1 Понятие о континентальном шельфе.Около 22% площади Мирового океана (примерно 80,6 млн7 км2) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей  и океанов  перспективны на нефть и газ около 75 млн. км2 (примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км2, на материковом склоне  20,4 млн. км2 и в пределах материкового подножья -35 млн. км2. Наиболее доступной является шельфовая зона. Под шельфом ( анг. Shelf)  понимается выровненная  часть  подводной окраины материков с незначительным уклоном,  примыкающая  к суше и характеризующаяся  общим с ней геологическим строением. Глубины у внешней границы шельфа  обычно составляют 100-200 м, но в отдельных случаях достигают 1500-2000 м (Южно-Курильская котловина Охотского моря). Ширина шельфа лежит в пределах от 1 до 1700 км (Северный Ледовитый океан), составляя в среднем  65-70 км, а общая площадь  - около 32 млн. км2 или почти 11,3 % поверхности  Мирового океана. Основная часть площади шельфа Мирового океана (примерно 70%) располагается на глубинах, не превышающих 180 м, а глубина  моря  в районе перехода  шельфа  в материковый склон колеблется от 200 до 600 м.  Континентальный шельф, или  материковая отмель, в геологическом  отношении топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Это зона  вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно распологают  на глубине 200м, но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400м или менее 130м. В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна  и в ней встречаются глубины, намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

2 СПБУ (самоподъемные буровые установки).  Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод. Существует ряд конструкций и типов СПБУ. Их различают по конструкции корпуса, числу и конструкции опорных колонн и подъемных устройств. Ha определение числа опорных колонн влияет ряд факторов: глубина моря, гидрометеорологические условия, способ задавливания опорных колонн в грунт и извле­чение их из грунта, морское дно, общая масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость

и зготовления и др.

 рис. – СПБУ

На больших глубинах возрастают волновые нагрузки на каждую колонну.В целях обеспечения прочности на изгиб большой длины колонн требуется увеличение ее поперечного сечения.Поэтому на глубинах более 60 м в установках применяют не более четы­рех опор со значительным преобладанием установок с тремя опорами и начиная с глубины 90 м используют установки толь­ко с тремя опорами. Установки с цилиндрическими опорами применяют на глуби­нах до 45 м (примерно 65—70%) и в диапазоне глубин 45—75м — установки с цилиндрическими и ферменными опорами, а на глубинах свыше 75м используют установки только с фер­менными опорами. Конструкции ферменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция — опора треугольного сечения. Последняя удачно вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов, подверженных воздей­ствию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или общей опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой. Механизмы подъемных устройств применяют механические или гидравлические.  Механические устройства подъема имеют простую конструкцию, состоят из зубчатой рейки, встроенной в конструкцию опор, установлены на корпусе шестеренчатого механизма, шестерня которого нахо­дится постоянно в зацеплении с рейкой. Привод механизма осу­ществляется от электродвигателя с редуктором или гидродви­гателя. Имеются подъемные устройства, состоящие из пары ве­дущих колес, находящихся в зацеплении с двойной зубчатой рейкой. Число пар ведущих колес может быть от двух до шести и более в зависимости от грузоподъемности подъемной системы СПБУ. Отличительная особенность этих устройств — непрерывный подъем корпуса, при этом исключаются паузы в процессе подъ­ема платформы СПБУ.

