последнего коэффициент динамичности также достигает стабилизированного
значения;
• стабилизированное значение коэффициента
динамичности значительно меньше соответствующего значения, полученного для условий
чистой воды, и остается постоянным при изменении толщины льда и скорости буксировки в
пределах выбранного диапазона варьирования
указанных параметров.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Alexeev Y.N., Karulin E.B., KarulinaМ.М.,
Sutulo S.V. A method for predicting ice loads on
structures based on model test data. Proc. of 14th
IAHR Symposium on Ice, Potsdam, New York, USA,
1998, pp. 497-502.
2.
Karulin E.B., KarulinaМ.М..Numerical and physical
simulations of moored tanker behaviour.J. Ship
and Offshore structures. Special Issue: Russian
Arctic Engineering: Recent Advances and Future
Trends, Volume 6, Number 3, September 2011,
pp. 179-184
3.
Белов И.М., Карулин Е.Б., Шуйгин Ф.П. Исследование влияния льда на собственные динамические характеристики модели морской буровой платформы. Труды РАО’2001, С. Петербург,
Россия.
ВЫВОДЫ
В процессе реализации исследований были решены основные задачи в обеспечение проектирования МЛСП «Приразломная» Комплекс научно-исследовательских работ, выполненных ФГУП «Крыловский
государственный научный центр»,для организаций,
– 192 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
БЕРЕГОВАЯ ЗАЩИТА В РАЙОНЕ БУРОВОГО КОМПЛЕКСА «ЯСТРЕБ» НА СЕВЕРОВОСТОЧНОМ ПОБЕРЕЖЬЕ О. САХАЛИН
Лев Владимирович КИМ (ФГАОУ ВПО «Дальневосточный федеральный университет»)
EVALUTION OF DANGER FROM ICE ABRASION OF OFFSHORE PLATFORM
IN FAR EASTERN SEAS
Lev V. KIM (Far Eastern Federal University)
The coastal area in north-western part of Sakhalin island have complex dynamic web of natural and human related
processes under ocean level rise due to global warming. 80 km of 200 km Sakhalin shoreline from Piltun up to Lun
Bay are under intensive erosion (up to 30 m per year). The offshore oil exploiting infrastructure and drilling complex
«Yastreb» («Sakhalin 1» project) are located several hundred meters from shoreline. The paper presents the results of
designing of coastal protection of different types in sub-Arctic zone. Because of lack of stone reserves in this region the
tetrapods were recommended for construction.
The coastal area in north-western part of Sakhalin
island presents a complex dynamic web of natural and
human related processes. The main reason is sea level
rise due to global warming. The offshore oil exploiting
infrastructure and drilling complex «Yastreb» («Sakhalin
1» project) are located several hundred meters from
shoreline. On some places the velocity of shoreline
displacement were 30 m per year. Additionally one need
to account for season frosting of soils, strong waving up
to 8 m, silt streams along shore. The integrity of coastal
processes was provided for dynamic stability of soils
using contact mechanics approach. This problem is
complex, time dependent and non-linear due to changes
in the geometry, friction and other parameters over
interface surfaces. Because of lack of stone reserves
in this region the tetrapods were recommended for
construction.
Sakhalin island spans 948 km long from north
to south and 27 to 160 km wide from east to west. This
oil-rich area has been designated as environmentally
sensitive, and great care must be taken to preserve the
region. The growing number of human activities affects
the development of Sakhalin Island coastal zones.
Anthropohenic Sakhalin coasts include rockfilled
territories and areas with low human activity. For the
lagoon’s outer, seaward side facing the Okhotsk Sea,
a coastal dynamic forecast was made and stable and
retreating coast segments were identified, based on
multi-year data (Brovko and Мikishin, 1999). Due to active
lithodynamic processes sediment accumulation on one
side has resulted in scour on the other side, at a rate near
30 m/year.
The length of Sakhalin shoreline is 2510 km from
which 1438 km are under scouring. The coastal protection
include 102 km of sheet-piling and block seawalls, slope
concrete-stone revetments and also 25 km of berths and
bulkheads. Near 15 km2 was lost for last 50 years. Many
roads lie along shoreline 1-5 m in some sites. The cost of
1 km of road is 1 mln. USD but of coastal protection can
be 2-3 times greater.
The types of protective structures for last decade
were 2 km on seawalls, 2 km of stone revetment and 1 km
of sandbags. The 10.75 km of road protection «YuzhnoSakhalinsk - Okha - Moskalvo» included 182 steel cells
2.5 m diameter and 2.4 m height and also 250 concrete
blocks 9.8 t.
The «Sakhalin 1» oil&gas project concerns the
development of the Chayvo, Arkutun-Dagi and Odoptu
fields in the north-eastern coast of Sakhalin island. The
coastal protection with length 1 km of drilling sites Chayvo
had a cost several dozens mln. USD.
The shoreline erosion was rising the last decades
due water level change 1.5 mm/year (JSC «Sakhalin
projects», 2005). For example the shore near Odoptu oil
field is near 4-5 m per year. To minimize the environmental
site impact, efficient, precision drilling equipment was
installed including a large drill rig named «Yastreb». It has
the capacity to drill down vertically and then horizontally
out a total distance of up to 11 km.
The Chayvo drillsite will be located on the peninsula
between Chayvo Bay and the Sea of Okhotsk, east of
Chayvo Bay on the East Coast of Sakhalin Island. The
Chayvo wellsite is approximately 700*1400 m. Enclosed
within this area is the Chayvo drillsite, which is 450*650
m and is located approximately 80 m from the shoreline.
The larger site will be used to obtain fill dirt to elevate the
smaller drillsite. Pond water will also be obtained from the
larger site to be used during the construction effort.
Undertow is a seaward flow balancing the landward
mass transport caused by broken wave crests and
carrying suspended material away from coast. Longshore
current is generated by obliquely incident waves and
creates the sediment flux along the coast. Those
influence the nearshore currents, sediment transport and
morphological response. The storm waves contribute to
forming of beach cusps – rhythmic shoreline undulations
with spatial step of several meters to hundred meters.
The most dynamic shore sites are lagoon straits
and accumulative bodies. The average strait’s speed is
30 m/s. Additionally one must consider the seasonal soil
frost, big water level changes 2-4 m, currents of sediments
along shore, effects of consolidated ice including stamukh
and ridges.
There is no multiyear observation data for this site.
The monitoring from 2003 show that the washing up in
some places reach 1.8 m (JSC «Sakhalin projects», 2005).
The sand thickness is 8 m from light-gray fine sand with
small amount of gravel. The mark of low bound of erosion
layer is minus 4.5 m in Baltic height system 1977. The
design water depth before structure accounting for wave
and wind water level rise at design maximum level is 5 m.
Design storm wind velocity with provision 2% - 27 m/s
– 193 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
N-E, E and E-S directions. Design maximum water level
1% is 1.0 m. Design wave height 1% h=0.88 m, average
wave length λ=52.0 м.
The interaction between waves and coastal
structures has been a subject of deep interest to coastal
engineers. In recent years, new types of coastal structures
with low reflection coefficients have been developed to
satisfy numerous needs in producing a favorable coastal
environment which is safe and pleasant for human beings.
Coastal processes, especially sediment transport, have
been one of the major fields of coastal engineering
research.
Destructive development practices may further
increase the vulnerability of an area. Beaches, dunes and
mangroves are natural protective barriers. Mining beaches
for construction sand, lowering coastal dunes to enhance
the view and destroying mangroves render these coastal
areas more vulnerable to natural hazards. Protection
from natural hazards begins with the preservation of
coastal landforms that provide natural resistance to wave
attack, flooding and erosion, such as beaches, dunes and
mangroves.
Shoreline protection/stabilization project have
performed on the base of coastal analysis and shoreline
protection design. Shoreline protection analyses have
evaluated causes of erosion from storm surge. Waves,
currents, and sediment and contaminant transport were
analyzed and simulated for assessing project feasibility
and for planning, permitting, and design. Hydrotex Co.
and ECC Co. Ltd. have routinely applied sophisticated
numerical modeling tools and analysis techniques. These
capabilities were applied to quantify physical effects and
minimize effects on the environment. These analyses
were performed for design and construction of shoreline
erosion protection projects.
The method used for shore protection is sandbags
placed on the beach in close rows. Unfortunately,
this environmentally sound method has proved to be
ineffective on the drillsite. The small efficiency of built
structures from sandbags relates to permanent motion
of active sediment layers of underwater coastal slope and
effect of filtration waves in surface layer of soils. So the
main task is to form the state of dynamic equilibrium using
the protective structure complex with different kinds of
structures.
DIKE PROTECTION - PROJECT OF MORSTROY
INC. (ST. PETERSBURG)
One of the most popular measures to defend a
storm surge is to besiege a lowland with coastal dikes or
sea walls. The beach retaining have not protection effect
from front storm waves and tidal currents up to 2 m/s.
But the dikes are located in more deep zone leading to
greater wave and ice effects causing more capital and
massive structures.
During the dredging in 2012 the parameters of
input canal and harbor of temporary berth was 400,000 m3
of sand. This is reason of deficiency of sediment income
on southern shore site at nearest 3-5 years.
TETRAPOD RETAINING SLOPE PROTECTION PROJECT OF HYDROTEX CO. LTD.
The slope is taken 1:2 for sand internal friction
angle 26-300. The tetrapod mass 5 t and geotextile
sandbags 3*1.4*0.9 m and volume 3 m3 were proposed.
The mark of top 8.87 m.was determined according to
Building code of Russia 2.06.04-82*.
The calculations of element mass for slope
protection were made. The layers of concrete protective
elements was adopted with thickness 3.2 m.
The underlayer is a geotextile «Hate B500» and
Reno wire boxes filled with stone with thickness 0.3 m for
uniform load transfer and soil particle washing out. The
natural stone for protection have compressive strength
100 kgf/cm2, density in dry state 1.8 t/m3. The tetrapods have
increased cohesion between blocks, simple technology of
assembly and decommission. The disadvantages are high
cost and necessity of special formworks.
ARTIFICIAL BEACH - PROJECT OF HYDROTEX
CO. LTD.
The artificial free sand beach is natural manner of
protection when the underwater slope is formed providing
for the full reduction of wave energy. The wave effect for
our site lays up to 4 m depth and distance 220-350 m from
shoreline. The following parameters were defined during
design: berm width 100 m, annual reduction of above
part of beach, volume of sand to form cross-section
of dynamic equilibrium of underwater slope, durations
between operation feed and ecological influence on water
area. The reserve was taken 1000 m3 on 1 m of shoreline.
But this variant need the multiyear observations of coastal
morphology. Another problem for this far site from
industrial areas are large volume of sand and necessity of
special equipment for construction, big operation costs.
Sea level rise due to global warming is expected
to accelerate, which will cause serious impact on coastal
regions in sub-Arctic zone including north-eastern
shore of Sakhalin island. We classify the factors which
are considered to be related to coastal problems under
four main categories: 1) geomorphological aspects;
2) meteorological and oceanographical aspects; 3)
sediments; 4) artificial interferences.
The natural forces acting upon the coasts are
represented by the meteorological factors such as the
violent winds generated by typhoons and cyclones, and by
the oceanographical factors such as waves and currents.
The coastal sediment phenomenon is very
complex; that is, the interaction among waves, nearshore
currents, and bottom topography should be taken into
account in the analysis of coastal sediment transport.
The mathematical and physical modeling by
Hydrotex and consultants from FEFU show the advantages
of second variant with tetrapod protection.
REFERENCES
Brovko, P.F. & Мikishin, Yu.A. (1999).
«Development of the Northern-East Sakhalin coasts»,
Vladivostok, FEFU Publ., pp 193–203.
DHI (2003). «Coastal protection. Chayvo drillsite:
The variants of complex protection of shores and marine
wave protective structures», Tech. rept. DHI, ExxonMobil.
– 194 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
МУРМАНСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ В КАЧЕСТВЕ
ОБЪЕКТА ОСВОЕНИЯ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИКИ Г.МУРМАНСКА
Леонид Григорьевич КУЛЬПИН (ИПНГ РАН; ООО «НИПИморнефть», г.Москва), Александр Дмитриевич ЗИМИН
(ФГУП «Крыловский научно-исследовательский центр», г.Санкт – Петербург), Григорий Иванович СТРАТИЙ
(Ассоциация «Мурманшельф», г.Мурманск), Дмитрий Леонидович КУЛЬПИН (ООО «НИПИморнефть»,
г.Москва), Виктор Витальевич ШЕВЧУК (ОАО «Артикморнефтегазразведка», г.Мурманск)
MURMANSK GAS FIELD IN THE BARENTS SEA AS OBJECT OF
DEVELOPMENT FOR ENERGY MURMANSK
Leonid G. KULPIN (Russian Academy of Sciences Oil and Gas Research Iinstitute,
OOO «NIPImorneft», Moscow), Alexander D. Zimin (FSUE «Krylov Research
Centre», St. - Petersburg, Russia), Gregory I. Stratiy (Association «Murmanshelf»,
Murmansk), Dmitry L. Kulpin (OOO «NIPImorneft», Moscow), Victor V. Shevchuk (JSC
«Artikmorneftegazrazvedka» Murmansk)
The problems of energy supply of the Murmansk region on the basis of the development of the Murmansk gas field in
the Barents Sea. Is a geological structure and results of a study prospecting - exploration wells. It is assumed in the
extraction of gas use underwater technology by type O’rmen Lange field in Norway. The basic technological principles
of the production, treatment and transportation of gas to consumers.
Мурманское газовое месторождение открыто
в южной части акватории Баренцева моря в 1983 г.
Расположено в 220 км к северо-востоку от Кольского
полуострова, от г.Мурманска в 350 км (рис.1). Глубина
моря 70 – 123 м, средняя продолжительность возможного прохождения ледовых полей – 2 месяца.
Рис. 2. Структурная карта по кровле I (верхнего)
продуктивного горизонта
Рис. 1. Мурманское газовое месторождение в
Баренцевом море
В тектоническом отношении месторождение
расположено в юго – западной бортовой части Южно
– Баренцевской синеклизы [1].
На месторождении пробурено 9 скважин, максимальная глубина по скважине 24 составила 4373 м.
Промышленная газоносность связана с отложениями
среднего и нижнего триаса. Выделено 4 продуктивных
горизонта [1]. Средняя глубина залегания продуктивных пластов 2500 – 2750 м. Пласты характеризуются
невыдержанностью толщин вплоть до выклинивания.
Структурная карта представлена на рис.2, профиль
на рис.3. Геологическое строение представляется как
сложное.
Рис. 3. Геологический профиль по линии скважин
24-22-26
Продуктивные горизонты испытывались в
шести скважинах. При испытании в 14 объектах
опробования получены промышленные притоки
газа. Максимальный дебит 740 тыс.м3/сут. на штуцере 22 мм, минимальный – 30 м3/сут. Газ сухой,
метановый, низкоазотный, бессернистый, низко-
– 195 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Таблица 1 – Основные параметры природных условий Мурманского месторождения
Ледовые условия
Скорость ветра
Минимальная температура воздуха
Колебания уровня моря
углекислый,
стью.
Возможно прохождение ледовых полей в течении 2-х месяцев 1
раз в 5 лет
Толщина ровного льда до 0,8 м, толщина консолидированного
слоя торосов до 1,5 м
30-40 м/с, в порывах до 45 м/с
- 30°С
от - 0,8 до + 1,4
с высокой теплотворной способно-
Коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 1,3 до 1,6.
Испытания и оценки продуктивности проводились при участии авторов [2].
Запасы газа по залежам оценены в 120 млрд.
кубометров, что позволяет отнести месторождение к
крупным.
Донные отложения представлены в основном
мелкозернистым песком и супесью до 3 – 3,5 м. Ниже
глинистые пески с суглинками.
Ледовые и другие условия представлены в табл.1.
Сложное геологическое строение подтверждено при интерпретации данных промысловых исследований скважин [2] (рис.4). Работа проводилась с использованием бурового судна «Виктор Муравленко»
при участии авторов. В скважинах 24 и 28 получены
характерные особенности КВД для экранированных
залежей (выпуклы к оси давлений в координатах Хорнера) [2]. Скважина 28 предположительно находится
в зоне, экранированной сбросом и границей раздела
газ – вода. Требуются дополнительные исследования
с целью выбора наиболее благоприятных участков
для разработки залежей. Положительным фактором
является наличие в залежах аномально высокого пла-
стового давления (АВПД).
На протяжении последних 10 лет не раз возникали предложения по освоению месторождения
с целью газификации ближайших объектов инфраструктуры на суше. Сложность заключается в ледовой
обстановке, глубинах моря, расстояния до берега, и,
соответственно, в сложностях установки добычных
платформ. С появлением разработок бесплатформенных технологий идея освоения Мурманского месторождения возникла вновь.
Вопросы обсуждались в ноябре 2012 г. в
г.Мурманске на V Международной конференции «Освоение Арктического шельфа: шаг за шагом» в ассоциации «Мурманшельф» и получили развитие в виде
рекомендации продолжить разработку предварительных технологических оценок.
Примерная годовая потребность первоочередных объектов потребления энергии в городах Мурманск и Североморск около 500 млн.м3 при среднесуточной добыче примерно 1,4 млн.м3. Оценочно такую
производительность промысла могут достаточно длительно обеспечить 5 скважин, включая 2 резервные.
Примером практического использования подводных технологий добычи и транспорта газа является общеизвестное месторождение O’rmen Lange
в Норвегии (рис.5). Запасы газа 375 млрд.м3. Газ из
Рис. 4. Мурманское морское месторождение. Определение фильтрационных и геометрических
параметров газоносного пласта по данным пьезометрии разведочных скважин 24, 28 с
использованием ПС «Интерпретатор – М»
– 196 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
месторождения подается по мультифазному 120 км
газопроводу на берег, где производится подготовка
газа, компримирование и транспортировка в Великобританию на расстояние 1200 км с промежуточной
компрессорной станцией на платформе «Sleipner». С
падением давления в залежи планируется оборудовать на подводном комплексе компрессор.
прошедшие испытания, станут доступны для применения. Такое решение схематично отражено на рис.6
[4]. К технологическим особенностям можно отнести
охлаждение газа морской водой и модульность конструктивного исполнения, что особенно важно при
доставке на месторождение и подводном монтаже.
Выбор технологической схемы подготовки и
транспорта газа должен быть произведен на стадии
проектирования. При этом уже сегодня существуют
технические возможности, которых не было еще несколько лет назад, что дает основание для рассмотрения Мурманского месторождения как потенциального
объекта освоения.
Следует отметить, что в настоящее время
энергетика г.Мурманска во многом зависит от поставок угля, мазута, сжиженного газа и др. из многих регионов России.
Предварительно разрабатываемый авторами
«Мурманский проект» по запасам месторождения,
глубинам моря, количеству скважин, уровням добычи,
длине трубопроводов существенно уступает проекту
O’rmen Lange, в том числе, что немаловажно, и по размерам инвестиций. Авторы считают, что в современных условиях проект реализуем.
Рис. 5. Проект O’rmen Lange (Норвегия)
Для бурения эксплуатационных скважин и прокладки трубопроводов от Мурманского месторождения можно использовать российские арктические
морские буровые установки: судно «Валентин Шашин», полупогружные платформы «Полярная Звезда»,
«Северное Сияние», «Мурманская», а так же трубоукладочное судно «Defender».
Рекомендуется подводное заканчивание скважин с подачей газа на манифольд с мультифазной
транспортировкой подводными газопроводами до
района пос.Териберка. Возможно, потребуется промежуточное компримирование мультифазного потока
подводным компрессором. Подобная технология разрабатывается рядом компаний [3], [4].
На сегодня не представляется возможным дать
более точные оценки проекта освоения Мурманского
месторождения для нужд энергетики, однако, можно
ожидать, что проект себя оправдает.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Е.В.Захаров и др. Геологическое строение и
перспективы нефтегазоности шельфа морей
России. М. Недра 2011.с.180.
2.
Л.Г.Кульпин. Пьезометрия скважин на арктическом шельфе. Oil and Gas Journal, Russia, № 5,
may 2013.
3.
Nishant Gupta. Overview of Ormen Lange Project.
NTNU, November 22, 2010. Shell Exploration &
Production
4.
А.Н.Чернов, М.С.Кирик. Разработки ОАО
«Гипроспецгаз» для освоения российского
шельфа. Газовая промышленность, № 5, 2013
В ближайшее время промышленные образцы,
Рис. 6. Принципиальная схема подводной установки подготовки газа к транспорту
– 197 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОБСКОЙ
И ТАЗОВСКОЙ ГУБ
Андреев О.П., Миронов В.В., Куропаткин С.Ю. (ООО «Газпром добыча Ямбург»), Ибрагимов И.Э., Колпаков Д.А.
(ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»)
ООО «Газпром добыча Ямбург» на суше разрабатывает два нефтегазоконденсатных месторождения –
Ямбургское и Заполярное, а в ближайшей перспективе планируется приступить к освоению акваториальных
месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское. ООО «Газпром добыча Ямбург» определенно генподрядчиком, а ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром» - генпроектировщиком по проекту Обустройства месторождения Каменномысское-море. В настоящее время ведутся работы по подготовке договорной документации. Реализация проекта планируется в 2014 году.
При предпроектной проработке вариантов освоения месторождений Каменномысское-море и СевероКаменномысское выявились факторы, необходимость учёта которых сформировала основные концептуальные
подходы к освоению. Самый весомый осложняющий фактор – наличие мощных ледовых полей в акватории
Обской губы. Учитывая накопленный мировой опыт разработки месторождений в условиях Арктики, можно
сделать вывод, что основным фактором, определяющим тип и характеристики сооружений, будет конструкция
фундаментной части. Определено, что в связи с недостаточной несущей способностью мягких глинистых грунтов, слагающих верхний слой дна Обской губы, более предпочтительным вариантом являются платформы на
свайном основании, которые не требуют значительных земляных работ. Вариант обустройства, предполагающий совместное освоение месторождений Северо-Каменномысского и Каменномысское-море со строительством единого центра подготовки на м. Парусный и подачей газа на ГКС п. Ямбурга, имеет наилучшие показатели экономической эффективности.
Началу инвестиционной стадии освоения месторождений Обской губы предшествовал огромный объем
работ предпроектного цикла. Были рассмотрены десятки вариантов разработки и обустройства месторождений, развития инфраструктуры и размещения производственных мощностей. В процессе поиска оптимальной
техники и технологий были привлечены российские и зарубежные компании. В проекте было задействовано
несколько проектных бюро судостроения, проанализирован опыт аналогичных международных проектов.
– 198 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ
ММП НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Андрей Станиславович ЛОКТЕВ (ОАО «АМИГЭ»)
ENGINEERING-GEOLOGICAL INVESTIGATION OF ARCTIC SHELF
PERMAFROST AREAS
Andrei S. LOKTEV (JSC AMIGE)
Hydrocarbon resources of Russian Arctic shelf have being explored in shallow areas mostly. Soil investigations here
have some specific and differ from deep water surveys. Pechora, Kara and west Arctic shelf is a zone of potential subbottom permafrost. Offshore permafrost is not enough investigated and mapped and it can be serious geohazard. It
should be studied at the areas of offshore constructions by various methods. Standard set of methods and technologies
includes «direct» (boring, sampling, in-situ testing, laboratory) and «indirect» (geophysical) ways. But only so-called
«direct» investigations allow getting reliable and trustworthy results, quantitative data, when geophysical methods can
provide qualitative information.
Инженерные изыскания на шельфе специфичны и отличаются различными осложняющими факторами и процессами. К таковым относятся, в частности, и многолетнемерзлые грунты, породы (ММП).
ММП достаточно широко распространены в Арктических морях (от Печорского до Берингова моря вдоль
северного побережья России, шельф Аляски, Канады). Подводная или «субаквальная» мерзлота стала
объектом серьезного изучения в связи с освоением
природных ресурсов северных морей и, в первую
очередь, углеводородных месторождений. С точки
зрения проектирования и строительства ММП являются осложняющим фактором и могут оказывать существенное влияние на возводимые сооружения на
шельфе.
Мерзлые породы на шельфе могут быть результатом захоронения ранее образованных в субаэральных условиях ММП или новообразованием.
Современное образование мерзлоты под водой возможно при соответствующих условиях (температура,
концентрация, давление) и имеются редкие факты
ее обнаружения, однако ее влияние не столь важно
и значительно. Более важной является «реликтовая»
мерзлота шельфа, т.е. захороненная в результате
трансгрессии моря [3, 7, 10]. Ее сохранение и существование возможно на акваториях с отрицательными среднегодовыми придонными температурами. В
частности, достоверно подтверждено наличие подводных ММП на шельфа РФ –в Печорском, Карском и
восточно- арктических морях, море Бофорта и других
северных акваториях [2, 3, 7, 11]. На рисунке 1 приведена карта распространения субаквальных ММП в
западном секторе Российской Арктики (рис.1).
Очевидно, что явление и процессы, связанные
с ММП Арктического шельфа недостаточно хорошо
изучены и требуют более пристального внимания при
его освоении. Следует отметить, что в изучении субаквальной мерзлоты существует ряд мифов, спорных и спекулятивных вопросов и тем. В частности,
некоторые исследователи довольно легко оперируют
результатами различных геофизических методов и,
соответственно, так же легко делают различные выводы, дают прогнозы и строят различные карты. Некоторые термины имеют широкое хождение, не имеют четкого определения и потому могут привести к
серьезным противоречиям и пониманию различных
сложных вопросов. Например, широко спекулятивно используется тема газогидратов. В связи с этим
представляется необходимым высказаться на некоторые из указанных тем. Не считая собственное мнение
конечным и обязательно единственно правильным,
автор полагает, что просто следует помнить о неоднозначности такого рода вопросов.
Несколько слов о достоверности геофизических методов при обнаружении ММП на шельфе.
Многолетний опыт работ ОАО АМИГЭ показывает, что
геофизические методы (различные виды НСП, электроразведка и пр.) не могут рассматриваться как надежные и достоверные доказательства наличия (или
отсутствия) ММП. Такой вывод основан на многочисленных сравнениях результатов бурения, СРТ и геофизики. Следует помнить, что интерпретация геофизических данных, это своего рода решение «обратной
задачи» с возможностью не одного, но многих решений и результатов.
1 - не мерзлый грунт; 2- зона теоретической
стабильности газогидратов; 3- ММП; 4- талая зона;
5- талик в Обской губе; 6- зона потери корреляции
(отсутствия отражающих границ); 7- зона отсутствия
сейсмоакустических данных; 8 - изотерма 0°C; 9 - газ
и диапир; 10- скважина, вскрывшая мерзлый разрез
Рисунок 1. Карта распространения ММП
западно-арктического шельфа РФ (по данным
АМИГЭ)
Многие специфические формы и объекты,
трактуемые как очевидные признаки ММП, после бурения оказывались обычным «не мерзлым» разрезом.
– 199 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Т.е. достоверные данные о мерзлом разрезе можно
получить только прямым наблюдением (очевидные
индикаторы - ледяные шлиры, лед цемент, температура и пр.). Даже измеренные геофизическими методами высокие скорости могут быть результатом не
только мерзлого состояния, но и следствием литологии (плотные или сцементированные грунты). Более
определенный ответ можно получить на хорошо изученных территориях (и где есть сопоставление с данными бурения).
Следует также отметить, что распространение субаквальных ММП не следует считать весьма
широким и однородным, во всяком случае, на западно-арктическом шельфе. Если раньше такой прогноз был обусловлен отсутствием более детальных
данных (например, Карта мощности криолитозоны
СССР, ред. К.А. Кондратьева, 1988г.), то сейчас следует давать более реалистичный прогноз и оценки. В
частности, приходилось неоднократно встречать материалы и карты, на которых все устье Обской губы
Карского моря относится к зоне развития ММП. Хотя
многочисленные «прямые» данные указывают на обратное. Это обусловлено использованием именно
только результатов НСП, которые, как указано выше,
нельзя рассматривать как достоверные при решении
этой проблемы. Следует также отметить, что исследователи из США и Канады, занимающиеся данной
тематикой, в последнее время стали существенно
сокращать зону возможного распространения субаквальной мерзлоты на шельфе североамериканского
континента [7, 12]. И делают это именно на основании
результатов бурения.
Весьма популярна и спекулируема тема газогидратов и газа вообще, в связи с ММП. Газогидраты
рассматриваются как возможный источник углеводородов и как альтернатива обычным углеводородным
залежам. А, как известно, стабильность газогидратов
есть функция давления, концентрации и температуры. Т.е. отрицательные температуры являются одним
из важных условий их существования. Отсюда и связь
с ММП. Совсем не являясь специалистом в области
газогидратов, автор понимает, что тема сложная и
малоизученная. Специалисты же в данной области,
скорее склонны говорить о не столь хороших перспективах в изучении и продвижении вопроса [3].
Вообще данную субстанцию мало кто видел,
«держал в руках», более того специалисты норвежской «Статойл», занимавшиеся специально несколько лет изучением этого явления на одном из месторождений, назвали газогидраты «духом, про который
многие слышали, но никто не видел…». Речь идет о
природных образованиях, фактических свидетельствах о которых не так много, а не об искусственных
газогидратах. В связи с этим, вероятно, не стоит подразумевать наличие природных газогидратов во всех
областях, где обнаружены ММП.
Что касается газа вообще, то он скорее достаточно обычное явление в районах ММП. Здесь следует разделять природу происхождения газа, так как от
этого зависит и степень его воздействия и безопасность в конечном итоге. Предположительно большая
часть субаквальной мерзлоты на Арктическом шельфе образовалась в результате трансгрессии моря в
последний межледниковый период (т.е. субаэральные мерзлые породы побережья покрылись морской
водой и «захоронились»). Впоследствии мерзлый реликт стал разрушаться, деградировать в результате
воздействия теплового поля Земли (нижняя граница)
и отепляющего воздействия моря (при соответствующих придонных температурах). Так как мерзлые толщи были обогащены органикой, то при оттаивании в
них может выделяться биогенный газ. Результатом
этого процесса является широкое распространение
«загазованности» донных отложений в Печорском и
Карском морях [3, 4, 6]. Такой газ существенно снижает информативность НСП, чувствительному к его
концентрации, но не представляет опасности при
производстве работ, обустройстве месторождений
или и для экологии. Кроме этого подобный газ может
скапливаться под различными «экранами» или непроницаемыми горизонтами (например, глинистыми или
мерзлыми). Подобные скопления также скорее неопасны, так как объем их ограничен, а создаваемые
давления не высоки. Хотя к такого рода явлениям стоит относиться с повышенным вниманием.
С другой стороны газ может иметь и «ювенильный» генезис и проникать из глубокозалегающих
углеводородных залежей. А это подразумевает высокое давление, значительный объем, т.е. факторы существенно опасные как для человека, так и для природной среды. В связи с такого рода явлением иногда
используется термин АВПД – аномально высокое
пластовое давление, подразумевающий «давление в
пластовой залежи нефти или газа» [1]. Вероятно, следует отделять его от избыточного давления, которое
возможно при формировании упомянутых выше скоплений биогенного газа под подошвой ММП (кроме
генетической причины, отличие в том, что нет собственно четких верхней и нижней границы, т.е. нельзя
собственно о пласте говорить; также по данным северо-американских исследователей, измеренные давления в подмерзлотных скоплениях биогенного газа
не превысили 50% от условного гидростатического
– т.е. реально не аномально высоким оказалось [7]).
Основная задача инженерно-геологических
изысканий – изучение грунтового разреза и условий
в районе расположения гидротехнического сооружения. Поэтому глубина исследования разреза при
таких работах обычно ограничена 50-80м и обусловлена размерами зоны взаимодействия фундамента
сооружения и естественного грунтового основания
(СП 11-114-2004). Решение задачи по изучению разреза возможно стандартными методами: инженерногеологическое бурением, зондированием в скважине,
пробоотбором, различными методами сейсмоакустического профилирования, локацией бокового обзора,
эхолотированием, магнитометрией. Специфические
условия в районах развития ММП накладывают ряд
ограничений на применимость, достоверность и надежность некоторых обычных методов. Как уже отмечалось выше, традиционно в районах распространения субаквальной мерзлоты (Печорское, Карское
море) сейсмоакустика не дает хороших результатов
из-за низкой «акустической прозрачности», присутствия газа (продукт разложения органики) даже в
очень небольших концентрациях (первые проценты).
Поэтому для получения достоверных данных необходимы специальные опытно-методические работы
(подбор наиболее эффективных параметров), возможно также использование многоканального про-
– 200 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
филирования. Хотя, как показывает практика, результативность НСП в таких разрезах остается все равно
невысокой (рисунок 2).
Рисунок 2 Фрагмент сопоставления НСП и
скважины. Печорское море
В частности, использовались т.н. «высокочастотный» и «низкочастотный» варианты (более 0.8КГц
обычно и менее 0.4КГц, соответственно) с электроискровым излучателем (Спаркер); Х-Стар, чирпсигнала (0.5-12 КГц, обычно 2-5КГц). Более того, можно отметить, что получаемая «картинка» связана не
столько собственно с строением разреза, стратиграфией или литологическими границами. Превалирующим фактором является газ в отложениях. Там, где
он «экранируется» непроницаемым слоем, горизонтом – «картинка» получается информативной только
выше последнего. С другой стороны, если биогенный
газ может проникать дальше по разрезу (более песчаный, проницаемый разрез), то получить информацию
о характере, последовательности, мощности слоев
проблематично, даже если он представлен хорошо
выраженными литологическими разностями.
Могут также наблюдаться условия, при которых
в разрезе присутствует газ (как результат посткриогенных преобразований осадка), но он мало влияет на
качество результатов НСП. В частности, такое наблюдалось в Печорском море, восточнее пролива Карские Ворота. Очевидно, это было обусловлено тем,
что мигрирующий газ не равномерно распределился
по толще, но сконцентрировался в определенных местах, существенно не повлияв на информативность
значительной части разреза. Т.е. при интерпретации
результатов НСП остается неопределенность в достоверности предлагаемой модели геолого-геофизического разреза, это особенно актуально в малоизученных районах или при отсутствии иных, более
надежных данных (бурение, СРТ и пр.).
В последние годы определенной альтернативой НСП в таких условиях стала электроразведка [8].
В отличие от акустического сигнала определяемое
при этом электрическое сопротивление не зависит от
газонасыщенности отложений, но от минерального и
гранулометрического состава, характера структурных
связей. Так как лед обладает высоким электрическим
сопротивлением, то мерзлый грунт может быть идентифицирован в разрезе по его величине. Однако и
здесь остается слишком много неопределенностей.
В частности, при каких значениях удельного электрического сопротивления грунта можно определять его
как мерзлый. Как это зависит от состава и плотности
сложения грунтовой толщи, степени литификации отложений. Одной из основных сложностей при картировании ММП является выделение кровли и особенно
подошвы слоя. Эта проблема не всегда легко решаемая и «прямыми» методами, при электроразведке
тем более сложна, так как эти границы не столько литологические (или геологические) сколько условные,
отражающие комплекс различных факторов (теплопроводность, пористость, состав, степень сложения,
температурный режим и пр.).
Поэтому основными видами работ для определения, картирования и определения характеристик
грунтов в районах развития ММП являются геотехнические методы. К таковым относятся приемы и способы «прямого» изучения: инженерно-геологическое
бурение, пробоотбор, исследования «в массиве»
(in-situ). Очевидно, что тут тоже существует ряд объективных ограничений, но только при их выполнении
можно достоверно определять и характеризовать
грунтовый разрез (состав и строение, физико-механические свойства, температурное состояние и пр.),
в том числе и идентифицировать многолетнемерзлые
грунты.
Здесь следует напомнить, что в сфере инженерных изысканий термины имеют вполне определенную трактовку. В частности, к многолетнемерзлым
породам относятся отложения, находящиеся при температуре ниже 00С (температуры замерзания) и имеющие в своем составе лед (ГОСТ-25100). Т.е. здесь
присутствуют измеряемые физические значения,
которые нельзя определить геофизическими методами, что даже по формальному признаку не позволяет использовать таковые. Можно также отметить,
что существует различие (формальное) и между понятием ММП в российской практике и западной. В
частности, в стандартах США и Канады (ASTM D4083,
MIL-STD-619) присутствует лишь один формальный
критерий –температура (ниже 00С), т.е. «permafrost»
не обязательно должен содержать лед.
Бурение в мерзлых грунтах является наиболее
информативным способом изучения, так как позволяет изучать не только состав и строение мерзлых грунтов, но и измерять температуру. При этом методика
бурения может существенно влиять на достоверность
и результативность работ и имеет свою специфику.
Обычные отечественные технологии бурения
на шельфе (аналоги сухопутных технологий) не всегда
применимы для работ в ММП, так как могут нарушить
температурный баланс мерзлой толщи и попросту
привести к разогреву получаемого керна. Современное состояние ММП западно-арктического шельфа
следует рассматривать как квазистационарное, фактическая температура которого близка к точке замерзания, поэтому даже незначительное воздействие
может легко изменить естественный температурный
режим. При работе в мерзлых грунтах следует использовать задавливаемый толстостенный грунто-
– 201 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
нос, позволяющий получать минимально нарушенный
керн. Однако это не всегда удается, поэтому может
быть использовано и колонковое бурение коротким
рейсами (0.5-1м), всухую, при минимальной скорости
вращения снаряда (30-50об/мин). Возможно также
применение ударно-вибрационных технологий, при
которых грунт не растепляется, хотя при динамических нагрузках высока вероятность механического нарушения керна, т.к. способность льда к пластическим
деформациям ограничена. При таком способе отбора
также возникают проблемы с извлечением мерзлого керна из керноприемника, а это может привести в
итоге к частичному оттаиванию, разрушению образца. Т.е. методика как самого бурения и опробования,
так и собственно извлечения керна ММП очень важна
для достоверности результата.
Очевидно, что излеченный керн ММП следует
сохранять при определенной температуре (стабильный, близкий к точке замерзания, так как перемораживание или многократное оттаивание-промерзание
меняют свойства грунта). Лучше сохранять мерзлые
пробы при температуре -1.8- -30С. Исследование
прочностных и деформационных свойств следует
проводить при той же температуре (обычно это делается в специализированных холодильных камерах).
Температуру грунта можно измерять и при помощи различных электронных или ртутных термометров в керне (если он не «растеплен» при бурении).
Хотя это обычно сложно сделать, так как термозонд
сложно внедрить в мерзлый грунт. Полученные таким
образом температуры скорее годятся для характеристики изменчивости температуры по разрезу, чем
собственно для оценки ее природной величины. При
аккуратных и однородных по методике измерениях,
при протяженном разрезе, можно достоверно определить границы слоя сезонных колебаний температур, изменчивость и термоградиент (рисунок 3).
восстанавливается и можно достоверно аппроксимировать естественную температуру в массиве, используя, например, экспоненциальную или логарифмическую зависимости. Следует также отметить, что так
как мерзлые толщи в разрезе Западно-Арктического
шельфа находятся в квазистационарном состоянии
и при температуре близкой к точке таяния, то очень
важна точность измерений. Инструментальная погрешность температурных зондов должна быть не менее 0.05градуса, предпочтительнее зонды меньшего
диаметра с длинной базой (S≤10см2, L=42см). Термодатчик в короткобазисных зондах может подвергаться
тепловому воздействию электрической цепи и влиять
на конечную точность измеряемого параметра, что
крайне нежелательно именно в мерзлых деградирующих толщах (можно получить измеренную температуру выше точки замерзания).
Измерение температуры очень важно для характеристики мерзлых грунтов, в том числе для определения кровли и подошвы ММП. Однако следует
признать, что это измерения точечные, «мгновенные»,
выполняемые обычно в теплый, полевой период. Автору неизвестны данные и опыт режимных измерений температуры на шельфе Арктики РФ, хотя такая
информация была бы очень полезна для изучения
мерзлого разреза. Очевидно, технически это намного сложнее, чем выполнение подобных измерений на
суше. Хотя современные технологии, упрощают и удешевляют организацию подобных работ. В частности,
представляется вполне осуществимым оборудование
подводной скважины с автономной термокосой, способной регистрировать данные с некой заданной дискретностью по разрезу скважины. Далее полученную
информацию необходимо сохранить (вероятно, это
проще чем транслировать данные) с тем, чтобы в следующий полевой сезон данные можно было считать.
Таким образом, можно замкнуть годичный цикл измерений.
Осознавая, что «прямые» методы изучения
ММП на шельфе являются единственно достоверными, следует отметить, что выполнение таких работ
связано с различными техническим сложностями и
безопасностью. В частности, геотехнические работы
могут сопровождаться «прихватом» колонны, проникновением скопившегося газа по скважине. Это может
привести к излому и потере колонны или ее части, к
проникновению газа в помещения и на палубу, что
влияет на жизнь и здоровье людей (может содержать
горючий метан и другие летучие углеводороды, токсичный сероводород). А также может привести к образованию газового фонтана и/или обогащению морской воды газом с уменьшением ее плотности и даже
привести к катастрофическому снижению плавучести
судна. Поэтому подобные работы должны быть организованы с соответствующими мерами предосторожности.
Рисунок 3. Температурные кривые по данным
ТСРТ (º,Λ - Печерское море, • - Карское море)
Для определения истинной температуры необходимо выполнять температурное зондирование
(ТСРТ). Опыт работ на Арктическом шельфе показывает, что для надежных измерений достаточно выполнять замер параметра в режиме «выстойки» не менее
20 минут (лучше 30-40м). При таком периоде температурный баланс, нарушенный внедрением зонда,
В частности, необходимо опережающее выполнение «дистанционных» геофизических методов (обнаружение косвенных признаков ММП), выполнение
«пилотного» бурения (без отбора керна, с применением специального инструмента, который позволяет
оставить колонну в скважине и быстро уйти судну с
точки); геотехнические работы с судов, оборудованных системой ДП (безопаснее для аварийного схода);
предусматривать возможность применения утяже-
– 202 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ленных растворов или цементацию скважины (при
возможности, если избыточное давление невелико),
ведение непрерывного мониторинга параметрами
бурения и пр.
Ликвидация скважины в таких условиях представляется маловероятной и технически трудноосуществимой. Под безопасностью здесь в первую очередь имеется ввиду безопасность персонала судна,
платформы. Ликвидация геотехнических (инженерно-геологических) скважин на шельфе вообще не
осуществляется (например, новый международный
стандарт ИСО 19901-8), так как ствол в морских водонасыщенных грунтах быстро «затекает» после извлечения обсадной или бурильной колонны. Т.е. невозможно «заткнуть» закрытую полость. Это возможно
сделать лишь в переуплотненных твердых-полутвердых глинах, суглинках или скальных породах, стенки
скважин в которых не обрушаются и не заплывают.
Однако бурение в таких разрезах скорее экзотика,
так как инженерно-геологическое бурение ведется до
вскрытия именно таких грунтов, и последние будут
являться пригодным основанием для различных типов
фундаментов морских сооружений. При правильной и
последовательной организации изысканий, основной
целью которых является безопасное и эффективное
проектирование конструкций и технических решений
собственно сколь-нибудь долгосрочных сооружений
на шельфе, можно избежать рисков, связанных с особенностями строительства в районах ММП.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Геологический словарь. Геологический словарь. Недра. М., 1978.
2.
Григорьев М.Н. Бурение мерзлоты в море Лаптевых. Материалы рабочего совещания «Подводная мерзлота, газовые сипы и газовые
гидраты в Арктике: пригодные данные и перспективные проекты. 14-15 января 2013, Хельсинки
3.
Длугач А. Г., Антоненко С.Г и Потапкин Ю.В.
