Геологическая характеристика месторождения Чайво

Курсовой проект (работа)

на тему__________________________

____

____

Руководитель проекта (работы)   _______ (должность, звание, фамилия, инициалы)   _______ (подпись)   Нормоконтроль _______ (должность, звание, фамилия, инициалы) _______ (подпись)

Магистрант гр._________________   ____ (фамилия, имя, отчество) ____ ( подпись ) ____ ( дата )

Москва 20__

Министерство образования и науки российской федерации

российский государственный УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА

________________________________

Кафедра Освоения морских нефтегазовых месторождений

(ОМНГМ)

ЗАДАНИЕ

к курсовому проекту (работе)

Магистрант_________________

Тема курсового проекта (работы):_______

____

____________

Руководитель курсового проекта (работы):

____

(фамилия, инициалы, должность, звание, место работы)

________

Задание принял к исполнению «___»_________________201__г.

_____________________________

(подпись слушателя)

1. Содержание задания по профилирующему разделу проекту (работы)

____________________________

2. Перечень демонстрационного материала ________________________

____

Подпись руководителя:

_________________________

Введение

1. Геологическая характеристика месторождения Чайво

2. Виды буровых установок

3.Выбор оптимальной буровой установки(с учетом арктических условий и удаленности)

3.1 Самоподъемные буровые платформы

Вывод

Введение

В наше время, когда нефтегазовые ресурсы месторождений на суше уже значительно исчерпаны, освоение месторождений на континентальном шельфе способно обеспечить развитие мировой экономики углеводородами на долгие годы. Именно с этим в последние годы связан повышенный спрос на оборудование для морской добычи.

Постепенно увеличивающееся истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения нефтегазовых ресурсов морского дна. В настоящее время на шельфе эксплуатируется достаточно большое количество буровых установок различного типа. Ежегодно бурится около 1000 поисково-разведочных и примерно 2000 эксплуатационных скважин. Всего же в мире пробурено более 100 000 скважин.

Добыча нефти в море составляет сейчас около трети от мировой. Уже в настоящее время такие страны, как Норвегия, Великобритания, Нидерланды, полностью удовлетворяют свои потребности в нефти за счет морских промыслов, а Великобритания также и в газе Объясняется это тем, что потенциальные ресурсы нефти и газа в акваториях Мирового океана превосходят их запасы на суше почти в три раза.

Россия в настоящее время находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на континентальном шельфе Она располагает 22 % площади шельфа Мирового океана, 80% из которых считаются перспективными для добычи углеводородов. Около 85 % запасов топливно-энергетических ресурсов приходится на шельф арктических морей, 12 % приходится на шельф дальневосточных морей, а остальное на шельфы Каспийского, Черного, Азовского и Балтийского морей.

Геологическая характеристика месторождения Чайво

Поисково-разведочным бурением терригенный разрез осадков миоцен-плиоценового возраста вскрыт скважиной Чайво-1 на глубине 3378 м. В плане стратиграфии скважина Чайво-1 является самой глубокой скважиной на месторождении. На основании палеонтологического анализа и региональной корреляции вскрытый разрез подразделяется на 2 основные региональные стратиграфические единицы, представленные окобыкайской и более молодой нутовской свитами.

Окобыкайская свита (N₁ok) вскрыта только в скважине Чайво-1 на глубине 2848 м и пройдена бурением 530 м. Свита преимущественно сложена глинистыми отложениями с редкими песчано-алевритовыми пластами мощностью не более нескольких метров. По палеонтологическим определениям свита датируется средним - поздним миоценом. На месторождении Чайво коллектора в свите отсутствуют.

Нутовская свита (N_1-2nt) залегает без видимого несогласия на отложениях окобыкайской свиты и вскрыта во всех скважинах Чайво. Она подразделяется на две подсвиты: нижненутовскую, включающую пласты XI-XXII, и верхненутовскую – от кровли пласта XI до подошвы помырской свиты (N₂pm). Помырская свита и четвертичные отложения простираются до дна моря.

Нижненутовская подсвита содержит до 55% песчано-алевритового материала и составляет основную часть продуктивного разреза. Литологически породы нижненутовской подсвиты представлены переслаивающимися, слабо литифицированными песчано-алевритовыми отложениями, пластичными глинами и редкими тонкими карбонатно-глинистыми прослоями. Наиболее мощные и пористые коллекторы залегают в средней части подсвиты (продуктивные пласты XIV-XVII). Ниже по разрезу содержание алевролитов и глин возрастает, причем уменьшается как размер зерен, так и толщина пластов и пропластков. Возраст подсвиты определяется как поздний миоцен - ранний плиоцен. Вскрытая мощность составляет около 1500 м.

