История освоения шельфовых месторождений и развитие технологий разработки морского бурения презентация

Содержание

МИРОВОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ (ГОЛУБОЕ ПОЛЕ ВОКРУГ КОНТИНЕНТОВ)

Слайд 1История освоения шельфовых месторождений и развитие технологий разработки морского бурения


Слайд 2МИРОВОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ (ГОЛУБОЕ ПОЛЕ

ВОКРУГ КОНТИНЕНТОВ)


Слайд 3ЮРИДИЧЕСКИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ

Слайд 4Установка для бурения скважин в Древнем Китае
(из книги “В

глубь Земли”)

Слайд 5Нефтяные колодцы на берегу Биби-Эйбата. Поднятие нефти ручным воротом в XIX

веке на месторождении Биби-Эйбат

Слайд 6Нефтяные скважины на месторождении Биби-Эйбат в XIX веке

Слайд 7Первый в России нефтепровод Балаханы – Черный город

Слайд 8Ощутимый толчок развитию вращательного бурения придали только поиски нефти. Кстати, основоположником

нефтедобычи можно считать Российскую империю. Как свидетельствуют документы, в 1846 году в поселке Биби-Эйбат близ Баку (входившего в те годы в Российскую империю) горный инженер Семенов пробурил первую в мире скважину на нефть. Однако российские власти не придали этому факту большого значения, и слава первопроходцев чуть позднее досталась американцам

Слайд 9 Баку Нефтяные камни

Слайд 10 Советская Венеция

Слайд 15Первые работы на воде в США
Озеро Гранд Лейк штат Огайо 1894

г.

Слайд 16Судно для водного строительства

Слайд 17Мексиканский залив

Слайд 18OIL-AND-GAS POOL OF THE GULF OF MEXICO

Слайд 20Северное море North Sea

Слайд 21В 1960-х гг., произошел раздел Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа


Норвегии – 27 %,
Нидерландов – 10 %,
Дании – 9 %,
ФРГ – 7 %,
Бельгии и Франции – по 0,5 %.

Слайд 22Схема расположения месторождений нефти и газа южной части акватории Северного моря

Слайд 23Схема расположения месторождений нефти и газа северной
и центральной части акватории

Северного моря

Слайд 24Вьетнамский шельф
Карта шельфа Вьетнама с расположением месторождений углеводородов (Арешев, 2003): 1

– зоны спрединга; 2 – изобаты морского дна, м;
категории перспектив нефтегазоносности Меконгского НГБ: 3 – среднеперспективные; 4 – высокоперспективные; 5 – месторождения нефти

Геологический профиль шельфа Вьетнама (Арешев, 2003):
1 – геологический профиль шельфа Вьетнама, иллюстрирующий гранитоидные выступы фундамента;
2 – схематический профиль месторождения Белый Тигр

Слайд 25Каспийское море и его богатства. I – месторождения нефти и газа,

открытые
за последние годы и утроившие запасы Каспия:
1 – Кашаган; 2 – Курмангазы;
3 – Ракушечное; 4 – им. Ю. Корчагина;
5 – Хвалынское; 6 – Ялама-Самурское;
7 – Центральное; 8 – Шах-Дениз;
II – уже разрабатываемые месторождения; они «перешли» море по подводной гряде и усеяли оба берега;
III – деление моря на сектора по серединной линии с продолженными к ней границами пяти государств;
IV – существующие нефте- и газопроводы

Слайд 26Моря на территории Российской Федерации

Слайд 29Северо-Каменномысское месторождение – первое на шельфе Обской губы!
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

начало

обустройства - 2011 г
начало добычи газа - 2018 г

Каменномысское-море


начало обустройства - 2013 г

Парусовое и Тота-Яхинское -

базовые месторождения



Слайд 31СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАВУЧИЕ МОРСКИЕ СООРУЖЕНИЯ

Слайд 32Перечень всех морских сооружений

Слайд 33Стационарные платформы
а
б
в

Слайд 34Одноколонные платформы

Слайд 35НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА НА САХАЛИНЕ

Слайд 36Лун-а гравитационная платформа на сахалине

Слайд 37ТРАНСПОРТ ОПОРНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ЛУН-2

Слайд 38Установка верхней палубы для Лун 2

Слайд 39Платформа Беркут

Слайд 40ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА ГАЛЛФАКС СЕВЕРНОЕ МОРЕ

Слайд 41ПЛАТФОРМА ГАЛЛФАКС

Слайд 42СОВРЕМЕННЫЙ МОРСКОЙ КОМПЛЕКС ПО ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДОВ

