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, yuri.ampilov@pgs.com +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, ava1@hydrosystem.ru, 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