Всего в отложениях нижненутовской подсвиты по данным подсчета запасов 2001 г. выделено 15 продуктивных пластов (сверху вниз по разрезу): XIV, XV, XVI, XVI-2, XVII, XVIII-C, XVIII, XIX-C, XIX, XX-C, XX, XXI-C, XXI, XXII-C и XXII.

Верхненутовская подсвита содержит редкие и маломощные песчаные слои с прослоями песчано-алевритовых пород и включает одну газовую залежь (продуктивный пласт II). Пласт II перекрывается мощной (более 500м) толщей пластичных диатомовых глин, которая может быть классифицирована как зональный флюидоупор. Возраст подсвиты датируется как плиоценовый.

Более глубокий, невскрытый бурением разрез, по данным соседних площадей характеризуется преобладающе глинистой литологией и имеет следующую стратиграфию (снизу вверх): тумская свита (N₁tm) мощностью около 230 м; дагинская (пильская) свита (N₁pl) мощностью около 400 м; нижнеокобыкайская подсвита (N₁ok) мощностью свыше 2000 м.

В течение 1998-2000 гг. первоначальная интерпретация сейсмоматериалов 3D месторождения Чайво включала прослеживание практически каждого ОГ отрицательной фазы в основном разрезе нутовской свиты (от пласта XIV до пласта XXIII) и многих дополнительных отражений выше и ниже по разрезу. Вследствие сложного секвенс-стратиграфического строения очень немногие сейсмически закартированные поверхности прослежены на всей площади трехмерной съемки.

Поверхности основных ОГ в последствии были увязаны с сейсмической интерпретацией Аркутун-Дагинского месторождения с тем, чтобы построить единую секвенс-стратиграфическую основу. Сейсмические разрезы отложений нижненутовской подсвиты от Чайвинского до Аркутун-Дагинского месторождений характеризуются сложной геометрией рефлекторов. Многочисленные прилегания и налегания в геометрии ОГ указывают на наличие клиноформ, связанных с дельтовыми обстановками, меняющимися от обстановок дельтовой равнины до обстановок основания дельтового склона.

Трудности при интерпретации сейсмоданных были связаны с наличием «газовых труб» и приповерхностных газовых скоплений. Неглубокие газовые залежи поглощают сейсмическую энергию и вызывают затухание амплитуд, а в некоторых случаях приводят к полному стиранию сейсмической записи в нижних частях разреза (рис. 2.1.2.1). Данные эффекты отчетливо выявляются как на сейсмических профилях, так и на картах амплитуд.

Модель осадконакопления для месторождения Чайво основывается на концепциях секвенс-стратиграфии. Метод заключается в установлении связей генетически сопоставимых фаций, ограниченных хроностратиграфически эквивалентными поверхностями.

Данная методика схематически изображена на рисунке 2.1.2.2. Интеграция данных по ГИС, анализам керна и сейсмоматериалам 3D указывает на то, что продуктивный разрез нутовской свиты на месторождении Чайво накапливался в основном в преобладающей мелководно-морской/дельтовой обстановке. Предполагаемым источником привноса осадков являлась река палео-Амур на западе. Общие тренды фаций демонстрируют переход с запада на восток от проксимальных обстановок к дистальным, от мелководного шельфа к основанию дельтового склона.

Сейсмоматериалы 3D были чрезвычайно важны для интерпретации обстановок осадконакопления в пределах месторождения Чайво. Выровненные по опорному горизонту сейсмические и стратиграфические разрезы иллюстрируют седиментационные геометрии, наблюдаемые в условиях от шельфа (топсетные слои) до склона (форсетные слои) и до подножия склона (нижние слои). Соответственно, карты сейсмических амплитуд иллюстрируют развитие фаций по латерали от перехода шельф-склон до подножия склона в пределах каждой из осадочных секвенций. В плане высокопесчанистые шельфовые отложения представлены сплошными зонами выдержанных высоких сейсмических амплитуд. Менее песчанистые отложения склона представлены менее выдержанными амплитудами, ориентированными по простиранию, или узкими, прямыми до извилистых амплитудными зонами, ориентированными по падению слоев. Высокопесчанистые отложения клиновидной геометрии низкого уровня моря в основании дельтового склона отчетливо проявляются в форме лопастевидных, высокоамплитудных форм в плане.