Изучение основных закономерностей пространственного распространения и строения
криолитозоны Баренцево - Карского шельфа
в связи с поиском и освоением нефтегазовых
месторождений (объект 159). Мурманск 1996.
Фонды АМИГЭ, РГФ.
4.
Локтев А.С. Геотехнические исследования
мерзлоты на шельфе. Материалы рабочего совещания «Подводная мерзлота, газовые сипы и
газовые гидраты в Арктике: пригодные данные
и перспективные проекты. 14-15 января 2013,
Хельсинки.
5.
Матвеева Т.В., Крылов А.А. и Логвина Е.А. Криогенные газогидраты в субмаринной мерзлоте:
проблемы обнаружения и изучения. Материалы рабочего совещания PERGAMON по подводной криолитозоне. С. Петербург, Россия, 1718 января, 2011.
6.
Рокос С.И. и др. Многолетнемерзлые породы
шельфа Печорского и Карского морей. Журнал
«Инженерные изыскания» №10, 2009.
7.
Brothers L.L., Hart P.E. and Ruppel C.D. Minimum
distribution of subsea ice- bearing permafrost on
the US Beaufort Sea continental shelf. Geophysical
research letters, Vol.39, L15501, 2012.
8.
Davidenko Y., Ivanov S., Kudryavceva E., Logeydo
P., Veeken P. (2008). Geo-electric surveying, a
useful tool for hydrocarbon exploration. The 70th
EAGE Conf. Proceedings, Rome, June 9-12. P.53.
9.
19901-8 Petroleum and natural gas industries
– Specific requirements for offshore structures –
Part 8: «Marine Soil Investigation». №627 ISO-DIS
TC 67/SC 7/WG, 2013 - p.139.
10.
Loktev A., Bondarev V., Kulikov S., Rokos S. Russian
Arctic Offshore Permafrost, Proc. 7th International
Conference on offshore site investigation and
geotechnics (OSIG), London, UK, Sept.12-14,
2012.
11.
Overduin Р., Kneier F. Permafrost transition from
onshore to offshore in the Laptev Sea. Proc. of
Workshop: Subsea permafrost, gas seeps and
gas hydrates in the Arctic: available data and
prospective projects. Jan 14-15, Helsinki.
12.
Shearer J.M., Macnab R.F., Pelletier B.R., Smith
T.B (1971). Submarine pingoes in the Beaufort
sea. Science No. 174 (N 4011): 816-818.
– 203 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ ПРОЕКТ ЛЕДОСТОЙКОГО БЛОК-КОНДУКТОРА
ДЛЯ МЕЛКОВОДНЫХ АКВАТОРИЙ ШЕЛЬФА РОССИИ
Евгений Михайлович АППОЛОНОВ,Сергей Владимирович ВЕРБИЦКИЙ, Павел Андреевич ЛОПАШЕВ
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр»)
CONCEPTUAL PROJECT OF WELLHEAD PLATFORM FOR SHALLOW WATER
AREAS OF RUSSIAN SHELF
Evgeny M. Appolonov, Sergey V. Verbitskiy, Pavel A. Lopashev (Krylov state research
centre)
The report contains the results of project development of the iceresistant wellhead platform for perspective region of
fields development - gulf of Ob and Taz bay. Natural specific characteristics of region are taken into account and needs
in technological equipment are estimated. Main requirements to wellhead platform are analyzed.The concept of yearround and safe operation of structure.
ВВЕДЕНИЕ
Обустройство и освоение месторождений углеводородов на морских мелководных замерзающих
акваториях сопряжено с рядом серьёзных проблем,
связанных с необходимостью защиты устьев подводных скважин от ледовых воздействий. Проверенное на
практике решение данной проблемы - ледостойкие стационарные платформы различных типов с расположенной на верхнем строении устьевой трубной обвязкой
и устьевой арматурой. Мелководные месторождения,
значительные не только по запасам, но и по площади залегания продуктивных пластов, рационально обустраивать при помощи одной основной технологической
платформы и нескольких стационарных необитаемых
мини-платформ - спутников (блок-кондукторов) с защищенным от ледовых воздействий - «сухим» устьевым
оборудованием, и связанных с центральной платформой подводными трубопроводами и шлангокабелями
энергоснабжения. Применение блок-кондукторов также
позволяет производить морскую добычу углеводородов
и отгружать продукцию скважин напрямую на береговой
обрабатывающий комплекс. Эта технология оправдала
себя и успешно используется на некоторых месторождениях в безледовых регионах, поскольку создание
добывающего комплекса на основе блок-кондукторов
требует значительно меньших капитальных вложений
по сравнению со схемой обустройства месторождения
с помощью технологических платформ.
К предполагаемым районам применения ледостойкого блок-кондуктора (ЛБК) можно отнести юговосточную часть Баренцева моря и районы Обской и
Тазовской губ.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЛБК:
• Обеспечение круглогодичной и безопасной
эксплуатации, в том числе бесперебойной добычи и отгрузки продукции скважин в условиях
предполагаемого района эксплуатации.
• Создание безопасных условий доставки и временного пребывания (труда и отдыха) персонала на платформе, оборудование вертолётным
комплексом, осуществляющим операции по
доставке временного персонала и грузов.
• Бурение скважин на начальном этапе эксплуатации посредством мобильной буровой установки через скважинные колодцы, проходящие
в корпусе.
• Металлоконструкции должны быть рассчитаны
на все нагрузки, возникающие при монтаже и
эксплуатации.
Основные гидрометеорологические условия
Таблица 1 - Основные ГМУ и грунтовые условия
Параметр
Высота волны, м
Скорость ветра, м/с
Скорость течения, м/с
Минимальная температура воздуха, °С
Максимальная толщина ровного однолетнего льда, м
Скорость дрейфа льда, м/с
Толщина консолидированного слоя расчётного тороса, м
Глубина киля расчётного тороса, м
Высота паруса расчётного тороса, м
Мощность и тип верхних слоёв грунта, м:
• Ил глинистый;
• Суглинок тугопластичный;
• Суглинок текучий;
• Песок;
• Твердый суглинок.
– 204 –
Значение
6,5
35
1,1
Минус 50
2,5
0,5
3
12
4
1
3
6
20
25
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рисунок 1 - Общий вид ЛБК
(ГМУ) и характеристики грунтов, принятые для выполнения проработки проекта ЛБК приведены в табл. 1.
ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ
Блок-кондуктор представляет собой морскую
ледостойкую стационарную платформу с фундаментом свайного типа для установки на мелководных газовых месторождениях (с глубинами моря от 4 до 24
м) с минимальным набором оборудования для обвязки и обслуживания скважин, добычи и отгрузки пластового продукта (рис. 1).
ЛБК состоит из двух основных частей: опорного
основания (ОО) и верхнего строения (ВС).
Бурение скважин через ЛБК может осуществляться с мобильной ледостойкой буровой платформы или с самоподъёмной буровой установки при
сезонном бурении. Бурение осуществляется при отсутствии ВС. Через корпус ЛБК проходит 9 скважинных колодцев для бурения скважин, трубопровод для
внешнего транспорта газа, линия ингибитора гидратообразования, силовые кабели и кабель управления.
Обработка газа на ЛБК не производится, продукция
скважин по подводному трубопроводу транспортируется на технологическую платформу или на береговую установку комплексной подготовки газа. На верх-
нем строении ЛБК размещается оборудование устьев
скважин, манифольд, контрольно-измерительная
аппаратура и трубная обвязка, позволяющая одновременно с бурением, производить добычу и отгрузку
продукции скважин.
Работа ЛБК осуществляется в дистанционноуправляемом режиме без постоянного присутствия
персонала, для этого на ВС установлен пост управления, позволяющий осуществлять контроль выполнения технологических операций и состояния систем.
При этом ЛБК позволяет временное размещение ремонтных и инспекционных бригад, численностью до
20 человек.
Платформа обеспечивается электроэнергией с
береговой электростанции или бортовой электросети
основной технологической платформы.
Корпус ЛБК состоит из плоской шестнадцатигранной опорной плиты (ОП), переходной части в
форме усеченной восьмигранной пирамиды, призматической вертикальной колонны, консольной части
сверху, внутренней палубы корпуса и верхней палубы,
формирующей опорную площадь под ВС.
Для уменьшения нагрузок от внешних природных воздействий на блок - кондуктор и, как следствие,
на свайные закрепления, корпус блок-кондуктора
– 205 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Таблица 2 - Технические характеристики ЛБК
• добычной манифольд,
• станции управления фонтанной арматурой и
манифольдом,
Характеристика
Значение
Высота корпуса
28 м
Максимальная ширина ОО
40 м
Ширина колонны
12 м
Количество скважинных колодцев
9 шт
Ширина палубы
27 м
• сепаратор факела,
Количество свай
16 шт
• дренажная емкость,
Глубина забивки свай
32 м
• емкости хранения ингибиторов коррозии и гидратообразования,
• блок замера продукции скважин,
• баллоны с азотом для продувки системы удаления газов,
• механическая мастерская,
• насосы факельной и дренажной систем,
• служебные помещения,
• помещения временного расположения персонала,
выполнен с максимально возможной минимизацией
габаритных размеров поперечного сечения в районе
действия ледовых и волновых нагрузок.
Опорное основание разделено на отсеки системой поперечных и продольных водонепроницаемых переборок, обеспечивающих прочность и герметичность корпуса.
В проекте предусмотрено заглубление опорной
плиты ЛБК в грунт на всю высоту в заранее подготовленный котлован с последующей отсыпкой. Заглубление ОП позволяет обеспечить возможность установки
ЛБК в условиях предельного мелководья, исключить
размыв грунта под опорной плитой, защитить ОП от
ледовых воздействий при возможной ледовой экзарации грунта, обеспечить подход судов снабжения.
Крепление опорного основания на морском дне осуществляется 16 сваями через ростверки (направляющие для свай) расположенные в опорной плите. Размещение ростверков внутри корпуса обеспечивает
более надежное закрепление и интеграцию в систему
основных несущих связей. Фиксация на грунте с использованием свайного крепления обеспечивается
путем погружения (забивки) свай в грунт и соединения верхних концов свай с конструкцией платформы
с использованием бетона или метода развальцовки.
Сваи располагаются равномерно по периметру опорного блока, обеспечивая устойчивость (смещение относительно грунта в допустимых пределах) при воздействии всех видов эксплуатационных нагрузок с
любых направлений.
Основные технические характеристики ЛБК
приведены в табл. 2.
• факельная вышка,
• пьедестальный кран,
• помещение аварийного дизель-генератора,
• средства коллективного спасения персонала.
Все палубы оборудованы средствами пожаротушения.
Через все палубы ВС по центру проходят 9 шахт
для разбуривания и ремонта скважин, который будет
осуществляться с отдельной буровой платформы.
Платформа снабжена системой обеспечения
безопасности при добыче и транспортировке газа.
Конструкция корпуса ЛБК позволяет производить как буксировку ОО наплаву, так и транспортировку на доковом судне. Буксировка ЛБК к месту
эксплуатации с точки зрения безопасности платформы является критичной в силу относительно большой
продолжительности и большей вероятности попадания в экстремальные условия и может быть классифицирована как перегон. Если строительство ЛБК будет
осуществлено на Северном Машиностроительном
предприятии, то его перегон в предполагаемый район эксплуатации (Обская губа) будет осуществляться
частично по открытым частям Баренцева и Карского
морей, параметры ветро-волнового режима которых
значительны. Общая протяженность маршрута буксировки составит порядка 1200 миль.
При выполнении морских операций должны
быть обеспечены:
• необходимая осадка и контроль угла крена основания;
Опорное основание и верхнее строение строятся как отдельные объекты. Установка ВС на ЛБК
производится после окончания бурения.
Верхнее строение ЛБК - пространственная металлоконструкция, все палубы которой, кроме верхней открытой палубы, защищены сплошной бортовой
обшивкой, изолирующей помещения от воздействия
окружающей среды и низких температур. Вертолетная площадка размещается на опорной конструкции,
на верхней открытой палубе.
При разработке объемно-планировочных решений для ЛБК выполнено функциональное зонирование с учетом технологических связей и требований
пожарной безопасности. На ВС блок-кондуктора расположены:
• устьевое оборудование,
• остойчивость основания и контроль осадки при
выполнении достроечных операций;
• остойчивость основания при транспортировке
в точку эксплуатации;
• остойчивость, контроль осадки, скорости балластировки и угла крена при постановке платформы на грунт.
В подтверждение применённых и вновь созданных технических решений был проведён комплекс теоретических и экспериментальных исследований, в том
числе в мореходном и ледовом бассейнах ФГУП «Крыловский государственный научный центр» (рис. 2).
Испытания в мореходном бассейне, проведённые под руководством к.т.н. В. Магаровского, позво-
– 206 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
а)
б)
Рисунок 2. Испытания модели ЛБК в ледовом опытовом бассейне
лили определить значения и характеристики волновой нагрузки на корпус ЛБК.
Испытания в ледовом бассейне, проведённые
под руководством инженера А. Добродеева, позволили определить значения глобальной ледовой нагрузки
на корпус ЛБК.
Для проведения исследований была подготовлена предварительная форма корпуса, разработанная на основе результатов анализа отечественного и
мирового опыта создания ледостойких стационарных
сооружений.
В комплекс исследований также входили расчёты прочности корпуса, остойчивости и непотопляемости при транспортировке, расчёты несущей способности свай и устойчивости ЛБК на грунте (которые
были выполнены специалистами ФГУП «Крыловский
государственный научный центр», ОАО ЦКБ МТ «Рубин» и ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева). Для определения
необходимой глубины забивки сваи был произведен
расчет несущей способности как на максимальные
сжимающие, так и на максимальные выдергивающие
усилия. При расчетах свайного фундамента учитывался размыв морского дна под опорной плитой.
В заключение следует отметить, что предложенный комплекс технических решений, позволяет
использовать ЛБК, в том числе, в предельно мелководных районах со слабыми грунтовыми условиями,
экстремальными ледовыми воздействиями, на месторождениях с запланированным или возможным
падением пластового давления, удалённых от основных объектов инфраструктуры на значительное расстояние.
– 207 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МОРСКИЕ СООРУЖЕНИЯ ИЗ ЖЕЛЕЗОБЕТОНА
ДЛЯ МЕЛКОВОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА
Владимир Андреевич ВОЛКОВ, Александр Александрович МОЛЕВ, (ОАО «ЦКБ «Монолит»),
Сергей Владимирович ВЕРБИЦКИЙ, Андрей Владимирович ГУМЕНЮК
(ФГУП «Крыловский государственный научный центр»)
PERSPECTIVE REINFORCED CONCRETE OFFSHORE STRUCTURES FOR
SHALLOW WATER AREAS IN ARCTIC SHELF
Vladimir A. VOLKOV, Alexander A. MOLEV (Central Design Bureau «Monolit»),
Sergey V. VERBITSKIJ, Andrey V. GUMENJUK (ФГУП «Крыловский государственный
научный центр») (Krylov State Research Centre)
The analysis of existent reinforced concrete offshore structures, operated on the shelf of freezing seas, was performed.
Oil and gas industry needs in offshore structures for shallow water shelf were considered on the base of open information.
In the result was concluded that there are needs in offshore technological platforms, offloading terminals, wellhead
platform, LNG plants. All that structures reasonable should be made of reinforced concrete. Thus principal technical
decisions were worked out applying to them.
Морские сооружения в Арктике работают в исключительно суровых и жестких эксплуатационных
условиях. Сооружения в целом и отдельные их конструкции подвергаются различным воздействиям и
нагрузкам высокой интенсивности. Кроме ледовых
нагрузок, они испытывают волновые, ветровые, сейсмические, от течения, низкие температуры воздуха
до -50°С, абразивные воздействия льда, коррозионный износ и др. Ледовые нагрузки и воздействия являются, как правило, определяющими для расчетов
основных параметров конструкций морских сооружений. Кроме того, сооружения, предназначенные для
добычи/хранения/переработки углеводородов относятся к экологически ответственным и к ним предъявляются высокие и жесткие требования по надежности конструкций и эксплуатационной безопасности,
особенно, в части их пожаростойкости. Мировой опыт
эксплуатации показывает, что особенно хорошо подходят для разработки морских нефтяных и газовых
месторождений бетонные сооружения.
Опорное основание платформы «Орлан» (рис.
1) представляет собой композитную конструкцию, состоящую из железобетонного и стальных модулей.
Железобетонный блок является основным модулем.
Он обеспечивает остойчивость платформы на плаву
во время буксировки и воспринимает ледовые и волновые нагрузки во время эксплуатации. Этот же блок
подвержен переменному замораживанию и оттаиванию в зоне переменной ватерлинии, что оказывает
определённое негативное влияние на долговечность
железобетона. Внутренне пространство блока представляет собой ячеистую «сотовую» конструкцию. При
посадке на морское дно во время установки платформы ячейки заполняются водой, а для всплытия вода из
ячеек откачивается.
С использованием железобетона в России построено 4 опорных основания платформ для шельфа
о. Сахалин («Орлан», Лунская-А, Пильтун-Астохская-Б,
«Беркут»), также бетон, в основном, в качестве балласта используется на платформе Приразломная.
На основании доступной информации можно
говорить о следующих перспективных мелководных
регионах арктического шельфа России: Печорское
море, Приямальский шельф Карского моря, Обская и
Тазовская губы.
Рис. 1. Платформа «Орлан»
Рис. 2. Платформа Лунская-А
Опорные основания платформ Лунская-А,
Пильтун-Астохская-Б и «Беркут» состоят из следующих основных частей: кессон формы параллелепипеда и 4 вертикальных опоры, опирающиеся на кессон
(рис. 2).
– 208 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Так, например, на базе разработки шельфовых
месторождений Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медынское-море планируется создание
первого российского шельфового центра нефтегазодобычи. По одному из сценариев освоения Долгинского месторождения планируется в 2017 году
установить на нем морскую ледостойкую стационарную платформу. Месторождение является сложным в
геологическом плане, так как растянуто на 90 км. Поэтому для его разработки предполагается установка
дополнительно двух ледостойких блок-кондукторов.
Перспективным участком Печорского моря является также Печорская губа. Освоение потенциальных
месторождений данной акватории предполагается с
помощью строительства искусственных островов, ледостойких стационарных платформ, возможно также
бурение скважин с берега.
Согласно генеральной схеме ОАО «Газпром»
развития газовой отрасли на период до 2030 года первоочередными объектами разработки в Обской и Тазовской губах являются месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Семаковское
и Антипаютинское. Предложена схема комплексного
освоения данной группы месторождений, в соответствии с которой требуется установка нескольких ледостойких стационарных платформ, подводных добычных комплексов и ледостойких блок-кондукторов.
Таким образом, можно сделать вывод, что возрастающий интерес, как со стороны государства,
так и со стороны ведущих отечественных и зарубежных компаний нефтегазовой отрасли к арктическому
шельфу, а также большое количество различных нереализованных пока проектов позволяют дать оптимистический прогноз о росте активности в этом секторе, то есть о неизбежной востребованности таких
морских сооружений и технических средств, как морские отгрузочные терминалы, массивы искусственных островов, основания стационарных добычных (и
буровых) платформ и блок-кондукторов, корпуса плавучих заводов СПГ и т.д.
сте с жидким балластом, располагаемом в верхней и
нижней частях опорного основания, необходимую для
обеспечения устойчивости сооружения на грунте прижимную силу.
Рис. 3. Гравитационные платформы типа
конструкционного кессона а) и острова с
грунтовым балластом б)
Стационарный морской отгрузочный терминал
по типу Варандейского отгрузочного терминала также может быть выполнен из железобетона. Следует
отметить, что аналогичный архитектурно-конструктивный тип, а также схожие массогабаритные характеристики оптимальны для, так называемых, блоккондукторов – небольших ледостойких стационарных
платформ, предназначенных для организации надводного заканчивания эксплуатационных скважин. Такие платформы являются, как правило, необитаемыми, имеют минимальную площадь для размещения
верхних строений.
В отношении морских ледостойких стационарных заводов-терминалов СПГ предлагается к
рассмотрению две конструкции опорных оснований
- железобетонное опорное основание гравитационного типа прямоугольной формы и осесимметричной
конфигурации в плане. Были разработаны схемные
решения для обеих концепций. В качестве прототипа
при разработке концепции прямоугольного в плане
опорного основания (рис. 4) был взят корпус Адриатического терминала. С учетом специфики эксплуатации на арктическом шельфе в конструкцию опорного
основания были внесены следующие изменения:
Учитывая мировую тенденцию применения в
качестве перспективного строительного материала
морских сооружений железобетона и положительный
отечественный опыт проектирования и эксплуатации плавучих технических средств из железобетона,
представляется целесообразным использование его
как основного в конструкциях морских сооружений на
Российском шельфе.
Рассмотрим несколько концепций таких сооружений:
• гравитационная платформа кессонного типа,
• стационарный морской отгрузочный терминал,
• морской ледостойкий стационарный заводтерминал СПГ.
Общий вид железобетонного опорного основания гравитационной платформы кессонного типа изображен на рис. 3 а). В основе концепции лежит компоновочное решение опорного основания платформы
«Приразломная».
Для предельно мелководных участков целесообразна конструкция в виде железобетонного или
композитного острова с грунтовым балластом (рис.
3 б)). В данном варианте грунт, засыпаемый в тело
острова, является балластом, обеспечивающим вме-
– 209 –
• прочность бортовых конструкций позволяет
выдерживать значительные ледовые нагрузки;
• объемы балластных танков (в том числе, при
необходимости, и для принятия твердого балласта) позволяют создать достаточную прижимную силу для обеспечения устойчивости
сооружения на грунте под действием ледовых
нагрузок;
• габариты сооружения рассчитаны, в том числе,
на размещение танков хранения достаточных
объемов для обеспечения бесперебойной отгрузки на танкера-газовозы арктического плавания вместимостью до 200 000 м3, а также на
организацию безопасной бортовой швартовки
таких танкеров в условиях льда и волнения.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
При разработке концепции морского железобетонного опорного основания гравитационного типа
осесимметричной конфигурации в плане за основу
был принят наземный вариант хранилища СПГ в виде
цилиндрической оболочки из никелевой стали диаметром 100 м и высотой порядка 36 м. Полезный объем
хранилища составляет порядка 250 000 м3. Опорное
основание завода СПГ состоит из железобетонной
вертикальной цилиндрической оболочки, опирающейся на железобетонный понтон б льших размеров
в плане, снабженный балластными отсеками. Сверху
оболочка закрыта жестким несущим перекрытием из
железобетона и стали, на котором размещен завод по
переработке природного газа.
Рис. 4. Общий вид прямоугольного в плане
опорного основания завода СПГ
В заключение еще раз подчеркнем, что использование железобетона для опорных оснований морских сооружений весьма перспективно. При этом существующие потребности нефтегазового комплекса
касаются широкого спектра морских объектов, которые могут быть изготовлены с использованием железобетонных конструкций.
– 210 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОВРЕМЕННЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖКИ ЖИЗНЕННОГО
ЦИКЛА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Одинцов А.В., Корнеев Д.В. («ИнтерграфППэндМ Россия ГмбХ», Москва)
CAPITAL PROJECT LIFECYCLE MANAGEMENT SOLUTION FOR OFFSHORE
OWNER/OPERATORS
Alexander Odintsov, Denis Korneev («Intergraph PP&M Russia GmbH», Moscow)
One of the key tasks of Owner/Operator is to reduce capital expenditure (CAPEX) and operations (OPEX) expenditures
during full lifecycle offshore facility. Modern Intergraph PP&Mproducts and technologies essentially provides value to
the owner operator throughout the plant and offshore life cycle – from early pre-FEED evaluation of alternative facility
layouts, during CAPEX execution, during OPEX operations and maintenance, through to ensuring safe and environmentally
responsible planning and execution of decommissioning activities. That is achieved by implementing a solution based
on integrated Engineering Datawarehouse and set of preconfigured business processes applied by leading Owner\
Operators (Conoco, Inpex, Gassco, ...). The world’s leading Owner/Operators experience in implementing modern
information technology to support the life cycle of offshore oil and gas installations and the problems of their application
in the Russian practice are illustrated in this report.
Одна их ключевых задач Заказчика/Оператораморских нефтегазовых сооружений (МНГС)– сокращение
капитальных (CAPEX) и операционных (OPEX) затрат на всех этапах жизненного цикла МНГС (проектирования,
строительство, эксплуатация, утилизация). Современные информационные технологии корпорации Intergraph
способствуют решению этой задачи, предоставляя Заказчику/Оператору эффективные средства полноценного
информационного контроля актуального состояния объектов МНГС на каждом этапе жизненного цикла МНГС,
и набор соответствующих преконфигурированных бизнес-процессов, выработанных и апробированных рядом
ведущих мировых операторов при внедрении в практику программных инструментов и технологий Intergraph.
Опыт применения ведущими мировыми компаниями (ConocoPhilips, Inpex, Gassco, ..) современных информационных технологий поддержки жизненного цикла морских нефтегазовых сооружений и проблематика их применения в российской практике иллюстрируются в настоящем докладе.
– 211 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ОПОРНЫХ ОСНОВАНИЙ ЛЕДОСТОЙКОЙ
СТАЦИОНАРНОЙ ПЛАТФОРМЫ
Кирилл Евгеньевич САЗОНОВ, Алексей Алексеевич ДОБРОДЕЕВ, Юрий Сергеевич КАЙТАНОВ,
Вячеслав Валерьевич МАГАРОВСКИЙ (ФГУП «Крыловский государственный научный центр»),
Вадим Сергеевич МАЖИТОВ, Иван Викторович ДРОЗДОВ (ООО «ВолгоградНИПИморнефть»)
MODEL TESTS OF ICE FIXED PLATFORM’S SUB-STRUCTURES
Kirill E. SAZONOV, Aleksey A. DOBRODEEV, Yuriy S. KAYTANOV,
Viacheslav V. MAGAROVSKII (KRYLOV STATE RESEARCH CENTRE), Vadim S. MAGITOV,
Ivan V. DROZDOV (VolgogradNIPImorneft)
Due the development of oil and gas fields on the Northern Caspian Sea water area the various constructions for its
arrangement are projected now. The assessment of loading level from external factors influence (wave, currents, ice)
is one of main objectives at construction design for safe operation providing further. The most reliable way of global
wave and ice loads assessment on construction is model tests using. The main results of several ice fixed platforms
sub-structures model tests in the conditions of excitement and in ice conditions are presented in the report. Model
tests were in ice and wave basins of Krylov State Research Centre. On basis of the experiments data the analysis of
considered platforms is carried out and also some recommendations about its optimization are made.
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время во всем мире наблюдается рост потребления энергии, который по прогнозам
специалистов в XXI веке может достичь огромных значений. Дефицит в энергообеспечении может осложнить нормальное функционирование мировой экономики и повлиять на геополитическую ситуацию в
мире. Такая растущая потребность в углеводородном
сырье значительно стимулирует интерес к освоению
новых нефтегазовых месторождений. Одни из значительных успехов в добыче нефти и газа были достигнуты при интенсивном освоении шельфа морей и океанов, начавшемся в 50-60 годах прошлого века.
проектировании конструкций опорных частей платформ для обустройства месторождения Сарматское
основной целью было принято обеспечение надежности и одновременной экономичности применяемых
технических решений. Проведение экспериментальных исследований в ледовом и мореходном опытовых бассейнах ФГУП «Крыловский государственный
научный центр» с опорными частями ледостойкой
стационарной платформы (ЛСП) и платформы жилого модуля (ПЖМ), проектируемых для обустройства
месторождения, позволило определить величины
глобальных нагрузок от воздействий льда, волнения и
течения на них. Данные испытания дали предпосылки
к оптимизации некоторых частей рассматриваемых
конструкций.
Одним из перспективных нефтегазоносных
регионов, к которому в последнее время проявляется значительный интерес, является северная зона
шельфа Каспийского моря. Вплоть до начала 80-х гг.
прошлого столетия в геологическом отношении эта
зона представляла собой слабоизученный регион с
невыясненными перспективами запасов углеводородного сырья. В результате поискового бурения на
шельфе Северного Каспия, проводимого в последние
годы, были подтверждены прогнозы о высокой перспективности недр шельфа данного региона для поисков здесь крупных месторождений углеводородов.
Полученные результаты свидетельствуют об открытии
новых богатых зон нефтегазонакопления на шельфе
Северного Каспия, что может существенно пополнить
российские запасы углеводородного сырья [Авербух,
2006]. Одной из таких зон стало Сарматское нефтегазоконденсатное месторождение России, расположенное в северной части акватории Каспийского
моря в 240 км от Астрахани. Это месторождение было
открыто в 2002 году. По прогнозам специалистов запасы нефти в этом регионе составляют примерно 50
миллионов тонн, а газа – порядка 20 миллиардов кубометров.
В ходе модельных испытаний в ледовом опытовом бассейне было исследовано взаимодействие
опорных частей ПЖМ и двух вариантов ЛСП обустройства месторождения Сарматское с дрейфующими ледяными образованиями. Были исследованы сценарии
воздействия дрейфующих полей наслоенного и торосистого льда на сооружения. По результатам динамометрических измерений проведена оценка значений
глобальной ледовой нагрузки на модели опорных блоков ПЖМ и ЛСП при параметрах льда соответствующих периоду повторяемости 100 лет и различных скоростях движения льда, а также значений глобальных
нагрузок, действующих на каждую колонну опорных
блоков в отдельности.
Зона Сарматского месторождения характеризуется небольшой глубиной воды в районе 5 – 8 метров, а также наличием ледовых образований на ее
поверхности в зимне-весенний период, который зачастую проявляется в появлении зон наслоенного льда
и большом количестве торосистых образований. При
Для моделирования процессов взаимодействия исследуемых конструкций со льдом был выбран масштаб, в котором были изготовлены модели
опорных частей по чертежам проектируемых натурных объектов. Конструктивно модели были выполнены в виде стальных труб с приваренными фланцами
В данной работе приведены основные результаты проведенных в опытовых бассейнах ФГУП
«Крыловский государственный научный центр» экспериментальных исследований опорных оснований
конструкций морских ледостойких стационарных
платформ для освоения месторождения Сарматское.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В
ЛЕДОВОМ ОПЫТОВОМ БАССЕЙНЕ
– 212 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
для крепления динамометров и обшитыми наделками
из специально обработанного дерева и пенопласта
повышенной прочности, воспроизводящими форму
опорных оснований ЛСП и ПЖМ.
После окончания намораживания ледового
поля и измерения его физико-механических свойств,
модель в режиме обращенного движения надвигалась на ледовое поле посредством буксировочной тележки, в процессе чего регистрировались параметры
измеряемой глобальной ледовой нагрузки по данным,
получаемым от динамометров установленных как на
отдельных опорах, так и на всей конструкции. Эксперименты выполнялись для нескольких скоростей
и направлений дрейфа льда, а также для различных
случаев ледовых образований, а именно наслоенного
льда и торосистых образований с характеристиками,
соответствующими повторяемости 1 раз в 100 лет для
рассматриваемого региона Северного Каспия.
Рис. 1. Подготовленная для проведения
испытаний модель ПЖМ
Для проведения экспериментов с исследуемыми моделями и получения необходимого количества
достоверной информации по глобальной ледовой
нагрузке на отдельные части опорного основания и
на всю конструкцию в целом специалистами ФГУП
«Крыловский государственный научный центр» на основании имеющегося опыта подобных испытаний был
разработан способ, при помощи которого проходили
испытания моделей. Идея состоит в том, что все модели были выполнены разрезными, т.е. каждая модель
опорного основания была представлена не единой
целой конструкцией, а в виде отдельных элементов.
Для каждой из трех конструкций (ПЖМ и 2 варианта
ЛСП) изготавливалась металлическая рама, к которой
через динамометры с небольшими зазорами прикреплялись подготовленные заранее элементы опорного
основания, образуя в итоге единую конструкцию. Этими динамометрами проводились измерения глобальной ледовой нагрузки на каждой из опор основания.
В последствие рама крепилась через динамометр на
буксировочной тележке, который производил измерения глобальной ледовой нагрузки на всю конструкцию опорного основания (см. рис. 1).
В рамках модельных испытаний была предусмотрена возможность буксировки моделей на двух
осадках, соответствующих двум заданным глубинам
моря для каждой конструкции. Для имитации дна акватории использовалась соответствующая конструкция. Имитатор дна крепился к буксировочной тележке
таким образом, чтобы его плоскость располагалась
на глубине, соответствующей заданной глубине акватории с учетом принятого масштаба. С помощью стоек, на которых держалось искусственное дно, регулировался и устанавливался зазор между имитатором и
моделью, и только затем проводились испытания (см.
рис. 1). Это необходимо для исключения влияния дна
на глобальную ледовую нагрузку, получаемую в ходе
эксперимента.
Рис. 2. Воздействие ледовых образований на
райзерный блок ЛСП со стороны опорных колонн
Проведенные экспериментальные исследования показали высокую эффективность использования
концепции колонного типа опорных оснований в ледовых условиях Северного Каспия. Для конструкций
ЛСП была выявлена лишь одна ситуация, при которой
ледостойкая платформа подвергалась бы воздействию большого количества формирующихся у райзерного блока ледовых масс от дрейфующих ледовых
образований. Этот случай характерен для ситуации,
при которой воздействие льда на конструкцию происходит со стороны опор ЛСП в сторону райзерного
блока (см. рис. 2). В этом случае перед райзерным
блоком происходит накопление большого количества
обломков мелкобитого льда, которые со временем
могут образовать обширную стамуху. Такой процесс
сильно сказывается на росте глобальной ледовой нагрузки на сооружение (см. рис. 3). Решением проблемы по непопаданию обломков льда на верхние строения платформы является установка дефлекторов по
периметру райзерного блока. Для предупреждения
возникновения стамухи необходим анализ превалирующего в данном регионе направлении дрейфа льда
и в итоге правильная ориентация ледостойкой платформы при ее установке на место, исключающая возможность длительных воздействий ледовых образований на райзерный блок со стороны опорных колонн.
– 213 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 4. Обобщение данных по ледовой нагрузке
на 4-хопорное сооружение
Рис. 3. Реализация продольной составляющей
глобальной ледовой нагрузки модели ЛСП
с райзерным блоком при прохождении
торосистого образования
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В
МОРЕХОДНОМ ОПЫТОВОМ БАССЕЙНЕ
В остальных случаях направлений и скоростей
дрейфа наслоенного и торосистого льда столь значительных, как в рассмотренном выше случае, нагромождений льда не образовывалось. Характерным
типом разрушения льда на двух рассмотренных глубинах воды было смятие. Такой тип разрушения был
связан с прямостенностью колонн на большой глубине и незначительным углом наклона поверхности
колонн по отношению к дрейфующему льду на малой
глубине.
Экспериментальное исследование гидродинамической нагрузки от волнения и течения на опорные
основания ПЖМ и ЛСП проведено в мореходном бассейне ФГУП «Крыловский государственный научный
центр». В ходе модельных испытаний определена
глобальная гидродинамическая нагрузка от одновременного воздействия волнения и течения на опорные
основания платформ. На основании экспериментальных данных определены нагрузки с обеспеченностью
1% и 0,1%.
В работе (Loset et.al., 2006) описана теория
взаимодействия многоопорного сооружения со
льдом, по которой одна или несколько опор могут
оказаться целиком или частично в «тени» других опор.
Как пример, рассматриваются 4-х опорные сооружения, установленные в заливе Кука, спроектированные
с учетом действия нагрузок только на две передние
опоры. Натурные наблюдения подтвердили целесообразность данной теории и показали, что расчетный
уровень нагрузки с учетом фактора «тени» так и не
был превышен.
Моделирование стоянки стационарного объекта на дне акватории и его взаимодействия с волнением и течением в условиях мелководья требует
решения ряда задач, главной из которых является задача исключения гидродинамического давления, действующего на днище объекта в процессе проведения
эксперимента. Решение этой задачи связано с разработкой метода закрепления модели на дне акватории,
который должен одновременно обеспечивать работу
измерительных датчиков (динамометров) и моделирование взаимодействие гидродинамического потока с дном и объектом. Разработанная специалистами
ФГУП «Крыловский государственный научный центр»
схема крепления модели стационарного сооружения
для проведения подобных работ позволяет исключить
гидродинамическое воздействие на днище модели,
тем самым существенно повысить точность и достоверность экспериментальных данных, а самое главное повысить физичность моделирования стоянки
стационарного объекта на грунте.
В проведенном эксперименте с прямоугольной
в плане моделью ПЖМ с 4 опорами было установлено, что при движении льда, параллельно двум опорам,
нагрузки на задние опоры составляют порядка 35%
нагрузок на передние опоры. Таким образом, стоит
отметить наличие некоторого защитного эффекта.
Данный эффект зависит от фактора, учитывающего
количество опор, отношение расстояния между центрами опор. В работе (Shkhinek et al., 2009), при численном решении задачи, получены значения нагрузок
для 4-хопорного сооружения, представленные на рисунке 4. Эти данные сопоставлены с рекомендациями
ISO-DIS 19906. По результатам испытаний в ледовом
опытовом бассейне для 4-хопорной конструкции
ПЖМ получены две точки, нанесенные на график (см.
рис. 4). Анализ полученных данных показывает полное совпадение с результатами, полученными в работе (Shkhinek et al., 2009). На этом рисунке Fmax – максимальная нагрузка на сооружение, F1 max – нагрузка
на одну опору в условиях отсутствия взаимовлияния
опор, L – расстояние между центрами опор, R – радиус опоры.
Суть метода заключается в том, что в процессе исследования гидродинамической нагрузки между
днищем модели и верхней плоскостью второго дна
создается воздушный водонепроницаемый зазор.
Под днищем модели понимается плоскость, которая
образуется при пересечении плоскости дна и установленной на грунте модели. Схема крепления модели с воздушным зазором на втором дне представлена
на рисунке 5.
Как видно из рисунка, для создания воздушной
полости под днищем модели ко второму дну крепится
специальный кессон, имеющий форму в горизонтальной плоскости, соответствующую форме основания
модели. Зазор между кессоном и моделью закрыт
эластичной резиновой мембраной. Эластичная встав-
– 214 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 5. Схема крепления модели ЛСП-2
ка имеет прогиб, для того чтобы минимизировать ее
влияние на работу измерительных датчиков.
Моделирование течения в мореходном бассейне осуществляется путем обращенного движения
жидкости, получаемого движением буксировочной тележки вместе со вторым дном, что физически верно с
точки зрения силового воздействия течения на объект.
Наличие фиксированных точек отрыва вихревого потока, обусловленное формой поперечного
сечения СО, позволяет считать, что обтекание модели осуществляется в автомодельном режиме, когда
коэффициенты сопротивления не зависят от числа
Рейнольдса (Девнин, 1983). В тех случаях, когда СО не
имеют фиксированные точки отрыва, для обеспечения надежности пересчета результатов эксперимента
на натуру на них наносится искусственная шероховатость.
Для исследования гидродинамической нагрузки от волнения и течения модели стационарных сооружений ЛСП и ПЖМ оборудованы шестикомпонентными динамометрами. Модель через динамометры
закрепляется на втором дне буксировочной тележки.
Механизм крепления модели позволяет осуществить
ее жесткую фиксацию в нужном направлении под заданным курсовым углом к набегающему волнению и
течению.
С помощью динамометров проводились измерения 3-х составляющих главного вектора гидродинамических сил (горизонтально-продольных, горизонтально-поперечных и вертикальных), которые
использовались для расчета гидродинамических моментов относительно осей принятой системы координат. На рисунке 6 приведена фотография модели во
время испытаний
Рис. 6. Испытание модели ЛСП-2 на
нерегулярном волнении
Для достоверного определения глобальной волновой нагрузки с малой вероятностью возникновения,
(обеспеченностью 0,1 %) для всех составляющих находится распределение плотности вероятности амплитуд
процессов, которое представляется графически в виде
гистограмм (см. рис. 7). Проверяется статистическая
гипотеза о законе распределения амплитуд P0i процесса
Pi (t). В качестве статистической гипотезы рассматривается закон распределения Вейбула
где cpi, m– параметры распределения процесса
Pi (t).
Определяются параметры распределения, которые по критерию λ2 (Лившиц, 1983г.) согласуются
с гистограммой распределения в диапазоне уровней
значимости 0,5 ¸ 5,0 %. На основании полученного закона распределения определяется амплитудное значение нагрузки от одновременного воздействия волнения и течения с обеспеченностью 0,1 %.
– 215 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ВЫВОДЫ
Определение внешних нагрузок от воздействия
льда, волнения и течения на стационарные объекты
Российского шельфа – является одним из приоритетных направлений экспериментального моделирования ФГУП «Крыловский государственный научный
центр», которому уделяется повышенное внимание.
Высококвалифицированный персонал, постоянное развитие экспериментальной базы и создание
новых методик проведения эксперимента, а также
наличие иностранных аккредитаций позволяет Центру проводить работы подобного типа на наивысшем
уровне. На основании результатов, полученных в ходе
данной работы, удалось провести оптимизацию изучаемых конструкций, что позволит в будущем обеспечить их безопасную эксплуатацию.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Б.М.Авербух, С.А.Алиева «Промышленная нефтегазоносность шельфа Северного Каспия»
в кн. «Геология нефти и газа», Выпуск 1, Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия, 2006г.
2.
S.Loset, K.N. Shkhinek et al, «Actions from ice on
Arctic offshore and coastal structures», «LAN», St.Petersburg, 2006. – 272pp.
3.
Девнин С. И. Аэрогидромеханика плохообтекаемых конструкций, Л., «Судостроение», 1983.
4.
Лившиц Н.А. и Пугачев В.Н. Вероятностный
анализ систем автоматического управления, т.
1 и т. 2, Изд-во «Советское радио», 1963
– 216 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ ЭЭС АВТОНОМНЫХ МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНЫХ
МОРЕЙ (С УЧЕТОМ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ ЭРУ ДЛЯ МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ»
И ПЕРСПЕКТИВ ОСВОЕНИЯ ШТОКМАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Тихомиров М.П., Неелов А.А., г. Санкт-Петербург, ОАО «Новая ЭРА»
Разработка и строительство морских платформ
подразумевает создание автономных и в большой
степени автоматизированных ЭЭС для энергоснабжения всего устанавливаемого на платформе оборудования, включая мощные технологические буровые
комплексы, средства выгрузки добываемых углеводородов, системы обеспечения работоспособности
агрегатов и жизнеобеспечения персонала.
ния габаритов щита. Особенность двухуровневой
К-311 МР НЭ позволило создать двухъярусный щит,
практически тех же размеров, что и одноярусный,
но совмещающий две схемы главных цепей. Для основных щитов низкого напряжения разработаны пять
типовых ячеек типа МСС, позволивших выполнить из
безопасной зоны распределение электроэнергии по
низковольным потребителям во всех других зонах.
Использование напряжения уровня 10 кВ
требуется в связи со значительными номинальными мощностями агрегатов и большим суммарным
электропотреблением. Условия северных морей исключают возможность передачи электроэнергии
надводными способами и наиболее приемлемым
являются варианты автономных автоматизированных электростанций на одной платформе. В качестве
примера автономной мощной электростанции можно
рассмотреть ЭЭС первой в мире морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная», созданной на ОАО «ПО «Севмаш» по заданию
ООО «Газпром нефть шельф». Установленное на ней
оборудование предназначено для круглогодичного
бурения скважин на морских глубинах и одновременно добычи нефти из нескольких подготовленных скважин. В разработке проекта ЭЭС этого грандиозного
морского сооружения были задействованы усилия
специалистов многих ведущих предприятий российской судостроительной промышленности и произведена стыковка с генерирующими и основными технологическими агрегатами, изготовленными большим
количеством специализированных предприятий всего мира.