Слайд 44ТРОЛЛ

Слайд 46САМОПОДЪЁМНАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА

Слайд 47Самоподъёмная буровая установка Астра компании лукойл на Каспии

Слайд 49СПБУ ООО Газпром добыча ЯМБУРГ

Слайд 50Судостроительная вервь и готовые самоподъёмные платформы

Слайд 51Полупогружные платформы

Слайд 53 ППБУ ДЛЯ ШТОКМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Слайд 54
Буровая платформа на киринском месторождении ( САХАЛИН)

Слайд 55ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПЛАТФОРМА СПАР ДЛЯ ШТОКМАНА

Слайд 56СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАТФОРМЫ СПАР

Слайд 58Самая большая в мире самоходная нефтедобывающая платформа «Eirik Raude»
Высота - 122

м;
Длина - 119 м; Ширина - 85 м; Водоизмещение - 52552 тонн; Судовая силовая установка - шесть дизельных двигателей «Wartsilla» мощность каждого 10200 л. с.; Скорость - 7 узлов; Экипаж - 120 человек; Порт приписки - Галифакс, Канада;

Слайд 60Отгрузочный терминал в Варондей море

Слайд 61Платформа Приразломное

Слайд 62ООО «Газпром нефть шельф»
генеральный заказчик, координатор работ





Технические характеристики:

длина на уровне

днища кессона...………………………. 126 м;
ширина на уровне днища кессона ..……….…………… 126 м;
высота от уровня моря (по факельной мачте), около…122 м
масса без твердого балласта около………………………117 000 т.;
с твердым балластом………………………….…… ….....506 000 т.;
количество скважин……………………………………… .36* шт.;
общая вместимость кессона……………………………..…159 890 м³ ;
объём танков хранения нефти….………………………….103 000 м³ ;
уровень добычи в сутки…………………….……………...20 863 м³ ;
Жилой модуль рассчитан на проживание….………..….200 человек;
проектный фонд скважин–36 шт.+ 4 резервные скважины

Требования к МЛСП:

устойчивость к повышенным ледовым нагрузкам;
круглогодичная эксплуатация, в т.ч. отгрузка нефти на танкер;
автономная работа;
возможность использования в последующих проектах;
безопасность персонала, технологического процесса и экологическая безопасность





.

Слайд 635
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3

7
Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 65 Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 67
Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 69
МОРСКАЯ ЛЕДОСТОЙКАЯ ПЛАТФОРМА МОЛИКПАК (САХАЛИН-2)

Слайд 70Буровые суда

Слайд 71Морское судно с буровой установкой (строится для России)

Слайд 73Макет морского судна с буровой

Слайд 74Проведение сейсмики в морских условиях

Слайд 75Проведение сейсмики в морских условиях

Слайд 76 ТРАНСПОРТ ППБУ К ТОЧКЕ БУРЕНИЯ

Слайд 80Подводный буровой комплекс

Слайд 81Компенсатор при движении буровой платформы

Слайд 82Оборудование для бурения
1-верхняя секция с отклонителем потока и шаровым компенсатором; 2-

телескопический компенсатор; 3-натяжные канаты; 4- промежуточная секция;
5-нижняя секция с шаровым и гидравлическим соединителем

Слайд 83Превентор
1- пульт бурильщика; 2-пульт управления штуцерным манифольдом; 3-аккумуляторная установка;
4- гидравлическая

силовая установка;
5-дистанционный пульт управления;
6-шланговые барабаны
7-гиравлический спайдер;
8- верхнее соединения морского стояка;
9-телескопический компенсатор;
10-соединение ;
11- угловой компенсатор;
12- нижний узел морского стояка;
13-направляющие;
14- подводные задвижки;
15-цанговая муфта;
16- опорная плита;
17-акустический датчик;
18- плашечные превенторы;
19-штуцерный манифольд;
20-морской стояк.

Слайд 84Установка направляющей трубы

Слайд 85Подводная эксплуатация шельфовых месторождений

Слайд 86Скважины


Слайд 87Подводная добыча газа в Норвегии

Слайд 88Прокладка трубопровода

Слайд 101Ветровая нагрузка
 
w(z) = w0cxk(z),
w0 = 0,61v02;
W(z) = w(z) *s(z).
рн=р0с,
Снеговая нагрузка.
 