Диаграммы ГИС скважин месторождения Чайво демонстрируют три основных типа последовательностей напластования, определяющих обстановки осадконакопления. Шельфовые обстановки демонстрируют хорошо развитые проградационные (с огрублением зернистости вверх по разрезу) напластования. И большинство пластов месторождения Чайво имеют диаграммы ГИС именно такого вида. В обстановках дельтового склона преобладают монотонные по вертикали, иногда огрубляющиеся вверх по разрезу тонкослоистые алевритистые отложения. В обстановках низкого уровня моря в основании дельтового склона появляются относительно крупнослоистые, блоковые песчаники с уменьшающейся вверх зернистостью (в отложениях русловых комплексов) и более тонкослоистые, с уменьшающейся вверх зернистостью, песчаники в межрусловых участках.

Таким образом, и сейсмические, и скважинные данные указывают на то, что в пределах обстановок шельфа и склона песчанистость разреза, обычно наиболее высокая на западе, снижается к востоку. Для обстановки седиментации основания дельтового склона характерны более алевритистые отложения, за исключением отложений русел в телах обстановок низкого уровня воды в основании дельтового склона.

Когда в рамках работы над Подсчетом запасов 2001г. и Технологической схемой 2001г. выполнялась седиментационная интерпретация месторождения Чайво, считалось, что преобладающей моделью осадконакопления является модель флювиально-доминируемой дельты. Это мнение было основано на наличии сильной флювиальной компоненты, генерируемой палео-Амуром. Согласно этой модели, фации коллекторов ориентированы преимущественно в субширотном направлении, при этом наиболее качественные коллекторы залегают в фациях устьевых баров.

Рис. 1 Сейсмический профиль Чайво-Даги, приведенный к опорному горизонту

Однако при бурении на первом этапе разработки было обнаружено, что данная модель подходит не ко всем пластам месторождения Чайво, и в особенности плохо соотносится с пластами XVII, XVIII и XIX, которые в настоящее время считаются образовавшимися в условиях доминирования волновой деятельности в прибрежной зоне. Это выявилось преимущественно в результате корреляции по ГИС эксплуатационных скважин, которая показала сильную выдержанность пластов по простиранию (север-юг), что характерно для обстановок доминирования волновой деятельности в прибрежной зоне. Схематично обе модели осадконакопления представлены на рисунке 2. Новые представления о геометрии отложений учтены при детальном геологическом моделировании.

Модель 2 (текущая): волно-доминируемая

Модель 1: Флювиально-доминируемая дельта

Основные наблюдения и различия с предыдущей моделью - Предыдущая модель представляла собой флювиально-доминируемую дельту с высокопроницаемыми фациями в устьевых барах - Скважины на пл. XVII/XVIII на западном крыле показывают высокую выдержанность коллекторов в направлении С-Ю (также соответствует закартированной геометрии пластов по сейсмике высокого разрешения) - Такая высокая выдержанность по простиранию больше соответствует проградирующей волно-доминируемой береговой системе - Высокопроницаемые фации (HPF) представлены отложениями верхнего берегового склона, а не фациями устьевых баров

Рис. 2 Пересмотр седиментационной модели

На месторождении Чайво выделенные в рамках общего секвенс-стратиграфического каркаса клиноформы обычно имеют мощность 25 – 35 м и на сейсмопрофилях слагают сложный клиноформный/черепицеобразный рисунок в направлении моря. Такие клиноформы были задокументированы в отчете по подсчету запасов 2001 г. но только в обобщенном виде. Тогда было отмечено, что клиноформенное строение учтено при построении моделей 3Д для подготовки Технологической схемы 2001 г.

Клиноформы представляют собой фундаментальные составные элементы осадочных тел. Морфологически это табулярные или чаще сигмоидальные тела с размерностью по латерали от сантиметров (в песчаных дюнах) до километров в морских обстановках. В прибрежно-морских/дельтовых обстановках, где они лучше всего наблюдаются и интрепретируются, это падающие в направлении моря комплексы пород, как это присуще месторождению Чайво. Внутренняя геометрия клиноформ определяется рядом факторов, среди которых расстояние от источника осадков, крутизна склона, где происходит осадконакопление, объем поступающего материала, скорость эвстатических изменений уровня моря и наличие пространства для заполнения осадками как по латерали, так и по седиментационному падению. В целом, клиноформенная геометрия характеризуется сложными проградационными, наложенными и “черепитчатообразными” пространственными закономерностями.