Концентрация электроэнергии источников на
трехсекционном главном распределительном щите
напряжением 11 кВ позволяет оперативно перераспределять значительную мощность по фидерам
группы А (условно левого борта) и фидерам группы
В (условно правого борта). В основном режиме максимального потребления при эксплуатации сборные
шины главного щита, как правило, замкнуты, а все
сборные шины основных щитов всех уровней напряжения разомкнуты. Но при снижении потребления и
при отключении выключателя фидера, подающего питание на шину секции А или В основного низковольтного щита, находящегося ниже главного по иерархии
распределения, выполняется автоматическое переключение питания щита на цепь питания по другому
фидеру.
Для автономной ЭЭС с несколькими уровнями
средних и низких напряжений потребовалось разработать нескольких типов средневольтных и низковольтных ячеек, а так же вплотную заняться разработкой главных и вспомогательных щитов среднего
напряжения в морском исполнении. В связи с новыми
требованиями многоуровнего распределения в ЭЭС и
резервного подключения щитов на любом уровне распределения, изменился подход к разработке основных средневольтных и низковольтных щитов, так как
все щиты вместе создавали связанную структуру многоуровнего надежного и безопасного распределения
электроэнергии на морском объекте нефтедобычи.
Для щитов напряжением 11 и 6 кВ МЛСП «Приразломная» были выпущены четыре типа ячеек в исполнении КРУ двустороннего обслуживания с расположением выключателей на ВЭ нижнего исполнения
- типа К-308 МР НЭ, К-309 МР НЭ, К-310 МР НЭ. Все
ячейки разработаны на микропроцессорных устройствах релейных защит и автоматики, вакуумных выключателях и выполнены для подключения кабелей
сверху. Разработка ячейки типа К-311 МР НЭ с вакуумными контакторами велась с целью уменьше-
Необходимость непрерывного питания большого числа технологических потребителей при переводе нагрузки и при переключениях потребовали
решения задач согласованного и безопасного управления схемами щитов разного уровня напряжения.
Для гарантированной безопасности управления индивидуальные команды управления фидерами и выключателями на каждом щите завязаны на блокировки
переключений между щитами и контролируются как в
логических схемах устройств релейных защит, так и в
общей логике управления АСУ ЭЭС.
На газоконденсатных месторождениях могут
потребоваться распределенные конструктивные технологические модули добычи, объединяемые подводными кабельными фидерами. От центральной
платформы на технологические модули добычи потребуется передача электроэнергии, а для передачи значительной мощности потребуется напряжение
10 кВ, а на модуле целесообразно использовать дополнительную электростанцию. Система управления дополнительной электростанции должна взаимодействовать с автоматизированными средствами
релейной защиты и управления ЭЭС центральной
платформы. Скорость обмена и способы передачи
информации должны гарантировать надежное срабатывание защит и передачу сигналов управления при
изменении режимов работы электростанций технологических модулей.
Опыт, полученный при экспериментах на стенде ОАО «Новая ЭРА» со щитами, изготовленными
для распределенной системы электроснабжения
– 217 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
собственных нужд и главных распределительных
устройств напряжением 10 кВ плавучего энергоблока
показал, что область использования средств проводных схемных решений в электроэнергетике морского объекта исчерпана и требуется развивать не только
средства централизованного цифрового управления
ЭЭС, но в первую очередь в электростанции увязать
на уровне главного распределительного щита оперативное взаимодействие с локальными системами
управления и регулирования агрегатов источников
электроэнергии разного уровня напряжений.
Продолжением работ по совершенствованию
средств автоматизированного цифрового управления
ЭЭС на уровне главного распределительного щита
электростанции являются работы по автоматическому управлению и защите главного щита напряжением 6 кВ для судов и кораблей. Повышение степени
автоматизации управления на основных и переходных режимах дополняется внедрением современных
средств диагностического мониторинга для контроля состояния средневольтного оборудования. При
эксплуатации мониторинг ведется непрерывно под
рабочим напряжением, не требует остановки технологического оборудования и обеспечивает контроль
безопасной эксплуатации по техническому состоянию, до перехода в неработоспособное.
Сегодня, благодаря опыту выполненных разработок и поставок средневольтных щитов класса напряжения 6 и 10 кВ, ОАО «Новая ЭРА» не только обладает
опытом и технологией изготовления сертифицированных РС щитов морского исполнения на напряжения 11 кВ и 6 кВ, но продолжает совершенствование
средств автоматизированного управления сложными
автономными ЭЭС с распределенными электростанциями. В дополнение к традиционным для ОАО «Новая ЭРА» задачам защит и безопасного управления
ЭЭС новым основным направлением выбраны работы
по цифровому оперативному управлению и регулированию режимов работы ЭЭС для снижения нагрузки на оперативный персонал электроэнергетической
службы на платформах с нефте-газо-добывающего
оборудования.
– 218 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ДОЛГОВРЕМЕННАЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИОННЫХ
ЭРОЗИОННЫХ РАЗРУШЕНИЙ НЕДОКУЕМЫХ ЛЕДОСТОЙКИХ МОРСКИХ
СООРУЖЕНИЙ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ НА МОРСКОМ ШЕЛЬФЕ АРКТИЧЕСКИХ
МОРЕЙ
В.Н. Трощенко, Кузьмин Ю.Л. В.Н. Трощенко (ФГУП «ЦНИИ КМ «Прометей», Санкт-Петербург)
Доклад посвящен новым разработкам ФГУП «ЦНИИ КМ «Прометей» в области электрохимической катодной и протекторной защите от коррозионных и эрозионных разрушений недокуемых ледостойких морских
сооружений для добычи нефти и газа на морском шельфе арктических морей.
Приводятся результаты работ в части проектирования и сдачи в эксплуатацию системы электрохимической катодной и протекторной защиты от коррозии наружной поверхности подводной части и внутренних
емкостей кессона МЛСП «Приразломная», предназначенной для добычи нефти в экстремальных условиях Арктики, работоспособности системы катодной защиты на а/ледоколе «50 лет Победы», эксплуатирующегося в
экстремальных условиях Арктики.
Представлены данные разработок новых протекторов и протекторных сплавов для защиты от коррозии
подводных нефтегазопроводов.
– 219 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МАТЕРИАЛОВ НА ОСНОВЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ
ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ ДЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОНЕФТЕДОБЫЧИ
В. П. Леонов, А. С. Кудрявцев, Е. В. Чудаков (ФГУП «Центральный научно-исследовательский институт
конструкционных материалов «Прометей»)
PROSPECTS FOR USING OF MATERIALS BASED ON DOMESTIC TITANIUM
ALLOYS FOR GAS AND OIL PRODUCTION EQUIPMENT
Leonov V.P., Kydryavcev A.S., Chudakov E. V. (Central Research Institute of Structural
Materials «Prometey»)
Until recently in Russia titanium alloys have not been used or have been used in a limited volume for marine construction
equipment assigned for extraction of gas and oil. But at the same time titanium is used in a considerable volume abroad
(USA, Norway).As for platforms built in 1990’s for hydrocarbon raw stock production titanium quantity was up to 400
tons. Such an active use of titanium alloys is due to its unique physical and mechanical properties: unusual corrosion
resistance in sea water and main production mediums, low specific weight, cold resistance, nonmagnetic, high
resistance to erosion and so on. A complex of these properties when used for titanium alloys for gas and oil production
equipment let significantly increase service resources, decrease service spending for fettling and equipment service,
decrease equipment weight to be placed on a platform, eliminate missing during service leading to production stopping
and products shipping stopping, increase ecological safety.
FSUE CRISM «Prometey» having a 50 years experience in using of titanium for marine equipment offers titanium alloys
with a vide range of strength characteristics and assortment range to be used for various facilities of offshore equipment.
До последнего времени в оборудовании морских сооружений для добычи нефти и газа в России титановые сплавы не применялись или применялись в ограниченном объеме. В тоже время за рубежом (США, Норвегия) титан используется в значительном количестве. На платформах для добычи углеводородного сырья, построенных в середине 90-х годов доля титана составляла до 400 тн. Столь активное применение титановых
сплавов вызвано уникальностью их физико-механических свойств: исключительной коррозионной стойкостью
в морской воде и в основных промышленных средах, низким удельным весом, хладостойкостью, немагнитностью, высокой стойкостью к эрозии и др. Комплекс этих свойств позволяет при использовании титановых сплавов для газонефтедобывающего оборудования значительно повысить ресурс эксплуатации, снизить эксплуатационные затраты на ремонт и обслуживание оборудования, снизить массу оборудования, расположенного
на платформе, исключить перебои в эксплуатации, приводящие к приостановке добычи и отгрузки продукции,
повысить экологическую безопасность.
ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ», имеющий 50-ти летний опыт применения титана в морской технике, предлагает для различного оборудования оффшорной техники титановые сплавы с широким диапазоном прочностных характеристик и различного сортамента полуфабрикатов.
– 220 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
FIELD DEVELOPMENT ON A MAN-MADE OFFSHORE ARCTIC ISLAND – SOLVING THE
CHALLENGES OF ON-SITE SUPPORT AND LOGISTICS
Richard Logan, Halliburton
The Oooguruk project is located in the Alaskan Beaufort Sea and consists of a 6 acre man-made gravel island
approximately 5 miles offshore in 4.5 feet of water. The remote drill site is connected to an onshore facility by a subsea
buried flow line bundle. Support logistics for the arctic drilling operations are challenging with different modes of
resupply throughout the year.
An ice road is constructed over the Beaufort Sea providing access from mid-January to the end of April. Access
is limited to helicopter only during spring break-up from May thru mid-July. Summer brings open water from mid-July
to the end of September. Access is primarily by crew boat and barge, but supplemented with the helicopter due to tide
and weather limitations. Access from October to mid-January is again limited to helicopter only during freeze-up until
the ice road is reconstructed. This resupply cycle places constraints and restrictions on drilling operations and places
demands on material quantities required to be stockpiled at the project site for those periods of restricted resupply.
Drilling operations are supported by an on-site Rig Support Complex (RSC). RSC activities include mixing and
transferring of water and oil-based drilling fluids, brines, spacers, drilling waste and other fluids; fluid filtration; solids
control; drilled cuttings reduction and preparation of classified slurry for injection; and cement blending and pumping.
Advanced planning is imperative to maximize operational flexibility within the constraints of the support infrastructure.
This paper generally describes lessons learned for optimizing the support capabilities of the RSC, resupply
logistics, and the balance of the two that results in optimizing operational flexibility for a remote arctic site with restricted
seasonal access.
– 221 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСНОВНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» В ОБЛАСТИ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМ
Евгений Владимирович ЯКОВЕНКО, Алексей Николаевич ИВАНОВ, Рустам Валерьевич КАРАПЕТОВ, Александр
Иванович ЩЕКИН (СП «Вьетсовпетро»)
СП «Вьетсовпетро» более 30 лет осуществляет свою деятельность по разработке морских нефтяных
месторождений в акватории Южно-Китайского моря на шельфе Вьетнама (Блок 09-1). В 2010 году межправительственное соглашение о сотрудничестве в области разработки нефтегазовых месторождений между Россией и Вьетнамомбыло продлено до 2030 года.
Основными добывающими активами СП «Вьетсовпетро» являются месторождения «Белый Тигр» и
«Дракон». Основная доля добываемой нефти (более 70%) приходится на месторождение «Белый Тигр». Эксплуатация этих месторождений СП «Вьетсовпетро» была начата в 1986 (Белый Тигр) и 1994 (Дракон) годах. К
настоящему времени разработка основных месторождений находится на поздней стадии и характеризуется
падением темпа добычи нефти. Для поддержания заданных уровней добычи и развития производственно-хозяйственной деятельности реализуется комплексная геолого-техническая политика, нацеленная на решение
основных стратегических задач функционирования СП «Вьетсовпетро».
В первую очередь, это проведение геолого-разведочных работ на блоке 09-1 с целью доразведки и вовлечения в разработку перспективных структур, а во вторыхрасширение зоны деятельности предприятия за
счет увеличения добывающих активов (вовлечение новых блоков 09-3/12, 42, 04-1, 16-1/12, 15-2/12), определяющих текущий прирост запасов и развитие производственно-хозяйственной деятельности СП в перспективе.
В докладе приводятся обобщённые данные о планах и перспективахмероприятий, направленных на реализацию поставленных задач. Проведен анализ технико-экономической эффективности работ по доразведке
и инвестиционной привлекательности проектов по привлечению в добывающие активы и разработке новых месторождений на шельфе Вьетнама.
– 222 –
Круглый стол 4:
ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ
ШЕЛЬФА АРКТИКИ
Round table meeting 4:
DESIGN, CONSTRUCTION AND EXPLOITATION
OF PIPELINE SYSTEMS ON THE ARCTIC
SHELF - MAIN CHALLENGES
Sponsor:
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ТЕХНОЛОГИИ КОМПАНИИ CANUSA-CPS В ОБЛАСТИ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ
ЗАЩИТЫ
Абабков Александр Викторович, представитель компании Canusa-CPS в станах СНГ.
CANUSA-CPS TECHNOLOGIES IN THE FIELD OF CORROSION PROTECTION
Alexander Ababkov,Canusa-CPS Representative in CIS Countries.
Presentation is about Canusa-CPS materials used for corrosion protection of steel pipelines, joints, high profile joints
and company services.
Company information: Canusa-CPS is a leading manufacturer of specialty pipeline coatings which, for over 40 years,
have been used for sealing and corrosion protection of pipeline joints and other substrates. Based in Toronto, Canada.
Презентация рассказывает о материалах производимых компанией Canusa-CPS используемых для зашиты от коррозии стальных трубопроводов, сварных стыков соединительных деталей и услугах компании.
Информация о компании: Более 40 лет Canusa-CPS является одним из ведущих разработчиков и производителей специализированных покрытий для герметизации и антикоррозионной защиты стыков трубопроводов и других стальных поверхностей. Компания зарегистрирована в г. Торонто, Канада.
– 225 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
INTEGRATED EMERGENCY RESPONSE SAFEGUARDING LIFE, ENVIRONMENT,
THROUGHPUT AND ASSET
Rutger SCHOUTEN (GRUP SERVICII PETROLIERE S.A)
Presentation about integrated approach (incl. best practices) on Emergency Response, relevant to HSE aspects:
• Search & Rescue
• Defect Stabilization
• Spill Mitigation
Asset Integrity and Economical aspects:
• Emergency Intervention
• Asset Preservation
• Emergency Repair
The presentation provides answers on how best to apply emergency needs to the arctic challenge:
• Emergency Response Manuals (HSE)
• Emergency Intervention & Repair Manuals (Asset Integrity)
• Standby Arrangements
• 24/7 Call-Off
• Mitigation/Repair/Inspection/Intervention/Maintenance: Actual Projects
GSP Co-chairperson:
Bruno SIEFKEN, GrupServiciiPetroliere/ Upetrom Group, Senior Vice President, Business Development
Presenter:
Rutger SCHOUTEN, IRM Systems
The presentation will focus on integrity management and HSE challenges being key challenges to the exploitation of
subsea pipeline systems in the freezing seas: including spill mitigation and emergency repair.
– 226 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
DEVELOPMENT OF A MULTI-MODE TOOL DEPLOYMENT SYSTEM FOR SUBSEA
TRENCHING OPERATIONS
M. Menon, G. Walker, Soil Machine Dynamics Ltd. (SMD), Wallsend, United Kingdom
With the advent of deep water resource exploration, offshore operators are faced with challenging subsea geographical
areas, for example, arctic regions, which result in dynamic working environments. This has called for higher reliability
and performance of subsea vehicle systems, which has brought in the experience and best practice from dredging,
offshore oil and gas and subsea vehicle manufacturing sectors. The technological developments in subsea trenching
vehicle design challenges common standards due to the tasks and environments these vehicles are required to operate
in. This paper presents a unique and innovative 40Te subsea pipeline trenching and component delivery system, capable
of being deployed buoyant or 10-15Te in water weight. The range of tool integration with the main vehicle chassis
increases the flexibility of the overall system to the customer. As a result of the modular ‘plug-and-play’ design, the
bespoke tooling skids are engineered and manufactured rapidly offline, to suit particular offshore project requirements.
This will eliminate the machine design from the project critical path and further reduces the bespoke risk as the main
components of the system is existing and technically proven. The base skid can be tested independently, ensuring
minimal impact on the system utilisation. The system is available with a deck management system which forms part of
the LARS on the deck of the vessel allowing rapid changeover of skids. The control system platform integrated with the
QTrencher 1400 provides the ability to ‘fly’ the vehicle as a workclass ROV with the added auto-hold and positioning
functionalities. The pilots can ‘instruct’ the vehicle to perform specific tasks and positioning activities on the seabed by
enabling the semi-autonomous functions using the touch screen MMI controls. This same platform is also capable of
performing subsea component delivery for well intervention tasks as well. Latest design and development work permits
the system to bury an 800mm pipe, buried using a ‘V’ chain cutting configuration, allowing trenching depth to 2.0m at
400kPa soil strength at 500m. Similarly, a 3.0m MBR cable can be buried using the chain cutter to trench to 1.2m depth
with 15MPa soil strength at 500m. With this single system, the operator will be able to offer more competencies to the
end-user with lower costs to manage and operate the vehicle systems. This paper will discuss the design ethos and
operational conditions.
1. INTRODUCTION
This paper provides an overview of the technical
and operational challenges faced by subsea trenching
operators, and presents a flexible and reliable solution
in the form of a subsea trenching ROV platform. The
commercial and cost awareness aspects of offshore
project contracts, particularly in the oil and gas industry,
are becoming increasingly strict and tight. Therefore,
operators are looking at equipment suppliers to provide
the most cost effective and robust technical solution
to perform a multitude of jobs. Factors such as soil /
ground conditions, selection of the right tool to tackle the
seabed, trench shape and stability and product (pipeline)
management are vital, and are challenges themselves, but
the overall capability of designing a submerged vehicle
and ensuring that the vehicle’s ability to work reliably with
minimum maintenance in harsh subsea environments and
their successful integration into the larger offshore pipelaying project offer equal or even greater challenges to
the engineering phase.
the product by a vessel based lift winch and possibly a lift
wire heave compensator, to minimise the vehicle motion
affected by the wave action. Being heavy in water these
tractors are able to deploy high powered cutting tools,
such as chain cutters, cutting wheels, coring and anchoring drills, which are suitable for soft and hard ground up
to 80Mpa.
The QTrencher 1400 ROV, as illustrated in Fig. 1,
was developed to widen the tooling options available to
the client and retain the maximum depth of operation from
a single vehicle, thereby being either semi-buoyant for
operations to 3000m, or heavy in water at 10Te for 1000m
operations, or 15Te to 500m. To achieve this wider working range the tooling packages were designed to be easily de-coupled from the vehicle central power and control
system. This was achieved by the use of a high strength
steel chassis with four mechanical pin attachments and
a series of plug and socket links, for high voltage power,
control wiring and hydraulic power.
2. QTRENCHER 1400 DEVELOPMENT
Conventional subsea trenching vehicles are designed to suit specific project requirements and then developed within the inherent limits of the vehicle for subsequent projects. These self-propelled vehicles fall into
two categories, free flying semi buoyant ROVs or heavyin-water tractors.
The ROVs are predominantly deep water (10m3000m) vehicles being able to fly offset from the mother
vessel and land over the product. Being semi-buoyant
the vehicles generally use jetting and eductor technology
to form the trench. The use of jetting to form the trench
limits the capability of the vehicle to 100KPa ground applications.
The heavy in water Tractors are deployed in shallow water (4m-1000m) over the product and lowered onto
Figure 1
– 227 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
The vehicle’s Launch and Recovery System (LARS)
was designed to accommodate the various vehicle load
settings and based on a standard proprietary A-Frame
and winch technology, including a 40Te sea-state 6 narrow
angled A-Frame with cursor and a fleeting drum umbilical
winch with snatch and slack motion compensation. The
QT1400 system was also supplied with a deck transfer
system (DTS), as illustrated in Fig. 2 below, capable of
changing over skids at sea, with a driven transfer car.
pipelines to 2.0m depth to 3,000m in sea-state
6. This is supplied with a rear eductor / depressor
system to allow the product to settle in the trench
effectively and TSS cable / pipe sensors to track
the product.
• 150kW chain cutter skid capable of trenching
300mm diameter x 3.0m Minimum Bend Radius
(MBR) power cable to 1.0-2.0m depth, in ground
up to 400KPa, to 1,000m in sea-state 6. This skid
weighs approximately 10 – 15Te in water. The skid
is fitted with a rear cable depressor and at the front,
cable feelers are mounted to the bell mouth. A
dredge pump for spoil removal and cable handling
grab arms were designed into the skid to increase
the product management capability.
Subsequently additional tooling skids have been
developed for trenching applications, such as;
• An 18Te in water weight, 300kw chain cutter skid
capable of trenching 300mm diameter x 3.0m MBR
power cable to 1.0-2.0m depth, in ground up to
5MPa, to 500m in sea-state 5.
• An 18Te in water weight, 400kW ‘V’-cut chain
cutter skid capable of trenching 800mm diameter
pipelines to 1.5m depth, in ground to 1.5MPa, to
500m in sea-state 5.
These new trenching modules deploy the vehicle
as 18Te to 500m at a reduced sea-state 5, this being the
limit of the existing umbilical cable armouring Minimum
Breaking Load (MBL).
It should be noted higher specifications are
achievable by increasing the QT1400 umbilical cable MBL
from the current 128Te up to 150Te and 200Te, this being
economical for shallow depth applications where short
cable lengths are required.
3. ADVANCED CONTROL SYSTEMS USING
AUTONOMOUS FUNCTIONALITIES TO AID
NAVIGATIONAL AND OPERATIONAL ACTIVITIES
Figure 2
The tooling skids were designed and developed to
meet specific requirements, based on operating in various
soil conditions, up to a specific strength, and to enable
the pipe (product) to be laid and buried at the right depth,
without compromising the product and stability of the trench
created. The capabilities of the tooling skids are as follows:
• A semi-buoyant 800kW 15bar jet trenching skid
capable of jetting power cable to 3.0m depth or
Control systems play another vital role in operational efficiency. Conventional subsea vehicle navigation,
tracking and positioning is increasingly becoming
more challenging due to operating in harsh ocean
conditions. Therefore, offshore mission planning and
execution is costly due to the number of risks evident in
this environment and also due to factoring in the lack of
experienced personnel in the last five to ten years in the
Figure 3
– 228 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
industry. High value assets, such as subsea trenchers,
are damaged and cause severe downtime to offshore
operators. These are costly mistakes by less experienced
subsea vehicle pilots, which can amount to approximately
USD 150,000 to USD 200,000 a day of downtime on an
offshore operator vessel.
the waypoints in sequence. A waypoint can be a
point in either ECEF coordinates or in a local East,
North, UP (ENU) coordinate frame. Each waypoint
can incorporate a time specifying how long the
ROV must stay at that position. The user is also able
to pause when in this mode, revert to conventional
Auto-Fly and then engage Survey again, allowing
for intervention in the middle of a survey.
Therefore, by combining the advanced control systems developed with the trencher, the dynamic positioning
engine (which consists of taking in feedback from sensors fitted on the QT1400) accurately computes velocity and orientation of the vehicle with respect to the surrounding environment. The sensors make each of the states observable. The
engine is capable of providing operator assisted autonomy.
Functionally, the operator assisted autonomy framework can
be represented by the diagram shown in Fig. 3.
• Follow: In this mode the motion planner takes motion
requests from a survey string in the Vessel’s network.
These motion requests are supplied to the ROV.
• Cruise: This mode generates a velocity waypoint
helping to maintain constant depth/altitude and
heading. The pilot can adjust all settings and add a
lateral thrust trim by using the mouse or the joystick.
The motion planner provides waypoints to the
dynamic positioning system relative the information
obtained by the reference system. Each of the motion
plans is generated by choosing a range of functions:
• Auto-Fly: The pilot can use point-and-click on a
Geographical Information System screen to move the
vehicle / ROV; alternatively the joystick can be used
for dynamic positioning motions. In this instance the
motion planner generates waypoints every time the
user places a new request. The ROV moves to that
requested position and maintains position.
• Survey: The operator can specify a set of waypoints
to follow (Fig. 4); waypoints can be prepared
online, or loaded from a prepared file. The motion
planner provides the waypoint engine with each of
• MBI Sonar Tracking: Here the reference system outputs
the object relative positioning data from the MBI sonar
(Fig. 5). The motion planner generates object relative
advance/retreat; ascend/descend; orbit clockwise/
anti-clockwise waypoints. These are used to move the
ROV relative to objects in the sonar data.
The operator assisted autonomy engine enables the
user to potentially improve subsea trenching operations,
while simplifying the ROV control. From using MBI Sonar
track to perform touchdown monitoring to using Survey
to plan and automate a trenching operation, the users of
these advanced dynamic positioning functions will be able
to gather the right data from the right vantage point. This
will directly and positively impact the reliability of the enduser’s systems.
Figure 4
– 229 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 5
• Subsea well component delivery during
construction phase using air buoyancy tanks,
with WROV position control for loads up to 25Te,
deployable to 500m.
4. FURTHER DEVELOPMENT
The QTrencher1400 system is effectively a subsea
tool deployment system, capable of deploying a wide
range of subsea tools for applications other than trenching.
The two existing QT1400 systems are presently capable
of deploying tooling with an in water weight ranging from
buoyant to 18Te in water weight, and an air weight of 40Te.
However with minor design modifications and higher
umbilical specifications, the range of applications can be
extended to include in water weights up to 25Te and air
weight of 50Te.
• Well intervention operations utilising solid
buoyancy for tool module delivery to the well, with
WROV position control for loads up to 15Te and
depths to 500m.
• Well cutting removal and ground levelling using
crane mounted road-header cutter and centrifugal
dredge pump, deployable to 3000m.
With the introduction of air buoyancy tanks, which
is a proven technology utilised on other SMD-based
Pipeline Ploughs and Tractor applications, further load
increases are possible.
The multi-role capability of the QTrencher1400
ensures flexible utilisation with low cost tooling skids,
which are rapidly developed using existing component
modules and controlled from the core vehicle systems.
Due to the QT1400 size 6.0m x 6.0m, the unit is
deployable through an icebreaker moon pool such as the
Fennica or Botnica vessels, which is 6.5m x 6.5m.
CONCLUSIONS
Non-Trenching applications have been identified
including;
• Core sample drilling skid deployable to 3000m,
including subsea loading/unloading of core
magazines allowing core sampling with 20Te lift
capacity and CPT push force of 10Te.
• Drill stabilising skid with sacrificial rotary drills and
using on board grout, deployable to 3000m with
3Te push force.
• Pipeline stabilising skid with push down pile pairs,
deployable to 3000m with push down force of 3Te
or 6Te.
The multi-role capability of the QTrencher1400
ensures flexible utilisation with low cost tooling skids, which
are rapidly developed using existing component modules
and controlled from the core vehicle systems. The development of the bespoke skids for new applications is cost effective as the LARS, vessel control system and core vehicle
chassis exist. The delivery timescale to the end-user / customer is further improved due to the design of the base skid
chassis and multiple functional modules are available. The
risk of new designs is mitigated by minimising the quantity
of new skid elements and the ability to test off-line. With the
vehicle’s size and configuration, the system is deployable
throughout the year, including Arctic environments, for example, through moon-pool deployment.
– 230 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ РОССИЙСКОГО МОРСКОГО РЕГИСТРА
СУДОХОДСТВА К МАТЕРИАЛАМ И ИЗДЕЛИЯМ ДЛЯ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Андрей Сергеевич Авдонкин (ФAУ «Российский морской регистр судоходства»)
THE RUSSIAN MARITIME REGISTER OF SHIPPING RULES EXPERIENCE TO
MATERIALS AND PRODUCTS FOR OFFSHORE SUBSEA PIPELINES
Andrey S. Avdonkin (FAI «Russian Maritime Register of Shipping»)
Federal Autonomus Institution Russian Maritime Register of Shipping (RS) is the Russian national classification body
which performs classification of subsea pipelines and risers.
Technical supervision for subsea pipelines objects in accordance with the RS rules includes materials and products
certification, fist of all steel welded and seamless pipes, protective and ballast coatings, sacrificial anodes, shrink
sleeves and others.
The steel products and/or pipes for offshore pipelines manufacturers should be recognized by the Register with special
certificates issuance. Services suppliers during subsea pipeline construction and operation should be recognized by
the Register also, such as underwater inspection, inline diagnostics, pipelaying etc.
There are several examples of materials and products with RS certificates, as well as manufacturers and services
suppliers recognized by the Register.
ФАУ «Российский морской регистр судоходства» (Регистр), как российское национальное классификационное обществом, оказывает услуги по классификации морских подводных трубопроводов и райзеров.
Техническое наблюдение за объектами подводных трубопроводов в соответствии с правилами Регистра
подразумевает подтверждение их соответствия требованиям Регистра (сертификацию), что касается в первую
очередь стальных сварных и бесшовных труб, защитных и балластных покрытий, протекторов, термоусадочных
манжет, а также других материалов и изделий для подводных трубопроводов.
Предприятия, на которых изготавливается стальной прокат и/или трубы для подводных трубопроводов,
должны пройти процедуру признания их Регистром с оформлением свидетельства о признании изготовителя.
Также признаются Регистром предприятия-поставщики услуг, которые могут быть востребованы для постройки и/или эксплуатации трубопроводов: подводные освидетельствования, внутритрубная диагностика, трубоукладка и т.д.
Приведены примеры материалов и изделий, имеющих свидетельство Регистра, а также признанных Регистром предприятий.
– 231 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ И
НЕФТЕ-ГАЗОПРОВОДОВ
Беков Фрунзе Рустамович (ООО «ГАБИОНЫ МАККАФЕРРИ СНГ), Фомичёва Ольга Алексеевна
(ООО «ГАБИОНЫ МАККАФЕРРИ СНГ)
ADVANCED PROTECTIVA TECHNOLOGIES FOR HYDRAULIC STRUCTURES
AND OIL AND GAS PIPELINES
Bekov R. Frunze (MACCAFERRI GABIONS CIS Ltd.), Fomicheva A. Olga (MACCAFERRI
GABIONS CIS Ltd.)
The Maccaferri Articulated Concrete Block Mattress (ACBM) provides the owners and operators of underwater
infrastructure, efficient and cost effective protection to their cables and pipelines. Simplein concept, yet focused in
detail, Maccaferri ACBM is increasingly popular for contractors requiring a rapid-to-deploy protection system that
minimises on-site time. ACBM system features a transportable and patented system, enabling production to be taken
direct to the launch site. This removes one of the most expensive components of equivalent systems: freight costs.
The individual blocks, connected together by polymer cables, are a distinctive shape, specifically developed to provide
enhanced protection to underwater infrastructure.
«Маккаферри» предлагает владельцам объектов инфраструктуры морских портов и операторам
морских терминалов эффективную и экономичную защиту кабелей и трубопроводов – универсальные гибкие защитные бетонные матрацы (УГЗБМ).
Бетонные матрацы – многорядные прямоугольные изделия из бетонных блоков, тесно соединенных
между собой замоноличенным синтетическим канатом.
Блоки спроектированы таким образом, чтобы
обеспечить конструкции высокую степень гибкости в
трех направлениях. Это позволяет матрацу в точности
повторить рельеф поверхности, обеспечивая надежную защиту объектам. Петли, выпущенные по каждой
стороне матраца, служат для облегчения подъема и
установки изделия.
Специальный бетон, созданный для работы
в морской среде, позволяет изделию максимально
долго сохранять эксплуатационные характеристики.
Все материалы, используемые для производства матрацев, химически инертны, то есть не растворяются
в морской воде, обеспечивая УГЗБМ срок службы более 25 лет.
Универсальность конструкций бетонных матрацев заключается в комплексном подходе к решению
многих технических, инженерных, экологических и
конструктивных задач, предъявляемых при строительстве гидротехнических и дорожных объектов,
прокладке магистральных трубопроводов, строительстве берегоукрепительных сооружений, мостостроении.
Все это вкупе с легкостью монтажа и демонтажа дает возможность повторного их использования,
что в разы сокращает затраты на строительство и
проведение ремонтных работ.
Универсальные гибкие защитные бетонные
матрацы (УГЗБМ) – одно из самых популярных многофункциональных изделий на рынке, и конкуренция
среди его производителей возрастает. Но вместе с
тем возрастают и требования клиентов. Сегодня они
хотят:
• иметь широкий размерный ряд защитных конструкций,
• уменьшить время на их установку,
• снизить расходы на реализацию проекта.
Понимание нужд наших заказчиков побудило
нас к разработке мобильной пресс-формы, которая
позволила бы производить УГЗБМ вблизи места установки. Таким образом, наше изобретение позволяет
не только удешевить проект за счет сокращения одной из самых затратных статей расходов – перевозки,
но и значительно ускорить сроки его реализации.
Модульная конструкция пресс-формы позволяет легко изменять параметры матрацев (длину,
ширину, толщину), что повышает эффективность про-
Таблица 1 - размерный ряд матрацев
– 232 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
изводства. Все это делает возможным изготовление
даже самых «неудобных» размеров, транспортировка
которых от железобетонного завода до территории
порта обычно вызывает затруднения.
Примечание: Размеры в затененных областях
доступны. Остальные изготавливаются по заказу.
Линейные размеры даны без учета выпусков
каната, выполняющих функции монтажных петель.
Масса УГЗБМ приведена для тяжелого бетона
средней плотности 2400 кг/м3.
Реализованные проекты:
Весной 2000 года итальянская энергетическая компания Terna Spa реализовала проект стоимостью 300 млн. евро по прокладке подводного кабеля
между Сицилией и Италией. Общая длина линии напряжением 380 кВ переменного тока для передачи
мощности до 2000 МВт составила 260 километров.
В рамках проекта для защиты кабеля от возможных падающих предметов, а также для его стабилизации компания Маккаффери поставила: 520
УГЗБМ размером 5 x 2 x 0,20 м, 2 подводных дистанционно управляемых аппарата ROV для манипуляций
с матрацами в глубоких водах и одну подъемную раму
для операций на берегу.
Для выполнения работ производственную площадку подобрали в максимально близком к порту
Джоя-Тауро месту – городе Козенце, что в 300 км.
В феврале 2012 года Маккаферри поставила
108 УГЗБМ размером 6 x 3 x 0.15 м для проекта Конго
– Габон, реализованного международной инжиниринговой компанией EnerMech по замене гибких трубопроводов.
Рис. 1 – Матрац из бетонных блоков
УГЗБМ «Маккаферри» меняет взгляд на производство матрацев. Готовый продукт представляет собой законченное решение, включающее консультационную поддержку, а также специальное оборудование
для более быстрой и безопасной установки.
В июле 2011 года Маккаферри поставила 86
УГЗБМ размером 6 x 3 x 0.15 м, 2 подводных дистанционно управляемых аппарата ROV для манипуляций
с матрацами в глубоких водах и одну подъемную раму
для операций на берегу для компании «Репсоль» и ее
средиземноморского проекта по добыче нефти из
скважин Montanazo и Lubina (45 км к юго-востоку от
побережья испанского города Таррагоны).
– 233 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И ГАЗА НА
МАТЕРИКОВОЙ ЧАСТИ РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ НА ПРИМЕРЕ ДЕЙСТВУЮЩЕГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Васильев Дмитрий Сергеевич (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»)
PROBLEMS AND SOLUTIONS OF TRANSPORTING OIL AND GAS IN THE
CONTINENTAL PART OF RUSSIAN ARCTIC BY WAY OF EXAMPLE THE
ACTIVE FIELD
Vasilyev Dmitry (Rosneft-NTC Ltd., Krasnodar)
Permanent increase of the world industry’s demand in hydrocarbon product and exhausting of the oil and gas fields in
well-known parts of Earth lead to prospect works dislocation to the north areas, particularly to the Arctic region. The
main aspects, making north fields development complex, are aboveground pipe installation on the permanently frozen
soil, above- and underground pipe transitions over artificial and natural obstructions, extremely low air temperature.
All this factors are attended at the field, which has been developed by Rosneft-NTC Ltd. since year 2005. In this article,
some problems of oil and gas transport in the Arctic region are represented by way of example this field.
ВВЕДЕНИЕ
Постоянный рост потребности мировой
промышленности в углеводородном сырье и постепенное истощение его запасов в хорошо изученных районах Земли приводит к смещению поисково-разведочных работ в северные районы, в
частности, на территорию Российской Арктики. Основными аспектами, обусловливающими сложность
обустройства северных месторождений на материковой части, являются: прокладка трубопроводов
надземным способом на многолетнемерзлых грунтах, переходы трубопроводов через естественные и
искусственные препятствия подземным и надземным способом, экстремально низкая температура
окружающего воздуха и значительная ветровая нагрузка.
Сложные климатические условия Российской Арктики, значительно повышающие стоимость
строительства любого площадочного объекта в районе устья добывающей скважины, приводят к необходимости использования однотрубного транспорта неподготовленного углеводородного флюида на
большие расстояния. Примером может служить месторождение Snohvit («Белоснежка»), расположенное на шельфе Норвегии, где длина промыслового
трубопровода составляет более 100 км.
Транспорт двухфазной смеси по трубопроводу примечателен непредсказуемостью образования
различных структурных форм потока, значительными пульсациями давления в трубе и динамическим воздействием жидкостных и газовых пробок
на стенку трубопровода, особенно проявляющемся
в конце длинных вертикальных участков. Все перечисленные факторы способствуют снижению проектного эксплуатационного ресурса и увеличению
количества потенциально опасных участков трубопроводов.
С 2005 года ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» занимается обустройством крупного месторождения
нефти и газа, которое, согласно климатическому
районированию, расположено в атлантической области субарктического климатического пояса - на
территории, пограничной с сибирской областью
этого же пояса. Минимальная температура окружающего воздуха составляет минус 60°С. Объекты месторождения расположены в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов,
мощность которых составляет 350–400 м.
На обустраиваемом месторождении используется герметичная система сбора продукции
скважин, при которой осуществляется транспорт
углеводородной смеси от площадки куста скважин
до пунктов первичной подготовки нефти с последующей транспортировкой в пункт подготовки нефти
до товарных кондиций. Протяженность промысловых нефтегазопроводов составляет более 130 км.
В качестве основного способа прокладки для промысловых трубопроводов на основании техникоэкономических расчетов был выбран надземный
способ прокладки на опорах; на участках переходов
трубопроводов через крупные водные преграды используется подземная прокладка.
ОСОБЕННОСТИ ОДНОТРУБНОГО
ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДНОЙ СМЕСИ
Использование однотрубного транспорта
продукции добывающих скважин от кустовых площадок до пунктов первичной подготовки продукции,
где производится разгазирование смеси, обуславливается экономической эффективностью такой
организации работ при строительстве на многолетнемерзлых грунтах, но влечет за собой проблемы,
возникающие в связи с образованием многофазных
структур потока, которые, зачастую, непредсказуемы. Необходимо отметить, что при анализе работы
трубопроводов необходимо принимать некоторые
допущения, которые позволяют упростить используемую рабочую модель для ее оперативных корректировок при изменении исходных данных. Одним из таких допущений является использование
алгоритмов расчета двухфазных потоков для углеводородной смеси вида нефть, вода и попутный нефтяной газ, так как в трубопроводе основными средами, значительно отличающимися по плотности,
являются жидкость и газ.
Главной особенностью течения двухфазной
углеводородной смеси по трубопроводу является
– 234 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
способность потока принимать различные формы
и структуры. Механизм изменения форм течения и
их перехода из одной в другую описывается следующим образом. При ламинарном течении газожидкостной смеси поверхность раздела фаз, как
правило, плоская (рисунок 1-а). Турбулизация газа
и жидкости приводит к появлению беспорядочных
(пульсационных) возмущений. В частности, на
границе раздела при увеличении относительной
скорости газа случайные возмущения усиливаются так, что частицы жидкости заметно смещаются. В результате поверхность жидкости деформируется, отклоняется от первоначальной формы.
Возникает новая равновесная форма поверхности
жидкости, капиллярные силы и силы свободного
падения которой стремятся вернуть ее в прежнее
состояние.
Частицы жидкости, двигаясь под действием
силы свободного падения к положению равновесия,
по инерции будут проходить его и вновь испытывать
действие восстанавливающих сил. Таким образом,
на поверхности жидкости, подвергающейся случайному возмущению, появляются волны, в данном
случае - гравитационные (рисунок 1-б).
Как следует из теории волновых движений
жидкости, поток газа над жидкостью стремится
сохранить имеющееся на поверхности раздела
волновое движение. При больших скоростях газа
амплитуда волн на поверхности жидкости оказывается экспоненциально возрастающей во времени,
и сама поверхность – неустойчивой. Неустойчивостью волновой поверхности в переходной области
и увеличением амплитуды волн объясняется возникновение пробкового с пенообразованиями (рисунок 1-г) и пленочно-дисперсного (рисунок 1-в)
видов потоков, которые появляются при больших,
чем у волнового потока, газосодержаниях. Первый
из этих потоков характеризуется тем, что амплитуда
волн достигает такого значения, при котором волна жидкости омывает верхнюю образующую трубы,
причем из-за неустойчивости волновой поверхности пробки имеют различную амплитуду. При еще
большем, чем в пробковом режиме, газосодержании пробки и волны жидкости разрушаются, часть
жидкости движется в виде пленки по стенкам трубопровода, а другая часть - в распыленном дисперсном состоянии в виде капель уносится газом. Такой
режим сложен для создания его расчетной модели
ввиду необходимости учета таких явлений, как скорость примыкания и отделения капель жидкости
относительно пленки на трубе, изменение шероховатости на границе раздела фаз газ-жидкость. Необходимо отметить, что ввиду высоких давлений в
промысловых трубопроводах плотность газа в рабочих условиях значительно превышает плотность
того же газа в поверхностных условиях, ввиду чего
даже его низкая скорость влияет на гидравлические
особенности режима перекачки среды. На рисунке
1 представлены различные режимы течения газожидкостной смеси в горизонтальных и наклонных
трубах.
Кроме перечисленных, существуют также
эмульсионные, распыленные, пузырьковые и некоторые другие структуры потоков.
а)
б)
в)
г)
а, б) расслоенная (разделенная),
характеризующаяся послойными движениями
газа и жидкости с четкой гладкой или волнистой
поверхностью раздела;
в) кольцевая (пленочная, пленочнодиспергированная), характеризующаяся
течением основной массы жидкости по
внутреннему периметру трубы в виде
жидкостного кольца, внутри которого с высокой
скоростью движется газовое ядро с каплями
жидкости;
г) пробковая (снарядная), характеризующаяся
чередованием жидкостных и газовых пробок
различных размеров.
Рисунок 1 – Структуры газожидкостного потока в
горизонтальных и наклонных трубах
Математические модели различных структур
двухфазного газожидкостного потока, безусловно,
обладают некоторой погрешностью, в то же время,
предоставляя результаты достаточной точности для
инженерных расчетов, так как большинство разновидностей газожидкостных потоков не создает дополнительных сложностей при транспорте по трубопроводам. Исключение составляет пробковый режим
течения смеси, сопровождающийся большими перепадами давления по длине трубы, и, следовательно,
нуждающийся в точном математическом описании.
При проектировании рассматриваемого месторождения ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» использовалось компьютерное программное обеспечение,
позволяющее рассчитать по заданным алгоритмам
падение давления по длине трубопровода, размеры жидкостных пробок для определения размеров
пробкоуловителя на площадках установок предварительного сброса воды. Необходимо отметить, что в
качестве расчетных корреляций в ПО иностранного
производства используются алгоритмы, основанные на результатах исследований данных эксплуатации крупных зарубежных месторождений, таких как
Prudhoe Bay, Snшhvitfeltet и др. При этом характер
движения двухфазной смеси по трубопроводу, процесс образования пробок и частота их прохождения
по трубопроводу во многом зависят от реологических
свойств транспортируемой смеси, поэтому после получения первых опытных данных эксплуатации место-
– 235 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
рождения проектным институтом была произведена
калибровка расчетной модели промысловой системы
сбора, с целью повышения точности и достоверности
получаемых результатов гидравлического расчета.