 
 
Волновая нагрузка

Слайд 102Подсчет запасов объемным методом
Vг- геологические запасы свободного газа в млн.м3, приведенные

к стандартным поверхностным условиям ;
S- площадь газоносности, тыс. м2;
h- средневзвешенная по площади газонасыщенная мощность, м;
kп- коэффициент открытой пористости газонасыщенных коллекторов, доли ед.;
kг- коэффициент газонасыщенностипорового пространства коллекторов, доли ед.;
Рпл и Рат - начальное пластовое давление в залежи и атмосферное давление МПа.;
Zнач- начальный коэффициент сверх сжимаемости
Тпл и Тст- температура пластова и стандартная температура газа в залежи

Слайд 106Текущая эксплуатация
Снижение пластового давления и дебита, относительно большие диаметры лифтовых колонн

не всегда обеспечивают необходимые условия для выноса жидкости из ствола скважин.
Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению дебита и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин.
Процесс обводнения скважин является одной из наиболее серьезных проблем, влияющих на продуктивные возможности скважины.
































Слайд 107Мероприятия по поддержанию проектного уровня добычи
В результате дальнейшего истощения пластовой энергии

и увеличения накопления жидкости на забоях, проблемы связанные с установлением оптимальных технологических режимов работы скважин будут усугубляться.

Применяемые методы удаления
жидкости с забоя скважин

продувка
ствола
скважины

подача газа
в затрубное
пространство

применение
пенообразо-
вателя

замена
НКТ

концентри-
ческий лифт

плунжерный
лифт

Слайд 108Продувка ствола скважин в атмосферу
На УКПГ
Это наиболее часто применяемый в настоящее

время способ очистки забоя скважины от скопившейся жидкости. Продувки скважин в атмосферу не позволяют достичь продолжительного эффекта, до 90 % скважин, работающих в режиме самозадавливания, требуют проведения продувок с периодичностью менее 15 суток.
Продувка ствола скважин является наиболее простым с точки зрения используемого оборудования, техники и материалов мероприятием.
Недостатки:
потеря добычи газа при продувках около 12.5 млн. м3 в год;
выброс газа в атмосферу (около 18 млн. м3), плата за загрязнение окружающей среды;
работа скважин при продувке с дебитом и депрессией на пласт выше допустимых.

Слайд 109ПРС (закачка жидкого ПАВ)
На Комсомольском месторождении с целью интенсификации добычи газа

применяются два вида технологий удаления жидкости из скважины с применением жидкого ПАВ:
1 Обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола.
Технология обработки ПЗП скважины жидким ПАВ заключается в следующем: скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, закачивается и продавливается в пласт с применением компрессора 2 м3 раствора ПАВ, затем скважина отрабатывается на «факел» в течение 12 ч и пускается в работу.
При необходимости после отработки скважины на «факел» закачивается и продавливается в пласт метанол в объеме от 3 до 5 м3.
Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней.

2 Обработка ПЗП жидким ПАВ (2 % раствор ПАВ «Морпен» на основе CaCl2 );
Принцип очистки забоя скважины – образование пены, т.е. уменьшение плотности жидкости и создание условий для её удаления
Достоинства метода:
исключение продувок газа в атмосферу;
простота применения, высокая технологичность.
Недостатки:
необходимость проведения специальных исследований для подбора работоспособной концентрации;
наличие постоянных текущих затрат;
необходимость утилизации ПАВ, попавшего в систему сбора и подготовки газа;
технология эффективна не на всех скважинах.



Слайд 110Замена НКТ
Эксплуатационные скважины восточного купола оснащены лифтовыми колоннами диаметром: 168 мм

– 81 скважина, 114 мм – 11 скважин, 127 мм – одна скважина.
Скважины западного, северного и центрального куполов эксплуатируются по беспакерной схеме. В скважины спущены лифтовые колонны из гладких насосно-компрессорных труб 114 мм. Глубина спуска лифтовых колонн - в основном до верхних отверстий интервала перфорации.
Преимущества:
скважина не нуждается в обслуживании длительное время (на срок до нескольких лет);
обеспечение проектных депрессий на пласт, снижение пескопроявлений;
обеспечение более высокого процента извлечения газа из пласта.
Недостатки:
высокая стоимость материалов, замена возможна при КРС;
увеличение гидравлического сопротивления при движения газа по НКТ по сравнению с лифтами большего диаметра.