Единичная прибрежно-морская клиноформа типично образует клин, утончающийся на мористом и береговом окончаниях до мощностей ниже предела разрешения сейсмики, при этом верхний конец выклинивается на прибрежную равнину, а нижний заканчивается уже в бассейновых отложениях в виде тонкого слоя глин, осаждающихся ниже зоны действия волн (рис1). Отложения фаций прибрежной равнины весьма разнообразны, изменяясь от превосходных флювиальных коллекторских песчаников до неколлекторских глинистых болотных и почвенных образований. Ввиду такого широкого диапазона возможных фациальных условий, весьма сложно прогнозировать качество коллекторов в какой-либо точке прибрежной равнины без данных сейсморазведки или бурения для выявления русловых отложений.

То есть бурение является целесообразным и более того необходимым, во первых для уточнения имеющихся данных. Во вторых, не стоит забывать, что так же имеются залежи газа, к разработке которых еще не приступали. Небольшая глубина и арктический климат, как погода, так и ледовые торосы, достигающие в высоту 25 метров диктуют особые условия разрабатывающим компаниям.

2 Виды буровых платформ

Буровые платформы, эксплуатирующиеся в море обычно называют оффшорными конструкциями (от английского offshore - на расстоянии от берега).

Структура морской буровой установки, кроме оборудования бурения скважин, добычи природного газа или нефти из подводных скважин, также может включать жилые помещения, рассчитанные более чем на сотню человек, оборудование для хранения добытых ресурсов и сложную систему самообеспечения.

Морские буровые установки представляют собой сложные инженерные сооружения различного архитектурно-конструктивного типа. Условия их эксплуатации предъявляют к ним специфические требования, удовлетворение которых внесло ряд принципиальных изменений в сложившуюся традиционную практику проектирования и строительства судов. В последние годы в отечественном судостроении накоплен определенный опыт создания морских буровых установок. В то же время освоение новых нефтегазовых месторождений, научно-технический прогресс в области разведки и добычи нефти и газа, все возрастающие требования различных классификационных обществ к проектированию, строительству и эксплуатации буровых установок выдвигают новые, часто весьма сложные задачи.

Конструкции платформ могут значительно различаться в зависимости от глубины, на которой находится цель бурения, а также от характеристик месторождения. Все морские буровые установки обладают определенной автономностью, которая обеспечивается генераторами энергии и опреснителями воды, установленными на ней.

Вместе с тем для пополнения запасов установки используются обслуживающие суда поддержки, выполняющие функцию снабжения. Также возможны вспомогательные функции - буксировка платформы к точке бурения, резервное место для спасения людей, противопожарные меры. При всем этом используются чрезвычайные суда поддержки, которые привлекаются при аварийных ситуациях, а также в случае вынужденных спасательных операций.

Типы морских буровых установок

Буровая баржа (Drill barge)

Буровая баржа - вид морской буровой установки используемой на первом этапе разработки месторождения, для бурения скважин в основном на мелководных и защищенных участках.

Область применения - внутриконтинентальные место-рождения устья рек, озера, болота, каналы и на небольшой глубине (как правило от 2 до 5 метров).

Буровые баржи, обычно – несамоходные, и поэтому не в состоянии проводить работы в ситуации открытого моря.

Самоподъемная плавучая буровая установка (Jack-up drilling rig)

Этот тип морских буровых установок по способу перемещения, видам работ, форме корпуса и структуре производственной платформы напоминает буровую баржу, и иногда является модернизированной буровой баржей.

В конструкцию включены три, четыре или пять опор с башмаками, опускаемых и задавливаемых в дно на время осуществления буровых работ.

При этом также может производится заякоривание буровой установки, но стояние на опорах является более безопасным режимом эксплуатации, так как в этом случае корпус не касается поверхности воды.

Глубина воды на которой может работать самоподъемная буровая платформа ограниче-на, как правило длиной опор и не превышает 150 метров.