Калибровка расчетной модели позволила предупредить проектирование лупингов, ранее запланированных для увеличения пропускной способности участков
нефтегазопроводов, уменьшив, таким образом, затраты на капитальное строительство.
Дальнейшими шагами в области исследования
двухфазных потоков на территории Российской Федерации должны стать:
• массовый сбор и анализ опытных данных эксплуатации месторождений, находящихся на
территории РФ;
• разработка новых и уточнение существующих
методик расчета с помощью методов математического анализа и статистики;
• создание рабочих групп в научно-исследовательских институтах, занимающихся вопросами воздействия на трубопровод двухфазных
структур потока.
дополнительно исследовано при дальнейшей разработке методики расчета ветровой нагрузки.
НАДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ
НА МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ
На рассматриваемом месторождении, согласно СП 25.13330.2012, был принят I принцип использования многолетнемерзлых грунтов в качестве
основания для трубопроводов; исключения составляют переходы через крупные водные преграды и автомобильные дороги, более подробно о которых будет
сказано ниже. Надземная прокладка была выполнена
с соблюдением требований действующих нормативных документов. Основными проблемными моментами при проектировании были экстремально низкая
температура окружающей среды (до минус 60 °С) и
большие перемещения трубопроводов, обусловленные отсутствием демпфирующей окружающей среды,
роль которой при подземной прокладке выполняет
грунт
При проектировании надземных участков нефтегазопроводов были приняты следующие проектные решения:
• поддержание рабочей температуры транспортируемого флюида с помощью использования
системы электрообогрева на всем протяжении
трасс трубопроводов. Применение теплоизоляции в дополнение к системе электрообогрева позволяет на период до 1 суток остановить
работу нефтегазопровода и системы поддержания температуры рабочей среды для проведения оперативных ремонтных работ при аварийной ситуации;
ВЕТРОВАЯ НАГРУЗКА, ДЕЙСТВУЮЩАЯ НА
НАДЗЕМНЫЙ ТРУБОПРОВОД
При расчете перемещений надземного трубопровода, а также при его расчете на прочность в
качестве кратковременной нагрузки, согласно СНиП
2.05.06-85* и СП 34-116-97, необходимо учитывать
ветровую нагрузку, расчет которой производится по
алгоритму, представленному в СП 20.13330.2011. СТО
Газпром 2-3.7-050-2006 предписывает определение
ветровой нагрузки на основании имеющихся данных
о ветрах с помощью признанных теоретических принципов, что, фактически, также предполагает использование СП 20.13330.2011. Однако настоящий документ распространяется на расчеты как сооружений, к
группе которых относятся промысловые трубопроводы, так и зданий, предназначенных, в соответствии с
ГОСТ Р 54257-2010, для проживания и деятельности
людей, размещения производства и т.п. Широкая область применения нормативного документа привела
к тому, что четкого и прозрачного алгоритма расчета
ветровой нагрузки на трубопровод не прописано, и
проектировщик вынужден, аналитическим путем изыскивая недостающие параметры и исходные данные,
разрабатывать приемлемую для каждой отдельной
ситуации методику расчета.
Специалистами ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»
была разработана унифицированная методика расчета ветровой нагрузки, не противоречащая требованиям СП 20.13330.2011 и позволяющая качественно
и оперативно производить расчет труб различного
диаметра и пространственного положения. В перспективе дальнейшего исследования и унификации
разработанной методики планируется автоматизация расчета ветровой нагрузки для вертикальных труб
(risers). Также необходимо отметить, что ветровая нагрузка может быть причиной вибраций и колебаний
трубопроводов, при этом при совпадении частот вынужденных колебаний с частотами собственных колебаний трубопровода амплитуда его перемещений может резко и непредсказуемо увеличиваться. Данное
явление называется ветровым резонансом и будет
• для исключения чрезмерных перемещений
трубопроводов предусматривается поочередная установка свободно- и продольно-подвижных технологических опор на расстоянии расчетного пролета трубопровода. Продольные
перемещения трубопровода, возникающие
вследствие наличия температурного перепада
и внутреннего рабочего давления транспортируемого флюида, отнесены на участки установки П-образных компенсаторов, расположенных
в середине каждого температурного блока нефтегазопровода.
ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ
В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ
На участках пересечения нефтегазопроводами
крупных водных преград, а также при пересечении
ряда автомобильных дорог на рассматриваемом месторождении была выполнена прокладка трубопровода подземным способом. Данный вид прокладки
трубопровода в условиях Арктического климата осложняется следующими факторами:
• положительная рабочая температура транспортируемого продукта, принятая выше температуры выпадения парафина;
• использование в качестве основания многолетнемерзлых грунтов.
В результате анализа исходных данных при
проектировании переходов нефтегазопроводов через препятствия были приняты следующие проектные
решения:
– 236 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• на участке перехода через крупные водные
преграды выполняется температурная стабилизация грунтов, обеспечивающая сохранение
грунтов основания в мерзлом состоянии на
протяжении всего срока эксплуатации трубопроводов;
• на участке перехода через автомобильные дороги трубопровод прокладывается закрытым
способом в футляре методом горизонтального
бурения. Трубопровод прокладывается в трехслойной теплоизоляции; футляр предусматривается в четырехслойной изоляции, состоящей
из антикоррозионной, теплоизоляции с наружным полиэтиленовым покрытием, поверх которого наносится покрытие из оцинкованной
стали, предохраняющее изоляцию футляра от
механических повреждений при выполнении
строительно-монтажных работ.
Дополнительно проектным институтом были
выполнены теплофизические расчеты подземного
участка трубопровода на переходе через автомобильные дороги, позволяющие определить ореол оттаивания мерзлых грунтов вокруг трубопровода. В соответствии с полученными результатами также была
рассчитана толщина теплоизоляции трубопровода,
обеспечивающая минимальную температуру на поверхности защитного покрытия.
Представленные мероприятия соответствуют
требованиям действующих нормативных документов
и обеспечивают долгосрочную и безопасную эксплуатацию нефтегазопроводов на ответственных участках
переходов через естественные и искусственные препятствия.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проектирование нефтегазовых месторождений, расположенных на территории Российской Арктики, представляет собой сложную и неординарную
задачу, оптимальным решением которой в настоящее время занимаются ведущие проектные институты мира. ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» в настоящее
время завершает проектирование Отечественного
месторождения нефти и газа, находящегося в холодных климатических условиях, приравненных к условиям Крайнего Севера. Обоснованность и правильность принятых проектных решений подтверждается
успешным вводом месторождения в эксплуатацию,
а полученный опыт позволяет обеспечить еще более
качественное и квалифицированное проектирование месторождений на территории распространения
многолетнемерзлых грунтов и Российской Арктики.
Для дальнейшего продвижения нефтегазовой
индустрии в сторону Арктики необходимо, используя
имеющиеся наработки в области проектирования и
обустройства труднодоступных месторождений, выполнить анализ действующей Отечественной и зарубежной нормативной документации и разработать
детальную инструкцию по проектированию и строительству трубопроводов транспорта нефти и газа
на территории Российской Арктики. Таким образом,
будет обеспечена долговечная эксплуатация трубопроводов и дополнительная безопасность при эксплуатации месторождений, позволяющая избежать
повторения экологических катастроф.
– 237 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ДЕТАЛЕЙ ИЗ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ АЗОТСОДЕРЖАЩИХ СТАЛЕЙ
Валерий Михайлович Левшаков, Алексей Анатольевич Васильев, Олег Сергеевич Куклин, Владимир Юрьевич
Шуньгин (ОАО «Центр технологии судостроения и судоремонта»)
TECHNOLOGICAL FEATURES OF MANUFACTURING PARTS FROM
PERSPECTIVE NITROGEN-CONTAINING STEEL
Valery M. Levshakov, Anatoly A. Vasilyev, Oleg S. Kuklin, Vladimir Yu. Shungin
(JSC Shipbuilding and Shiprepair Technology Center)
Manufacturing parts of nitrogen-containing steel has a number of technological features.Optimal plasma-generating
medium to provide high-quality cut surface of nitrogen containing steel is a gas mixture, consisting of argon, nitrogen
and hydrogen. For bending, or forming of nitrogen contained steel plates we can recommend a techniques, based of
sequential and rotation-local deformation. For complex-shaped parts made of plates up to 30 mm thick one can employ
multifunctional bending and straightening machine MGPS-100 with capacity of 100tf, equipped with synchronized
crane system for support of items during bending and laser system for monitoring shape of parts.
Одним из ключевых направлений совершенствования морских ледостойких инженерных сооружений является применение в их корпусных
конструкциях перспективных высокопрочных коррозионностойких азотсодержащих сталей, разрабатываемых в настоящее время в ФГУП ЦНИИ КМ «Прометей». Изготовление деталей их этих сталей имеет ряд
технологических особенностей, которые должны быть
учтены как при выборе оборудования, так и разработке рабочих технологических процессов.
маркирования на базе оптоволоконных лазеров мощностью «Ритм-Лазер 2,5» предназначен для прецизионной обработки листового металлопроката размерами до 2,5х10 м толщиной до 30 мм с погрешностью
не более 0,05-0,1мм и шириной реза 0,5-0,7мм (рис.
1). Применение в составе данной машины оптоволоконного лазера (вместо традиционно используемых
СО2-лазеров) позволяет достичь показатели, снизить
расход электроэнергии до 2-3 раз, повысить надежность и упростить эксплуатацию машины.
Точность и качество резки деталей оказывают непосредственное влияние на качество и трудоемкость изготовления корпусов подводных лодок.
Современные машины с ЧПУ позволяют обеспечить
изготовление «в чистый размер» деталей прочного и
легкого корпусов подводных лодок, исключив необходимость механической обработки кромок деталей.
Данные машины представляют собой своеобразные
«обрабатывающие центры», позволяющие выполнять
до пяти технологических операций:кислородную резку деталей, плазменную резку деталей,маркирование
деталей,разметку деталей,разделку кромок деталей
под сварку (кислородом или плазмой).
Оптимальной плазмообразующей средой для
обеспечения качественной поверхности реза деталей
из азотсодержащих сталей является газовая смесь
из аргона, азота и водорода. Разработанный в ОАО
«ЦТСС» комплекс плазменной резки с ЧПУ, оснащенный источником питания HiFocus 360i фирмы Kjellberg
и сухораскройным столом с системой вентиляции,
позволяет осуществлять плазменную резку в атмосфере с соблюдением экологически чистых условий
производства и требований производственной безопасности.
Лазерная резка, обеспечивающая наибольшую
точность и минимальные вредные выбросы, может
быть рекомендована для вырезки деталей толщиной
до 10-20 мм. Комплекс лазерной резки, разметки и
Одной из наиболее сложных, ответственных и
трудоемких технологических операций при изготовлении прочного корпуса подводных лодок является
гибка деталей. ОАО «ЦТСС разработан технологи-
Рис. 1. Зависимость скорости плазменной резки
Vот толщины листа из азотсодержащей стали, S
Рис. 1. Комплекс лазерной резки, разметки и
маркирования на базе оптоволоконных лазеров
мощностью «Ритм-Лазер 2,5»
– 238 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ческий процесс холодной гибки листовых деталей из
высокопрочных сталей толщиной до 80 мм методом
холодного локального деформирования на прессогибочном оборудовании (рис.2).
и ее синхронное перемещение во время прокатки;
• станок будет оснащен специальной малогабаритной универсальной гибочной оснасткой в
виде пуансонов и матриц для изготовления деталей цилиндрической и сферической формы;
• на станке будет возможна обработка листовых
деталей из высокопрочных сталей с пределом
текучести до 600 МПа.
Рис.2. Холодная гибка двоякой кривизны
Данная технология обеспечивает высокое качество изготовления деталей в соответствии при существенно меньших, по сравнению с традиционно
применявшейся горячей гибкой, материальных и трудовых затратах.Максимальные деформации металла
и утонение листовой заготовки при гибке по разработанной технологии не превысили допустимые значения.
Все большее количество российских верфей
применяет для гибки деталей корпусов судов технологию минисилового ротационно-локального деформирования. Станок МГПС-25 длягибки деталей толщиной до 20 мм внедрен уже на ОАО «СФ «Алмаз»,
ОАО «Морской завод «Алмаз», ОАО «Средненевский
СЗ», ОАО «Хабаровский СЗ» и других предприятиях
России. Новый многофункциональный гибочно-правильный станок разработки ОАО «ЦТСС» типа МГПС100 будет внедрен в Санкт-Петербурге на ОАО «СЗ
«Северная верфь» (рис. 3 и 4). Отличительными особенностями станка являются:
Рис.3. Многофункциональный гибочноправильный станок МГПС-100 разработки ОАО
«ЦТСС»
Рис.4. Компьютерная модель станка МГПС-100
Комплексное внедрение разработанных ОАО
«ЦТСС» технологий и оборудования обеспечит:
• увеличенная толщина обрабатываемых деталей (до 30-40 мм);
• изготовление деталей без технологических
припусков;
• оснащение станка двумя синхронно работающими козловыми кранами, каждый из которых
оснащен двумя талями грузоподъемностью по
2 т, благодаря чему будет обеспечена механизация поддержания заготовки в процессе гибки
• снижение трудоемкости изготовления деталей
в 2-2,5 раза;
– 239 –
• снижение энергопотребления в 1,5-2 раза;
• экологическую безопасность производства.
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРОБЛЕМЫ КОНТРОЛЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ РАЗРУШЕНИЮ МЕТАЛЛА ТРУБ ДЛЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ В АРКТИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ
Максим Андреевич ГУСЕВ, Алексей Витальевич ИЛЬИН, Александр Викторович ЛАРИОНОВ (ФГУП «ЦНИИ КМ
«Прометей»)
ISSUES RELATED TO THE EXAMINATION OF RESISTANCE TO FRACTURE
IN THEMETAL OF PIPES FOR MAIN PIPELINES OPERATING IN ARCTIC
CONDITIONS
Maxim A. GUSEV, Alexey V. ILYIN, Alexandr V. LARIONOV (FSUE CRISM «Prometey»)
There is currently a trend for an increase in the delivery capacity of pipelines due to increasing their operating pressure
(up to 20 MPa) and diameter (up to 1420 mm). It requires the use of steel pipes with a higher strength category (К65,
Х80 and above) and a greater wall thickness (more than 30 mm). It should be taken into consideration that an increasing
stored elastic energy of products transported through pipelines (due to increasing their performance parameters such
as diameter and pressure) may result in extended ductile fractures. Today, thermomechanical controlled processing
(TMCP) methods are used in the production of pipe steels. The material thus obtained often shows a higher structural
anisotropy as compared to a heat-treated steel that appears as a specific type of fracture, namely, separations. The
paper gives an analysis of problems related to the presence of separations in steels obtained by TMCP methods and
subjected to standard crack-tip opening displacement (CTOD) tests. Besides, the above separations may decrease the
energy intensity of ductile fracture, but there are no currently standardized tests taking this fact into account. The paper
considers the usability of new crack-tip opening angle (CTOA) testing techniques and the instrumented determination
of fracture energy for drop-weight tear test (DWTT) specimens. These characteristics take into consideration the energy
intensity of fracture propagation in the metal integrally.
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время наблюдается тенденция к
повышению пропускной способности трубопроводов
за счет увеличения рабочего давления (до 20 МПа)
и диаметра труб (до 1420 мм), что требует увеличения категории прочности применяемой для труб стали (К65, Х80 и выше) и толщины стенки трубы (более
30 мм). Очевидно, что при этом возрастает как опасность разрушения от возможных дефектов (из-за
возрастания абсолютного уровня эксплуатационных
напряжений и толщины), так и тяжесть их последствий. Поэтому для контроля сопротивления старту и
распространению разрушения от трещиноподобного
дефекта к материалу труб предъявляются все более
жесткие требования к результатам ряда стандартных
испытаний.
Сопротивление старту трещины от дефекта
традиционно характеризуется испытаниями на определение критического раскрытие вершины трещины
(CTOD) с установлением нормы порядка 0.15-0.20
мм. Для испытаний, в основном, применяются стандартные образцы на трехточечный изгиб (SENB в англоязычной литературе или типа IV по ГОСТ 25.506)
или на внецентренное растяжение (CT или типа III по
ГОСТ 25.506). Сопротивление распространению протяженного разрушения традиционно контролируется
энергией удара Шарпи и % волокнистой составляющей в изломе образцов DWTT. Уровень современного
производства трубных сталей практически обеспечивает отсутствие хрупких протяженных разрушений
трубопровода. Но вследствие возрастающего запаса
упругой энергии транспортируемого продукта в газопроводах (за счет повышение его рабочих параметров
- диаметр, давление) актуальным становится возможность появления протяженных вязких разрушений.
Здесь традиционные подходы не гарантируют отсутствия таковых для сталей категории прочности выше
Х80, что подтверждается опытом как зарубежных [1],
так и отечественных [2] полигонных испытаний. Это
заставляет проводить поиск методик испытаний, позволяющих оценить энергоемкость разрушения материала и гарантировать отсутствие протяженных
вязких разрушений. В этом направлении начинает
применяться новый для трубной промышленности
метод испытаний – определение критического угла
раскрытия вершины трещины CTOAc.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКОГО РАСКРЫТИЯ
В ВЕРШИНЕ ТРЕЩИНЫ CTOD
Исследованиям подвергали листовой прокат
(штрипс) и трубы из сталей категории прочности от
Х70 до Х100, производимых с применением термомеханической обработки (ТМО). Статическую трещиностойкость определяли при испытаниях на трехточечный изгиб на полнотолщинных образцах (типа SENB),
ориентированных в поперечном направлении относительно направления проката, надрез по толщине.
Результаты испытаний позволяют сделать следующей выводы:
– 240 –
• «классические» хрупкие разрушения (т. е. распространение нестабильного разрушения в
плоскости трещины с кристаллическим типом
излома) для всех испытанных материалов, по
крайней мере, при температурах до –80ºС отсутствовали, что свидетельствует о достаточно
высокой хладостойкости сталей;
• во многих случаях на диаграммах нагружения
при испытаниях регистрируются срывы (рис.
1, а), сопровождающиеся частичным снижением нагрузки. В соответствии с действующими
стандартами эти срывы должны интерпретироваться как критические события и определять
величину CTOD. Анализ изломов испытанных
RAO / CIS OFFSHORE 2013
образцов (рис. 1, б) показал, что эти проскоки
на диаграммах во всех случаях связаны с образованием расщеплений (расслоений) в плоскости, параллельной поверхности образца.
• возникновение расщеплений имеет случайный
характер, что приводит к большому разбросу
данных по CTOD, а зависимость определяемой
величины от температуры практически отсутствует (рис. 2).
Рис.3. Результаты расчетов МКЭ зависимости
напряжений в Z направлении от раскрытия
трещины: 1- труба, 2 – образец на изгиб, 3 –
образец на растяжение а) у вершины трещины, б)
на расстоянии 3 мм от вершины трещины
Для исследований был разработан образец
типа SENT, представленный на рис.4. Нагрузка на образец прикладывается через отверстие по оси симметрии нетто-сечения его рабочей части.
Рис. 1. Типичная диаграмма деформирования
(а) и вид излома (б) при испытаниях на CTOD
трубных сталей, полученных с применением ТМО
а)
Рис. 2. Зависимость критического раскрытия
вершины трещины от температуры для металла
трубы категории К70 с толщиной стенки 23,2 мм
В настоящее время достаточно достоверно показано, что возникновение расщеплений для трубных
сталей не связано с наличием неметаллических включений, их инициирующих, причиной их образования
следует считать пониженное сопротивление отрыву
металла в Z-направлении, характерное для сталей,
произведенных с применением ТМО.
Численный анализ методами конечных элементов показал, что при испытаниях образцов на
трехточечный изгиб объемное напряженное состояние в вершине трещины намного жестче, чем
в случае возникновения трещины в реальной трубе
при внутреннем давлении (рис.3). Высокое значение Z-компоненты напряжений (σz) при испытаниях
на трехточечный изгиб (до 2-х пределов текучести)
и достаточно низкое сопротивление стали разрушению в данном направлении приводит к появлению расслоений, в то время как в натурной трубе,
вследствие более низких значений σz, расслоения
могут отсутствовать. Более близкая к натурной ситуация получается, если при нагружении образца
с трещиной перейти от изгиба к растяжению. Это
обусловливает в перспективе переход к испытаниям образцов типа SENT на растяжение как более
представительным. Необходимо отметить, что современные стандарты на определение трещиностойкости не содержат информации для испытаний
данного типа образца.
б)
Рис.4. Разработанный образец типа SENT
а) и размещение его в криокамере перед
испытанием б)
На рис.5 представлено сопоставление результатов испытаний образцов SENB и SENT, вырезанных из
металла одной и той же трубы из стали категории прочности Х80. Все значения CTOD для образцов SENB соответствовали возникновению расщеплений. Достигнутые при испытаниях образцов SENT значения CTOD
соответствовали максимуму нагрузки. Но, кроме отсутствия расщеплений в образцах SENT, следует отметить
еще один результат: при температуре -60°С излом образца SENT соответствует хрупкому разрушению, не наблюдаемому при этой температуре при испытаниях образцов SENB. Это также является аргументом в пользу
перехода на испытания образцов SENT: образцы SENB,
являясь более жесткими по выявлению расщеплений,
могут, по той же причине, быть менее жесткими по выявлению тенденции к хрупкому разрушению.
а)
б)
Рис.5. Сопоставление результатов определения
CTOD для образцов SENB и SENT а) и вида
изломов при температуре испытаний -60°С б)
– 241 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКОГО УГЛА
РАСКРЫТИЯ В ВЕРШИНЕ ТРЕЩИНЫ CTOA
Интерес к характеристике CTOA обусловлен
теоретическими разработками, позволяющие связать
ее со скоростью распространения магистрального
вязкого разрушения [3]. Необходимо подчеркнуть, что
данный вид испытаний по постановке существенно
отличается от стандартных методов определения параметров трещиностойкости К1с, CTOD, J-интеграла
и так называемых R-кривых [4]. Определение CTOA
производится после его стабилизации, то есть при
больших подростах трещины. При этом теоретические представления о механизме такой стабилизации, влиянии на него толщины, типа образцов и их
размеров крайне ограничены.
В настоящее время по литературе известны
два подхода к определению значения CTOA: первый
связан с непосредственным визуальным определением угла на поверхности испытываемого образца
[5-7] в различных вариантах его реализации, второй
– с расчетно-инструментальным определением этого
угла на основании предположения о постоянстве т.н.
коэффициента поворота [7-10].
Расчетное определение CTOA производится по
зависимости «нагрузка-перемещение по линии действия силы» в соответствии с рекомендуемой в работе [6] формулой:
В данной работе испытания проводились по
методике, сочетающей оба подхода к определению
CTOA и описанной в работе [11].
В качестве материала исследованиям были
выбраны листовой прокат (штрипс) категории прочности Х70 и трубы категории прочности Х80 и Х100,
произведенные методом ТМО. Для изучения влияния
толщины образца на параметр СТОА из штрипса были
изготовлены как полнотолщинные образы, так и образцы половинной толщины. Испытания проводились
при темперах -20, +20 и +60ºС по схеме трехточечного изгиба на образцах с увеличенным по отношению
к стандартам на определение трещиностойкости соотношением высоты к толщине образца Bx(4÷4.5)B,
где B – толщина (Рис.6). В процессе испытания записывали зависимости от времени усилия (P), раскрытия берегов надреза на поверхности образца (V)
и вблизи вершины надреза (U), а также перемещение
по линии действия силы (прогиб образца Q). При испытаниях периодически производили частичные разгрузки. После каждой частичной разгрузке, образец
фотографировали с разрешением 2560х1920 пикселей. Обработка результатов испытаний проводилась
по методике, описанной в работе [11]. Результаты испытаний представлены в таблице 1.
8 ⋅ r * 180
CTOAc =
⋅
ξ
(1)
ln(
π
где
r * - коэффициент поворота;
ξ
-
тангенс
угла
наклона
зависимости
P
Q − Qmax
)−(
);
Pmax
S
P, Pmax– текущая и максимальная при испытаниях нагрузка, соответственно,
Q – текущее перемещение по линии действия
Рис.6. Схема испытаний на определение
параметра СТОА
силы;
Qmax – перемещение по линии действия силы,
соответствующее максимуму нагрузки;
S – расстояние между опорами.
Таблица 1 - Результаты определения CTOA для различных материалов
№ пп материал
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Толщина образца, мм
штрис Х70
26
штрипс Х70
13
Труба Х80
24
Труба Х100
17
Температура
испытаний,ºС
СTOA, град
Инструментированный метод
Оптический метод
+20
-20
+20
-20
+60
+20
-20
+20
-20
20.7
11.9
22.4
19.8
25.7
17.5
11.0
13.1
10.4
23.4
17.9
-
– 242 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Результаты испытаний позволяют сделать следующей выводы:
1.
При понижении температуры испытаний наблюдается снижение параметра СТОА. Это
снижение может быть объяснено существенным возрастанием расщеплений, обнаруживаемых в изломе (рис.7,а,б), при снижении температуры испытаний.
2.
Наиболее высокое значение СТОА получено
при температуре +60 ºС. При данной температуре испытаний расщепления в образце
полностью отсутствовали, поэтому полученное
значение СТОА может рассматриваться как
предельное значение данной характеристики
при идеально-вязком состоянии материала.
3.
Повышение значения СТОА при уменьшении
толщины образца с сохранением его геометрического соотношения (Bx4B) связано с меньшим количеством расщеплений.
4.
С возрастанием прочности материала СТОА
снижается. Очевидно, этот результат связан со
снижением деформационной способности более прочного материала.
5.
Различие между оптическим и инструментальным методом измерения СТОА связано с эффектом туннелирования трещины (рис7,в).
а)
ИНСТРУМЕНТИРОВАННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИПГ
(DWTT)
Традиционный метод испытаний ИПГ с определением вида излома обеспечивает контроль перехода металла в хрупкое состояние, но не позволяют
сделать заключение об энергоемкости вязкого разрушения. Расщепления могут лишь регистрироваться,
но количественные критерии их допустимой плотности или размеров не ясны. Поэтому перспективным в
этом отношении являются инструментированные испытания по методикам, позволяющим измерять энергоемкость разрушения образца. В ЦНИИ КМ «Прометей» реализована лазерная измерительная система,
определяющая полную работу, затраченную на разрушение DWTT образца. Метод основан на измерении
мгновенной скорости движения падающего груза с
помощью лазера с последующим определением зависимости совершенной им работы от перемещения
(рис. 8).
б)
Рис.8. Лазерная система для определения
энергии разрушения образцов ИПГ
в)
Рис.7. Излом образца SENB Bx4.5B из трубы
категории прочности Х80 с толщиной стенки 27
мм, при Ти=+20 ºС (а) и -20 ºС(б) и распределение
СТОА по толщине образца при Ти=+20 ºС (в)
В настоящее время существует сложность интерпретации вида излома образцов DWTT из сталей,
производимых современными методами ТМО. Поэтому стандартный метод определения вида излома
является достаточно субъективным. Энергия разрушения образца коррелирует с видом излома, но
является значительно более объективной оценкой.
На рис. 9 представлены результаты определения
энергии разрушения при ИПГ для современных хладостойких высокопрочных сталей. Температурная
кривая энергии разрушения может быть использована для определения температуры вязко – хрупкого
перехода.
– 243 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Для связи CTOA с величиной Аpr в первом приближении примем, что процесс распространения трещины происходит при CTOA = const = α и формула (1)
справедлива при деформировании от максимума нагрузки до полного разрушения образца. Тогда величина Apr определяется как интеграл:
,
Рис.9. Температурные зависимости энергии
разрушения и содержания волокнистой
составляющей в изломе образцов DWTT для
штрипса категории прочности Х80
С помощью инструментированного метода ИПГ
возникает также возможность определения СТОА. Однако для этого необходимо определять не только полную
работу разрушения, но и разделить работу распространения и зарождения трещины. В работе [3] описан метод,
основанный на испытании двух образцов с различной
шириной нетто-сечения «W – a» (W - ширина образца,
a – длина надреза или трещины) для вычисления величины CTOA исходя из зависимости работы разрушения
от «W – a». Нами предложен другой вариант методики
определения CTOA, основанный на испытаниях модифицированных образцов ИПГ с хрупкой наплавкой, минимизирующей вклад работы зарождения трещины (рис.10).
На рис.11 представлено сопоставление результатов измерения работы разрушения стандартных образцов и
образцов с хрупкой наплавкой для стали Х80. Практическое постоянство разности этих величин подтверждает
возможность рассматривать ее как работу зарождения
трещины в концентраторе по деформационному механизму, не зависящую от температуры испытаний.
(2)
где, в соответствии с формулой (1), зависимость P(Q) на спадающем участке диаграммы деформирования определяется в виде:
⎛ (Q − Q)8r * ⎞
P = Pmax exp⎜ max
⎟ . (3)
Sα
⎝
⎠
Принимая r* = 0.5 и проводя интегрирование,
получим: Apr = PmaxSa. Используя связь величины Pmax
с размерами образца: толщиной B, шириной W, глубиной надреза a0 и временным сопротивлением σв, а
также выражая величину CTOA в градусах, получим:
CTOA=
1800
4 Apr
π kσ â B(W − a0 ) 2
,
(4)
где k- коэффициент, учитывающий жесткость
напряженного состояния в нетто- сечении образца. Полученная формула по структуре соответствует
предложенной в работе [3]; равенство коэффициентов в них обеспечивается при k = 1.55.
Полученные при таком значении k величины
CTOA для стали Х80 составили: 13.7º при 0ºС, 14.1º
при -20 ºС, 7.3º при -40ºС, 3,3º при -60ºС. Они оказываются достаточно близкими к полученным при статических испытаниях (ближе к результатам расчетноинструментального метода). Этот вывод совпадает
с результатами, приводимыми в работе [7], и свидетельствующими об относительной независимости
CTOA от скорости нагружения при испытаниях.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рис.10. Модификация образца DWTT с хрупкой
наплавкой
Рис.11. Соотношение полной работы
разрушения (Atot,, стандартные образцы) и
работы распространения трещины (образцы
с хрупкой наплавкой, Apr) при изменении
температуры
При испытаниях на статическую трещиностойкость (CTOD) образцов типа SENB, возникающие
скачки на диаграммах нагружения в большинстве своем не связаны с хрупким разрушением, а имеют природу расслоений. Возникновение расслоений связано с достаточно высоким значением Z-компоненты
(для SENB образцов) и пониженным сопротивлением
стали разрушению в данном направлении. В натурной трубе значение Z-компоненты напряжений в зоне
перед вершиной трещины заметно ниже, чем в SENB
образцах
Определение CTOD по действующим стандартам при испытании SENB образцов (критическое событие – скачок на диаграмме деформирования) не
выявляют реальную трещиностойкость сталей ТМО,
определяющую поведение трещины в магистральном трубопроводе. Переход на испытания образцов
типа SENT позволяет приблизить условия испытаний
к условиям нагружения натурной трубы
– 244 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Экспериментально опробованы различные варианты определения параметра CTOA. Обнаружена
зависимость CTOA от температуры испытаний, толщины образца и прочности материала. При сохранении вязкого характера разрушения зависимость от
температуры и толщины связывается со склонностью
к расщеплениям испытываемого металла.
Разработанные методики испытаний: определение критического угла раскрытия трещины CTOA
при статическом нагружении, определение энергоемкости разрушения и величины CTOA при динамическом нагружении, являются достаточно простыми
для воспроизведения в лабораторных условиях методами контроля качества металла ТМО. Результаты
испытаний позволяют в перспективе сформулировать
требования к допустимой структурной неоднородности материала исходя из требований по надежности
конструкции.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Саугеруд О.Т., Фридхейм С. Испытания трубопровода Бованенково-Ухта на остановку лавинного разрушения: вопросы и уроки // Наука
и техника в газовой промышленности.-2009№1-С.35-41.
2.
Suitability Evalution of X100 steel pipes for high
pressure gas transportation pipelines by full scale
tests/ G. Demofonti e.a // Proceedings of 14th Joint
Technical Meeting on Pipeline Research 2003,
Berlin, Germany
3.
The development and validation of a dynamic
fracture propagation model for gas transmission
pipelines/ P.E. O’Donoghue, M.F.Kanninen,
G.Demofonti, S.Venzi// Int.J.Pres.Ves.& Piping
70- (1997) 11-25.
4.
ASTM 1820 Standard Test Method for Measurement
of Fracture Toughness
5.
CTOA results for X65 and X100 pipeline steels:
influence of displacement rate/ R. Reuven e.a //
Proceedings of IPC 2008, Calgary Alberta
6.
Fracture mechanics testing on specimens with low
constraint––standardisation activities within ISO
and ASTM/ K-H. Schwable e.a. // Engng. Fract.
Mech. – 2005. – V.70. – P. 557-576.
7.
Measurement of CTOA of pipe steels using MDCB
and DWTT specimens/ S.Xu e.a. // Proceedings of
IPC 2010, Calgary Alberta
8.
Simplified single-specimen method for evaluating
CTOА / S.Xu, R. Bouchard, W.R. Tyson // Engng.
Fract. Mech. – 2007. – V.74. – P. 2459-2464.
9.
Review of CTOA as a measure of ductile fracture
toughness/ L.N. Pussegoda e.a. // Proceedings of
IPC 2000, Calgary Alberta
10.
Tearing modulus, J-integral, CTOA and crack
profile shape obtained from the load-displacement
curve only/ A. Martinelly, S. Venzi// Engng. Fract.
Mech. – 1996. – V.53 № 2. – P. 263-277.
11.
Виноградов О.П., Гусев М.А., Ильин А.В. Разработка методики определения критического
угла раскрытия трещины CTOA как характеристики сопротивления магистральному вязкому
разрушению металла трубопроводов // Вопросы материаловедения, № 2 (70), 2012 г., с 150
- 160.
– 245 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ
СЪЕМКИ «КАК-ПОСТРОЕНО»
Андрей Иванович ДУЛЬНЕВ, Глеб Александрович ТУМАШИК (ФГУП «Крыловский государственный научный
центр»), Дмитрий Николаевич Ершов (ООО «Интари»)
ANALYSIS OF LINEAR PIPELINE STRESSED STATE BASED ON AS-BUILT
SURVEY RESULTS
Andrey I. DULNEV, Gleb A. TUMASHIK (Krylov State Research Centre),
Dmitrij N. Ershov (Intari Ltd.)
Guidelines on stress-strain analysis of pipe sections based on as-built survey results (measured data on gas
pipeline axis position) and finite-element method have been implemented. The guidelines application revealed high
sensitivity of predictions to input data measurement errors. Method of measured data update aimed at measurement
accuracy improvement is offered to enhance reliability of computed results. The method is based on minimization of
pipeline strain potential energy associated with these errors. Combination of the measured data update and finiteelement computations enabled offering pipeline strength assessment procedure based on as-built survey results
and identification of critical pipeline sections. Procedure application was demonstrated with actual measurements of
specific sections of the North-European gas pipeline. The survey results may be used for refining guidelines aimed at
technical evaluation of the newly built main gas pipelines at the time of construction, as well as for enhanced validity in
identification of pipeline critical sections.
Надежная и безопасная эксплуатация газопроводов, призвана обеспечить бесперебойную транспортировку газа в соответствии с плановой производительностью газопровода и с минимизацией
издержек от рисков природного и техногенного характера. Надежность и безопасность линейной части
магистрального газопровода в значительной мере
предопределяется его техническим состоянием в
процессе эксплуатации. Для того, чтобы оценки технического состояния были эффективными и доказательными, принципиально важно иметь достоверные
данные не только о текущем состоянии газопровода, но и об истории его изменения для конкретного
участка газопровода. В этой связи отправной точкой
является качество строительства, определяющее техническое состояние газопровода на начальном этапе
эксплуатации. Уже на этом этапе возможно то или
иное отклонение параметров технического состояния
от требований, установленных нормативно-технической документацией. Участки, на которых это имеет
место, подлежат специальному анализу с точки зрения определения их потенциальной опасности.
В качестве одного из факторов, определяющих
потенциальную опасность, может рассматриваться
уровень напряженно-деформированного состояния
(НДС) газопровода на данном участке. При этом повышенный уровень напряженного состояния может
рассматриваться, как один из факторов, который в
сочетании с другими неблагоприятными факторами
может привести к ускоренному развитию процессов,
влияющих на надежность и безопасность газопровода.
Чтобы получить качественные и достоверные
результаты расчета напряженно-деформированного
состояния необходимо иметь точную информацию о
фактическом пространственном положении газопровода, данные о конструктивных и физико-механических характеристиках труб, их раскладку по трассе и
др., т.е. иметь совокупность систематизированных
сведений - базу исходных данных. Современным
подходом к формированию таких данных является
создание электронной исполнительной документации «как-построено». Такая база данных позволяет в
максимальной степени автоматизировать выполнение расчетов НДС, а ее постоянная актуализация дает
возможность дает возможность проследить динамику
изменения НДС линейного участка газопровода с течением времени.
Расчетный анализ данных геодезической съемки о фактическом пространственном положении ряда
участков Северо-Европейского газопровода показал, что имеющиеся погрешности измерений могут
существенно искажать оценку фактического НДС газопровода на стадии строительства. Это, в известной мере, обусловило необходимость разработки
методики предварительного анализа (обработки)
результатов таких измерений. Таким образом, предварительная обработка результатов геодезической
съемки пространственного положения газопровода
призвана уменьшить влияние погрешности измерений на последующую расчетную оценку уровня НДС
магистрального газопровода.
Процедура предварительной обработки результатов измерений заключается в сглаживании
ошибок геодезических измерений положения осевой
линии газопровода, которые приводят к физически
необоснованному увеличению потенциальной энергии изгиба газопровода.
Алгоритм сглаживания основан на минимизации потенциальной энергии упругого изгиба того или
иного рассматриваемого участка газопровода. При
этом данный участок газопровода описывается балочной моделью с учетом влияния деформаций поперечного сдвига (модель Тимошенко). Минимизация
потенциальной энергии производится независимо
для изгиба в горизонтальной (план) и вертикальной
(профиль) плоскости.
Задача определения положения оси газопровода при условии минимальной потенциальной энергии
– 246 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
деформации его изгиба может быть сформулирована,
как задача оптимизации. Тогда функцией цели будет
потенциальная энергия. Параметрами проектирования (переменными в задаче оптимизации) выступают
элементы вектора узловых линейных перемещений.
Ограничения на параметры проектирования определяются принятой относительной погрешностью измерений координат сварных стыков.
В общем случае задача минимизации потенциальной энергии является нелинейной. Для ее решения может быть использован метод локальной линеаризации – итерационный метод, предполагающий на
каждой итерации замену нелинейной функции цели
на построенную по ее производным линейную функцию. В этом случае задача сводится к нахождению на
каждой итерации таких приращений параметров проектирования, при которых уменьшение величины линеаризованной потенциальной энергии будет максимальным. Производные от потенциальной энергии по
параметрам проектирования определяются из анализа чувствительности.
горитма, сопоставленный с результатами линейного
прогноза величины потенциальной энергии на каждой
итерации оптимизационного алгоритма. Совпадение
прогнозируемой на текущем шаге величины с точным
значением потенциальной энергии на следующем
шаге свидетельствует о достоверности используемого алгоритма. На рисунке 2 приведено сопоставление
положения оси газопровода по данным обмеров и по
корректированным данным.
В силу линеаризации задачи помимо имеющихся
ограничений на максимальное и минимальное значеmax
min
ния параметров проектирования ( w s
и w s ) для
улучшения сходимости вводятся дополнительные ограничения на изменение параметров проектирования на
Рисунок 1 – Изменение потенциальной энергии
деформации по итерациям.
Предполагаемая погрешность измерений 15 см
итерации
. Уменьшение величины
приводит к увеличению точности расчета. Таким образов,
определяется из условия достижения
величина
компромисса между скоростью и точность вычислений,
а величины
w smin
и
w smax
– условиями задачи.
Сведение задачи оптимизации к линейной позволяет использовать при решении на отдельной итерации процедуры, основанные на симплекс-методе.
В то же время, наличие данных по производным функциям цели позволяет существенно упростить оптимизационную процедуру. Связано это с тем, что для
линейной функции цели минимум может достигаться
только на ограничениях.
В результате проведенной обработки данных
измерений формируется новая система относительных координат, определяющая сглаженное пространственное положение осевой линии газопровода, в
котором будет минимизирован вклад ошибок измерений в оценку уровня НДС, связанного с упругим изгибом газопровода в процессе укладки.
Для решения задачи целесообразно использовать конечно-элементную дискретизацию газопровода на основе балочного двухузлового конечного элемента с учётом сдвига, удовлетворяющего условиям
неразрывности суммарных перемещений и изгибных
углов поворота.
В качестве примера ниже представлены результаты применения коррекционного алгоритма к
данным обмеров по стыкам труб в горизонтальной
плоскости на одном из участков Северо-Европейского газопровода при погрешности измерений 15 см.
Величина
принята равной 0,1 см. Результаты
расчетов приведены на рисунках 1 и 2. На рисунке 1
приведен график изменения потенциальной энергии
изгиба в процессе применения коррекционного ал-
Рисунок 2 – План трубопровода по данным
обмеров и по корректированным данным.
Предполагаемая погрешность измерений 15 см
Для определения расчетной величины погрешности измерений для конкретного участка должен быть выполнен анализ чувствительности изгиба
трубопровода к возможным смещениям из положения «как-построено» по данным обмеров. Однако, с
учетом относительно малой чувствительности потенциальной энергии изгиба для величин погрешности, превосходящих диапазон 3-5 см, в расчетах
рекомендуется принять указанный интервал равным
± 4 см.
Непосредственно расчеты напряженно-деформированного состояния участков подземного трубопровода выполняются в конечно-элементном комплексе ANSYS. Участок трубопровода, длина которого
составляет от несколько сотен метров до нескольких
километров, моделируется в балочном приближении. Его конструкция аппроксимируется конечными
элементами типа PIPE. Нелинейное взаимодействие
трубопровода с окружающим его грунтом моделируется с использованием конечных элементов линейных и нелинейных пружин, силовые характеристики
которых рассчитываются по полуаналитическим за-
– 247 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
висимостям сопротивления грунта продольным и поперечным смещениям трубы.
руемых относительно расчетного сопротивления R2
(СНИП 2.05.06-85*).
Для построения КЭ-моделей и последующего
численного анализа НДС подземного участка трубопровода с использованием электронной исполнительной документации «как-построено» формируются исходные данные, включающие пространственные
координаты базовых точек осевой линии трубопровода, характеристики физико-механических свойств
материалов (труб и грунтов в зоне прокладки трубопровода), геометрические параметры труб.
На рисунке 3 приведено распределение максимальных по величине нормальных напряжений изгиба
трубопровода.
При построении модели на первом шаге по координатам базовых точек оси трубопровода строится
последовательность опорных точек геометрической
модели трубопровода. На втором шаге между опорными точками строятся прямые, которые далее аппроксимируются конечными элементами типа PIPE20.
Далее для каждого узла, принадлежащего подземному участку трубопровода, в локальных координатных
системах, ориентированных по оси трубопровода
создаются три узла-копии, и устанавливаются конечные элементы линейных и нелинейных пружин типа
COMBIN14 и COMBIN39 соответственно. Жесткостные характеристики этих конечных элементов рассчитываются с учетом данных по значениям физикомеханических свойств грунта на рассматриваемом
участке газопровода.