Слайд 111Концентрический лифт
Скважины оборудуются специальной фонтанной арматурой отечественного производства и комплексами “Smart-Skid”,

поставленными канадской фирмой ZEDi Inc.
Эксплуатация скважины, оборудованной концентрическим лифтом, осуществляется одновременно по центральной лифтовой колонне меньшего диаметра (60мм) и межколонному пространству между центральной и основной диаметром 168 мм лифтовыми колоннами.
Установка работает следующим образом: при скорости потока газа ниже критической управляющий клапан (УК) комплекса “Smart-Skid” автоматически частично перекрывает поток газа из межколонного пространства таким образом, чтобы поток газа по центральной лифтовой колонне двигался со скоростью выше критической и обеспечивал вынос жидкости. Автоматика поддерживает оптимальный режим работы скважины.

На УКПГ

Факельная линия

Достоинства системы:
снижение до 10 раз количества газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи при продувках;
исключение работы скважины с превышением допустимого дебита и депрессии на пласт;
автоматизация процесса удаления пластовой жидкости с забоя.
Недостатки:
высокая стоимость оборудования, низкая рентабельность системы (для получения разумных сроков окупаемости необходим прирост добычи газа на 42 тыс. м3/сут)
отказы оборудования при низких температурах окружающего воздуха;
не приспособленность системы к работе с пескопроявлениями (необходимость в частой замене противопесчаных фильтров)

Слайд 112Плунжерный лифт
Процесс удаления жидкости из газовых скважин плунжером типа «летающий клапан»

(далее ЛК) заключается в периодически повторяющихся циклах спуска и подъема ЛК по колонне лифтовых труб.
Для удаления жидкости ЛК помещают в лифтовую колонну между нижним и верхним ограничителями хода плунжера. Летающий клапан состоит минимум из 2-х независимых элементов - шара (отделяемый элемент, расположен внизу) и цилиндрического корпуса (в лифтовой колонне расположен всегда над шаром).
В скважине корпус и шар один за другим (за счет избыточной массы) опускаются до нижнего ограничителя. На нижнем ограничителе корпус и шар соединяются. В результате проходное сечение для газа по трубе существенно ограничивается «летающим клапаном» и газ, поступающий в лифтовую колонну, поднимает ЛК (шар и корпус) к устью скважины.
Часть газа во время подъема проходит в кольцевом зазоре, образованном между наружной поверхностью корпуса и трубой. Во время подъема этот газ выдувает из кольцевого зазора жидкость, которая находится выше ЛК и стремится стечь по зазору вниз

Слайд 113Достоинства метода:
сравнительно низкая стоимость оборудования и работ по установке;
кратное снижение количества

газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи газа и превышения дебита и депрессии на пласт при продувках.
Недостатки метода:
низкий ресурс плунжера и шара;
высокая трудоемкость работ по установке нижнего ограничителя при отсутствии пакера или спецмуфты;
высокие требования по геометрическому совершенству фонтанной арматуры и НКТ;
невысокая сложившаяся эффективность;
нестабильная работа, частые отказы при низких температурах окружающей среды.

Плунжерный лифт







Слайд 114Подача газа в затрубное пространство
В качестве одного из альтернативных мероприятий для

обеспечения стабильной работы низкодебитных скважин предлагается закачка в затрубное пространство газа, подаваемого с выхода ДКС.
Суть технологии заключается в увеличении скорости движения газа по НКТ за счет подачи газа высокого давления в затрубное пространство.
Преимущества технологии:
в скважине отсутствуют подвижные элементы;
установка практически не требует обслуживания;
высокая достигнутая эффективность.
Недостатки:
невозможность использования при наличии пакера;
высокая чувствительность к давлению газа подаваемого по шлейфу на закачку;
изменение обвязки устья скважины для реализации технологии;
подогрев подаваемого с ДКС газа с использованием устьевого подогревателя газа в зимнее время;
высокая стоимость СМР для скважин оборудованных одним шлейфом.

Слайд 115Расчет минимального дебита газовых скважин подверженных самозадавливанию
 

Слайд 116Спасибо за внимание

Похожие презентации

ООО Главземпроект (Москва) представляет программу СМЕТА-2011 170
Детерминанты межрегиональной миграции в России 198
Декарт: Раздражение ступни передаётся по нервам в мозг, взаимодействует там с духом и таким образом порождает ощущение боли 282
Социальные сети 221
Сетевое сообщество ИКТ на уроках русского языка и литературы 194
Правила поведения учащихся в школе. 452

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое ThePresentation.ru?

Это сайт презентаций, докладов, проектов, шаблонов в формате PowerPoint. Мы помогаем школьникам, студентам, учителям, преподавателям хранить и обмениваться учебными материалами с другими пользователями.

Для правообладателей

Яндекс.Метрика