Буровое судно (Drillship)

Буровые суда – самоходные и поэтому не требуют буксировки на место проведения работ. Они проектируются специально для осуществления бурения скважин на большой глубине, хоть и обладают не такой устойчивостью как полупогружные морские буровые установки.

Состав оборудования включает в себя полный набор, необходимый для крупного океанского судна. С помощью GPS устройств реализуется активное управление буровым судном. Это позволяет проводить буровые операции непосредственно с корабля, но только в тех пределах, где его перемещения не мешают процессу бурения. На нижнем корпусе судна располагаются электрические двигатели, которые обеспечивают движение корабля в любом направлении.

Благодаря якорной системе, судно, оборудованное производственной, отгрузочной и хранилищной площадками, может вращаться вокруг вертикальной оси, в результате при воздействии ветра, его влиянию будет подвержена минимальная площадь. Буровая шахта (англ. moonpool) проходит через весь корпус судна, расширяясь к низу; буровые линии уходят от нее в глубину. На палубе располагается силовые установки и техническое оборудование. Нефть, добытая, а затем очищенная, хранится в резервуарах корпуса, впоследствии же ее загружают в челночные грузовые танкеры.

Погружная буровая установка (Submersible rig)

Не очень распространенный тип буровых установок, особенность конструкции заключается в способности погружаться в воду, может использоваться на небольших глубинах.

Погружная установка представляет из себя платформу с двумя, помещенными друг на друга, корпусами.

В верхнем корпусе располагаются жилые помещения для экипажа, как и на обычной буровой платформе. Нижняя часть – заполняется воздухом (чем обеспечивает плавучесть) при перемещении, а после прихода на место назначения, воздух выпускается из нижнего корпуса, и буровая платформа погружается на дно.

Преимуществом погружных установок является высокая мобильность, однако при этом глубина выполнения буровых работ – невелика и не превышает 25 метров. На сегодняшний день эксплуатируются 6 установок этого типа.

Полупогружная буровая установка (Semisubmersible rig)

Наиболее распространенный тип морских буровых установок, сочетает в себе преимущества погружных конструкций и способность проводить буровые работы на глубине более 1500 метров.

Конструкция полупогружной установки включает опоры, которые обеспечивают плавучесть платформы и обеспечивают большой вес для сохранения вертикального положения. В процессе передвижения полупогружная морская буровая установка происходит закачивание и выкачивание воздуха из нижнего корпуса (когда выпускается воздух полупогружная установка притапливается лишь частично, не достигая при этом морского дна и остается на плаву).

В процессе буровых работ осуществляется заполнение нижнего корпуса водой, в результате чего достигается необходимая устойчивость. Укрепление тяжелыми 10-тонными якорями, дает гарантии безопасности при эксплуатации платформы в бурных морских водах. При необходимости удерживать установку на одном месте также применяется активное рулевое управление.

3 Выбор оптимальной буровой установки(с учетом арктических условий и удаленности)

Сегодня разведочное бурение в арктических акваториях, в основном, осуществляется с использованием тех же типов буровых установок, что и в традиционных районах. К примеру, на шельфе Аляски функционируют четыре буровых установки – две самоподъемные буровые установки (Endeavour, Spirit of Independence и Spartan 151), одно буровое судно (Noble Discoverer) и плавучая буровая установка Kulluk4. Из четырех установок только Kulluk является уникальной буровой платформой ледового класса, а остальные установки являются типовыми (хотя буровое судно Noble Discoverer имеет дополнительную защиту от льда). Для бурения на шельфе Гренландии в 2010-2011 годах использовались типовая полупогружная буровая установка The Leiv Eiriksson (тип Bingo-9000) и типовое буровое судно Corcovado для глубоководного бурения (тип Saipem 10.000).

Таким образом, для разведочного бурения вполне можно использовать буровые установки не имеющие специальной арктической подготовки, для удешевления стоимости работ, так как они ведутся в основном в относительно теплое время года.

Для условий сахалинского шельфа подходят самоподъемные буровые установки, так как глубина моря в предполагаемых акваториях не превышает 15 метров.

3.1 Самоподъемные буровые платформы

Самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) — это буровая установка, поднимаемая в рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт. Колонны подвижны в вертикальном направлении относительно основного корпуса (понтона). На верхней палубе понтона и в понтоне располагается технологическое оборудование и средства жизнеобеспечения. СПБУ можно классифицировать по форме понтона; по количеству опорных колонн; по форме поперечного сечения колонн и их конструкции; по конструктивному оформлению нижней части колонн; по типу подъемного механизма; по расположению буровой вышки.