Расчет напряженно-деформированного состояния производится в два этапа. На первом
этапе вычисляются напряжения только от упруго
изгиба трубопровода, связанного с укладкой трубопровода, на втором этапе – напряжения, связанные с общим изгибом, действием внутреннего давления и перепада температур. Для этого на первом
этапе в качестве нагрузок к модели трубопровода
прикладываются смещения его опорных точек в
плане и в профиле в соответствии с данными «какпостроено», конечные элементы пружин на этом
этапе отключаются. На основании выполненного
расчета определяются реакции, действующие в узлах конечно-элементной модели. На втором этапе
к модели трубопровода подключаются конечные
элементы пружин, и происходит ее нагружение
требуемым давлением, температурной нагрузкой,
а также полем реакций, полученным на первом этапе расчета.
Проверка прочности подземного трубопровода
выполняется в соответствии СНИП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы».
Ниже приведены результаты расчетов напряженного состояния трубопровода без применения и с
применением коррекции данных обмеров с заданной
погрешность.
Результаты расчетов первого этапа приводятся в виде зависимостей максимальных по величине
нормальных напряжений по длине трубопровода для
трех вариантов исходных данных о положении трубопровода: по данным обмеров, по данным коррекции с
ограничением 1 см и по данным коррекции с ограничением 4 см.
При анализе результатов расчетов второго этапа учитывается, что данные обмеров «как-построено»,
в основном, влияют на величину фибровых суммарных продольных напряжений в трубопроводе, норми-
Рисунок 3 – Максимальные по величине
нормальные напряжения общего изгиба.
(Внизу в увеличенном масштабе приведено
распределение в районе продольной координаты
600-800)
Из рисунка видно, что уже коррекция данных
обмеров в диапазоне 1 см приводит к снижению изгибных напряжений, обусловленных локальными изгибами на участках длиной, равной 2-3 длинам труб.
Уровень этих напряжений, относительно равномерно
распределенных по длине трубопровода, снижается
на величину порядка 50 МПа. На такую же величину
снижаются и напряжения в трех наиболее напряженных районах с исходным уровнем напряжений выше
250 МПа.
Коррекция данных обмеров в диапазоне 4 см
приводит к снижению фоновых изгибных напряжений
до уровня 50 МПа. Уровень наибольших напряжений в
трех районах на рассмотренном участке при этом составляет 150-170 МПа.
На
рисунках
4-5
приведено
распределение
относительных
приведенных
напряжений
после
приложения
температурного перепада и давления в соответствии со
СНИП 2.05.06-85.
– 248 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
уровнем относительных приведенных эквивалентных
напряжений выше 0.9, связанным с высокими продольными напряжениями изгиба.
На основании результатов расчетов может
быть выполнено ранжирование участков (районов)
трубопровода, в соответствие с которым выделены
потенциально опасные участки.
Рассмотрим эффективность выполнения обмеров повышенной плотности как подхода, направленного на уточнение линии изгиба трубопровода и, соответственно, уточнение напряжений от изгиба.
Выполненные для отдельных районов Северо-Европейского газопровода обмеры повышенной
плотности показывают, что реальные погрешности
измерений могут оказаться существенно выше заявленных. Так, выполненные обмеры для ряда районов
трубопровода показывают наличие невязки между
обмерами по стыкам и промежуточными точками,
доходящее до 80-100 мм (рисунок 6). Наличие указанных невязок приводит к резкому возрастанию напряжений от изгиба трубопровода на первом этапе
расчета прочности и напряженного состояния по итогам расчета в целом. При этом полученные величины невязок и соответствующие напряжения не могут
быть полностью устранены в процессе применения
алгоритма корректировки, что делает невозможным
использование обмеров повышенной плотности при
оценке прочности трубопроводов при существующих
в настоящее время погрешностях измерений.
Рисунок 4 – Приведенные напряжения,
отнесенные к расчетному сопротивлению R2.
Расчет по данным обмеров
Рисунок 5 – Приведенные напряжения,
отнесенные к расчетному сопротивлению R2.
Расчет по данным корректировки с расчетной
погрешностью 4 см
Сравнение графиков, представленных на рисунках 4-5, позволяет говорить о существенном влиянии процедуры корректировки на напряженное состояние, нормируемое по сопротивлению R2, в частности,
на максимальное и минимальное осевые напряжения
и на максимальное эквивалентное напряжение.
Применение корректировки по итогам 2 этапа
расчета снижает на большей части длины трубопровода фибровые продольные напряжения на величину
порядка 50-100 МПа и максимальные эквивалентные
напряжения на 20-50 МПа. Из графиков для относительных приведенных напряжений видно, что по результатам корректировки основной уровень относительных максимальных эквивалентных напряжений
по большей части длины трубопровода не превышает 0,8-0,85. На этом фоне выделяются три района с
Рисунок 6 – Участок обмеров повышенной
плотности. План трубопровода
Результаты проведенных исследований легли
в основу Р Газпром «Применение данных исполнительной съемки «как-построено» для оценки качества и технического состояния магистральных газопроводов на этапе строительства и идентификации
потенциально опасных участков в начальный период
эксплуатации». Результаты исследований могут быть
использованы также для совершенствования методик
оценки технического состояния вновь построенных
магистральных газопроводов на этапе строительства,
а также повышения достоверности идентификации
потенциально опасных участков построенных газопроводов.
– 249 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
MONITORING AND MODELING OF SOIL STATE NEAR PIPELINE LANFALLS
IN THE ARCTIC
A.V. Marchenko, A. Instanes, J. Finseth (The University Centre in Svalbard, Norway)
D.A. Onishchenko (Gazprom VNIIGAZ Ltd., Russia)
Research sire for the monitoring of heat transfer processes in soils around the pipeline landfall from the shore to sea
was organized and equipped in Longyearbyen, Spitsbergen. The data on soil temperature and pore pressure, sea water
temperature and tidal variations of the water level are collected for one year of the measurement. Semidiurnal variations
of soil temperature and pore pressure are discovered in all measurement locations. Vertical and horizontal heat fluxes
are calculated using the collected data.
1. INTRODUCTION
Thermodynamic state of surface soils in coastal
zones of the Arctic is determined by joint influence of
heat and radiation fluxes from the atmosphere, ocean and
deeper layers of permafrost. Climate changes influence
energy balance and cause the melting of frozen soils and
coastal erosion of Arctic Seas. Consideration and analysis
of these processes are necessary for risk analysis of new
projects in coastal regions of the Arctic [1].
Offshore development on the Arctic shelf requires
the construction of pipelines providing the transport of
hydrocarbons from the shelf on shore. The infrastructure
development assumes also the construction and support
of pipelines crossing water barriers (bays, rivers, lakes).
The crossing of magistral gas pipeline Yamal-Center of the
Baydaratskaya Bay over a distance of 60 km is a typical
example [2]. The pipeline is placed in a trench below the
water level for the protection from the action of drifting ice
(ice gouging). Erosion and ice processes in the coastal
zone can influence conditions of the pipeline laying in the
costal zone and as a consequence to accidents.
Main goal of the present work is the investigation
of thermodynamic state of soils around a landfall of
Arctic pipeline. The trenching destroys frozen soils and
can influence local increase of heat fluxes from the
atmosphere and ocean. A research site was organized
and equipped near the pipeline supplying cooling system
of the power plant in Longyearbyen, Spitsbergen. The
data on soil temperature and pore pressure, sea water
temperature and tidal variations of the water level are
recorded on the research site since 2011. The analysis of
collected data aids understanding of the thermodynamic
processes and could be used for the estimates of heat
fluxes in soils around pipelines in Arctic coastal regions.
The scheme of the research site is shown in Fig.
1 and Fig. 2. The pipeline consisting of three steel pipes
with diameter 80 cm is extended from the power plant
to the sea. The pipes are placed on 1 m depth below the
water level on the neap tide within the range bounded
by lines L in Fig. 1. Four thermistor strings Geoprecision
(www.geoprecision.com) are four piezometers Geotech
(www.geotech.se) are installed for the measurements of
the soil temperature and pore pressure in four locations
on the research site. Piezometers and thermistor strings
are installed in each of the four locations close to each
other. Two locations are on the distance 3 m from the line
L (points 1 and 2 in Fig. 1), and two other locations are on
the distance 10-12 m from the first pair of the locations
(points 3 and 4 in Fig. 1). Locations 2 and 3 are distanced
from the water line to avoid a damage of the sensors
by ice in spring tide. Scheme of the installations of the
thermistor strings and piezometers is shown in Fig. 2.
Figure 1. Scheme of the research site near the
pipeline in Longyearbyen.
2. ORGANIZING OF A RESEARCH SITE
A research site is organized in Longyearbyen town
in Spitsbergen on 78o13’’ N and 15o37’’E. Longyearbyen
town is located on the shore of the Advent Fjord which
is a part of larger Ice Fjord connected with waters of the
Greenland Sea. Mean air temperature derived from 30
years time series of local observations is -5oC. Since
the end of 90th the mean temperature exceeds -5oC.
Permafrost is in general observed in the soil sediments
in Longyearbyen, but the permafrost temperature and
soil salinity is increasing with decreasing distance to
the Adventfjord. Substantial land reclamation has been
carried out in the shore area of Longyearbyen during
the last 30 years. The location of the pipeline from the
power plant is in such an area and permafrost have not
developed in these relatively permeable soils influenced
by warm pipeline temperatures and sea water.
Eight wells were drilled in the soil in the November
2011 to install the thermistor strings and piezometers
up to 6 meters depth were bed-rock was discovered.
Distance between neighbor thermistors is 1.5-2 m in each
thermistor string (Fig. 2). Piezometers are located on the
depth 5.5 m in points 1 and 2 and on the depth 4 m in points
3 and 4 from the soil surface. Long-term measurements
of the soil temperature and pore pressure were performed
with sampling intervals 3 hours and 1 hour respectively.
Tidal tables were used to specify sea water level. Sampling
interval reduced to 10 min for the collecting of more
precise data. In this case sea water level, temperature and
salinity were registered with recorder SBE-37 deployed on
the sea bottom near the pipeline.
Disturbed material was collected in plastic bags for
each metre depth in the boreholes. The material was then
– 250 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 2. Instrumentation of the research site near the pipeline in Longyearbyen.
Table 1.
Sample
Depth
Description
N1
N2
N3
N4
1-2 m
2-3 m
3-4 m
4-5 m
Sandy GRAVEL
Sandy GRAVEL
Sandy GRAVEL
SILT, sandy, gravelly, silty
Silt content
(< 75 m) *)
6%
13 %
7%
64 %
Clay content
(< 2 m)
15 %
Water content
12 %
22 %
16 %
17 %
analysed for grain size distribution and water content at
the geotechnical laboratory at UNIS. The results from the
analyses are show in Table 1. Salinity of pore water was not
measured, but experience from other soil investigations in
the area shows that pore water salinity is from 10-15 ppt in
the top 3-4 metres and 30-40 ppt below this level. Boundary
between silt and sand is assumed 60 μm based on Guidelines
from the Norwegian Geotechnical Society [3].
shown in Table 1. The following input has been used in the
analyses:
It can be observed that the top 3 to 4 meters of the
deposit consist of sandy gravel. The coefficient of uniformity
Cu (Cu = d60/d10) is greater than approximately 30,
which indicates a well-graded material. The water content
varies between 12 and 22%. This layer is interpreted as fill
material that is placed in the area as a part of reclamation
and extension of land area during the last 50 years. Below
the fill material, the original beach material is found that
consist of silt with some gravel, sand and clay particles.
Depending on the ice content, this material can be very
thaw sensitive. Large deformations and settlements are
expected if this material is allowed to thaw.
Thermal conductivity versus temperature for sandy
and silty material is shown in Fig. 3. For temperatures
below -10°C and above 0°C, constant values are used,
as shown in Table 2. For the soil at the field site, the
sandy gravel in the top layer has low water content. This
means that the values of thermal conductivity are relative
constant in the frozen and unfrozen state.
Due to the limited available geotechnical data from
the site, the soil profile has been modelled in discrete
layers of 1 metre thickness. The soil is divided into two
groups: coarse material (sand/gravel) and fine material
(silt/clay). The soil thermal properties are based on the
grain size distributions and water content measurements
• thermal conductivity versus temperature
• unfrozen water content versus temperature
• volumetric water content
• volumetric heat capacity in frozen and unfrozen
state
3. PORE PRESSURE IN THE SOIL
Results of pore pressure measurements are shown
in Fig. 4 for one year period beginning on the November
20, 2011. The time is accounted in days from the
November 1, 2011 (Table 3). One can see that the pore
pressure in points 1 and 2 near the pipeline is higher the
pore pressure in points 3 and 4. Mean level of the pore
pressure in each location is determined by the depth the
drilling well and seasonal changes.
– 251 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Table 2.
Sand/gravel
T < -10°C
302.4
Thermal conductivity
[J/(days·m·°C)]
Volumetric heat
1900-2300
capacity
[J(m3·°C)]
Volumetric water
0.15-0.18
content
[m3 / m3]
Unfrozen water content 0
Silt/clay
T < -10°C
172.8
-10°C < T < 0°C T > 0°C
Figure 3
112.3
23003150
2100-2500
2100-2500
30003700
0.15-0.18
0.150.18
0.42-0.46
0.42-0.46
0.420.46
0
1
0.1
-10°C < T < 0°C
Figure 3
T > 0°C
172.8
1900-2300
1
Table 3.
Month
Year
Day
11
11
130
12
11
3162
01
12
6394
02
12
95124
03
12
125156
04
12
157187
05
12
188219
06
12
220250
07
12
251282
08
12
283314
09
12
315345
10
12
346377
11
12
378408
Figure 3. Thermal conductivity for coarse (sand/gravel) and fine (silt/clay) material
The amplitude of the pore pressure variations
reaches 10 cm in point 3, 7 cm – in point 2 and 4, and 5
cm – in point 1 in Fig. 5a. The tidal amplitude in the sea
was about 30 cm in the same time. The amplitude of the
pore pressure variations reaches 32 cm in point 3, 21 cm –
in point 2 and 4, and 18 cm – in point 1 in Fig. 5b, while the
tidal amplitude in the sea was 70 cm in this time. Thus the
amplitude of the pore pressure is maximal in most close to
the water line point 3 and minimal in most distant from the
water line point 1.
4. SOIL TEMPERATURE AND HEAT FLUXES
Figure 4. Pore pressure versus the time.
Seasonal changes of the pore pressure are not
significant. A little reduction of the pore pressure is
observed in a cold time of the year from the March to the
May. Semidiurnal oscillations of the pore pressure are most
significant. Correlations between the pore pressure and sea
water level variations in the March and October are shown in
Fig. 5a and Fig. 5b respectively. Maxima of the pore pressure
in the soil correspond to the water level maxima. Phase shift
between the tide in the soil and the tide in the sea is about
30 min in the March, and it is practically zero in the October.
The air temperature measured on the research site on
1 m distance above the soil or snow surface is shown in Fig. 6
over the year. Lowest air temperatures were registered in the
March 2012, and highest temperatures were recorded in the
beginning of July 2012. The air temperatures in November
2011 and November 2012 were similar. Soil temperature
on different depths is shown in Fig. 7 over the year. The soil
temperature on the depth 0.5 m repeats the atmosphere
temperature. This dependence becomes weaker with the
depth. Time period when the soil temperature reaches
maximal values is shifted to winter time with the increase
– 252 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Figure 5. Pore pressure and water pressure at the bottom versus the time.
of the depth. For example, maximal soil temperatures are
reached in the beginning of the July on the depth 0.5 m
(Fig. 7a), in the mid August on the depth 2 m (Fig. 7b), in the
beginning of the October on the depth 4 m (Fig. 7c) and in
the end of the October – in the beginning of the November
on the depth 6 m (Fig. 7d). The amplitude of seasonal
temperature variations of soils decreases with the increase
of the depth. In the surface layers the amplitude is about 5oC,
and at the depth 4 m it is about 2oC.
The soil temperature at the depths 4 m and 6 m
is higher in points 1 and 2 which are most close to the
pipeline. Maximal temperatures reach in point 2 which is
most close to the pipeline and water line. The difference
between the temperatures in point 2 and points 3 and 4
reaches 2-3oC. In point 1 the temperature is lower than
in point 2 approximately on 1oC. On the depth 2 m this
effect appears in the winter time only. Tidal oscillations of
the soil temperature are most significant on the depth 2
m. Figure 8 shows the records of the soil temperature in
points 1-4 performed with sampling interval 10 min in the
March 2012. Records of the water pressure at the bottom
are shown in Fig. 5a for the same time. Maximal amplitude
of the temperature variations was registered in point 2. on
the depth 2 m.
Figure 6. Air temperature versus the time.
Figure 8. Soil temperature versus the time measured
at different depths with high time resolution.
Figure 7. Soil temperature versus the time measured
at different depths.
Figure 9a shows positive vertical heat fluxes in the
surface layer from the November to May. The heat fluxes
become negative from the June to October. The sign of
the heat fluxes on the depth 4-6 m is varying in similar
way over the year in points 2, 3 and 4 (Fig. 9b). However
their absolute values are smaller. Semidiurnal variations
of the soil temperature are most significant in point 2.
Figure 9. Vertical heat fluxes versus the time.
– 253 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
In the surface layer positive heat fluxes in the winter are
greater than absolute values of negative heat fluxes in the
summer. Positive heat fluxes are registered over longer
time period than negative heat fluxes.
Horizontal heat fluxes shown in Fig. 10 reach
maximal values in surface layers of the soil and their
absolute values are much smaller maximal values of the
vertical heat fluxes in the surface layer shown in Fig.
10a. Semidiurnal variations of the horizontal heat fluxes
are most visible on the depth 2 m. Their amplitudes are
maximal between points 2 and 3 which are located near
the water line (Fig. 10d). Semidiurnal variations of the
heat flux between points 1 and 2 located near the pipeline
(Fig. 10a) are stronger than semidiurnal variations of the
heat flux between points 3 and 4 (Fig. 10b). Seasonal
variations of heat fluxes on the depths 0.5 and 2 m are
stronger seasonal variations of the heat fluxes on the
depths 4 and 6 m. Fig. 10d shows stable positive heat flux
directed from the pipeline on the depths 2, 4 and 6 m.
CONCLUSIONS
A research site on the monitoring of thermal state
of soils around the pipeline landfall was organized and
equipped. Data on soil temperature and pore pressure
were collected and analyzed over one year of the
measurements. Oscillations of the temperature and pore
pressure of semidiurnal frequency were discovered in all
points of measurements. They are most significant and
visible on the 2 m depth below the soil surface. The time
shift up to 30 min was found between the tide in the sea
and the tide in the soil. The upward heat fluxes up to 2000
J/m2/Day were registered in the winter time in the surface
soils at 3 m distance from the pipeline. They are much
higher the upward heat fluxes at 15 m distance from the
pipeline. The horizontal heat fluxes are directed from the
pipeline near the water line and have seasonal variations
in points of the measurements distant from the pipeline.
Their absolute values are much lower maximal values of
the vertical heat fluxes. Thus the influence of heat fluxes
from the sea on coastal soil temperature is higher near the
pipeline.
REFERENCES
1.
Instanes, A. and Anisimov, O. Climate change and
Arctic infrastructure. Proc. of the 9th International
Conference on Permafrost (NICOP), (pp. 779784). Fairbanks, Alaska, USA, 2008.
2.
Baydaratskaya Bay Environmental Conditions. The
Basic Results of Studies for the Pipeline »YamalCenter» Underwater Crossing Design. Moscow,
GEOS, 1997.
3.
Norwegian Geotechnical Society. Identification and
classification of soils. Report no.2 1982, revision
2011. Oslo, Norway: Norwegian Geotechical
Society, 2011.
Figure 10. Horizontal heat fluxes versus the time.
– 254 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОЦЕНКА РИСКА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА МОРСКОМ ГРУНТЕ
ПРИ СЕЙСМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
Людмила Викторовна Муравьева (Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет)
RISK ASSESSMENT FOR A MARINE PIPELINE UNDER SEVERE SOIL
CONDITIONS ON EXPOSURE TO SEISMIC FORCES
Ludmila V.MURAVIEVA (Volgograd State Architectural and Civil University)
At the current level of technical development of subsea pipeline systems a probability of their damage during construction
and operation due to various causes may not be excluded.
In the regions of high seismic activity the soil destruction may occur in the weak layers forming seabed deformations.
‘Hazard’ management practice has advanced in recent years, due to several factors: global pipeline expansion in
areas of difficult terrain (tectonic/ seismicity; permafrost area, landslides) coupled with a greater understanding of the
prevalence of hazard.
Formal risk assessment is relatively immature in most industries, including pipelining. A better solution is to establish
guidelines of essential ingredients necessary in any pipeline risk assessment. Critical would be identified and it would
be left to the operator subject matter experts to detail those elements.
This article focuses on the problem of imposing special (seismic) loads; the subject matter of the article also includes
the issues of the marine pipeline safety (risk) evaluation.
Морские магистральные газопроводы должны
обладать повышенной надежностью при строительстве и эксплуатации. Основными критериями оптимальности сооружения является техническую и экологическую безопасность.
Согласно [1], следует выполнять анализ всем
возможных колебаний напряжений в трубопроводе
по интенсивности и частоте, способных вызвать разрушения при эксплуатации морской трубопроводной
системы.
К основным причинам возникновения аварий
на трубопроводах, связанными с внешними воздействиями природного и техногенного характера относятся; сейсмические явления, оседание почвы и разжижение грунта.
В статье рассмотрен анализ стабильности трубопровода при чрезвычайных гидродинамических условиях для предельных ситуаций.
При построении алгоритмов расчета сооружений с учетом пространственной работы необходимо
исходить из нелинейной математической модели, которая наиболее полно отражает характер адаптации
сооружения к сильным землетрясениям. Характер
действительного поведения сооружения, его устойчивость по отношению к сильным землетрясениям
дает возможность проследить поведение сооружения, на всех стадиях его работы от упругой до полного разрушения.
На глубоководье, в удалении от морских путей,
трубопроводы обычно прокладываются непосредственно на морском дне, так как нет никакой потребности в защите от траления и мероприятий, понижающих влияние теплового расширения. В течение
укладки, эксплуатации, труба обычно погружается в
морское дно в долях диаметра трубопровода.
Сопротивление морского дна P(z), основано на
сопротивление грунтов сдвигу.
При изменении сопротивления грунтового основания и реализации сейсмического события трубопровод может перемещаться вверх и вниз, погружаясь в морское дно.
Если система взаимодействует с жидкостью, то
уравнение принимает вид:
(1)
где Р0 — гидродинамическое давление, связанное с движением основания; Ре — гидродинамическое
давление, обусловленное упругим смешением массы y(t).
Сейсмическая нагрузка, действующей на k-ю
массу при колебаниях по i-ой форме, складывается из
инерционной нагрузки и гидродинамического давления жидкости, записывается в виде:
(2)
Рассмотрим перемещение трубопровода при
заданной сейсмограмме u(t) перемещений основания. В данном случае на сооружение через его основание воздействует некоторое ускорение («сейсмический удар» по А.Г.Назарову), сообщающее системе
с любой массой одну и ту же скорость v0.
При колебаниях системы в жидкости будем
иметь
(3)
Соответствующая сейсмическая нагрузка с
учетом жидкости:
В дополнение к этому учитывается дополнительная сила плавучести, она действует вертикально
вверх, в дополнение к сопротивлению P(z).
– 255 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
(4)
Таким образом, наличие жидкости может привести к существенному изменению сейсмической нагрузки на систему за счет уменьшения ее собственной
частоты колебаний (и смещения резонансной зоны),
так и в результате «увеличения» массы.
Неустойчивость морского дна, сжижение верхнего слоя песка, а затем и плавучесть, могут привести
к отказу подводного трубопровода. На рис 2 схематично показаны особенности поведения подводного
трубопровода при взаимодействии с морским дном.
Pu снижается. Несущая способность разрушенного
слоя грунта принимается равной силам плавучести
трубопровода. В зависимости от балластировки трубопровода реализуются ситуации всплытия, погружения (всасывания) трубопровода пропорционально
уменьшению силы Pu (рис.1).
Распространение сжимающих волн в слабых
водонасыщенных грунтах вызывает почти исключительно сжимающие напряжения.
При оценке устойчивости грунтового массива в результате, например, разжижения и связанных
с этим осадок песчаного грунта можно пренебречь
эффектом воздействия продольных волн. Горизонтальные сдвиговые напряжения, возникающие при
распространении поперечных волн, являются основным компонентом напряжений, которые необходимо
учитывать при расчете устойчивости грунта с ровной
поверхностью в одномерной постановке в условиях
землетрясения [].
Морское дно считают непрочным и включено в
модель в двух формах; плоское морское дно или нерегулярное морское дно. Проведение нелинейного
конечно-элементного расчета в условиях неопределенности свойств грунтов, выполняется на основании
нелинейного динамического расчета.
Плоскость морского дна строится, используя
« твердую поверхность». Нерегулярное морское дно,
моделируется нелинейные объемные элементы.
Для решения проблемы динамического расчета конструкции используют два основных метода:
• разложение по собственным формам;
• прямое интегрирование уравнений движения.
Рис.1 Модель поведения трубопровода: Fw
– плавучесть трубопровода, Fs – несущая
способность слоев грунта, Р0- поровое давление,
d – глубина разжижения (толщина песчаного
слоя).
При выполнении анализа конструкции на сейсмическое воздействие с помощью стандартных модулей расчетной программы выполняется расчет по
квазистатическому методу.
Первоначальная осадка трубопровода связана
с сопротивлением грунта, которое увеличивается,
поскольку труба оседает в морское дно, и асимптотически приближается к пределу Pu несущей способности грунта. При реализации землетрясения происходит разжижение грунтов основания сопротивление
Расчетная динамическая модель незаглубленного подводного трубопровода – дискретная пространственная модель МКЭ: основание и окружающая
водная среда моделируются объемными элементами,
оболочка трубопровода – пластинчатыми элементами
взаимодействие трубопровода и грунта учитывается с
Рис. 2. Схема расположения слоев.
– 256 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
помощью элементов трения в продольном и поперечных направлениях.
Критерии прочности конструкции подводного
трубопровода - максимальные суммарные напряжения в трубопроводе σmax, МПа.
Суммарные напряжения в точке сечения трубопровода σmax определяются согласно правил [1],
(5)
где σx – суммарные продольные напряжения, МПа;
σhp – суммарные кольцевые напряжения, МПа;
Степень риска аварии сложной технической
системы, для которой, как правило, присуще наличие множества опасностей, определяется на
основе анализа совокупности показателей рисков, выявленных при анализе нежелательных событий (событий, связанных с разгерметизацией
оборудования, с проявлением неблагоприятных
метеоусловий).
После выявления на каждом из J объектов всех
сценариев аварии (Xj), расчета полей потенциальной
опасности этих аварий (Ri(x,y)) и определения вероятности реализации их негативного потенциала (Xi) проводилось построение интегральных полей риска на
картографической основе.
t– тангенциальные (касательные) напряжения, МПа;
kσ – коэффициент запаса по суммарным напряжениям.
Вероятность разжижения грунта зависит от
периода времени, прошедшего после укладки трубопровода, и периода повторяемости сейсмической
нагрузки. Чем больше период времени, прошедший
после укладки трубопровода, тем выше вероятность
возникновения приводящих к разжижению грунта условий, к которым, безусловно, относится землетрясение. Вероятность можно рассчитать по формуле:
⎛
1
Åð = 1 − ⎜⎜1 −
⎝ ÒR
⎞
⎟⎟
⎠
L
(7)
Суммирование проводится по причине взаимной независимости зон ущерба для рассматриваемых аварийных сценариев.
Основными источниками неопределенностей
оценки риска на данном опасном объекте является
- неполнота информации по надежности оборудования.
ЛИТЕРАТУРА:
(6)
где Ер и ТR - вероятность возникновения и период повторяемости землетрясений; L - время, прошедшее после укладки трубопровода.
Анализ риска является полезным средством,
когда имеется намерение выявить существующие
опасности, определить уровни рисков выявленных
нежелательных событий (по частоте и последствиям)
и реализовать меры по уменьшению риска в случае
превышения его приемлемого уровня.
1.
Нормы проектирования и строительства морского газопровода. ВН 39-1.9-005-98.-М.ИРЦ
«Газпром»1998. -17с.
2.
Правила классификации и постройки морских
подводных трубопроводов.- СПб.: Российский
морской регистр судоходства, 2012.-283с.
3.
Динамический расчет сооружений на специальные воздействия.
4.
Справочник-проектировщика. Под ред. Коренева Б.Г., Рабиновича И.М. : -
Рис.3.Конечно-элементная расчетная модель: 1) расчетная схема [], 2) деформации при разжижении
грунтового слоя, 3) эквивалентные напряжения т/м2 при сейсмическом воздействии 257 МПа (26235
т/м2).
– 257 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
5.
М. Стройиздат, 1984.- 215с.
6.
«Free Spanning Pipelines» Recommended Practice
DNV-RP-F105.-Det Norske Veritas,- 2002.-39p.
7.
СП 14.13330.2011 Строительство в сейсмических районах-.M.:Минрегион России,201182с.
8.
Л.В.Муравьева Проблемы оценки безопасности морского трубопровода /Л.В.Муравьева.
Труды RAO/GIS Offshore 2011.СПб.15-18 сентября 2011.
Рис. 4. Дерево событий потенциальных аварийных ситуаций при землетрясении
– 258 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИПОВЕРХНОСТНЫХ ЗОН АВПД НА ШЕЛЬФЕ
ПЕЧОРСКОГО И КАРСКОГО МОРЕЙ
Сергей Игоревич Рокос (ОАО АМИГЭ)
SPECIAL CHARTER OF FORMATION OF SHALLOW OVER-PRESSURED ZONES
WITHIN THE RECHORA AND THE KARA SEAS OFFSHORE AREAS
Sergey Rokos (AMIGE)
In process of various geotechnical drilling operations there have been noted many times gas-water blow-outs in shallowwaters areas of the Pechora and the Kara Seas. Certainly, these blowouts were caused by drilling in zones with abnormal
high pressure (Over-Pressured Zones / OPZ). The noted phenomena are observed in drilling at depths from 10m to 70m
below the sea bottom. Formation of subsurface OPZs is connected with development and following degradation of subaquatic permafrost on the shelf of the Pechora and the Kara Seas. OPZs has been drilled most often at the locations with
occurred relic frozen icy soils. The drilling intervals with blowout events are coincide almost every time with permafrost
foot. Blowouts of gas seeping beneath the bottom of permafrost are characterized by a relatively high intensity. In areas
with degraded relict permafrost such blowouts are noted as significantly rare and much weaker events, and in these
areas OPZs are generally coincide with lenses of gas-saturated sands confined by poorly consolidated clayey strata.
При бурении инженерно-геологических скважин и проведении геотехнических работ в пределах
мелководных районов Печорского и Карского морей
неоднократно отмечались выбросы газо-водяной
смеси, насыщенной взвешенными грунтовыми частицами. Выбросы происходили в диапазоне глубин от 20
до 50м ниже поверхности дна (весьма малые глубины
для такого явления) при проходке толщ четвертичных
отложений.Несомненно, что эти выбросы связаны
с интервалами газонасыщенных осадков, имеющих
аномально высокое пластовое давление (АВПД).
Наличие газа в осадках верхней части разреза
связано с формированием вечной мерзлоты и ее последующей деградацией. Об этом свидетельствует
географическое совпадение областей распространения вечной мерзлоты и газосодержащих осадков
(Рис. 1). Такое совпадение свидетельствует о парагенетической связи между этими явлениями.
Предполагается, что в течение последней
верхненеоплейстоценовой регрессии (около 18 000
лет назад), когда уровень моря опустился до отметок
около -100м, на мелководном шельфе Печорского и
Рис. 1. Область распространения многолетнемерзлых пород и газонасыщенных осадков на шельфе
Печорского и Карского морей
1- область распространения многолетнемерзлых пород и посткриогенныхгазонасыщенных осадков,
2- приколгуевский талик, 3- область распространения газонасыщенных осадков эстуарного типа,
4- скважины, в которых происходили выбросы газа, 5- скважины, вскрывшие многолетнемерзлые
породы, 6- район «Диапиры»
– 259 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Карского морей была сформирована мощная толща
мерзлых льдистых грунтов. Эта толща выступала как
мощный слабопроницаемый флюидоупор, который
препятствовал эмиссии газа из недр. При этом значительные количества газа скапливались под подошвой мерзлой толщи.
При последующей трансгрессии современного арктического бассейна сформированные мерзлые
образования оказались перекрыты морскими водами
с положительной температурой. Это вызвало интенсивное таяние шельфовых многолетнемерзлых пород. В результате сохранившиеся на сегодняшний
день реликтовые мерзлые образования представляют
собой локальные массивы, разделенные обширными
таликами (островной тип развития распространения
многолетнемерзлых пород).
Высвободившийся при таянии мерзлых отложений газ относительно быстро перераспределился по осадочному разрезу. Этот тип газонасыщения
осадков характеризуется как посткриогенный. Посткриогенный газ состоит в основном из метана с примесью СО2, Н2Sи др. Содержание в нем тяжелых углеводородовне превышает фоновых для всего региона
значений. Это свидетельствует о преимущественно
биогенном происхождении данного газа.
При распределении газа в осадочной толще песчаные образования выступили как коллекторы, глинистые- сыграли роль покрышек. На участках, где мерзлые
толщи сохранили свое льдистое состояние, газ скопился в их подошве. В глинистых грунтах газ присутствует
в диспергированном виде, в песчаных- образует сосредоточенные скопления. В основном эти локализуются в
своеобразных «мини-ловушках», приуроченных к мелким
антиклинальным структурам или к песчаным линзам.
В южной и средних частях Обской губы и в Тазовской, а также, вероятно, в Гыданской губе и в южной части Енисейского залива механизм насыщения
осадков газом иной. Здесь газ выделяется при разложении погребенного относительно свежего органического вещества с большим потенциалом деструкции.В
результате газом насыщаются голоценовые приповерхностные аллювиально-морские илы. В этих илах
газ содержится в диспергированной форме. Такой
тип газонасыщения характеризуется как эстуарный.В
указанных районах осадки с газонасыщением эстуарного типа «покрывают» нижележащие образования,
содержащие посткриогенный газ.
Очевидно, что рассеянный диспергированный
газ, содержащийся в глинистых грунтах, не может
создавать высоких давлений. Пластовые давления в
глинистых толщах, содержащих диспергированный
Рис. 2. Временной сейсмоакустический разрез (профилограф 3.5КГц, разрешение около 0.3м,
Байдарацкая губа), совмещенный с разрезами инженерно-геологических скважин. Акустически
слоистые каргинские глины перекрывают газонасыщенныеермаковские пески. На отдельных гладких
участках к подошве каргинской толщи приурочены протяженные амплитудные аномалии, связанные
с наличием подпирающего снизу газа. Местами газ прорывает из песков в вышележащие глины и
образует зоны потери корреляции и точеные амплитудные аномалии.
1- протяженные акустические аномалии тип «яркое пятно», 2- точечные акустические аномалии типа
«яркое пятно», М- кратные отражения; I- голоценовые морские осадки,II- аллювиально-морские
каргинские глины,III- аллювиальные ермаковские пески; а- глины, b- суглинки, с- пески, d- глубина
залегания границы слоя (глубина скважины) от поверхности дна, м.
– 260 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
газ, близки к гидростатическому. Собственно АВПД
могут создаваться в сосредоточенных скоплениях,
приуроченных к песчаным коллекторам и изолированных малопроницаемыми покрышками- относительно
консолидированными глинистыми отложениями или
многолетнемерзлыми породами.
Наличие свободного газа в осадках верхней части
разреза отчетливо проявляется на временных разрезах
сейсмоакустического профилирования. С наличием газа
связываются амплитудные аномалии типа «яркое пятно»,
зоны резкой потери сейсмической корреляции, а также
различные акустические неоднородности (Рис. 2).
Рис. 3. Схематичные модели сосредоточенных приповерхностных газовых скоплений, потенциально
опасных с точки зрения наличия в них АВПД, в различных типах осадочных толщ.
а) газовые скопления в ермаковско-калининских песках, перекрытых каргинско-ленинградскими
глинами; б) в локальных песчаных линзах в толще относительно консолидированных казанцевскомикулинских глин и суглинков; в) в древнеголоценовых аллювиальных песках, перекрытых
голоценовыми аллювиально-морскими илами; г) подмерзлотные и межмерзлотные сосредоточенные
газовые скопления.
1- глины и суглинки, 2- пески, 3- многолетнемерзлые льдистые грунты, 4- сосредоточенные газовые
скопления, 5- диспергированный газ.
I- ленинградско-каргинские глины, II- ермаковско-калининские пески, III- казанцевские глины
и суглинки, IV- внутренние песчаные линзы, V- голоценовые глинистые аллювиально-морские
осадки, VI- древнеголоценовые аллювиальные пески, VII- подмерзлотные газовые скопления, VIIIмежмерзлотные газовые скопления, приуроченные к пористым линзам преимущественно песчаного
состава.
– 261 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В контексте рассматриваемой проблемы наиболее важным является вопрос о давлении, создаваемом газом в отложениях верхней части разреза.
Технология инженерно-геологического бурения не
предполагает герметизации скважин и измерения в
них давления. Это делает не возможным точную оценку пластового давления в интервалах газонасыщенных осадков. О величине аномально высокого давления можно судить лишь на качественном уровне по
характеру и интенсивности выбросов (в основном по
высоте фонтана газо-водяной смеси над устьем скважины).
По этому признаку было отмечено, что довольно интенсивные и мощные выбросы (высота фонтана
над устьем до 1-3м) имели место в песчаных интервалах внутри толщи казанцевско-микулинских глин и
суглинков тугопластично-полутвердой консистенции.
Очевидно, что здесь сосредоточенные газовые скопления приурочены к ограниченным по объему песчаным линзам, залегающим внутри толщ относительно
консолидированных глинистых образований (Рис. 3а).
По всей видимости относительно консолидированные глинистые образования играют роль флюидоупоров (покрышек). Эти покрышки препятствуют
рассеиванию газовых скоплений и способны сдерживать относительно высокое пластовое давление,
которое создается газом во внутренних линзах песчаного состава, играющих роль коллекторов-ловушек.
Менее интенсивные выбросы имели место из
калининско-ермаковских песков (высота фонтана
менее 1м). В этих песках сосредоточенные газовые
скопления приурочены вмелким антиклинальным изгибам подошвы каргинских глин (Рис. 3б). Эти изгибы
формируют своеобразные «мини-ловушки». Сверху
данные газовые скопления перекрыты ленинградскокаргинскими образованиями.Ленинградско-каргинские образования, являясь неконсолидированными
глинистыми грунтами текучей-текучепластичной консистенции, не могут сдерживать высокого избыточного (по отношению к гидростатическому) пластового
давления, которое создается газом в подстилающих
ермаковских песках.
Такие же маломощные выбросы наблюдались
и при вскрытии подошвы толщи голоценовых аллювиально-морских глинистых осадков в Обской губе.
Здесь сосредоточенные газовые скопления приурочены к древнеголоценовым аллювиальным пескам русловых фаций. Они развиты на участках, где
имеют место положительные изгибы подошвы перекрывающей толщи современных аллювиально-морских глинисто-суглинистых осадков (Рис. 3в). Эти
осадки также представлены неконсолидированными
глинистыми грунтами текучей-текучепластичной консистенции. Как и ленинградско-каргинские образования они не могут сдерживать высоких пластовых
давлений, создаваемых в сосредоточенных газовых
скоплениях под их подошвой.
Наиболее мощные и интенсивные выбросы
были отмечены при бурении инженерно-геологи-
ческих скважин в толще многолетнемерзлых пород
(Рис. 3г).Здесь зоны АВПД приурочены к сосредоточенным скоплениям газа в линзах талых проницаемых
песчаных отложений внутри мерзлой толщи (межмерзлотные газовые скопления) или к положительным структурам кровлиподмерзлотных талых образований, обладающих соответствующей пористостью
(подмерзлотные газовые скопления).
Очевидно, что мерзлые породы обладают значительно более высокой прочностью и меньшей проницаемостью по сравнению с их талыми аналогами.
Соответственно внутри мерзлой толщи или под ее
покровом могут создаваться относительно высокие давления.Высоты фонтанов газо-водяной смеси,
возникавших при вскрытии подмерзлотных или межмерзлотных АВПД достигала 10м и более.
Из вышеизложенного очевидно, что величина
избыточного пластового давления (относительного
пластового давления) в значительной мере определяется свойствами отложений покрышки. Чем более
консолидированы образования, слагающие покрышки локальных скоплений приповерхностного газа, тем
более высоких значений достигает пластовое давление в этих скоплениях.
Необходимо также отметить, что, при прочих
равных условиях,наблюденная интенсивность выбросови, следовательно, избыточное пластовое давление тем выше, чем глубже залегают вскрытые инженерно-геологическим бурением газовые скопления с
АВПД.
Четких критериев выявления зон приповерхностных АВПД на мелководном шельфе Печорского и
Карского морей по данным сейсмического (сейсмоакустического) профилирования на сегодняшний день
не существует. Это связано со сложными и неблагоприятными условиямираспространения сейсмических волн в верхней части разреза данного региона.
Сложность и неблагоприятный характер этих условий
определяются широким распространением мерзлых
и оттаявших грунтов, а также наличием газонасыщенных осадков.
Тем не менее, прогноз по сейсмоакустическим
данным зон и интервалов, опасных с точки зрения
приповерхностных АВПД, при определенных условиях возможен. К числу этих условий относится, прежде
всего, хорошая изученность того или иного района
(перспективной структуры, площади месторождения
и т.п.). Имея достаточно подробное представление о
структуре верхней части осадочного разреза, составе слоев, а также об условиях распространения вечной мерзлоты, можно выделить зоны и интервалы, в
которых, с той или иной вероятностью, возможно наличие скоплений газа с АВПД. Ключевым здесь является момент, связанный с наличием антиклинальных
структур, а также внутренних пористых песчаных линз
(газовых ловушек) в глинистых и/или мерзлых толщах.
Наиболее опасными с точки зрения АВПД являются
интервалы, залегающие непосредственно под подошвами мерзлых массивов.
– 262 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ПРОБЛЕМА ТРАНСПОРТА ПРОДУКЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ МЕДВЕДЬ»
НА МЕСТОРОЖДЕНИЕ «БЕЛЫЙ ТИГР» ПО ПОДВОДНОМУ ТРУБОПРОВОД
Ты Тхань Нгиа, Тонг Кань Шон, Ле Динь Хое, Фам Ба Хиен (СП «Вьетсовпетро»)
Блок-кондуктор GTC-1 месторождения Белый Медведь располагается на расстоянии 6 км к югу от БК-14/
БТ-7 и от ЦТП-3 месторождения Белый Тигр на расстояние 7,7 км. Добываемая на GTC-1 продукция в виде газожикостной смеси (ГЖС) транспортируется по подводному трубопроводу на БК-14 и затем вместе с добываемой
на этих блок-кондукторах продукцией направляется на ЦТП-3 для сепарации от газа и обезвоживания. Далее
подготовленная нефть откачивается на УБН для хранения и отгрузки инотанкерам.
Через участок трубопровода GTC-1->БК-14 транспортируется только продукция, добываемая на GTC-1.
Давление на стояке GTC-1 колеблется от 28 до 30 атм, а давление, фиксируемое на стояке БК-14 колеблется
от 25 до 26,5 атм. Перепад давления на данном участке трубопровода изменяется от 2,0 до 2,5 атм, в среднем
составляет 2,2 атм. Производительность транспорта по жидкости составляет 3100-3600 м3/сут.
Через участок трубопровода БК-14 ->ЦТП-3 транспортируется смесь продукции, добываемая на GTC-1
и БК-14. Давление на стояке БК-14 колеблется от 25 до 26,5 атм, а давление, фиксируемое на стояке ЦТП-3
колеблется от 14 до 16 атм. Перепад давления на данном участке трубопровода изменяется от 9,0 до 11,5 атм,
в среднем составляет 10,5 атм.
На основании анализа работу системы трубопроводов GTC-1->БК-14 -> ЦТП-3 можно сделать выводы
о том, что для транспорта продукции добываемой на GTC-1 на ЦТП-3 требуется очень высокое давление на
стояках GTC-1 (от 28 до 30 атм) и БК-14 (от 25 до 26,5 атм), что сказывается на работы газлифтных скважин,
требуется большое количество газа газлифта.
Для понижения давления на стояках БК-14 и GTC-1 принимали решение о строительства дополнительной
линии трубопровода которая проходит через БК-9. Для этого надо построить теплоизолированный нефтепровод
БК-14-БК-9 диаметром 325*16 мм и длиной 6700 м.
Для сравнения эффекта строительства новой параллельной нитки трубопровода были проведены теплогидравлические расчеты транспорта продукции GTC-1 и БК-14 в виде ГЖС на ЦТП-3 по одному и двум параллельным трубопроводам со следующими параметрами добычи.
Таблица 1 - Параметры добычи на объектах:
Параметры
GTC-1
БК-14
БК-9
3
Обьем добываемой продукции м /сут
1200
3000
950
Обводненноть, %
7.5
39
80
Температура, оС
39
48
87
Количество газа газлифта, м3/сут
170000
250000
100000
Таблица 2 - Результат расчетов без и при наличии дополнительной линии теплоизолированного
трубопровода БК-14=>БК-9
Варианты транспорта
Без новой нитки БК-14=>БК-9
с новой нитки БК-14=>БК-9
Давление на стояках объекта, атм
GTC-1
БК-14
27,8
26,0
БК-9
-
ЦТП-3
14,0
19.2
17.7
15.6
14,0
Результаты теплогидравлических расчетов показывают, что при строительства нового участка трубопровода БК-14-БК-9 диаметром 325*16 мм и длиной 6700 м то давление на стояке БК-14 и GTC-1 может понижаться на 8,3-8,6 атм. При чем при понижения давления на устье скважин приводит к понижению употребления
количества газа газлифта и, в конце концов, приводит к большему понижению перепада давления на стояках
БК-14 и GTC-1.
– 263 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
– 264 –
Круглый стол 5:
АНАЛИЗ ОПЫТА СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОСВОЕНИИ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ ШЕЛЬФА
РОССИИ
Round table meeting 5:
ENVIRONMENTAL AND INDUSTRIAL SAFETY
SYSTEMS IN DEVELOPMENT OF OIL AND GAS
RESOURCES OF THE RUSSIAN SHELF – CASE
STUDY
Sponsor:
RAO / CIS OFFSHORE 2013
RUSSIAN – NORWEGIAN OIL AND GAS INDUSTRY COOPERATION IN THE HIGH
NORTH - ENVIRONMENTAL PROTECTION, MONITORING SYSTEMS AND OIL SPILL
CONTINGENCY TASK FORCE
Erik Bjørnbom, Environmental Team Leader
Eni Norge AS
INTSOK has, with the support of the Norwegian Government and Norwegian and Russian oil & gas industry,
launched the RU-NO Barents Project to address the need for common innovation and technology development between
Russia and Norway. Norwegian industry has world class offshore technology, but meets new challenges demanding
new/improved technology when moving towards the High North. Russian industry equally has long and valuable
experience with severe climate conditions, but has still emerging capabilities with respect to Arctic Offshore exploration
and development drilling operations.
The RU-NO Barents Project was initiated in 2012, will run for 3 years, and focus on 5 major areas of an offshore
oil and gas field development:
• Logistics and transport (2012-1015)
• Drilling, well operations and equipment (2013)
• Environmental protection, monitoring systems and oil spill contingency (2013)
• Pipelines and subsea installations (2013/2014)
• Floating and fixed installations (2013/2014)
The Environmental protection, monitoring systems and oil spill contingency task force have the following scope
of work:
«The Environmental protection, monitoring systems and oil spill contingency task force shall focus on acute
discharges and relevant environmental issues related to on-going and planned oil and gas activity within the study area.
The different phases of oil and gas activities shall be evaluated (exploration, development and production).
Working environmental aspects related to oil spill operations shall also be part of the work.»
The task force is to deliver the following products/support:
• Minimum of 2 workshops
• Task Force report identifying:
• Arctic technology challenges
• Best available techniques (BAT) solutions today
• Technology gaps
• Norwegian and Russian suppliers that can provide environmental and oil spill contingency support to the oil and
gas industry activity in the study area
•
Support to the other task forces
• The presentation will present status so far for the task force with focus on findings from the first workshop
conducted in Tromsø, Norway 12th of June.
For more information regarding the project, please visit the project web-site www.intsok.ru.
– 267 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
INNOVATIVE SOLUTIONS FOR ARCTIC OIL SPILL MANAGEMENT
Markku Kajosaari, Manager, Concept Development and Sales, Arctech Helsinki Shipyard Inc., M.Sc, Naval
Architecture
Arctech Helsinki Shipyard is building an icebreaking emergency and rescue vessel, which has an advanced oil recovery
system suitable for operation even in heavy waves in arctic conditions. The innovative vessel features a patented oblique
design with an asymmetric hull and three azimuthing propulsors, which allow the vessel to operate efficiently ahead,
astern and sideways. The vessel can proceed on a continuous mode in 1.0 m thick level ice and in oblique mode she
will be able to generate a 50 m wide channel in 0.6 m thick ice. The concept of the vessel is based on the AKER ARC
100 design, which has been further developed in co-operation with Aker Arctic Technology Inc. and Arctech Helsinki
Shipyard.
The oil recovery system of the vessel is very effective, because the vertical side of the hull is utilized as a sweep arm,
and when the vessel moves ahead obliquely through oil slick, the oily water will be guided through a hatch in the hull to
skimmer tank. The skimmer tank has built in brush collectors, which separate the oil from the water.
The vessel will be built for Russian Ministry of Transport and it will be used in the Gulf of Finland in icebreaking operations,
sea towing of vessels and floating facilities and oil combatting. The vessel measures 76,4 m in length and 20,5 m in
breadth. The three main diesel generator sets have the total power of 9 MW. The total propulsion power is about 7 MW.
Arctech Helsinki Shipyard is building the vessel in co-operation with Shipyard Yantar JSC. The blocks of the vessel have
been built by Yantar and the hull assembly, outfitting, painting and commissioning will be done by Arctech in Helsinki.
The delivery of the vessel is in spring 2014.
1. TECHNICAL SPECIFICATIONS
Length
Length in waterline
Breadth maximum
Draught, at design waterline
Deadweight at design draught, abt.
Installed power
Propulsion power
Speed
Speed at 1.0 m level ice
Crew
Special personnel
GT
Cargo deck
Range
nautical miles
Autonomy
persons)
Classification:
REFERENCES
76,4 m
72,1 m
20,5 m
6,3 m
1150 t
9,0 MW
7,5 MW
14 knots
3,0 knots
24
12
3800
380 m²
4500
Arctech Helsinki Shipyard inc. specializes in arctic
shipbuilding technology and building of icebreakers,
arctic offshore and other special vessels. Arctech is a
joint-venture owned with equal shares by STX Finland Oy
and United Shipbuilding Corporation JSC. The company
combines the expertise of the two major shipbuilding
companies and unites the marine industry clusters
of Russia and Finland. The joint venture agreement
was signed in December 2010 and Arctech started its
operation in April 2011. The shipyard has though a long
history. Helsinki Shipyard was established in 1865 and
ships have been built in the same location for almost 150
years. Arctech is located nearby the centre of Helsinki and
has approximately 400 employees.
20 days (24
RMRS
Class notation:
Icebreaker6, [1], AUT1-ICS, OMBO, FF3WS, EPP,
KM
DYNPOS-1, ECO-S, Oil recovery ship (>60°C), Salvage
ship, Tug, HELIDECK
– 268 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ENVIRONMENTALLY FRIENDLY SUBSEA TECHNOLOGY FOR THE ARCTIC
Bente Thornton, FMC Technologies
The pristine, very sensitive and fragile environment of the Arctic and adjacent oceans places an inordinate responsibility
on all parties that will be involved in exploration and extraction of hydrocarbon resources offshore. Nowhere else will the
oil industry be facing more stringent requirements to avoid all hydrocarbon spills and minimize all other environment
loadings and the footprint of operations.
For different regions of offshore and subsea Arctic, the specific challenges of very different conditions across the whole
Arctic region will require technical and operational solutions developed for, and adapted to, these different scenarios.
This paper presents some of the important challenges and points to possible solutions:
• Designs for overall system integrity – from the reservoir to top-side
• Designs for improved availability
• All-electric control systems
• Further development and implementation of condition, performance, and environmental monitoring systems
It is recognized that Arctic developments will be very expensive. For this reason, a high degree of standardization on
solutions and interfaces should be sought to keep development and qualification cost within bounds while improving
performance and safety for all applications.
– 269 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ЗДОРОВЬЕ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПЕРСОНАЛА В УСЛОВИЯХ АРКТИЧЕСКОГО
ШЕЛЬФА
Сергей Анатольевич Антипов (ООО «Центр корпоративной медицины»)
PERSONNEL HEALTH AND SAFETY AT WORKING IN ARCTIC SHELF
Sergei A. Antipov (LLC «Centr Korporativnoi Medicini»)
Occupational Health and Safety Protection is a system which includes law, economic, medical and other measures.
It is important in industries where the working process is organized in heavy geographical and climatic conditions, such
as oil production in the North.
The experience of Corporate Medicine Centre Group confirms that the advanced form of industrial medical maintenance
is the outsourcing service.
This model is optimal to apply special standards of working such as unified health data base, independent monitoring of
occupational conditions and implementation of complex medical programs.
The appropriate arrangement of medical service in industrial enterprises causes directly the growth of work performance.
Охрана жизни и здоровья людей на производстве или охрана труда - это система сохранения жизни и
здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
Охрана труда имеет социальное, экономическое и правовое значения. Социальное значение
охраны труда состоит в том, что она способствует
укреплению и сохранению здоровья работников при
наличии вредных и опасных производственных факторов. Экономическое значение охраны труда реализуется в росте производительности труда, подъеме
экономики, увеличении производства. Правовое значение охраны труда состоит в правовом регулировании работы по способностям с учетом условий труда,
физиологических особенностей организма. Кроме
того, вопросы охраны труда являются объектом организационно-управленческих отношений трудового
коллектива или соответствующего профсоюзного органа с работодателем, а также социально-партнерских отношений на федеральном, отраслевом, региональном уровнях.
Статья 37 Конституции РФ декларирует, что
каждый имеет право на труд в условиях, отвечающих
требованиям безопасности и гигиены. Помимо обычных нормативных документов по промышленной безопасности для полноценной охраны труда в нефтегазовой отрасли существуют отдельные документы,
такие как Постановление от 5 июня 2003 г. № 56 «Об
утверждении правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-353-00 «Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе»,
Постановление от 31 июля 2003 г. № 106 «О введении
в действие и признании утратившими силу нормативных правовых актов в области надзора в нефтяной и
газовой промышленности». «О новом порядке проведения обязательных (предварительных, периодических) медосмотров (в соответствии с требованиями Приказа Минздравсоцразвития РФ № 302н от
12.04.2011)»
Мировое сообщество связывает с Севером и
шельфовой добычей особые перспективы развития
земной цивилизации, подчеркивая громадное значение экономического, культурного и природного по-
тенциала Севера в планетарном масштабе. Вместе
с тем, Север относится к экстремальным и дискомфортным территориям, где проживание человека связано с сильным напряжением адаптационных систем
организма.
Нельзя забывать также о том, что морская нефтедобывающая платформа является объектом повышенной опасности
Именно поэтому работающим здесь людям необходима адекватная медицинская помощь.
Виды предоставляемой медицинской помощи
должны определяться доступностью, расстоянием и
качеством имеющейся на берегу помощи.
На сегодняшний день в России и за рубежом
есть медицинский организации имеющие опыт организации и оказания медицинской помощи на производственных объектах. При этом, компаний, которые
имеют многолетний положительный опыт такой работы именно в отдаленных, труднодоступных объектах,
объектах, где внедрен вахтовый метод работы, большая интенсивность труда, сложные климатические
условия, не много.
Интересен опыт работы Норвежской нефтедобывающей компании Statoil, использующей для
оказания первой медицинской помощи, а также для
решения других задач по охране здоровья и охране
труда собственную медицинскую службу.
Но на наш взгляд наиболее оптимальным и взаимовыгодным вариантом является организация службы по охране здоровья сотрудников на условиях аутсорсинга. Мировой практикой доказано, что одной из
наиболее успешных современных бизнес-моделей,
позволяющих добиться реальных конкурентных преимуществ, является аутсорсинг. Отношения сторон
по договору аутсорсинга очень сходны с отношениями стратегического партнерства, а не подрядного
взаимодействия. Такой вид партнерства выгоден для
обеих организаций, т.к. усилия каждой из них концентрируются на основных видах деятельности, что
позволяет обеспечивать должный контроль и сокращение издержек производства. В результате этого
повышается качество услуг и удовлетворенность потребителей, разделяются возможные риски.
– 270 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Примером такой успешной работы может послужить пятилетний опыт группы компаний Центра
корпоративной медицины.
Тем не менее, партнерство группы компаний
ЦКМ с медицинской службой компании Statoil, позволило нам детализировать различные процессы и
регламенты работ по организации и оказанию медицинской помощи именно на нефтяных платформах.
Норвежский опыт позволил нам скорректировать
управленческие, кадровые и ассортиментные решения для наиболее оптимального предложения по
сохранению здоровья сотрудников работающих на
предприятиях шельфовой добычи.
Высокий уровень профессиональных заболеваний, производственного травматизма и сроков
временной и стойкой утраты нетрудоспособности
приводит к выводу о недостаточной организации
медицинской службы в нефтегазовой отрасли. Причиной этому является отсутствие преемственности
в организации разных видов медицинской помощи,
единой информационной базы данных о состоянии
здоровья персонала, а так же системы управления качеством медицинской помощи. Организация производственной медицины является залогом повышения
производительности труда, экономического успеха
предприятия, основанного на здоровье его работников
Морская нефтедобывающая платформа является объектом повышенной опасности. Платформы
очень часто расположены в труднодоступных районах
(на северных широтах, с суровым климатом),
Наиболее оптимальным выходом является
разработка определенных стандартов. Конечно для
принятия решения о численности медицинских работников их уровня образования, а также об уровне
материально-технического оснащения необходимо
учитывать многие факторы: численность работников,
доступность специализированной медицинской помощи, производственный процесс. Но, тем не менее,
в нашей компании разработаны стандарты, которые
позволяют нам в быстрые сроки и с высоким качеством начать работы.
Инновационная модель организации медицинской помощи на производственных объектах в условиях шельфовой добычи нефти и газа.
Центром корпоративной медицины с целью
оптимизации затрат и повышения качества медицинской помощи на предприятиях разработана модель
медицинского обслуживания сотрудников предприятий, функционирующая на принципах аутсорсинга.
Данная модель предназначена для организации и оказания медицинской помощи на производственных объектах, в том числе и в условиях шельфовой добычи нефти и газа. В ее основу положены
следующие принципы.
3.
Организация и проведение предварительных и
периодических медицинских осмотров, разработка по их результатам лечебных и реабилитационных программ.
4.
Привлечение государственных средств Фонда социального страхования для организации
углубленных медицинских осмотров и средств
Фонда ОМС для организации первичной медико-санитарной помощи на базе лечебного
учреждения, осуществляющего свою деятельность на данном предприятии.
5.
Привлечение средств предприятия-страхователя для реализации индивидуальных и корпоративных программ через институт ДМС.
Долгое время проблемой охраны труда в России было несоблюдение правил и стандартов. Причиной около 80% аварий в нефтяной и газовой промышленности России явился низкий уровень организации
работ. Анализ производственного травматизма показывает, что наиболее значимый фактор, влияющий
на травматизм - это человеческий фактор (несоблюдение производственной дисциплины, нарушение
правил промышленной безопасности и охраны труда, должностных инструкций, правил трудового распорядка и тд). Второй по значимости фактор - это
недостаток внимания руководителей предприятий к
вопросам охраны труда. Третий - это старение оборудования, ведущее к учащению аварийных ситуаций.
Таким образом, коренная причина высокой производственной аварийности заключается не в особенностях продукции и процессов, а в действиях людей.
В нашей стране в области промышленной и
экологической безопасности и охраны труда так
называемый предписывающий подход постепенно заменяется методами, основанными на оценке
риска. Российские и международные нефтегазодобывающие и сервисные компании, работающие
на российском рынке, накопили опыт внедрения
современного подхода к вопросам управления
промышленной, экологической безопасностью и
охраной труда. Осуществление крупных инвестиционных проектов строительства и эксплуатации
объектов нефтегазового комплекса на территории
России способствует переходу к современной методологии управления промышленной, экологической безопасностью и охраной труда, к освоению
соответствующих современных методов и средств
управления, испытанных и признанных в странах с
рыночной экономикой.
Формирования медицинской службы на нефтегазовых объектах должны отвечать соответствующим
условиям. При этом необходимо заранее четко представлять, каковы будут особенности работы для того
или иного формирования, каков спектр задач данного
производственного объекта, какие виды травматизма
и заболеваний возникнут вероятнее всего.
1.
Организация и проведение мониторинга условий
труда, результаты которых являются основой для
разработки комплексных медицинских мероприятий, направленных на выявление и профилактику
профзаболеваний.
Планирование медицинской помощи в условиях вахтовых поселков вынуждено быть более гибким и
оперативным, приспосабливаясь к условиям не только основного предприятия, но и многих подрядчиков,
составляющих определенное число заказчиков.
2.
Организация первой и неотложной помощи на
производственных участках (морских платформах).
Любой труд производителен, но уровень его
производительности различный. Чтобы добиться
наиболее рациональной величины трудовых процес-
– 271 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
сов, труд как таковой должен быть соответствующим
образом организован, а его оценка базироваться на
определенных, обоснованных экономических показателях.
Полностью безвредных и безопасных производств не существует. Неотъемлемой частью охраны
труда являются охрана здоровья и организация медицинской помощи. Также важно понимание работниками того, что добиться устойчивого прогресса в снижении рисков повреждения здоровья возможно только
при условии сознательной поддержки программ по их
снижению со стороны всех без исключения работников.
Социальное значение охраны труда заключается в содействии росту эффективности общественного
производства путем непрерывного совершенствования и улучшения условий труда, повышения его безопасности, снижения производственного травматизма
и заболеваемости. Охрана труда способствует укреплению (сохранению) здоровья работников от вредных и опасных производственных факторов. Значение
продуманной медицинской политики выражается в
сокращении целодневных потерь рабочего времени в
результате снижения уровня или ликвидации временной нетрудоспособности из-за производственного
травматизма, профессиональной и общей заболеваемости.
Экономическое значение охраны труда реализуется в росте производительности труда, подъеме
экономики, увеличении производства. Экономическое значение охраны труда определяется эффективностью мероприятий по улучшению условий и повышению безопасности труда и является экономическим
выражением социальной значимости охраны труда. В
связи с этим, экономическое значение медицинской
политики оценивается результатами, получаемыми
при изменении социальных показателей за счет вне-
дрения мероприятий по медицинскому обслуживанию. Результаты изменения могут быть следующими:
1.
Повышение производительности труда. Оно
достигнуто в результате увеличения работоспособности, предупреждения утомления за
счет хорошего самочувствия. Всякое отклонение состояния здоровья на рабочих местах
заставляет организм человека дополнительно
тратить энергию для оказания противодействия неприятным факторам.
2.
Снижение непроизводительных затрат времени и труда.
3.
Снижение затрат из-за текучести кадров по условиям труда. Из общего числа уволившихся по
собственному желанию около 21 % составляют
лица, не удовлетворенные условиями труда.
Самое главное заключается в том, что охрана
труда - это не «пассив» предприятия, финансирование
которого дает одни убытки, а его «актив», вложения в
который сторицей окупаются в кратчайшее время.
Необходимо донести до руководителей и закрепить
на ментальном уровне тезис о том, что «охрана труда
- это выгодно!». Здоровый, уверенный в себе персонал, работающий в комфортных условиях, производит более качественную продукцию, меньше болеет,
сокращает непроизводственные затраты, дает более
высокую производительность труда и т.д. и т.п. Таким
образом, охрана труда повышает эффективность производства, т.е. является важнейшим элементом конкурентоспособности предприятия.
Гораздо дешевле организовать медицинскую
помощь и вовремя лечить сотрудников, чем потом находить новых людей на их место или оплачивать больничный или простой оборудования.
– 272 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ВЫБОР КОНЦЕПЦИИ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
МНГС
Игорь Юрьевич БАРДИН, Роман Александрович ГУРМАН (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)
CHOICE OF THE CONCEPT OF THE OFFSHORE STRUCTURES TECHNICAL
STATE MONITORING SYSTEM
Igor Y. Bardin, Roman R. Gurman (LUKOIL-Engineering Limited VolgogradNIPImorneft
Branch Office in Volgograd)
Development of the concept of the offshore structures technical state monitoring system is a very topical problem.
Simultaneously one of the questions is the choice of the monitoring way – on-line monitoring or monitoring on the basis
of periodical inspection and observation. Today the world practice is periodical inspection and observation with the
further analysis of the obtained data. At the same time periodical inspections once in several years may be proved not
enough for the control of the technical state of unique and the most difficult structures, which are operated in extreme
environmental conditions.
Морские нефтегазопромысловые сооружения
относятся к опасным производственным объектам и
характеризуются высокой аварийностью. По данным
Британской Ассоциации нефтегазовой индустрии на
континентальном шельфе, за период с 1990 по 2007
год только на стационарных платформах произошло
6269 несчастных случаев и опасных событий. В США
за период с 2000 по 2011 гг. в результате аварий на
морских нефтегазовых сооружениях погибло около
70 человек, 1349 человек получили травмы различной
степени тяжести. Экономический ущерб от потери одной нефтяной платформы составляет от 200 до 1000
миллионов долларов США, а масштабные разливы
нефти способны привести к экологической катастрофе.
явиться значительный ущерб персоналу и окружающей среде, приостановка добычи и существенные
финансовые потери.
Обеспечение безаварийной эксплуатации объектов обустройства месторождений континентального шельфа является одним из ключевых вопросов,
требующих повышенного внимания, поскольку следствием аварии при разработке месторождений может
В свете сказанного, весьма актуальной задачей
становится разработка концепции мониторинга технического состояния конструкций МНГС.
Одной из опасностей для морских нефтегазопромысловых сооружений является снижение несущей способности конструкций в результате накопления усталостных повреждений, что в свое время
продемонстрировала авария на норвежской платформе «Александр Кьелланд». Эта катастрофа произошла
в 1980 г. в результате скоротечного прогрессирующего разрушения в конструкции платформы, вызванного образованием усталостной трещины. Платформа
перевернулась и затонула менее чем за 10 минут, погибли 123 человека.
Одним из вопросов при разработке концепции
системы мониторинга является выбор способов мо-
Рис. 1. Примерный алгоритм последовательности действий при мониторинге технического состояния
на основе периодических инспекций
– 273 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Платформа JZ20 в заливе Бохай
ниторинга – непрерывный автоматизированный (online) мониторинг или мониторинг на основе периодических инспекций и обследований. В настоящее время
устоявшейся общемировой практикой является проведение периодических инспекций и обследований с
последующим анализом полученных результатов и, в
случае необходимости, выдачей рекомендаций о необходимости осуществления ремонтных или восстановительных мероприятий. Так же по итогам оценки
фактического состояния конструкций вносится корректировка в программу инспекций.
Практика автоматизированного (on-line) мониторинга была разработана и успешно применена на
платформе JZ20 (см. рис. 2) начиная с 1999 года после того, как две установленные в заливе платформы
были полностью разрушены под воздействием движущихся ледовых полей. Платформа JZ20 высотой
55,4 м опирается на 4 колонны диаметром 4,0 м с расстоянием между ними около 9 м.
Примерный алгоритм последовательности
действий при мониторинге технического состояния
на основе периодических инспекций показан ниже
(см. рис. 1).
• подсистемы мониторинга внешних воздействий и реакции конструкции на их воздействие, осуществляемого с использованием
установленных на платформе датчиков (см.
рис. 3);
Система автоматизированного мониторинга на
платформе JZ20 включает следующие три подсистемы:
При выполнении мониторинга в соответствии
с указанным подходом считается, что полученных в
ходе инспекций и обследований данных достаточно для оценки технического состояния конструкций
МНГС и подготовки заключения о безопасности сооружения в целом.
• подсистемы оценки безопасности, в которой
усилия в элементах конструкции сравниваются
с допускаемыми в реальном масштабе времени (см. рис. 4);
• подсистемы хранения и учета данных.
В тоже время для контроля технического состояния уникальных и особо сложных сооружений, эксплуатирующихся в экстремальных условиях, проведения периодических инспекций один раз в несколько
лет может оказаться недостаточным.
В связи с этим, определенный интерес представляет опыт эксплуатации китайских платформ в
заливе Бохай, где толщина льда составляет 0,6 м,
прочность льда на сжатие - 2,3 МПа, глубина моря 15,5 м. В зимний период ледовые условия являются
достаточно суровыми и ледовые нагрузки на установленные там сооружения – определяющими.
Платформы, установленные на замерзающей
акватории в заливе Бохай, при взаимодействии с движущимися ледовыми полями испытывали значительную вибрацию. Коэффициент динамичности достигал
значения 1,6. Подводная инспекция одной из платформ показала, что уже после 15 лет эксплуатации в
ее конструкции появились многочисленные трещины,
что заставило обратиться к тщательному анализу этого вопроса.
Начиная с 1980-х годов в заливе Бохай осуществляется постоянный мониторинг ледовых условий на акватории месторождения, давление льда на
конструкции платформ и реакция сооружений.
Рис. 3. Датчики подсистемы мониторинга
внешних условий и реакции конструкции
– 274 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
При этом, в состав системы автоматизированного мониторинга целостности конструкций МНГС в
зависимости от типа сооружения и решаемых задач
могут входить подсистемы:
• определения фактических силовых воздействий (давления) на сооружения плавучего
льда и морского волнения;
• определения параметров напряженно-деформированного состояния несущих элементов
конструкции;
• определения параметров вибрации сооружений (непрерывная фиксация скоростей и ускорений элементов конструкции при силовых
воздействиях плавучего льда и морского волнения).
Рис. 4. Интерфейс подсистемы оценки
безопасности
• определения пространственного положения
сооружения;
В Российской Федерации, необходимость мониторинга технического состояния МНГС регламентируется требованиями Российских нормативных документов:
• определения параметров напряженно-деформированного состояния грунтового основания
сооружения.
• СП 58.13330.2010 «Актуализированная редакция СНиП 33-01-2003 «Гидротехнические сооружения. Общие положения», п.4.10;
В состав системы планирования и проведения периодических инспекций и обследований может
включаться:
• ПБ 08-623-03 Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе, п.3.10;
• контроль коррозионного износа несущих элементов конструкции;
• контроль образования и развития трещин, в
том числе в сварных швах;
• ГОСТ Р 53778-2010 «Здания и сооружения.
Правила обследования и мониторинга технического состояния».
В указанных документах содержатся определенные указания относительно выбора способа
мониторинга. Так, в соответствие с требованиями
СП 58.13330.2010, введенного в действие с 1 января 2013 года, для сооружений I и II классов следует
предусматривать возможность применения автоматизированной системы мониторинга. В соответствии
с требованиями ГОСТ Р 53778-2010 для уникальных
зданий и сооружений устанавливается постоянный
режим мониторинга.
• контроль целостности лакокрасочного покрытия и протекторов, наличия вмятин и прочих
дефектов.
Принципиальная схема мониторинга технического состояния МНГС показана на рис. 5.
Таким образом, современные отечественные
нормативные документы не только устанавливают необходимость проведения мониторинга технического
состояния объектов обустройства морских месторождений, но и определяют, что для уникальных сооружений I класса ответственности система мониторинга
должна быть непрерывной и автоматизированной.
В соответствии с этим подходом, очевидно, что
система мониторинга технического состояния конструкций МНГС должна включать в себя три основных
направления:
1. Система автоматизированного мониторинга
целостности конструкций МНГС;
2. Система планирования и проведения периодических инспекций и обследований;
3. Система сбора, обработки, хранения данных
мониторинга и выдачи предупредительных сигналов.
Рис. 5. Принципиальная схема мониторинга
технического состояния МНГС
– 275 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОСВОЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В СЕВЕРНОМ КАСПИИ
Юрий Георгиевич БЕЗРОДНЫЙ, Виктория Владимировна НОВИКОВА (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ВолгоградНИПИморнефть»), Евгений Валерьевич КОЛМЫКОВ, Амир Лазарьевич ИСМАГУЛОВ
(ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)
ENVIRONMENTAL SAFETY SYSTEM DURING HYDROCARBON FIELD
DEVELOPMENT IN THE NORTHERN CASPIAN
Yuri G. BEZRODNY, Viktoria V. NOVIKOVA (Branch of OOO «LUKOIL-Engineering»
«VolgogradNIPImorneft»), Evgeny V. KOLMYKOV, Amir L. ISMAGULOV
(Lukoil-Nizhnevolzhskneft Ltd.)
The development of environmental safety system guaranteeing high degree of the marine environment protection from
potential negative impact of oil and gas production has become one of the main requirements for the field development
in the Northern Caspian, where drilling operations were completely banned by the Russian legislation beginning from
1975. The environmental safety system developed and implemented by OAO «LUKOIL» is a package of actions aimed at
environmental damage prevention and compensation and minimizing negative impact of prospecting, exploration, field
facilities construction and hydrocarbon production on the ecosystem of the Northern Caspian. Constantly improving the
environmental safety system for production operations in the Northern Caspian the Company is planning to carry on its
activity keeping to the principle of ecological and economic balance.
Каспийское море является крупнейшим озером
мира, уникальным бессточным изолированным водоемом, дающим 85 % мировой добычи осетровых рыб и
90 % черной икры.
Первые морские нефтепромыслы появились на
Каспийском море еще в XIX веке и на акватории Южного Каспия добыча нефти носит широкомасштабный
характер.
Северный Каспий наиболее мелководный, хорошо прогреваемый и потому наиболее высокопродуктивный, является важнейшим районом нагула рыб.
В связи с чрезвычайной важностью Северного
Каспия для формирования запасов осетровых и других
ценных рыб этот район в 1975 году был объявлен заповедной зоной.
Таким образом, в 70-х годах ХХ века на Северном Каспии осуществлялась только рыбохозяйственная
деятельность, направленная на обеспечение благоприятных условий размножения и нагула осетровых рыб. В
результате принятых мер, добыча осетровых рыб на Каспии была рекордной в ХХ веке (только в СССР около 25
тыс.т.). Это было обусловлено также внедрением системы мер по искусственному воспроизводству осетровых
рыб, в частности, разработкой российскими учёными
биотехники заводского разведения, регламентацией
пропуска производителей осетровых рыб на нерестилища, специальной организации промысла и др. При этом
разработка минерального сырья, в том числе бурение
нефтегазовых скважин и их эксплуатация запрещались.
Это было связано с тем, что существовавшие в то время
технологии бурения скважин и добычи углеводородного сырья могли привести к существенному загрязнению
морской среды, и предполагаемые выгоды от добычи
углеводородного сырья были бы ниже реальных доходов от эксплуатации стад осетровых рыб.
В последние двадцать лет Каспийский регион стал одним из ведущих геополитических регионов
мира. Это произошло вследствие, во-первых, распада Советского Союза и образования на берегах Каспийского моря новых независимых государств (ННГ)
– Азербайджанской Республики, Туркменистана и Ре-
спублики Казахстан; во-вторых, обнаружения в акватории Каспия значительных запасов углеводородного
сырья, что явилось базой для развития экономики ННГ;
в-третьих, привлечения иностранных инвесторов и ведущих западных нефтегазовых компаний для развития
нефтегазового бизнеса.
В 1993 году Правительство Казахстана своим
постановлением внесло изменения в статус режима
заповедника, определенного для Северного Каспия,
разрешив поиски, разведку и добычу углеводородов в
Северном Каспии.
В 1998 году Правительство Российской Федерации также приняло постановление «О частичном изменении правового режима заповедной зоны Северной
части Каспийского моря», в соответствии с которым в
заповедной зоне «разрешается геологическое изучение, разведка и добыча углеводородного сырья с учетом Специальных экологических и рыбохозяйственных
требований» (СЭРТ). К разработке СЭРТ, наряду с научными учреждениями, природоохранными органами,
были приглашены и специалисты ОАО «ЛУКОЙЛ».
Создание этого документа, экологически обосновывающего освоение морских месторождений
углеводородного сырья в северной части Каспийского
моря, продиктовано необходимостью выполнения постановления Правительства Российской Федерации от
31 января 1975 г. № 78 с внесенными в него изменениями от 14 марта 1998 г. № 317. Указанными постановлениями Правительства РФ был установлен особый
природоохранный режим в северной части Каспийского моря, закрепленный в «Положении о заповедной
зоне в северной части Каспийского моря», с соответствующей его корректировкой. Для создания механизма реализации этих требований были разработаны
и утверждены приказом МПР России от 16.09.1998 г.
№ 211 «Специальные экологические и рыбохозяйственные требования для проведения геологического
изучения, разведки и добычи углеводородного сырья в
заповедной зоне в Северной части Каспийского моря».
Аналогичный документ был утвержден 31.07.1999 г.
правительством Республики Казахстан.
– 276 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В 2003 году в Тегеране всеми Прикаспийскими
государствами была подписана Рамочная конвенция
по охране морской среды Каспийского моря, которая
после ее ратификации 12.08.2006 г. вступила в силу.
Комплекс морских работ, на который распространяются российские СЭРТ, включает:
• морские ресурсные исследования (геофизические и инженерные изыскания и др.);
• проектирование и строительство буровых оснований, установок, платформ и морской инфраструктуры в т.ч. прокладку трубопроводов;
• бурение, испытание, эксплуатацию, консервацию или ликвидацию скважин и буровых оснований;
• сбор, транспортировку, переработку и ликвидацию всех видов отходов;
• использование всех видов водного, воздушного
и трубопроводного транспорта в целях материально - технического обеспечения функционирования объектов морской нефтегазодобычи и
транспортировки готовой продукции.
Основные требования и ограничения на освоение морских нефтегазовых месторождений в заповедной зоне Северного Каспия в соответствии с СЭРТ
включают:
• запрет на сейсморазведочные работы на определенных акваториях и сроках их выполнения;
• запрет на строительство инфраструктуры в акваториях, представляющих наибольшую ценность и уязвимость, и имеющих статус особо
охраняемых природных территорий;
• запрет на перемещение судов вне согласованных маршрутов, за исключением аварийных и
медицинских случаев;
• режимные ограничения, касающиеся сроков
проведения поисково-разведочных работ, обусловленные биологическими особенностями
жизненного цикла отдельных видов животного
мира (осетровых, птиц, тюленей и др.);
• запрет на использование оборудования, ранее
работавшего в иных водных бассейнах, без проведения контроля во избежание привнесения в
Каспийское море нежелательных инвазивных
видов-вселенцев;
• обеспечение «нулевого» сброса всех видов отходов в море;
• ограничения по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу и по нарушению допустимого акустического режима;
• ограничения по выемке и перемещению грунтов
в море и на охраняемых участках побережья;
• ограничения по условиям ведения морских работ в периоды с особым гидрологическим и ледовым режимом;
• меры по предотвращению разливов нефти и
возникновению аварийных ситуаций и др.
СЭРТ, разработанные еще в 1998 году, распространяются на российскую зону Северной части
Каспийского моря и прилегающую береговую полосу
в зоне влияния нагонных волн и, в отличие от Тегеранской Рамочной конвенции по защите морской среды
Каспийского моря (2003 г.), содержат конкретные требования, обеспечивающие экологическую безопасность освоения морских месторождений углеводородного сырья. Практический многолетний опыт освоения
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» лицензионных
участков в российском секторе Каспийского моря показал высокую эффективность этого небольшого по
объему, но весьма емкого по содержанию, нормативного документа.
Вторая редакция СЭРТ была разработана в 2005
году. В настоящее время в составе каждого проекта на
строительство скважин разрабатываются эксклюзивные СЭРТ, которые утверждаются заключением государственной экологической экспертизы Росприроднадзора Министерства природных ресурсов России.
Таким образом, благодаря постановлению Правительства РФ от 14 марта 1998 г. № 317 и СЭРТ на
акватории заповедной зоны Северного Каспия стало
возможным сбалансированное сочетание рыбохозяйственной деятельности и поисков, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья. Позже
(в 2002 г.) это положение было закреплено в основных
принципах охраны окружающей среды Федерального
закона «Об охране окружающей среды» в статье 3: «научно обоснованное сочетание экологических, экономических и социальных интересов человека, общества
и государства в целях обеспечения устойчивого развития и благоприятной окружающей среды».
Хозяйственная деятельность нефтяных компаний, согласно правовым документам, не должна оказывать негативного влияния на экологические условия обитания гидробионтов, их жизнедеятельности и
уменьшать биологическое число видов. Другие виды
хозяйственной деятельности, безусловно, оказывающие вредное воздействие на рыбное хозяйство (например «разработка гальки, гравия и иных грунтов со
дна моря») по-прежнему запрещены.
Судьба Каспия, сохранение его уникальности и
проблема рационального использования его природных ресурсов волнуют Прикаспийские государства и
все международное сообщество. Существуют опасения, что под воздействием техногенных и природных
факторов на фоне непринятия адекватных мер в регионе произойдут не только значительные негативные социально-экономические и экологические изменения,
но велика также угроза региональной экологической
катастрофы.
Для мелководного Северного Каспия в случае
аварийного выброса нефти масштабы загрязнения
могут быть катастрофическими для экосистемы этой
части моря.
Особую тревогу вызывало то обстоятельство,
что в середине 90-х годов ХХ века в значительной мере
была парализована и разрушена существовавшая ранее система гидрометеорологических станций, обеспечивающих наблюдения за гидрометеорологическими характеристиками и загрязнением Каспийского
моря. Целый ряд специализированных организаций,
включая КаспНИРХ, остались без необходимого финансирования.
Такая система наблюдений необходима для
осуществления защитных и компенсационных мероприятий, связанных с изменениями уровня моря, обеспечения режима особой хозяйственной деятельности
– 277 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
в прибрежных районах Каспийского моря, реализации
мероприятий по охране окружающей среды и биоресурсов.
Выиграв в 1997 году тендер на поиски, разведку
и добычу углеводородного сырья, пионером освоения
нефтяных месторождений в российском секторе Каспийского моря стала компания «ЛУКОЙЛ», поставившая своей стратегической целью на рубеже XXI века
стать одной из ведущих нефтяных компаний мира. При
этом принимались во внимание многолетний опыт
морской нефтегазодобычи на южном Каспии, в Северном и Балтийском морях, Мексиканском заливе и в
других регионах мира, сложившаяся инфраструктура.
В 1997 году в рамках реализации принятой
компанией «Программы первоочередных работ по изучению и освоению углеводородных ресурсов Каспийского моря на 1996-2000 гг.» ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьморнефть» (ныне ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)
приступило к проведению комплексных экологических
исследований Северного Каспия. Первоначальной
задачей исследований было получение сведений о
состоянии окружающей среды Каспийского моря, необходимых для экологического обоснования поиска и
разведки углеводородов. В рамках только данной программы были проведены комплексные экологические
исследования в северной части Каспийского моря стоимостью более 5 млн. USD [1].
При подготовке к поисково-разведочным работам
ОАО «ЛУКОЙЛ» на Северном Каспии были проанализированы данные литературных источников и наблюдений
за гидрометеорологическими характеристиками и проведено детальное режимное обобщение для районов
намечаемого бурения. Подготовлен банк штормовых
ситуаций за исторический период, превышающий 50 лет.
Выполнена компьютерная оцифровка карт атмосферного давления и расчет ветра для штормовых ситуаций.
Разработаны двух- и трехмерные гидродинамические
модели разных уровней пространственного разрешения
и проведены расчеты для указанных штормов, ветрового
волнения, уровня моря и течений на различных горизонтах. Проведено вероятностное моделирование и получены характеристики редкой повторяемости наиболее
важных гидрохимических параметров
Проведенными исследованиями установлено,
что основным источником нефтяного загрязнения Северного Каспия является речной сток Волги, Урала,
Эмбы, Терека, Сулака и других рек.
В результате проведения широкомасштабных и
дорогостоящих инженерно-гидрометеорологических
и инженерно-экологических изысканий, научных исследований ОАО «ЛУКОЙЛ» стало обладателем ценнейшей информации, характеризующей современное
состояние экосистемы Северного и Среднего Каспия,
которая по объему и набору показателей не имеет себе
равных ни в Российской Федерации, ни за рубежом,
включая Прикаспийские страны, такие как Казахстан,
Азербайджан и Туркменистан.
На этой основе была выработана эффективная
Система обеспечения экологической безопасности
освоения морских месторождений углеводородов [27] которая позволила ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» успешно в геологическом аспекте и без
экологического ущерба последовательно пробурить
десятки поисково-оценочных, разведочных и эксплу-
атационных скважин, открыть восемь месторождений
на лицензионных участках в российском секторе Каспийского моря. Следует обратить внимание на беспрецедентную эффективность проведенных работ.
Успешность поисково-разведочного бурения составила 100 %, то есть каждое месторождение было открыто
первой же поисковой скважиной.
Большую роль в формировании системы экологической безопасности освоения ОАО «ЛУКОЙЛ»
месторождений углеводородного сырья в Северном
Каспии сыграла государственная экологическая экспертиза Минприроды России. Так, серьезные претензии экспертов в начальный период хозяйственной
деятельности дочернего общества ОАО «ЛУКОЙЛ» на
Каспии были к непреднамеренным сбросам выбуренной породы на дно моря при строительстве поисковооценочных скважин с СПБУ «Астра» под водоотделяющую колонну, а также к рецептурам применяемых при
этом буровых растворов.
В частности, претензии экспертов предъявлялись к использованию глинопорошков, отнесенных
по ГОСТ 12.1.007-76* к малоопасным веществам (IV
малоопасный класс), для приготовления бурового раствора. А выбуренная порода, образованная при проходке первого интервала бурения, рассматривалась
экспертами как серьезное негативное воздействие на
морскую среду.
Реакцией на эти требования экспертов государственной экологической экспертизы стало внедрение
буровым подрядчиком ООО «БКЕ «Шельф» технологии
забивки водоотделяющей колонны и последующее выбуривание горной породы из тела забитой колонны с
исключением сброса бурового шлама на дно моря.
Значительно расширился список исходных химреагентов и материалов, разрешенных к применению для
приготовления высокоэффективных буровых и тампонажных растворов, имеющих ПДК и ОБУВ для рыбохозяйственных водоемов.
В 2009 году ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
приступило к разработке первого морского месторождения им. Ю. Корчагина, расположенного в пределах
лицензионного участка «Северный».