В настоящее время сформировались следующие формы понтона СПБУ: треугольная, прямоугольная, прямоугольная с аутригерами. Первая и последняя используются для трехопорных СПБУ. В данном случае под аутригерами понимается конструкция для размещения опорно-подъемного устройства, жестко соединенная с основным понтоном. Основное назначение такой конструкции — восприятие вертикальной и горизонтальной нагрузки от колонны и размещение подъемного устройства.

Количество опорных колонн — три или четыре. На ранних проектах СПБУ оно доходило до восьми. Конструкция колонн может быть цилиндрическая сплошностенная, ферменная или призматическая. Нее типы колонн имеют зубчатые рейки, которые являются частью подъемного механизма. Цилиндрическая колонна имеет круглую форму поперечного сечения с выступающими рейками. Ферменные колонны могут быть треугольными или квадратными в поперечном сечении. В углах колонн находятся зубчатые рейки. Длина ферменных колонн может достигать 180 м.

Конструктивное оформление нижней части колонны зависит от предполагаемого механизма взаимодействия колонн с фунтом: опора на грунт или проникновение в грунт. В первом случае колонны соединяются внизу общим опорным матом (такой тип опорного устройства применяется на мягких грунтах), во втором колонна заканчивается внизу башмаком определенной формы.

Буровая вышка может располагаться на верхней палубе понтона или выдвигаться за корму по направляющим консолям. В последнем случае экономится площадь палубы.

На рисунке показаны основные элементы конструкции самоподъемной плавучей буровой установки:

1 - понтон; 2 - опорная колонна; 3 - устройство подъема опор; 4 - кран; 5 - буровая вышка;

6 - консоль подвышечного портала; 7 - стеллажи для хранения труб; 8 - жилой модуль;

9 - вертолетная площадка

Основные эксплуатационные состояния СПБУ — рабочее и перехода (транспортировка). Переход осуществляется без технологических запасов или с частью технологических запасов, если СПБУ перемещается с одной точки бурения на другую в пределах одного района.

Поднятые вверх колонны уменьшают остойчивость СПБУ за счет увеличения аппликаты центра тяжести установки и увеличивают силы ветрового воздействия, динамические моменты бортовой и килевой качки. В целях уменьшения перечисленных внешних воздействий колонны опускают на 0,3—0,4 длины, что значительно демпфирует качку.

Применение СПБУ, у которых во время транспортировки верхние секции опор снимаются и устанавливаются на палубе, позволяет существенно уменьшить динамические нагрузки на опоры и повысить остойчивость без увеличения размеров понтона. Для монтажа верхних секций при размещении буровой установки на месте бурения на палубе предусматриваются специальные подъемно-монтажные устройства.

Для уменьшения длины опор при транспортировке СПБУ, предназначенных для эксплуатации на больших глубинах, разработаны конструкции с телескопическими цилиндрическими опорами. При этом полная длина выдвинутых опор составляет около 120 м, наружная опора имеет дайну около 77 м и наружный диаметр около 4,6 м, а внутренняя выдвижная опора — длину 71 м и наружный диаметр около 4,3 м. Однако подобные конструкции для обеспечения жесткости должны иметь поперечное крепление в местах телескопического разъема. Наличие подобного крепления не позволяет осуществить полный подъем опор, что обусловливает большую осадку буровой установки при транспортировке.

Существуют предложения отделить подъемный корпус от опор. В этом случае опоры преобразуются в опорный ферменный блок, аналогичный стационарным платформам. Опорный блок доставляется и закрепляется в месте бурения. Затем на него наводится понтон, имеющий подъёмники, которые стыкуются с опорным блоком, и с их помощью производится подъем понтона.

Перегоны тщательно подготавливают, выбирая наиболее благоприятный маршрут. На маршруте должны быть районы, защищенные от волнения (бухты, защитные гидротехнические сооружения), где установка могла бы отстояться, встав на колонны при получении неблагоприятного метеорологического прогноза. Перегон осуществляется с помощью нескольких буксиров. На СПБУ, у которых буровая вышка смонтирована на перемещающемся портале, перед перегоном портал сдвигают ближе к мидель-шпангоуту. Дополнительно тщательно проверяют закрытия вырезов на палубе, на внутренних переборках, устройства фиксации колонн. Ограничение на перегон — 5 баллов по волнению и 7 баллов по ветру.