В первую очередь обустройства месторождения вошли морские ледостойкие платформы (МЛСП):
ЛСП-1, ЛСП-2, а также точечный причал (ТП), плавучее
нефтехранилище (ПНХ) и подводный нефтепровод с
ЛСП-1 до точечного причала.
За период разработки с платформы ЛСП-1 намечено пробурить 33 наклонно-направленных и горизонтальных скважин, максимальной протяженностью
по стволу до 9000 м (26-добывающих, 3-водонагнетательные, 1-газонагнетательная и 3-резервные). Ближайшая перспектива - освоение месторождения им.
В. Филановского.
В пос. Ильинка Астраханской области была построена Комплексная транспортно-производственная
база (КТПБ), включая комплекс оборудования и технологии для приема, обезвреживания и утилизации отходов морской хозяйственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».
Обработке (нейтрализации) отходов бурения
подлежат: буровые шламы, буровые сточные воды,
отработанные буровые растворы, нефтесодержащие
воды, хозбытовые сточные воды.
– 278 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
В результате процесса обезвреживания отходов морского бурения образуются: нефтепродукты,
направляемые на регенерацию, вода, используемая
для технологических целей и полива, и укрепленный
техногенный грунт, предназначенный для устройства
конструктивных слоев оснований дорог, площадок,
рекультивации шламохранилищ, отстойников-накопителей, свалок, производства блочных строительных
материалов и т.п.
Разработанная и внедренная на КТПБ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» схема обращения с отходами морского бурения позволяет перерабатывать их
в экологически безопасные материалы и свести к минимуму негативное влияние на окружающую среду.
Примечательно, что природоохранные сооружения были построены и введены в действие до начала
хозяйственной деятельности на море.
Позже на территории КТПБ был возведен Корпоративный учебный центр для подготовки персонала,
обслуживающего морские нефтегазовые сооружения,
оснащенный необходимыми тренажерами, соответствующими лучшим мировым образцам.
ОАО «ЛУКОЙЛ» является единственной нефтегазовой компанией в России, реализующей, согласно
требованиям РД 07-603-03 и СЭРТ, при проведении
морских работ на месторождениях им. Ю. Корчагина и
им. В. Филановского геодинамический мониторинг.
Кроме этого, осуществляется мониторинг за
подводным трубопроводом от ЛСП-1 до точечного
причала и плавучего нефтехранилища, расположенных на расстоянии 54.6 км южнее МЛСП, и ежегодное
водолазное обследование участков расположения
устьев ликвидированных поисково-оценочных скважин с обязательной видеосъемкой, которые выполняет специализированная организация по заданию
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».
Для своевременного принятия мер к предупреждению чрезвычайных ситуаций, связанных с нефтью ЧС (Н); поддержания в постоянной готовности сил
и средств ликвидации ЧС (Н), обеспечения безопасности населения и территорий и максимально возможного снижения ущерба и потерь в случае возникновения
ЧС (Н) разработан «План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах обустройства месторождения им. Ю.Корчагина».
Зона действия Плана охватывает акваторию площадью
23 800 км2. В указанной зоне ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» готово осуществлять операции по ликвидации разливов нефти с объектов обустройства месторождения им. Ю.Корчагина.
В зоне оперативной ответственности организовано постоянное дежурство двух аварийно-спасательных судов «Когалым» и «Лангепас» ледокольного типа.
Одно судно несет дежурство у МЛСП, другое – у Морского перегрузочного комплекса в составе ТП и ПНХ.
следствий разлива нефти регионального значения в
Северной части Каспийского моря при поисково-оценочном бурении и на объектах месторождения им.
Ю. Корчагина в рамках международных комплексных
учений, в которых принимали участие спасательные
подразделения из Казахстана и Азербайджана и присутствовали представители МЧС России, Минтранса
России, Росприроднадзора, администрации Астраханской области, Пограничного управления Федеральной
погранслужбы ФСБ России по Республике Калмыкия
и Астраханской области, Республик Казахстан и Азербайджан, Туркменистан. В аварийно-спасательных
операциях были задействованы 14 судов, 3 вертолета
и самолет – амфибия из Азербайджанской Республики.
В результате учений была дана оценка достаточности сил и средств по ликвидации последствий
разливов нефти и нефтепродуктов ООО «ЛУКОЙЛНижневолжскнефть» для локализации и ликвидации
максимально возможного разлива нефти и нефтепродуктов, который может произойти на морских буровых
и нефтепромысловых объектах.
Согласно внесенным Федеральным законом от
30.12.2012 г. № 287-ФЗ в ч. 3 ст. 8 Федерального закона «О континентальном шельфе РФ», в п. 2.2 ст. 20
Федерального закона «О внутренних морских водах,
территориальном море и прилежащей зоне РФ» изменениям, перечень сведений, которые должны быть
отражены в лицензии на пользование недрами и в ее
неотъемлемых составных частях, стал шире. В частности, в указанный перечень включены сведения о
мерах, предусматривающих применение технологий
и методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в морской среде в ледовых условиях, при разработке минеральных ресурсов континентального
шельфа в ледовых условиях и при проведении работ во
внутренних морских водах и в территориальном море в
ледовых условиях. В связи с этим необходима разработка программы и проведение учений по ликвидации
последствий разлива нефти регионального значения в
Северной части Каспийского моря в ледовых условиях.
Работы по экологическому мониторингу были
начаты за три года до начала бурения первой поисковой скважины № 1 Хвалынская. Программа мониторинга включает проведение гидрохимических, геохимических, токсикологических, гидробиологических,
микробиологических, ихтиологических, териологических, орнитологических исследований. В результате проводимых ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
работ получены фоновые характеристики природной
среды более чем по 300 показателям.
Кроме этого, обеспечивается постоянное дежурство двух судов аварийного реагирования типа «ПТР50» и «Колонок», несущих на борту оборудование ликвидации разливов нефти для проведения операций на
прибрежных акваториях и защиты береговой полосы.
Для высадки спасателей на труднодоступные участки
побережья привлекается судно на воздушной подушке.
В проведении комплексных экологических исследований и ведомственного экологического мониторинга участвуют коллективы ученых и специалистов
научно-производственных учреждений и природоохранных организаций Российской Федерации: ФГБУ «Каспийский научно-исследовательский институт рыбного
хозяйства» и его дагестанское отделение, ГНЦ ГГП НПО
«Южморгеология» (г. Геленджик), компания «Инфомар»,
институт океанологии РАН им. П.П. Ширшова, ООО НИЦ
«КаспМНИЦ», региональный центр «Мониторинг Арктики» (Санкт-Петербург), Государственный комитет по охране окружающей среды Астраханской области и др.
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» ежегодно
проводит международные учения по ликвидации по-
Мониторинг продолжается непрерывно и позволяет оценить степень воздействия производственной
– 279 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» на
каспийскую экосистему.
Эта работа дала два главных результата. Вопервых, мониторинг показал, что в Западной части
Северного Каспия уровень загрязненности морской
среды в настоящее время даже ниже, чем это было
пятнадцать-двадцать лет назад, что связано со снижением объемов промышленного и сельскохозяйственного производства в бассейне р. Волги и развитием
государственной системы контроля за загрязнением
окружающей среды.
Вторым важным результатам является оценка
воздействия поисково-разведочного бурения на морскую среду. Априори принято считать, что буровые
платформы нередко являются источником загрязнения
морской среды. ЛУКОЙЛу удалось этого избежать благодаря внедрению эффективной системы охраны окружающей среды и, в первую очередь, – строгому соблюдению принципа «нулевого» сброса («zero» discharge).
Немаловажной составляющей экологического
мониторинга и контроля являются современные информационные технологии. С целью решения задач
информационного обеспечения процессов экологического мониторинга месторождений северной части Каспийского моря была создана и с мая 2010 г. запущена
в промышленную эксплуатацию «Информационная система экологического мониторинга» (ИСЭМ).
Экологический мониторинг освоения месторождений Северного Каспия осуществляется с использованием данных, поступающих из разных источников:
систем геодинамического и гидролого-гидрохимического мониторинга, спутникового дистанционного зондирования, метеостанции; навигационной радиолокационной станции с системой обнаружения аварийных
разливов нефти и нефтепродуктов, стационарной сети
наблюдений и лабораторных исследований.
Спутниковый мониторинг, который осуществляет ООО «Инженерно-Технологический Центр СКАНЭКС», проводится с 2000 г. На основе получаемых со
спутника радиолокационных изображений создаются
карты пленочных загрязнений морской поверхности и
навигационно-судовой обстановки. Средняя частота
съемки контролируемых участков составляет 1 кадр в
течение 1,5 суток, что позволяет с высокой вероятностью обнаруживать нефтяные загрязнения, которые
сохраняются на поверхности моря в течение нескольких суток. Обработку радиолокационных изображений
осуществляют эксперты «ИТЦ СКАНЭКС» и института
океанологии им. П.П. Ширшова РАН.
ИСЭМ осуществляет интеграцию полученных
данных, их анализ с построением диаграмм, графиков
и карт распределения контролируемых параметров и
подготовку необходимых отчетов.
Важной функцией ИСЭМ является возможность
построения траектории распространения нефтяного
загрязнения в случае аварийного разлива на морской
акватории. При построении экспресс-прогноза учитываются характеристики разлива нефтепродуктов (объём, место и его тип) и гидрометеорологические условия
в районе аварии (температура, направление и скорость
перемещения воздушных и водных масс). Эффективность модуля ИСЭМ, отвечающего за прогноз развития
чрезвычайной ситуации, обусловленной разливом нефти и нефтепродуктов, доказала положительная оценка
учений «Каспий-2010», «Каспий-2011» и «Каспий-2012»,
проведенных на объектах обустройства месторождения
им. Ю. Корчагина и в процессе бурения поисково-оценочной скважины на Сарматской площади.
Для регистрации пятен нефтепродуктов на
морской поверхности СПБУ «Астра», используемая
для поисково-оценочного бурения в акватории Северного Каспия, оборудована системой автоматизированного контроля за разливом нефтепродуктов
(САКН). Система представляет собой программноаппаратный комплекс, состоящий из датчиков обнаружения нефтяной пленки, устройства обработки
данных «УОД», соответствующего программного
обеспечения.
Датчики обнаружения нефтяной пленки установлены на обоих бортах СПБУ. Принцип действия – разница параметров отражения лазерного луча от водной
поверхности и нефтяной пленки. Сигнал от датчика
передается на компьютер, установленный на главном
посту управления СПБУ. Предусмотрена сигнализация
при обнаружении загрязнения.
Передача обработанных изображений и результатов их интерпретации ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» осуществляется в оперативном режиме
посредством закрытого геопортала «ЛУКОЙЛ-Космоснимки», дополнительные данные поставляются на ftpсервер с краткими сопровождающими экспресс-анализами. Одновременно осуществляется оперативное
информирование ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
о результатах спутниковой съемки по каналам электронной почты.
В связи с отсутствием некоторых государственных стандартов и технических регламентов, отражающих специфику охраны окружающей среды,
рационального природопользования, экологической
и промышленной безопасности нефтегазовой отрасли
на море, по инициативе ОАО «ЛУКОЙЛ» разработан пакет корпоративных стандартов и нормативно-методических документов.
Основными из этих стандартов являются:
СТП 01-019-00. Планы предупреждения и ликвидации аварий, чрезвычайных ситуаций.
СТП 01-025-2002. «Методические указания по
оценке промышленного и экономического риска при
создании морских ледостойких гидротехнических сооружений».
СТП 01-030-2003. Руководство по оценке воздействия на окружающую среду объектов обустройства морских месторождений.
СТП 01-032-2004. Требования к содержанию и
правила разработки в части обеспечения промышленной безопасности, охраны труда, окружающей среды и
готовности к чрезвычайным ситуациям.
СТП 1.6.1-2009. Система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей
среды. Руководство.
СТО ЛУКОЙЛ 1.6.11.5-2008. Предупреждение и
ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов в организациях Группы «ЛУКОЙЛ».
СТО ЛУКОЙЛ 1.17-2011. Требования к несению
аварийно-спасательного дежурства дежурно-спасательными судами в районе морских нефтегазовых объектов
организаций Группы «ЛУКОЙЛ».
– 280 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Перечисленные корпоративные документы соответствую лучшим зарубежным аналогам, а в некоторых случаях превосходят их по требованиям к охране
морской среды при освоении морских месторождений
углеводородного сырья.
Следует отметить, что по инициативе ОАО «ЛУКОЙЛ» его дочерним обществом ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» разработан ГОСТ 54483-2011
(ИСО 19900:2002) «Нефтяная и газовая промышленность. Платформы морские для нефтегазодобычи. Общие требования».
При содействии ОАО «ЛУКОЙЛ» разработан
«Свод правил по охране окружающей среды при разведке и разработке минеральных ресурсов российского участка недр Каспийского моря».
При проведении поисково-оценочного бурения и разработке месторождения им. Ю. Корчагина
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» компенсирует
ущерб, который, согласно расчетам эта деятельность
могла нанести рыбным запасам.
• мелиорация нерестилищ полупроходных рыб в
дельте р. Волги.
Планирование природоохранной деятельности
в ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществляется в рамках Программ
экологической безопасности, которые рассчитаны на
три-пять лет. В рамках открытости и доступности для
специалистов и общественности в Федеральных округах, на территории которых осуществляется и планируется хозяйственная деятельность, ОАО «ЛУКОЙЛ» в
2011 году в рамках формирования стратегии Группы
«ЛУКОЙЛ» на 2012–2021 годы подготовлена и проведена презентация функциональной программы развития в области охраны окружающей среды.
Таким образом, в ООО ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» сформирована, апробирована и успешно
реализуется система экологической безопасности освоения месторождений углеводородного сырья в заповедной зоне Северного Каспия.
Список использованных источников
1.
Романцов Н.Ф. Решение экологических проблем
на стадии изысканий и проектирования при освоении шельфа Каспийского моря // Экологическая экспертиза и ОВОС, 1998, № 4. – С. 16-22.
Благодаря дальнейшему совершенствованию
системы экологической безопасности на Северном
Каспии ОАО «ЛУКОЙЛ» планирует успешно продолжать свою работу, соблюдая принцип эколого-экономического равновесия.
2.
Петраков В.Л. Система экологической безопасности ОАО «ЛУКОЙЛ» при бурении поисковых
скважин на шельфе Каспия // Труды RAO-03
PROCEEDINNGS RAO-03. – Санкт-Петербург, 1619 сентября 2003. – С. 372-374.
В ходе общественных слушаний система экологической безопасности ОАО «ЛУКОЙЛ» и результаты
выполненных комплексных экологических исследований и мониторинга получили положительную оценку.
При этом отмечено, что на этапе поисково-разведочных работ решена задача минимизации негативного
воздействия на окружающую среду благодаря неукоснительному соблюдению принципа «нулевого» сброса и профилактическим мерам. Участники слушаний
пришли к единому выводу о том, что необходимо соблюдение системы экологической безопасности, провозглашенной и реализуемой ОАО «ЛУКОЙЛ», всеми
государствами – участниками разработки недр на Каспии, Концепция «нулевого сброса» должна стать приоритетной абсолютно для всех нефтяных компаний, в
том числе и зарубежных.
3.
Решетняк Е.М., Григорьева Н.В. Природоохранная концепция компании «ЛУКОЙЛ» при освоении месторождений нефти и газа на Каспийском
шельфе // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2001. - № 3-4. – С. 14-23.
4.
Безродный Ю.Г., Катунин Д.Н., Курапов А.А., Ревякин В.И. и др. Экологическая безопасность,
охрана окружающей среды и мониторинг при
проведении ОАО «ЛУКОЙЛ» поисково-разведочных работ на нефть и газ в Северном Каспии
// Оценка воздействия на окружающую среду
предприятий нефтегазового комплекса: Сб.
докл. и сообщ. на конф., Туапсе, 30 сент.-5 окт.
2001 г. – М., 2002. - С. 35-42.
5.
Курапов А.А. Охрана природной среды при освоении нефтегазовых месторождений Северного Каспия: Автореф. дис. … докт. биол. наук:
Спец. 03.00.16-05 – Экология. – Защищена
29.12.2006. – Махачкала, 2006. – 42 с.
6.
Экологическая политика ОАО «ЛУКОЙЛ» на Каспийском море, т. 1. Состояние окружающей
природной среды при проведении изыскательских и геологоразведочных работ на структуре
«Хвалынская» в 1997-2000 гг. Астрахань, 2000.
– 134 с.
7.
Экологическая политика ОАО «ЛУКОЙЛ» на Каспийском море, т. 2. Охрана окружающей среды
при поиске, разведке и добыче углеводородного сырья в северной части Каспийского моря. –
Астрахань: ИПК «Волга», 2003. – 256 с.
В ноябре 2012 года на месторождении им.
Ю. Корчагина был добыт первый миллион тонн нефти
без экологического ущерба.
Общественные слушания по проектам намечаемой хозяйственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» на Северном Каспии обусловили новую тематику НИР:
• изучение влияния гребневика Mnemiopsis на
биоразнообразие и биопродуктивность экосистемы Северного Каспия с целью разработки
мероприятий по борьбе с ним;
• ранжирование биологических объектов Каспия
по степени чувствительности к комплексу специфических загрязнений при проведении буровых работ;
• разработка биологических способов защиты экосистемы Северного Каспия от разливов
углеводородного сырья;
• исследования экологии каспийского тюленя;
• орнитологические исследования на островах
Северного Каспия и в низовье дельты р. Волги,
включая ночную миграцию птиц;
– 281 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КОНЦЕПТУАЛЬНОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ МОРСКИХ
СООРУЖЕНИЙ
Николай Александрович ВАЛЬДМАН (ФГУП «Крыловский государственный научный центр»)
SAFETY ANALYSIS AT CONCEPTUAL DESIGN OF MARINE STRUCTURES
Nikolai A. Valdman (Krylov State Research Centre)
The results of conceptual design of safety system elements for exploitation of offshore platforms, off-loading berths
and terminals of liquid hydrocarbon in the Russian shelf seas are considered in the report.
Safety evaluations, the methodical approaches used at a substantiation of technical decisions on storage, shipment
and transportation of liquid hydrocarbon on structures of marine transport-technological systems during transport
operations are presented, the results of comparison of considered alternatives for structures and systems using safety
criteria and factors, and also results of development of a complex of measures on decrease of risk of accidents are
given.
Повышенные риски при освоении месторождений нефти и газа на арктическом шельфе предъявляют высокие требования к надежности, промышленной и экологической безопасности объектов морских
транспортно-технологических систем (МТТС).
Маршруты движения судов, морские объекты
МТТС располагаются в арктических морях с суровыми
климатическими условиями:
• чрезвычайно низкими температурами в зимний
период;
• наличием ледовых полей;
• айсбергов;
• экстремальными волновыми и ветровым режимами;
• туманами и ограничением видимости, полярной ночью;
• сочетанием предельного мелководья и больших глубин; исключительно чувствительной
экосистемой.
Значительные объемы перевозок в арктиче-
ском регионе, в сочетании с техническими, организационными и финансово-экономическими проблемами, объясняют повышенные требования, которые
проявляются к вопросам обеспечения безопасности,
снижению рисков при проектировании МТТС с учетом
выполнения жестких требований к минимальному отрицательному воздействию на экологию арктических
морей, надежной и бесперебойной доставки грузов.
В связи с этим, учет природы риска, классификация факторов (рис. 1), влияющих на уровень риска,
оценка последствий их возникновения, методы управления и минимизации последствий, прогнозирования
риска являются актуальными вопросами для исследований и требуют дополнительного изучения [1].
Система управления безопасностью (СОБ) при
эксплуатации МТТС (рис. 2) включает следующие функции: определение целей анализа риска, анализ окружающей обстановки, выявление вероятности наступления
событий, опасных с точки зрения наличия риска, расчет
степени и величины риска, выбор стратегии управления
риском, определение приемов по управлению риском,
необходимых для его минимизации.
Рис 1. Схема функционирования МТТС
– 282 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОБ представляет собой объединение современных проектных, технических и организационных решений по системам, обеспечивающим
безопасность эксплуатации морского сооружения,
оборудованию и устройствам, приборному насыщению, элементам конструкций, а также требований к их
эксплуатации для обеспечения и поддерживания соответствующего уровня надежности и безопасности
морских работ.
Планы нефтяных и газовых компаний по организации МТТС для освоения морских месторождений
на шельфе России, потребует комплексного подхода
к организации СОБ.
Это становится особенно актуальным, учитывая уникальность объектов МТТС, например, таких
как FPSO, используемого на них оборудования, долголетний срок эксплуатации, расположение в районах
на шельфе с суровым климатом (Баренцево, Карское,
Охотское моря), значительные объемы переработки,
транспорта и хранения углеводородов.
Различные типы объектов МТТС, сложные
процессы их взаимодействия, требуют развития и
уточнения методических подходов, адаптации их к
конкретным объектам, учета специфических особенностей районов проведения морских операций.
Планы нефтяных и газовых компаний по организации транспортно-технологических систем (МТТС)
для освоения морских месторождений на шельфе
России, потребует комплексного подхода к организации Систем обеспечения их безопасности (СОБ).
как FPSO, используемого на них оборудования, долголетний срок эксплуатации, расположение в районах
на шельфе с суровым климатом (Баренцево, Карское,
Охотское моря), значительные объемы переработки,
транспорта и хранения углеводородов.
Различные типы объектов МТТС, сложные
процессы их взаимодействия, требуют развития и
уточнения методических подходов, адаптации их к
конкретным объектам, учета специфических особенностей районов проведения морских операций.
В настоящее время в отечественной практике проектирования находят широкое применение
международные подходы к анализу безопасности и
риска, отраженные в международных стандартах ISO
17776, ISO 13702, ISO 31000, норвежском стандарте
NORSOK Z-013 [2], a также документах Ростехнадзора, Минприроды, МЧС, в отраслевых нормативах (ОАО
«Газпром», ОАО НК «Лукойл»), Правилах Российского
Морского Регистра судоходства и других документах.
При анализе риска особо тщательного исследуются ключевые опасные зоны на морских объектах,
где размещено значительное количество технологического оборудования на ограниченных объемах
и площадях, что представляет серьезную угрозу для
персонала, окружающей среды и эксплуатации морского объекта в целом, а именно:
Это становится особенно актуальным, учитывая уникальность объектов МТТС, например, таких
• танки для хранения, технологические блоки обработки углеводородов;
• якорно-швартовная система, система райзеров, турель;
• грузовая система, жилой модуль, вертолетная
площадка;
Рис 2. Схема Системы управления безопасностью эксплуатации морского объекта
– 283 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
а также районы (участки акватории), где морcкие объекты взаимодействуют с транспортными, технологическими и вспомогательными судами при проведении
морских операций.
Анализ статистических данных по аварийности
показывает, что на морских установках и платформах
наиболее опасными авариями являются разливы и
утечки углеводородов, которые, наряду с негативными последствиями для окружающей среды, являются
причиной пожаров и взрывов (табл. 1) [5], [7].
Примечание:
*
Зависит от объемов и токсичности попавшего во внешнюю среду вещества;
**
Выброса/разливы малых объемов могут произойти с высокой вероятностью, больших объемов – с
низкой вероятностью;
***
Зависит от энергии взаимодействия между
морскими объектами;
****
Зависит от типа морского объекта, т. е. присутствует ли хранение углеводородов на морском
объекте или нет.
На рис. 3 показана структурная схема СОБ для
FPSO, приведены ее отдельные элементы (подсистемы).
Элементы СОБ, должны удовлетворять требованиям
российского и международного законодательства, хорошей морской практике в области построения систем безопасности на объектах океанотехники, промышленной и
экологической безопасности, охраны жизнедеятельности и обитаемости персонала [4], [8], [9].
Следует отметить, что рассматриваемая структура СОБ может быть расширена за счет включения
дополнительных подсистем, обеспечивающих на-
Таблица 1 – Характерные аварийные ситуации на морских объектах МТТС
Наименование аварии/
аварийной
ситуации
Уровень опасности
для
для
для персоконструкокружаюнала
ций и обощей среды
рудования
Краткое
описание
Аварии крана Поломка крана или другого подъемного оборудования на морском объекте или причале
грузового терминала
Авария верПадение вертолета для перевозки персонатолета
ла в море или на морской объект
Взрыв
Взрыв на морском объекте или грузовом
терминале
Выброс газа/ Выбросы газа/разливы жидких углеводоразлив жид- родов из добычного, технологического или
ких углеводо- отгрузочного оборудования на морском
родов
объекте или грузовом терминале
Выброс/
Выбросы газа/разливы жидких углеводороразлив из
дов при повреждении подводных транспортподводных
ных трубопроводов по причине воздействия
трубопро-во- механической силы (удар якорем, тралом и
дов
т.п.), конструктивных дефектов или ненадлежащего проектирования, строительства или
эксплуатации (гидравлический удар)
Выброс/
Выбросы газа/разливы жидких углеводороразлив из
дов из устьевого оборудования подводной
скважины
скважины
Затопление
Затопление морского объекта (потеря плавучести)
ОпрокидыОпрокидывание морского объекта с сохравание
нением (временным) плавучести
Навал
Навал движущегося морского объекта на
другой стоящий на месте морской объект
или причал грузового терминала под действием собственной движущей силы или при
дрейфе
Отказ меПоломка различных механизмов или
ханизмов и
устройств на морском объекте/грузовом
устройств
терминале
Падения объ- Падение грузов на палубу морского объекта,
ектов
на причал грузового терминала, в воду; падение спасательных шлюпок в воду; падение
человека за борт
– 284 –
Малоопасная
Неопасная
Вероятность
возникновения
Малоопасная
Возможная
Опасная
Редкая
Крайне
опасная
Неопасная
Малоопасная
Крайне
опасная
Редкая
Малоопасная
Различная*
Неопасная
Различная**
Малоопасная
Различная*
Неопасная
Различная**
Малоопасная
Различная*
Неопасная
Различная**
Крайне
опасная
Крайне
опасная
Малоопасная
Малоопасная
Крайне
опасная
Крайне
опасная
Малоопасная
Малоопасная
Различная***
Редкая
Неопасная
Неопасная
Малоопасная
Возможная
Малоопасная
Неопасная
Малоопасная
Возможная
Опасная
Редкая
Редкая
RAO / CIS OFFSHORE 2013
вигационную безопасность, безопасное взаимодействие с судами обеспечения, челночными танкерами,
требования кодексом ОСПС и т.д.
FPSO представляет собой морскую плавучую
добывающую установку судового типа, к ее элементам СОБ предъявляют требования, как к судовым системам, так и к системам морского нефтегазового сооружения.
В качестве современного решения в части экологической безопасности при проектировании судового оборудования, систем и механизмов на FPSO принимается технология Green Ship, позволяющая повысить
общую экологичность морской установки на 15-20%
и значительно сократить отрицательное воздействие
FPSO при эксплуатации на окружающую среду.
В мире отсутствует практика эксплуатации
FPSO в суровом арктическом климате. За счет внедрения CОБ, снижающих риск возникновения АС и
влияние негативных факторов арктического климата
(низкие температуры, сложная ледовая обстановка
и т.д.), техническая реализация проекта FPSO представляется осуществимой.
При эксплуатации FPSO в условиях Баренцева
и Карского морей особое внимание должно быть уделено:
воздействием низких температур и обледенением конструкций;
• эксплуатационным требованиям к системам и
оборудованию.
Для достижения данных целей предусматриваются средства по «винтеризации», обеспечивающие
снижение влияния негативных погодных факторов на
оборудование и персонал.
На основе анализа мирового опыта эксплуатации FPSO на рис. 4 указаны наиболее опасных модули/зоны, потенциально опасные с точки зрения возникновения аварийных ситуаций (табл. 1). В таблице
2 дана краткая характеристика степени их опасности.
Проводимые операции на FPSO, включающие
технологический процесс, хранение и отгрузку углеводородов (УВ) должны основываться на принципе
«первостепенности безопасности персонала и окружающей среды». В соответствии с современными
международными и российскими требованиями с
учетом негативных гидрометеорологических факторов и ледовой обстановки организационные, технические и конструктивные решения по безопасности
должны обеспечить:
• комфортным условиям обитания и жизнедеятельности персонала;
• предотвращение разливов УВ в море и на палубу, образования и накопления взрывоопасных
концентраций газообразных веществ в замкнутых помещениях;
• предотвращению травматизма, связанного с
• предотвращение возгораний и взрывов, эф-
Рис. 3 Структура системы обеспечения безопасности для FPSO
– 285 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Условные обозначения:
1 – система обработки углеводородов;
2 – система хранения газового конденсата;
3 – турель, якорно-швартовная система, система райзеров;
4 – вертолетная площадка;
5 – жилой модуль;
6 – факельная система.
Рис 4. Потенциально опасные модули и зоны на FPSO
фективную локализацию и тушение пожаров;
• максимальное снижение уровня выбрасываемых в окружающую среду загрязняющих веществ (ЗВ);
• необходимый уровень безопасности персонала при выполнении своих рабочих обязанностей и проживании на платформе;
• безопасность проведения швартовно-грузовых
операций с челночным танкером (ЧТ);
• конструктивную безопасность, минимизацию
влияния низких температур и ледовой обстановки на корпус и технологическое оборудование.
оборудования устанавливаются в соответствии с Техническим регламентом о пожарной безопасности, дополнительные требования в соответствии:
• с российскими нормативными документами;
• спецификациями DNV;
• стандартами NFPA.
Эксплуатация FPSO в условиях арктического
шельфа связана со следующими факторами, негативно влияющими на безопасность жизнедеятельности и
работы персоналах [4]:
• удаленность точки постановки FPSO от береговой инфраструктуры;
На FPSO, планируемом для установки на Штокмановском месторождении, предусматриваются следующие опасные операции и процессы:
• низкие температуры (при зимней эксплуатации
-40°С);
• подводная добыча углеводородного продукта;
• высокая вероятность обледенения палуб и конструкций;
• обращение и обработка газа в технологическом оборудовании;
• частая повторяемость штормовых условий;
• хранение газового конденсата (ГК) в корпусе
судна в грузовых танках (ГТ);
• отгрузка ГК на ЧТ;
• опасные процессы, связанные с хранением,
обращением и обработкой других легко воспламеняемых веществ и взрывоопасных газов.
Наибольшую опасность представляют следующие три фактора:
• возможность воспламенения больших объемов
ГК, хранящегося в ГТ;
• возможность воспламенения утечки ГК при отгрузке на ЧТ;
• возможность появления газа на открытых и в
закрытых зонах и помещениях FPSO с последующим пожаром или взрывом.
Для обеспечения ПБ и ВБ для FPSO будут предусмотрены технологические и конструктивные мероприятия в соответствии с Правилами Регистра [2], [3].
Дополнительные рекомендации по организации и составу системы ПБ для FPSO могут быть определены в
соответствии с правилами других морских классификационных обществ, например [1].
• плохая видимость и факторы «полярной ночи».
Так как опыт эксплуатации морских добывающих объектов, подобных FPSO, при вышеописанных
условиях в мировой практике практически отсутствует
при проектировании жилых и рабочих зон/помещений
следует руководствоваться «норвежским опытом»,
отраженным в требованиях норвежских стандартов.
В настоящее время Международной организацией по
стандартизации с участием крупных мировых нефтегазовых организаций и компаний разработан стандарт ISO 19996 »Petroleum and natural gas industries
– Arctic offshore structures». Технические комитеты и
подкомитеты ISO, например, TK67 SC7 и SC8 и другие вносят предложения, которые будут учтены на последующих этапах проектирования при эксплуатации
FPSO в рассматриваемых негативных условиях.
В качестве барьеров обеспечения безопасности (рис. 5) применяются:
Рассмотрим особенности нескольких подсистем СОБ FPSO (рис. 3). Требования к месторасположению и характеристикам противопожарного
– 286 –
• техническое оборудование и устройства, используемые для предотвращения, локализации и ликвидации аварии/аварийной ситуации
(пожарные и газовые датчики; оборудование и
средства активной противопожарной защиты;
средства и оборудование ЛАРН; системы аварийного останова и аварийного сброса давления; подводное противовыбросовое оборудование и т.д.):
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Таблица 2 – Краткая характеристика наиболее опасных модулей/ зон на FPSO
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Наименование
модуля/зоны
Система обработки
углеводородов
Характеристика степени опасности
Разгерметизация технологического оборудования (трубопроводы, насосы,
компрессоры, арматура и т.п.) может стать причиной утечки углеводородов в
окружающую среду с различными по тяжести последствиями (вплоть до взрыва)
Система хранения
Наиболее опасная из всех зон, так как в грузовых танках хранятся большие объгазового конденса- емы жидких углеводородов, который по своим свойствам является пожароопаста, включая систему ными веществами.
грузовых танков и
В данной зоне возможно возникновение аварийной ситуации (пожаров и взрыгрузовую палубу
вов) со значительными последствиями для персонала, окружающей среды,
систем, оборудования и FPSO в целом
Турель, якорноНаибольшую опасность в данной зоне представляют собой физические нашвартовая система, грузки, постоянно оказываемые на турель, вызывая опасность повреждения ее
система райзеров
вращательных элементов.
Разрывы якорно-швартовых связей и райзеров, главным образом, по причине
негативных погодных условий, также имели место в мировой практике освоения
морских месторождений
Вертолетная плоНа вертолетной площадке единственным источником опасности может стать
щадка
вертолет, выполняющий взлетно-посадочные операции.
Также возможен разлив авиационного топлива и последующее возгорание
Жилой модуль
Местоположение жилого модуля рядом зоной грузовых операций характеризуется повышенной степенью опасности (повреждение конструкций в результате
навала челночного танкера, травмы и ожоги в результате пожара пролива при
разрыве отгрузочных шлангов и т.п.)
Факельная система Факельная система является источником опасности возникновения пожаров,
поэтому стрела факела должна быть установлена на безопасном расстоянии от
жилых и служебных помещений
Зона грузовых опе- При выполнении швартовных и грузовых операций существует опасность навала
раций
челночного танкера на FPSO.
В соответствии с мировой статистикой по аварийности на FPSO имели место
также разливы углеводородов в море при разрыве отгрузочных шлангов и по
причине неплотной стыковки грузового оборудования
• средства покидания, спасения и эвакуации
персонала (спасательные шлюпки и плоты; индивидуальные спасательные средства и т.д.);
• конструкции и конструктивные элементы, устанавливаемые для обеспечения защиты (конструктивная противопожарная защита;
• защитные »погодные» конструкции, панели и
щиты; туннель аварийного покидания и т.д.).
Учитывая опыт Норвегии в Северном море (правилами норвежского нефтяного директората), требуется, чтобы при эксплуатации морских установок/
платформ периодически контролировались характеристики каждого барьера безопасности, а именно:
• надежность/работоспособность
(безотказность в течение обозначенного срока эксплуатации);
• эффективность (достижение установленного
уровня безопасности);
• устойчивость (наличие техническо-конструктивного «запаса прочности», устойчивость при
превышении допустимых параметров использования).
Основными функциями барьеров в буровой/
добычной/технологической зонах морской установки/платформы, являются:
• сохранение целостность оборудования;
• предотвращение воспламенения;
• уменьшение размеров взрывоопасного обла-
ка/разлива;
• предотвращения смертельных случаев.
Для сохранения требуемого уровня характеристик барьеров безопасности на морской установке/платформе необходимо обеспечить: соблюдение
правил эксплуатации барьера, проведение регулярных испытаний и техобслуживания, обучение персонала работе с барьерами.
В качестве барьеров безопасности на морских
установках/платформах [10] могут рассматриваться не только технические объекты, но и конкретные
мероприятия и действия по реализации нормативных требований и правил, регламентирующих безопасность, положения Планов безопасности (План
ликвидации аварийных разливов нефти, План аварийно-спасательного обеспечения, Пожарный план,
План действий при ЧС и т.д.). Формирование барьеров (рис. 5) позволяет обеспечить адекватный уровень безопасности, управление и контроль рисками, а
также оперативное реагирование при возникновении
аварийной ситуации на морских объектах МТТС.
Представленный подход к обеспечению безопасности позволяет сформировать СОБ, ее элементы, необходимые процедуры при проектировании
морских сооружений и судов для устойчивого функционирования МТТС в целом.
Апробация данного подхода осуществлена при
разработке элементов СОБ в проектах платформ и
терминалов в Печорском море (платформа Прираз-
– 287 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис 5. Меры и мероприятия по управлению риском при эксплуатации морских сооружений
ломная, Варандейский отгрузочный терминал), рейдовых перевалочных комплексов в Обско-Тазовской
губе, проектах морских операций по доставке морских платформ и модулей на месторождения, разработке концептуальных проектов технологических и
транспортных судов различного назначения [6].
ресурсов нефти и газа Российской Арктики и
континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS
OFFSHORE 2009), СПб, 2009, Том 2, с. 79-84.
7.
Ильякова Е.Е., Пыстина Н.Б., Бухгалтер Э.Б.,
Вальдман Н.А, Жарких Н.В. «Нормативы и правовые основы обеспечения экологической безопасности при морской нефтедобыче в Арктике. Арктика, Экология и экономика, 2010, №1,
с. 10-16.
8.
Вальдман Н.А., Яковлев Д.М. «Анализ современных проектных решений по обеспечению
безопасной эксплуатации плавучей добывающей установки для хранения и отгрузки углеводородов (FPSO)», Морской вестник, 1 (37),
2011, с. 80-83.
9.
Вальдман Н.А. «Основные подходы к определению критериев и факторов риска при эксплуатации морских платформ и судов для транспортировки углеводородов на шельфе», Труды
ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова «Теория корабля
и строительная механика. Проектирование и
конструкция судов», Выпуск 66 (350), 2012, с.
83-98.
10.
Kujath M.F., Amyotte P.R., Khan F.I. «A conceptual
offshore oil and gas process accident model»,
Journal of Loss Prevention in the Process Industries
23(2010) 323-330.
ЛИТЕРАТУРА
1.
DNV-OS-A101
«Safety
arrangements», 2008.
principles
and
2.
«Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских
стационарных платформ», РМРС, СПб, 2012.
3.
«Правила классификации, постройки и оборудования морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов», РМРС, СПб, 2011.
4.
ГОСТ Р 54594-2011 «Платформы морские. Правила обитаемости. Общие требования», М.,
2012.
5.
«Barents 2020 Assessment of international
standards for safe exploration, production and
transportation of oil and gas in the Barents Sea»,
Final Report, 2010.
6.
Апполонов Е.М., Минин В.В., Грудницкий Г.В.,
Вальдман А.Н. «Обеспечение надежности, безопасности строительства и эксплуатации морских транспортно-технологических систем и
морских газопроводов», Труды 9-й Международной конференции и выставки по освоению
– 288 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ В УСЛОВИЯХ
АРКТИКИ
Галишев Михаил Алексеевич, Санкт-Петербургский университет ГПС МЧС России
Дементьев Фёдор Алексеевич, Санкт-Петербургский университет ГПС МЧС России
PECULIARITIES OF OIL POLLUTION IN THE ARCTIC ENVIRONMENT
Galisev Mikhail, St. Petersburg the graduated in a military academy. Russian
Dementiev Fedor Alekseevich, St. Petersburg the graduated in a military academy. Russian
During the last decades in all the world there were a whole series of environmental disasters, there was a variety of
emergency situations of various scale, connected with oil spills.
Oil products react differently in different natural systems. In air and water environments behavior of oil pollution in
the greater measure is determined by the physical conditions and little depends on the structure, composition, and
properties of the environment.
The most difficult to describe the processes of behavior of oil pollution in soils.
Study of the processes of interaction of oil and oil products with soils is most often to the assessment of the influence
on the interaction of the nature, quantity and composition of the oil pollution. To a lesser extent studied parameters of
the soil systems.
Among the areas, in our opinion, related to the priority to solve the problems of ecological safety of the Arctic region and
actively developed in the University are:
the development of a comprehensive methodology for rapid assessment of the impact of oil pollution on the objects of
the environmental monitoring and forecasting of emergency situations, taking account of the nature of the conditions
distribution of oil pollution;
the creation of the method of assessment of the dynamics of oil pollution of the natural environment for the prevention
and the prevention of their spread;
the scenario development description of the distribution of oil pollution in natural environments for prevention of
emergency situations and the assessment of their effects in the Arctic.
Разведка, добыча и любые виды транспортировки нефти создают постоянный риск загрязнения
и серьезную экологическую угрозу для арктической
природной среды. Наиболее сложно описать процессы поведения нефтяного загрязнения в почвах и
донных осадках. Данные субстанции являются благоприятной средой для аккумуляции загрязняющих веществ. Это связано, во-первых, с тем, что они являются пористой структурой, в которой нефтепродукты
могут весьма неравномерно распределяться во всем
объеме и на поверхности. Во-вторых, нефтепродукты
активно взаимодействуют со всеми компонентами
этих сред – твердой жидкой и газообразной фазами,
минеральным и органическим веществом, живыми
организмами. Поверхностный слой грунта является
основным депонирующим элементом любой экосистемы, испытавшей нефтяное загрязнение. Опасная
ситуация создается в случае, когда вредные химические вещества накапливаются в твердофазных
элементах окружающей среды в составе подвижных
соединений, способных непосредственно усваиваться растениями на месте загрязнения, переходят
в состав атмосферы или гидросферы, поступают в
живые организмы, отравляя их, переносятся водными потоками в зоны аккумуляции. В результате ими
оказывается как прямое, так и косвенное вредное
воздействие на живые организмы (в том числе и на
человека).
Почва и донные осадки не являются непосредственным источником поступления вредных веществ
в организм человека и животных. Вследствие этого
при определении ПДК загрязняющих веществ в почве
особое внимание уделяется тем соединениям, кото-
рые могут мигрировать в атмосферу, грунтовые или
поверхностные воды или накапливаться в растениях,
снижая качество сельскохозяйственной продукции.
Помимо норм ПДК, в РФ существует система
норм ОДК (ориентировочно допустимые концентрации). ОДК принято считать такой уровень загрязнения, при котором в данных природных условиях почва в течение одного года восстанавливает
свою продуктивность, а негативные последствия
для почвенного биоценоза могут быть самопроизвольно ликвидированы. Этот уровень называют
также пределом потенциала самоочищения. Почвы, содержащие нефтепродукты выше верхнего
допустимого уровня самостоятельно не выйдут из
стадии деградации, и будут оказывать устойчивое негативное воздействие на контактирующие с
ними компоненты природной среды. Устанавливается верхний допустимый уровень содержания нефтепродуктов в почвах, выше которого процессы
самоочищения резко замедляются, и почва сама
не может справиться с загрязнением. В связи с
большим разнообразием типа почв не может быть
единого показателя ОДК почв для всей территории
России, поскольку в различных природных зонах и
типах почв при одном и том же уровне загрязнения
скорость самоочищения будет различной. Согласно
законодательству ОДК устанавливается расчетным
путем и является временным нормативом со сроком действия 3 года. Ныне действующий документ
не содержат нормативов по содержанию нефтепродуктов. Существующие нормативы по другим загрязняющим веществам не опираются на генетические показатели почв.
– 289 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Важный принцип, применяемый для экотоксикологической оценки почвенных и донных отложений
– сравнение содержания загрязняющих веществ в
почвенном растворе с соответствующей величиной
ПДК для природных вод. При анализе таких систем
используют понятие подвижности химических соединений, которым называют способность соединений
химических элементов переходить из твердых фаз в
почвенный раствор. ПДК нефтепродуктов для водоемов различного хозяйственного назначения к настоящему времени выработаны и утверждены.