Одной из опасностей при длительной стоянке на точке бурения является размыв грунта под одной из колонн, что приводит к ее просадке. При этом угол крена (дифферента) понтона может превысить допустимый предел в 1°, что вызывает заклинивание понтона на колоннах.

Дополнительными режимами эксплуатации являются периоды перехода из одного основного режима в другой. Подъем СПБУ на колонны происходит при волнении до 3 баллов, чтобы обеспечить безударное касание дна башмаками колонн. После прекращения движения колонн вниз начинается процедура их задавливания путем небольшого подъема понтона над водой.

Если количество опор равно трем, то СПБУ принимает дополнительный балласт, для чего предусматриваются балластные отсеки. На четырехопорной установке задавливание колонн происходит попарно для диагонально расположенных опор. Сначала нагружают две колонны, стоящие на одной диагонали. После их заглубления нагрузка переносится на другую пару колоны. Нагрузку при задавливании выбирают такую, чтобы она была больше максимальной эксплуатационной. Процесс задавливания прекращается выдержкой во времени. При отсутствии дальнейшей просадки опор понтон СПБУ поднимается над водой на расчетную высоту.

Для повышения безопасности буксировки СПБУ используется целый ряд технических решений. В частности, для уменьшения вертикальных перемещений корпуса призматической формы на волнении были успешно использованы выдвижные горизонтальные демпфирующие пластины, расположенные по периметру понтона. В результате увеличения присоединенных масс уменьшились как амплитуды вертикальной качки, так и угловые характеристики движения. Ведутся исследования по использованию заполненных водой внутренних отсеков верхних частей опор для стабилизации буровой установки на последних этапах касания морского дна.

Заключение

Затраты на поисково-разведочное бурение на арктическом шельфе значительно выше затрат в других акваториях. Основными удорожающими факторами являются следующие:

• возможность работы только в период открытой воды;

• необходимость наличия дополнительных судов

снабжения, вспомогательных судов для управления ледовой обстановкой и ликвидации аварийных разливов и прочего.

Затраты на аренду буровых судов, как правило, составляют около 25-45% от полной стоимости разведочного бурения. Остальные расходы связаны с материалами для бурения, сервисными услугами, затратами на доставку, на вспомогательные суда, административно-управленческими расходами. Для арктических акваторий доля затрат на аренду буровых установок ниже, главным образом, из-за высоких затрат на вспомогательные суда.

На разных стадиях реализации проекта требуется различная точность расчетов. Для условий арктического шельфа на предварительных стадиях целесообразно задаться вопросом о технической реализуемости проекта – возможности строительства и эксплуатации выбранного типа платформы в заданных условиях.

Рассматривая геологические и климатические факты, можно считать возможным использование самоподъемных буровых платформ на шельфе острова Сахалин. Немаловажным фактором является и то, что у российских инженеров есть определенный опыт в использовании таких установок.

Список литературы

1. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. «Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. – М.: Издательство Академии горных наук, 1999. – 373 с.

2. Мансуров М.Н., д.т.н., В.Б.Зак. ООО «ВНИИГАЗ». – Инфраструктурное обеспечение освоения углеводородных месторождений Арктического шельфа// Территория нефтегаз – 2009. - №4. – с. 34-39

3. Джафаров И.С., Керимов В.Ю., Шилов Г.Я.. Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. – СПб: Недра, 2005. – 384 с.

4. Ларин В. «Подводный буровой комплекс с ядерной энергетической установкой для освоения нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей России. Аналитичекий обзор «Беллоны», 2008. – 36 с.

5. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие/ А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков и др. –М.:ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000.-770с.

6. Морские буровые установки. Самоподъемные буровые установки (СПБУ). Типы опорных колонн. Режим доступности http://neft-gazedu.ru/index.php/lektsii-osvoenie-shelfovykh-mestorozhdenij/93-morskie-burovye-ustanovki-samopodemnye-burovye, открытый. - Загл.с экрана. – Данные соответствуют 07.11.2012 г.

7. Буровое судно. Режим доступности http://stud24.ru/geology/burovoe-sudno/23449-67980-page1.html, открытый. - Загл.с экрана. – Данные соответствуют 07.11.2012 г.