Северные территории являются наиболее уязвимыми объектами при негативном воздействии нефти и нефтепродуктов. Мощность почвенного покрова в
тундре составляет 20-30 см, в то время как в дёрновоподзолистой почве – до 2.5 м, а в черноземах – более
3 м. Постоянные естественные воздействия (не считая крупных и катастрофических), как правило, компенсируются саморегулирующей способностью экосистем. Однако самоочищающая способность почв
в тундре гораздо ниже, чем в дерново-подзолистой
и черноземной почвах. Это связано с низкой микробиологической активностью. Данное обстоятельство
нашло свое отражение и в экологическом нормировании. Если для серых лесных почв и черноземов предел потенциала самоочищения принимают равным 8
г/кг почвы, для подзолистых и дерново-подзолистых
– 4 г/кг, то для тундровых типов почв он составляет 2
г/кг. Между тем именно на Севере размещены основные российские нефтегазодобывающие предприятия
и ведутся интенсивные поиски новых месторождений
углеводородного сырья. В отдельных районах Тюменской и Томской областей, концентрации нефтяных
углеводородов в почвах превышают фоновые значения в 150-250 раз. Всего в Западной Сибири выявлено свыше 20 тысяч гектаров земель, загрязненных
нефтью, с толщиной слоя не менее пяти сантиметров.
Факторы, по которым целесообразно определять устойчивость или чувствительность почв к
загрязняющим веществам, в основном относятся к
морфологическим и гранулометрическим свойствам
почв, таким как механический (гранулометрический)
состав почвы. Основными свойствами почвенных отложений, влияющих на накопление и распространение нефтяного загрязнения, являются пористость и
проницаемость.
В последнее время для описания процессов
прохождения жидкости через объемный пористый
образец (например, нефтепродукта через почвенный
слой) часто используют явления, описываемые теорией протекания (перколяции). Жидкость, просачиваясь в поровое пространство, образует кластер протекания или перколяционный кластер. Данные явления
относятся к так называемым «критическим явлениям». Они характеризуются «критической зоной», в которой определенные свойства системы резко меняются. Важная черта физики всех критических явлений
состоит в том, что вблизи критической точки, система
как бы распадается на блоки с отличающимися свойствами. Блоки расположены беспорядочно, однако «в
среднем» их геометрия обладает вполне определенными свойствами, а их физические свойства всегда
неразрывно связаны с геометрией.
Пористость определяется структурой порового
пространства, формой пор, степенью сообщаемости
их между собой и распределением в почвенном покрове. Поры в почве могут быть различных размеров
и характера, что способствует накоплению или наоборот фильтрации нефти и нефтепродуктов. Для фильтрации нефти, приводящей к распространению нефтепродуктов на большие расстояния поры должны
сообщаться между собой, то есть почва должна обладать хорошей проницаемостью. В противном случае
нефтепродукты скапливаются в почве на местах загрязнений.
С позиций теории перколяции можно считать,
что в песчано-глинистых почвах с размером гранулометрических фракций менее 0,2 мм, то есть в почвах
наиболее характерных для северных и арктических
районов образуются только отдельные изолированные кластеры. В критическом состояние системы, в
котором наблюдается плавный рост коэффициента
проницаемости, возникает проникающий через всю
систему непрерывный перколяционный кластер, сосуществующий с изолированными кластерами данной структуры. Количество проводящих узлов последовательно нарастает. Во фракциях размером свыше
0,6 мм устанавливается максимальный одинаковый
для всех фракций коэффициент проницаемости проницаемости. Начиная с этого гранулометрического
размера, подавляющая часть пор почвы становится
взаимосвязанной
Характерно, что имеющиеся в литературе данные об образовании крупных подземных залежей
техногенных нефтепродуктов за счет процессов инфильтрации относятся к районам почвами, в той или
иной степени, содержащими гумусовые компоненты
(Моздок, Туапсе, Ейск, Орел, Новокуйбышевск и т.д.).
Однако такие случаи не зафиксированы на Аравийском полуострове и в приполярных районах России,
где преобладает песчаный тип почв. Таким образом,
приобретает практическое значение выявление морфологии почвенных отложений для анализа возникновения чрезвычайных ситуаций, связанных с разливами нефтепродуктов.
Учитывая большое количество пожаров, происходящих вследствие утечек и залповых выбросов нефтепродуктов на объектах нефтегазового комплекса,
необходимо располагать параметрами, характеризующими почвенную систему в той или иной степени,
пропитанную нефтью. Известно, что системы показателей пожарной опасности, принятые в России и ряде
других стран подразумевает в первую очередь подразделение всех горючих веществ и материалов по
условному агрегатному состоянию. Поэтому для того,
чтобы применять к тем или иным объектам показатель пожарной опасности, необходимо, прежде всего,
определить к какому агрегатному состоянию следует
их относить. Почвы, образующие с нефтепродуктами
практически неразделимые системы следует, очевидно, оценивать по показателям пожарной опасности,
принятым для твердых горючих веществ. Это характерно для почв полярных областей. При выделении
нефтепродуктов в отдельную фазу к таким объектам
следует применять показатели пожарной опасности,
установленные для жидкостей.
Предлагаемая методика и полученные с ее использованием результаты могут служить основой для
классификации почв и подобных ей пористых структур по отношению к нефтяному загрязнению.
– 290 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
Денис Михайлович ГОРДИЕНКО, Юрий Николаевич ШЕБЕКО (ФГБУ ВНИИПО МЧС России)
THE MODERN APPROACHES TO FIRE SAFETY PROVISION
OF INDUSTRIAL OBJECTS
Denis M. GORDIENKO, Yury N. SHEBEKO (FGBU VNIIPO EMERCOM of Russia)
The Federal Law from 22 July 2008 №123-FZ «Technical Regulations of Fire Safety Requirements» defines the basic
principles of fire safety technical regulations of and fire safety provision. From the moment of the entry of this law into
force, it is the basic document in the field of fire safety requirements on the territory of the Russian Federation. Federal law
№123-FZ defined the conditions of a compliance of a object to the fire safety requirements, based on the concept of the
fire risk. The report considers the modern approaches to fire safety provision of oil and gas industrial objects according of
the requirements of the Federal law №123-FZ, including the structure of the new normative acts and normative documents
of fire safety, the features of fire safety regulation of oil and gas offshore platforms and LNG plants, application the fire
risk for the confirmation of the compliance of such objects to the fire safety requirements, the main requirements to the
procedure of the fire risk assessment.
В нормировании вопросов обеспечения пожарной безопасности существует два основных подхода:
• предписывающий подход;
• объектнориентированный (целеориентированный) подход.
При предписывающем подходе осуществляется
установление полного комплекса требований, выполнение которого позволяет обеспечить безопасность.
Основные проблемы, связанные с предписывающим
подходом, заключаются в сложности при обеспечении
безопасности объектов с новыми техническими решениями. Кроме того, могут иметь место необоснованные ограничительные требования.
При объектноориентированном подходе нормативно устанавливаются критерии приемлемости
уровня безопасности и методы их оценки, а также
рекомендуемые подходы их достижения. Тем самым
к минимуму сводятся ограничения в устройстве объекта, стимулируется использование новых подходов
к обеспечению пожарной безопасности и в конечном
итоге обеспечивается более высокая экономическая
эффективность проектных решений.
С принятия Федерального закона [1] в России
началась масштабная реформа технического регулирования, затрагивающая, в том числе, и систему нормирования в области пожарной безопасности. Реализация положений Федерального закона [1] обусловила
необходимость разработки и принятия Федерального
закона [2], устанавливающего основные требования
пожарной безопасности в России и определяющего
порядок их применения.
Согласно Федеральному закону [2] техническое регулирование в области пожарной безопасности
представляет собой:
1.
2.
установление в нормативных правовых актах Российской Федерации и нормативных документах
по пожарной безопасности требований пожарной
безопасности к продукции, процессам проектирования, производства, эксплуатации, хранения,
транспортирования, реализации и утилизации;
правовое регулирование отношений в области
применения и использования требований пожарной безопасности;
3.
правовое регулирование отношений в области
оценки соответствия.
Одним из ключевых понятий Федерального закона [1] является понятие риска. Согласно [1] безопасность продукции и связанных с ней процессов
производства, эксплуатации, хранения, перевозки,
реализации и утилизации - это состояние, при котором
отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу
физических или юридических лиц, государственному
или муниципальному имуществу, окружающей среде,
жизни или здоровью животных и растений.
В соответствии с [1] риск - это вероятность причинения вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей
среде, жизни или здоровью животных и растений с
учетом тяжести этого вреда.
Таким образом, в законе [1] безопасность определена как отсутствие недопустимого риска.
В связи с этим и в Федеральном законе [2], который был разработан и принят в развитие Федерального закона [1], понятие риска также является одним
из ключевых.
Согласно [2] каждый объект защиты должен иметь
систему обеспечения пожарной безопасности. При этом
система обеспечения пожарной безопасности объекта
защиты в обязательном порядке должна содержать комплекс мероприятий, исключающих возможность превышения значений допустимого пожарного риска.
При этом в [2] уставлены определения основных
видов пожарного риска, которые используются при техническом регулировании в области пожарной безопасности (индивидуальный и социальный пожарный риск).
Индивидуальный пожарный риск - пожарный
риск, который может привести к гибели человека в результате воздействия опасных факторов пожара.
Социальный пожарный риск - степень опасности, ведущей к гибели группы людей в результате воздействия опасных факторов пожара.
В Федеральном законе [2] с использованием
понятия пожарного риска установлены следующие ус-
– 291 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ловия соответствия объекта защиты требованиям пожарной безопасности.
Поскольку пожарная безопасность определена
как отсутствие недопустимого пожарного риска, то и в
условиях соответствия объектов требованиям пожарной безопасности понятие пожарного риска является
ключевым.
Пожарная безопасность объекта защиты считается обеспеченной при выполнении одного из следующих условий:
1) в полном объеме выполнены требования пожарной безопасности, установленные техническими
регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом [1], и пожарный риск не превышает допустимых значений, установленных настоящим Федеральным законом [2];
2) в полном объеме выполнены требования пожарной безопасности, установленные техническими
регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом [1], и нормативными документами по пожарной безопасности [2].
При выполнении обязательных требований пожарной безопасности, установленных техническими
регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом [1], и требований нормативных документов по пожарной безопасности, а также для объектов
защиты, которые были введены в эксплуатацию или
проектная документация на которые была направлена
на экспертизу до дня вступления в силу Федерального
закона [2], расчет пожарного риска не требуется.
Следует отметить, что эти требования [2] на законодательном уровне дают возможность реализации
как традиционного для России предписывающего подхода к нормированию вопросов обеспечения пожарной безопасности, так и объектноориентированного
или целеориентированного подхода.
При применении предписывающего подхода
осуществляется установление полного комплекса тре-
бований, выполнение которого позволяет обеспечить
безопасность. Этот комплекс требований устанавливается в нормативных документах.
Основные проблемы, связанные с предписывающим подходом, заключаются в сложности при
обеспечении безопасности объектов с новыми техническими решениями. Кроме того, могут иметь место
необоснованно ограничительные требования.
При объектноориентированном подходе нормативно устанавливаются критерии приемлемости
уровня безопасности и методы их оценки, а также
рекомендуемые подходы их достижения. Тем самым
к минимуму сводятся ограничения в устройстве объекта, стимулируется использование новых подходов
к обеспечению пожарной безопасности и в конечном
итоге обеспечивается более высокая экономическая
эффективность проектных решений.
Отдельно следует отметить особенности нормирования вопросов обеспечения пожарной безопасности производственных объектов, для которых
установленные требования пожарной безопасности
отсутствуют или их недостаточно. Согласно Федеральным законам [2, 3] для объектов, зданий, сооружений,
для которых отсутствуют нормативные требования
пожарной безопасности, должны быть разработаны
специальные технические условия, отражающие специфику обеспечения их пожарной безопасности и
содержащие комплекс необходимых инженернотехнических и организационных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.
Схема определения соответствия объекта требуемому уровню пожарной безопасности, следующая
из положений регламента [2] представлена на рис. 1.
Слева на рис. 1 показана реализация предписывающего подхода, при котором в нормативных документах
устанавливаются детальные требования, справа - фактически реализация объектноориентированного подхода с использованием пожарного риска в качестве
Рис. 1. Схема определения соответствия объекта требуемому уровню пожарной безопасности
– 292 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
критериев приемлемости уровня пожарной безопасности.
Федеральным законом [2] установлены следующие нормативные значения пожарного риска для производственных объектов:
• величина индивидуального пожарного риска в
зданиях, сооружениях и на территориях производственных объектов не должна превышать
одну миллионную в год (т.е. 10-6 год-1);
• для производственных объектов, на которых обеспечение величины индивидуального пожарного риска одной миллионной в год невозможно в
связи со спецификой функционирования технологических процессов, допускается увеличение
индивидуального пожарного риска до одной десятитысячной в год (т.е. до 10-4 год-1). При этом
должны быть предусмотрены меры по обучению
персонала действиям при пожаре и по социальной защите работников, компенсирующие их работу в условиях повышенного риска;
• величина индивидуального пожарного риска в
результате воздействия опасных факторов пожара на производственном объекте для людей,
находящихся в жилой зоне, общественно-деловой зоне или зоне рекреационного назначения
вблизи объекта, не должна превышать одну стомиллионную в год (т.е. 10-8 год-1);
• величина социального пожарного риска воздействия опасных факторов пожара на производственном объекте для людей, находящихся
в жилой зоне, общественно-деловой зоне или
зоне рекреационного назначения вблизи объекта, не должна превышать одну десятимиллионную в год (т.е. 10-7 год-1);
• для производственных объектов, на которых
для людей, находящихся в жилой зоне, общественно-деловой зоне или зоне рекреационного
назначения вблизи объекта, обеспечение величины индивидуального пожарного риска одной стомиллионной в год (т.е. 10-8 год-1) и (или)
величины социального пожарного риска одной
десятимиллионной в год (т.е. 10-7 год-1) невозможно в связи со спецификой функционирования технологических процессов, допускается
увеличение индивидуального пожарного риска
до одной миллионной в год (т.е. до 10-6 год-1) и
(или) социального пожарного риска до одной
стотысячной в год (т.е. до 10-5 год-1) соответственно. При этом должны быть предусмотрены средства оповещения людей, находящихся
в жилой зоне, общественно-деловой зоне или
зоне рекреационного назначения, о пожаре на
производственном объекте, а также дополнительные инженерно-технические и организационные мероприятия по обеспечению их пожарной безопасности и социальной защите.
Следует отметить, что сравнение критериев
предельно допустимого пожарного риска для производственных объектов в России с международной
практикой установления количественных критериев
риска показывает [4], что критерии предельно допустимого пожарного риска для персонала производственных объектов, установленные в России, в целом
соответствуют практике развитых стран мира.
Использование понятия пожарного риска предусмотрено как на стадии проектирования при разработке проектной документации, так и на стадии ввода
объекта в эксплуатацию, когда заполняется декларации пожарной безопасности.
Расчеты пожарного риска являются и составной
частью проектной документации. Согласно [5] расчеты пожарного риска регламентированы в качестве части раздела «Мероприятия по обеспечению пожарной
безопасности» проектной документации на объекты
капитального строительства при невыполнении в полном объеме требований нормативных документов по
пожарной безопасности.
Пожарный риск используется и при декларировании по пожарной безопасности, введенным Федеральным законом [2]. Форма декларации пожарной
безопасности и порядок регистрации декларации пожарной безопасности установлены в [6]. Установлено,
что в декларации должен быть раздел «Оценка пожарного риска, обеспеченного на объекте защиты». Этот
раздел заполняется, если проводится расчет пожарного риска. Следует отметить, что для введенных в эксплуатацию до дня вступления в силу Федерального закона
[2] объектов расчет пожарного риска не требуется.
Учитывая ключевое место понятия пожарного
риска при техническом регулировании по пожарной
безопасности, важным вопросом является то, какие
методы используются для расчетов пожарного риска.
Согласно Федеральному закону [2] порядок
проведения расчетов по оценке пожарного риска
определяется нормативными правовыми актами Российской Федерации. К нормативным правовым актам
по пожарной безопасности относятся федеральные
законы о технических регламентах, федеральные законы и иные нормативные правовые акты Российской
Федерации, устанавливающие обязательные для исполнения требования пожарной безопасности.
В развитие этого положения Федерального закона в 2009 г. был принят нормативный правовой акт [7],
которым установлены правила проведения расчетов по
оценке пожарного риска. Правилами [7] регламентирован ряд требований к порядку определения расчетных
величин пожарного риска, а также установлено, что
определение расчетных величин пожарного риска проводится по методикам, утверждаемым МЧС России.
В настоящее время имеется две методики [8,9]
определения расчетных величин пожарного риска, утвержденные МЧС России. Указанные методики [7,8]
утверждены приказами МЧС России, зарегистрированными в Министерстве юстиции России и имеют
статус нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти.
Методика [8] устанавливает порядок определения расчетных величин пожарного риска в зданиях, сооружениях и строениях и распространяется на здания
классов функциональной пожарной опасности Ф1, Ф2,
Ф3 и Ф4.
Методика [9] устанавливает порядок определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах. Согласно [2] производственные
объекты - это объекты промышленного и сельскохозяйственного назначения, в том числе склады, объекты инженерной и транспортной инфраструктуры (железнодорожного, автомобильного, речного, морского,
– 293 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
Рис. 2. Схема нормирования требований пожарной безопасности
воздушного и трубопроводного транспорта), объекты
связи.
В рамках предписывающего подхода в соответствие с положениями Федеральных законов [2, 3]
в настоящее время существует комплекс различных
нормативных правовых актов и нормативных документов, содержащих требования пожарной безопасности.
Существующие нормативные правовые акты и нормативные документы по пожарной безопасности содержат значительный объем требований к мероприятиям
по обеспечению пожарной безопасности, пожарной
технике, методам испытаний, пожарно-технической
классификации и т.д. Схема нормирования требований
пожарной безопасности приведена на рис. 2.
Согласно Федеральному закону [2] к нормативным правовым актам Российской Федерации по
пожарной безопасности относятся технические регламенты, принятые в соответствии с Федеральным законом [1], федеральные законы и иные нормативные
правовые акты Российской Федерации, устанавливающие обязательные для исполнения требования пожарной безопасности.
В соответствии с [2] к нормативным документам
по пожарной безопасности относятся национальные
стандарты, своды правил, содержащие требования пожарной безопасности, а также иные документы, содержащие требования пожарной безопасности, применение которых на добровольной основе обеспечивает
соблюдение требований настоящего Федерального
закона
Согласно Федеральному закону [1] стандарт
- это документ, в котором в целях добровольного
многократного использования устанавливаются характеристики продукции, правила осуществления и
характеристики процессов проектирования (включая
изыскания), производства, строительства, монтажа,
наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, выполнения работ или оказания
услуг. Стандарт также может содержать правила и методы исследований (испытаний) и измерений, правила
отбора образцов, требования к терминологии, символике, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам
их нанесения. Национальный стандарт - стандарт, утвержденный национальным органом Российской Федерации по стандартизации.
Относительно новым видом нормативных документов по пожарной безопасности являются своды
правил. Свод правил - это документ в области стандартизации, в котором содержатся технические правила
и (или) описание процессов проектирования (включая
изыскания), производства, строительства, монтажа,
наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации продукции и который применяется на
добровольной основе. Разработка и утверждение сводов правил осуществляется федеральными органами
исполнительной власти в пределах их полномочий в
соответствии с [10].
В соответствии с [10] своды правил разрабатываются в случае отсутствия национальных стандартов
применительно к отдельным требованиям технических
регламентов или к объектам технического регулирования в целях обеспечения соблюдения требований
технических регламентов к продукции или связанным
с ними процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства монтажа, наладки,
эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации.
В настоящее время требования пожарной безопасности к объектам, как правило, содержатся в сводах
правил по пожарной безопасности. Требования пожарной безопасности к продукции и методам испытаний,
как правило, содержатся в национальных стандартах.
Ниже приведен перечень утвержденный к настоящему времени сводов правил по пожарной безопасности:
– 294 –
• СП 1.13130.2009* «Системы противопожарной
защиты. Эвакуационные пути и выходы»;
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• СП «Хранилища сжиженного природного газа.
Требования пожарной безопасности»;
• СП 2.13130.2012 «Системы противопожарной
защиты. Обеспечение огнестойкости объектов
защиты»;
• СП «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности»;
• СП 3.13130.2009 «Системы противопожарной
защиты. Система оповещения и управления
эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности»;
• СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной
защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объёмнопланировочным и конструктивным решениям»;
• СП 5.13130.2009* «Системы противопожарной
защиты. Установки пожарной сигнализации и
пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;
• СП 6.13130.2013 «Системы противопожарной
защиты. Электрооборудование. Требования пожарной безопасности»;
• СП 7.13130.2013 «Отопление, вентиляция и кондиционирование. Противопожарные требования»;
• СП 8.13130.2009* «Системы противопожарной
защиты. Источники наружного противопожарного водоснабжения. Требования пожарной
безопасности»;
• СП «Нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия. Требования пожарной безопасности».
Таким образом, в настоящее время в России
на законодательном уровне обеспечивается возможность реализации проектных решений, основанных
как предписывающими положениями нормативных документов, так и альтернативных проектных решений,
обоснованных количественной оценкой пожарного
риска. При этом имеется как методическая основа для
оценки пожарного риска в виде утвержденных методик, в целом соответствующих методикам, используемым в развитых странах, так и комплекс нормативных
правовых актов и нормативных документов по пожарной безопасности, реализующих предписывающий
подход к нормированию вопросов обеспечения пожарной безопасности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Федеральный закон от 27 декабря 2002 года
№ 184-ФЗ «О техническом регулировании».
2.
Федеральный закон от 22 июля 2008 г. №123-ФЗ
«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
3.
Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. №69ФЗ «О пожарной безопасности».
4.
Гордиенко Д.М., Шебеко Ю.Н., Трунева В.А.,
Мордвинова А.В., Шебеко А. Ю., Гилетич А.Н.,
Черноплеков А.Н. Критерии предельно допустимого пожарного риска для производственных
объектов // Пожарная безопасность, 2012, №4,
с. 94-101.
5.
Постановление Правительства РФ от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной
документации и требованиях к их содержанию».
6.
Приказ МЧС России от 24.02.2009 г. № 91 «Об
утверждении формы и порядка регистрации декларации пожарной безопасности».
7.
Правила проведения расчетов по оценке пожарного риска (утв. Постановлением Правительства
РФ от 31.03.2009 г. № 272 «О порядке проведения расчетов по оценке пожарного риска»).
8.
Методика определения расчетных величин пожарного риска в зданиях, сооружениях и строениях различных классов функциональной пожарной опасности (утверждена приказом МЧС
России от 30.06.2009 г №382, зарегистрировано
в Минюсте от 06.08.2009 г. №14486).
9.
Методика определения расчетных величин
пожарного риска на производственных объектах (утверждена приказом МЧС России от
10.07.2009 г. №404, зарегистрировано в Минюсте от 17.08.2009 г №14541, в ред. приказа МЧС
России от 14.12.2010 г. №649, зарегистрировано в Минюсте 20.01.2011 г. №19546).
10.
Правила разработки и утверждения сводов правил (утв. Постановлением Правительства РФ от
19.11.2008 г. №858 «О порядке разработки и утверждения сводов правил»).
• СП 9.13130.2009 «Техника пожарная. Огнетушители. Требования к эксплуатации»
• СП 10.13130.2009* «Системы противопожарной
защиты. Внутренний противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности»
• СП 11.13130.2009* «Места дислокации подразделений пожарной охраны. Порядок и методика
определения»;
• СП 12.13130.2009* «Определение категорий
помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности»;
• СП 13.13130.2009 «Атомные станции. Требования пожарной безопасности»;
• СП 135.13130.2012 «Вертодромы. Требования
пожарной безопасности»;
• СП 153.13130.2013 «Инфраструктура железнодорожного транспорта. Требования пожарной
безопасности»;
• СП 154.13130.2013 «Встроенные подземные
автостоянки. Требования пожарной безопасности».
В настоящее время активно ведется работа по
дальнейшему совершенствованию нормирования пожарной безопасности производственных объектов. В
частности, для объектов нефтегазового комплекса находятся на стадии утверждения или разрабатываются
в настоящее время следующие своды правил по пожарной безопасности:
• СП «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности»;
• СП «Склады сжиженных углеводородных газов.
Требования пожарной безопасности»;
• СП «Морские стационарные платформы для добычи нефти и газа на континентальном шельфе.
Требования пожарной безопасности»;
– 295 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ОЦЕНКА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ И БЕЗОПАСНОСТИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ПРИКАМЧАТЧАТСКОМ ШЕЛЬФЕ
ОХОТСКОГО МОРЯ
Вадим Дмитриевич Дмитриев (Петровская Академия наук и искусств, ККО «Русское географическое
общество»), Татьяна Робертовна Михайлова (КФ ФГБУН Тихоокеанского института географии ДВО РАН),
Екатерина Владимировна Касперович (ФБУ «Камчаттехмордирекция»)
ESTIMATION OF ECOLOGICAL SUPPORT AND SAFETY OF GEOLOGICAL
SURVEYS ON KAMCHATKA SHELF ZONE OF OKHOTSK SEA
Vadim D. Dmitriev (Petrovskaya Academy of Sciences, Russian Geographical Society),
Tatyana R. Mikhilova (The Kamchatka Branch of Pacific Geographical institute,
Far Eastern Branch Russian Academy of Sciences), Ekaterina V. Kasperovich
(FBU «Kamchattechmordirinspection»)
Presented paper is based on the conclusions of public environment impact assessments on projects: construction of
exploration wells (2008, Kamchatneftegas), drilling (construction) of exploration well on «Pervoocherednaya» structure
(2011, Gasflot); a program of marine geophysical explorations (2010, Gasflot). All efforts have been conducted within
west-Kamchatka shelf of Okhotsk Sea.
Special attention has been addressed to problems in studying of modern state of environment and conservation efforts
within «offshore» zone, fishery-biological statement and damage for marine biological resources; improvement of
measures development for oil spills prevention and their adequacy with a legal-regulatory base (at the example of
drilling platform «Kol’skaya»).
Despite a suspension of exploration works on Kamchatka shelf given recommendations could provide more efficient
ecological support for exploration activities in the northern Okhotsk Sea including a shelf zone of Magadan.
Многолетними геолого-геофизическими исследованиями на Западной Камчатке и прикамчатском шельфе были установлены региональные черты
строения фундамента и осадочного чехла с выделением локальных структур, а поисковые и разведочные
работы привели в 80-е годы к открытию на побережье
4-х газоконденсатных месторождений с запасами (по
С1) газа в 16 млрд. м3 и газоконденсата в 0,5 млн. т (4),
но этих запасов хватит всего на 10 лет газификации
Камчатского края.
Ныне начался этап лицензирования участков
прикамчатского шельфа по геологическому изучению
с целью поиска и оценки морских месторождений
углеводородов для их рентабельной добычи.
Первая лицензия в географических координатах 54043’ – 58015’ с. ш. и 153057’ – 158042’ в. д. была
выдана сроком на 5 лет в 2003 году оператору проекта ООО «Камчатнефтегаз» - камчатскому представителю ОАО «НК «Роснефть» на участок шельфа в 62,6
тыс. км2 с максимальной глубиной моря в 500 метров.
В лицензии – сейсморазведка 2Д (8 тыс. пог. км) и 3Д
(420 км2), бурение 3-х поисковых скважин. Прогнозные извлекаемые ресурсы (на 01.01.2007 г.) оценены
в 1 798 млн. т нефти и 2 032 млрд. м3 газа (1).
В итоге работ 2003 – 2007 гг. были перевыполнены объемы сейсморазведочных работ, проведены инженерно-геологические исследования и выделены две
структуры для бурения с южнокорейской плавучей полупогружной буровой установки (ППБУ) «ДУ–САНГ» ООО
«Камчатнефтегаз» в 2008 году. Проектная глубина первой
поисковой скважины на Западно-Сухановской структуре
в северной части лицензионного участка 3 025 м, глубина
моря 292 м, расстояние до берега 71,5 км.
Разделы по охране окружающей среды в групповом и в индивидуальном проектах строительства
поисковых скважин ООО «Камчатнефтегаз», план
ЛРН, как и программа экомониторинга, были разработаны ООО «РЭА–Консалтинг» (г. Владивосток), а в
разработке этой программы участвовали и специалисты Камчат«НИРО».
Уже на этом этапе общественные эксперты рекомендовали: использование «Атласа нектона Охотского
моря» с его концентрациями по видам и группам, по сезонам, глубинам и годам по одноградусным трапециям,
составленным с начала 80-х годов; исключение сброса
в море отходов бурения при проходке пилотного ствола
и первого интервала скважин; необходимость составления карты чувствительности (в 10 -балльной шкале)
к нефтяным загрязнениям; более полную информацию
по ООПТ и оценку орнитофауны для их защиты от аварийных разливов нефти; использование сведений по
скоплениям ранней молоди лососей, которые отсутствовали для участков бурения. В итоге общественные
эксперты предложили доработать представленные материалы с учетом дополнений и исправлений. Но эксперты госэкоэкспертизы лишь частично согласились с
выводами общественной экспертизы и дали разрешение на реализацию ГРР ООО «Камчатнефтегаз».
Новая лицензия в близких к первой координатах, за исключением акватории между 58012’ – 58042’
с. ш. со стороны берега до изобаты в 100 м, была
получена ОАО «Газпром» (оператор ООО «Газфлот»)
в 2009 году на ГРР в пределах Западно-Камчатского
лицензионного участка площадью 37,7 тыс. км2. При
этом предусматривалось до 2014 года пробурить 10 –
15 тыс. пог. м поисковых скважин (5). Бурение первой
скважины – Первоочередной № 1 проектной глубиной
в 3,5 км было начато в 2011 году с СПБУ «Кольская»
на мелководье (при глубине моря до 40 м) в 14 км от
берега. Годом раньше были выполнены сейсморазведочные работы (2Д) объемом 8 тыс. пог. км.
– 296 –
При этом впервые было разработано экологиче-
RAO / CIS OFFSHORE 2013
ское сопровождение всех стадий ГРР: от геологического
изучения до разведки и добычи углеводородов, в т. ч. со
строительством подводных трубопроводов в 5-ти км зоне
мелководья, в виде специальных экологических и рыбохозяйственных требований. Но они касались только акватории лицензионного участка до глубины 100 м, а ЗАО «НПФ
«ДИЭМ» (Москва) даже провело стратегическую экологическую оценку (СЭО) планируемых работ (6).
Общественная экологическая экспертиза проводилась по материалам геолого-геофизических работ ОАО «Севморнефтегеофизика» (г. Мурманск);
охраны окружающей среды и ОВОС; рыбоводно-биологического обоснования с расчетом ущерба водным
биоресурсам от морских сейсморабот (2Д). Кроме этого рассмотрен рабочий проект на бурение поисковой
скважины № 1 не Первоочередной структуре (с планом
ЛРН) и программа экомониторинга этого бурения.
Эксперты общественных экологических экспертиз обратили внимание на недостаточную изученность региональных особенностей геологической
среды, в т. ч. осадков морского дна, в пределах лицензионных участков. Особенно в части сейсмоопасности; строения верхней части осадочного чехла и донных отложений; погребенных под ними палеодолин и
неровностей палеорельефа; следов залегания вечной
мерзлоты; тиксотропных грунтов в погребенных руслах рек; нестабильных мелководных газогидратов;
раскрытых разломов и миграции по ним флюидов;
молодых тектонических движений морского дна по
изменениям деформаций погребенных морских террас, их мощностей и скоростей накопления осадков,
что важно для характеристики геодинамических условий транзитной зоны.
При этом не было более детально отражено и
современное состояние морской среды: седиментационные обстановки морского дна (гравитационные,
дельтовые и др.); границы геохимических зон «река –
море» с концентрацией природных элементов в авандельтах гидросети; объемы выноса речных осадков,
положение вдольбереговых и поперечных потоков
наносов и переноса загрязняющих веществ; связи
подводных ландшафтов с грунтами, зонирование степени загрязнения водной среды и морского дна, уязвимость подводных ландшафтов у побережья.
Как отмечают общественные эксперты в литолого-стратиграфической характеристике представленных материалов не приведена привязка сейсмокомплексов Е, Д, С к первой морской поисковой
скважине ООО «Камчатнефтегаз» со стороны Западной Камчатки и к разрезам скважин ее береговых
месторождений. Отсутствует и корреляция со стратиграфическими горизонтами Северного Сахалина и
Аляски.
Пока еще недостаточно изучена слабое влияние пневмоизлучателей (ПИ) на водные организмы,
особенно на примере прикамчатского шельфа. Предложенное (вне нереста) время сейсморабот (с 15
июня по 31 октября), хотя ПИ слабо влияют на гибель
кормового зоо- и ихтиопланктона в радиусе 5 – 10 м
от источника и несущественно на скопления горбуши,
не совсем оптимально, так как в зоне до 100 м наблюдаются плотные скопления различных видов лососей.
Так, ущерб от кормового зоо- и ихтиопланктона при
воздействии ПИ оценен разработчиками в размере
87 тонн при компенсационных мероприятиях более 10
млн. руб., необходимых для воспроизводства кеты в
объеме 84,7 тонн.
Среди мероприятий, связанных с охраной природной среды и уменьшением ущерба водным биоресурсам, отметим отсутствие гибкого календарного
плана проведения морских ГРР с изучением влияния
ПИ с учетом времени хода лососей на нерест и самой
путины - прибрежного промышленного лова на морских
и речных (в устьях рек) неводах. Это могло понизить риски изменения направлений миграции рыбных косяков
и риски их отпугивания на подходах к устьям нерестовых рек, ската молоди лососей для нагула в море и даже
снизить повреждения органов слуха рыб, приводящих к
их гибели после завершения сейсморабот.
Не надо забывать, что в этой части прикамчатского шельфа нагуливается «валютоемкая» нерка (по
цене 15 долл.) Курильского озера из Южно-Камчатского федерального заказника, а стоимость остальных лососевых – до 4-х долл. и ниже. Таким образом,
наносится ущерб российской и краевой экономике,
ибо компенсационные мероприятия финансируются
на строительство и эксплуатацию рыбоводных заводов по выпуску мальков кеты, промысловой возврат
которых минимален.
Совершенно очевидно, что необходима оценка
воздействия бурения на местную биоту и на примере
ранее пробуренной поисковой скважины ООО «Камчатнефтегаз», а не только по аналогии со скважинами
присахалинского шельфа, и с раздельной оценкой по
времени проведения ГРР в разных частях прикамчатского шельфа. Например, ущерб рыбным ресурсам с
потерей кормовых угодий при бурении этой скважины
был оценен всего в 20 – 25 тыс. руб., а на воспроизводство рыбных запасов в заводских условиях потребовалось только 6 – 9 млн. мальков кеты.
Практика показывает, поверхностное, часто
формальное отношение компаний, осуществляющих
разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов, к мероприятиям по предупреждению и
ликвидации аварийных разливов нефти на море. Известно, что скорость процесса окисления разных форм
нефти зависит от температуры. Прикамчатские воды
характеризуются суровыми климатическими условиями, в т. ч. низкими температурами воды и продолжительными сроками ледовых фаз. Следовательно, в
шельфовых районах Камчатки процессы окисления и
нейтрализации экосистемой нефти и нефтепродуктов,
а также других загрязняющих веществ будут проходить
медленно, поэтому поллютанты будут трансформироваться в морской среде и аккумулироваться в грунтах и
живых организмах. Здесь может проявляться синергический эффект загрязняющих веществ, выраженный в
негативном воздействии на биоту (2, 3).
Охотское море является одним из самых высокопродуктивных районов Мирового океана и, соответственно, зоной интенсивного рыболовства.
Интенсификация морского судоходства приводит к
повышению риска разлива нефти и нефтепродуктов
и к усилению экологических последствий аварийности судов. Загрязняющие вещества, сбрасываемые в
прикамчатские воды, могут переноситься течениями
на большие расстояния и поражать наиболее уязвимые экосистемы морской среды далеко за пределами
мест сброса, особенно у берегов Камчатки (2, 3).
– 297 –
RAO / CIS OFFSHORE 2013
• Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории, а также гидрометеорологические и экологические сведения
района, как правило, содержат общую справочную информацию, что не позволяет провести
необходимые расчеты распространения разлива нефтепродуктов по морской акватории,
спрогнозировать направление перемещения
пятна нефтепродуктов, выявить его параметры.
Следствием этого является отсутствие прогнозирования последствий разливов нефти и нефтепродуктов и обусловленных ими вторичных
чрезвычайных ситуаций в море и на берегу.
Экологическая безопасность морских экосистем прикамчатских вод может быть реализована только при надлежащем понимании сложившейся обстановки. В природных условиях Камчатки вести разведку,
добычу и транспортировку нефти возможно только
при соблюдении всех норм безопасности, тщательной
спланированности действий, прогнозировании последствий разливов нефти и обусловленных ими вторичных чрезвычайных ситуаций. Основным документом, призванным решать такого рода задачи, является
план мероприятий по предупреждению и ликвидации
разливов нефти и нефтепродуктов (далее – план ЛРН).
План ЛРН должны разрабатывать организации,
осуществляющие разведку месторождений, добычу
нефти, а также переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов (далее – организации-разработчики). Определение возможных масштабов разливов нефти, степени их негативного влияния на объекты
окружающей природной среды, последовательности,
сроков и наиболее эффективных способов выполнения
работ по ликвидации разливов нефти, а в целом - прогнозирование последствий разливов нефти является
ключевым фактором при формировании планов ЛРН.
Прогнозирование выполняется с целью определения
необходимого состава сил и специальных технических
средств на проведение мероприятий по ликвидации
разлива нефти. Однако практика показывает, что у большинства организаций-разработчиков плана ЛРН отсутствует системное понимание этого документа.
• Определение необходимого состава сил и специальных технических средств на проведение
мероприятий по ликвидации разлива нефти
приводится, обычно, в виде перечня имеющихся сил и средств у аварийно-спасательных
формирований. Расчет достаточности сил и
средств с учетом их дислокации приводится в
очень сжатом виде. При этом организации-разработчики не определяют достаточный состав
сил и средств, то есть нормативное количество
и типы оборудования, необходимые суда. Не
проводят дифференциацию по участкам территории, то есть – нормы на море и на берегу.
Не проводят и сравнение имеющегося количества сил и средств с требуемым. Отсутствует
и вывод о степени соответствия имеющегося
состава, количества сил и средств задачам локализации и ликвидации разлива нефти. Таким
образом, расчет достаточности сил и средств
выполняется не полностью, а достаточность состава и количества имеющихся в организации
и привлекаемых для ликвидации чрезвычайной
ситуации сил и средств не всегда обоснована.
Так, например, проверка соответствия предоставленного плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов при бурении (строительстве)
поисковой скважины № 1 Первоочередная в пределах Западно-Камчатского участка недр в акватории Охотского
моря требованиям, предъявляемым к разработке планов
по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, показала, что данный план ЛРН ООО «Газфлот» не соответствует предъявляемым требованиям.
Исполнители не были готовы к мероприятиям по
предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации,
обусловленной разливом нефти. План ЛРН был выполнен с нарушением требований основополагающих Постановлений Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613
«О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» и от
15.04.2002 г. № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и
нефтепродуктов на территории Российской Федерации»
и нуждался в существенной доработке. Необходимо отметить, что появление этих постановлений, регламентирующих, в т. ч., экологическую безопасность моря,
коренным образом не изменило ситуацию. В настоящее
время наблюдается тенденция к снижению качества разработки планов ЛРН. Среди организаций-разработчиков
существует мнение, что этот документ не нужен. Может
быть также и потому, что следствием качественного документа являются значительные расходы на приобретение
аварийно-спасательного имущества и оборудования по
локализации и ликвидации разлива нефти.
Понимание взаимосвязи внутренней структуры
документа и его качественная разработка позволит
правильно оценить возможные масштабы чрезвычайной ситуации, обусловленной разливом нефти, и
вовремя ее локализовать. Поэтому ниже приведены
основные замечания по разработке планов ЛРН:
• Следствием неполноты обоснования плана
ЛРН является отсутствие на объекте организации-разработчика необходимого резерва материальных и финансовых ресурсов для ликвидации чрезвычайной ситуации, обусловленной
разливом нефти, а также ряда дополнительных
необходимых документов, договоров и соглашений. Поэтому такая организация, как правило, не готова к мероприятиям по предупреждению и ликвидации аварийного разлива нефти,
что может привести к усилению негативных
экологических последствий.
Проектное обоснование сроков, объемов и
других показателей бурения СПБУ «Кольская» оказалось оторванным от реальной ситуации. Оно было
начато только осенью 2011 года до завершения госэкоэкспертизы, затем, несмотря на ее отрицательное
заключение, бурение продолжалось. Выводы общественной экоэкспертизы оказались созвучны отрицательному заключению госэкоэкспертизы.
Для повышения эффективности эколого-промышленной безопасности проведения ГРР на прикамчатском
шельфе предлагаются следующие мероприятия:
1.
– 298 –
Для дальнейших ГРР на углеводородное сырье
необходима полнота и достоверность исходной информации в ОВОС, альтернативность
подходов и в полном объеме выполнение специальных экологических и рыбохозяйственных
требований под контролем федеральных орга-
RAO / CIS OFFSHORE 2013
поручения Правительства РФ (2008 г.) в части образования рыбохозяйственных заповедных зон и
установления рыбоохранных зон (полосой в 0,5
км вдоль берега). Базовой для создания такой
заповедной зоны может стать научная разработка 2005 года КФ Тихоокеанского института географии ДВО РАН по созданию государственного
биологического заказника федерального значения на Западно-Камчатском шельфе Охотского
моря в координатах 540 – 590 с. ш. от береговой
черты до изобаты 200 м.
нов надзора. Отметим только, что технология
буровых работ должна обеспечить «нулевой
сброс» бурового раствора и выбуренного шлама из верхних интервалов бурения скважин. А
при комплексных сейсморазведочных работах
необходимо максимально снизить влияние
уровней излучения групповых ПИ.
Опережающая СЭО программ и планов на всех
этапах проведения ГРР должна быть увязана со
«Стратегией социально-экономического развития Камчатского края до 2025 года» с целью
устойчивого развития и сохранения биоразнообразия в зоне «берег-море», сохранения исконной среды обитания старожилов и традиционного образа жизни КМНС в рамках реализации
«Концепции устойчивого развития КМНС Сибири и Дальнего Востока РФ» (от 04.02.2009 г.).
В т. ч. в части создания на ее втором этапе (до
2016 г.) модельной территории традиционного
природопользования федерального значения.
2.
4.
Для дальнейшей реализации планов ГРР необходима предварительная оценка экологической емкости и ограничений суммарных техногенных нагрузок на береговую экосистему, в т.
ч. от морехозяйственной деятельности.
6.
Учитывая близость нефтегеологических особенности строения Западно-Камчатского региона с Магаданским, входящих в состав Магаданско – Западно-Камчатского мегабассейна,
второго - после Сахалинского по перспективности разведочного потенциала для последующей нефтегазодобычи (4), рассмотренные
недостатки по экологическому обеспечению
ГРР и встречные предложения экологов могут
способствовать более эффективной экологопромышленной безопасности при дальнейших
ГРР не только на прикамчатском, но и на примагаданском шельфе Охотского моря.
Требуется пересмотреть компенсацию ущерба
морским биоресурсам через стоимость затрат
по воспроизводству на рыбоводных заводах
кеты. А ведь ущерб наносится и «валютоемким»
гидробионтам. А это крабы, нерка, чавыча, минтай. Вариант использования компенсационных
затрат – создание лососевых