3 Какие различают волны?Волны — это колебательные движения воды. Различают волны глубинные и поверхностные. Глубинные волны возникают на границах слоев воды с разной плотностью. Такие волны частое явление на любых глубинах океанов, они небезопасны для водолазов, подводных лодок, крупных океанических лайнеров с глубокой осадкой. Поверхностные волны образуются под воздействием ветров, подводных землетрясений, а также приливов. Ветровые волны возникают от трения ветра о воду. При слабом ветре на поверхности воды появляются мелкие волны — рябь. При очень сильном ветре — шторме — их высота может доходить до высоты пятиэтажного дома. На подходе к пологим мелководным берегам волны задевают дно, и их высота увеличивается. При этом гребень волны наклоняется вперед и опрокидывается. Так возникает прибой. При встрече с крутыми глубокими берегами волна ударяется о высокий берег с огромной силой. Из-за большой силы удара скалы разрушаются, и высокий берег отступает. На таких побережьях для защиты портов и других сооружений люди строят специальные волнорезы. Цунами.При сильных подводных землетрясениях колебания земной коры передаются воде. При этом на поверхности океанов образуются особые волны — цунами. В открытом океане высота таких волн небольшая — 1-2 м при длине до 600 км. Поэтому они безопасны для кораблей и даже почти незаметны. Распространяясь со скоростью 400—800 км/ч, они достигают берегов. Приливные волны (приливы).Уровень воды в море поднимается и опускается 2 раза в сутки. Во время поднятия воды — прилива — вода заходит на сушу. Во время отлива осушается полоса дна. Причина приливов и отливов — притяжение вод океана Луной и Солнцем.

4 Особенности разработки морских нефтегазовых месторождений. К особенностям освоения морских нефтегазовых месторождений  можно отнести  следующие: – создание, с учетом суровых морских гидрометереологических условий специальных гидротехнических сооружений  новых плавучих технических средств (плавувучихкрановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других специальных судов) для геофизических ,геологопоисковых  работ и строительства  нефтепромысловых объектов на море  и их обслуживания в процессе обустройства, бурения , эксплуатации и ремонта скважин,  а также при сборе  и транспорте  их продукции; -  бурение наклонного-направленного куста  скважин  с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на исскуственно создаваемых островках, с самоподьемных  и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой. -    выбор при проектировании наиболее рациональной для данного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалосьее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большгими трудностями из-за  уже существующей системы обустройства месторождения  и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружения для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным. - выбор рациональных конструкций и числа  стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб  и других сооружений для  размещения на них оптимального числа  скважин ( в зависимости от залегания пластов, сроков проводки скважин, растояние между их устьями, их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т.д.). - соответствие долговечности и надежности гидротехнических  и других сооружений  срокам разработки нефтяных и газовых  месторождений т.е. периоду максимального  извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом. - Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-направленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением  автономности работы буровых бригад ( чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных  условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет  за короткий  срок завершить разбуривание  всех запроектированных скважин и только после этого приступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин.

5 Оборудование фонтанных скважин. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освое­нием. Необходимость их спуска вызвана рациональным исполь­зованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтаниро­вание при меньших пластовых давлениях. На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестови­ков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины. Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.39) Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных   труб   и   герметизации   затрубного   пространства между ними и эксплуатационной колонной. Фонтанная елка служит для направления продукции сква­жины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) за­порное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто.

        Рис. – Фонтанная арматура:

а – крестовая;   б – тройниковая

Стволовые запорные устройства должны быть откры­тыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтан­ной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники. Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регули­рования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием. Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями.

6 Когда применяются ферменные опоры? Самоподъемные плавучие буровые установки. Количество опорных колонн — три или четыре. На ранних проектах СПБУ оно доходило до восьми. Конструкция колонн может быть цилиндрическая сплошностенная, ферменная или призматическая. Типы колонн имеют зубчатые рейки, которые являются частью подъемного механизма. Конструкции ферменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция — опора треугольного сечения. Последняя удачно вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов, подверженных воздей­ствию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или общей опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой.В углах колонн находятся зубчатые рейки. Длина ферменных колонн может достигать 180 м.

7 Современные состояние освоения ресурсов нефти и газа на континентальном шельфе

Около 22% площади Мирового океана (примерно 80,6 млн км²) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон: шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн. км² (примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км², на материковом склоне 20,4 млн. км² и в пределах материкового подножья - 35 млн. км². Наиболее доступной является шельфовая зона. По прогнозам специалистов свыше 60% площади шельфа перспективны на нефть и газ. При этом прогнозируемые ресурсы и запасы, выявленные в месторождениях газа и конденсата, преобладают над соответствующими ресурсами и запасами нефти. Всего же в мире пробурено более 100 000 скважин.

8 Плавучие буровые средства (ПБС) классы и типы ПБС и условия их применения

Один из основных факторов выбора типа ПБС – глубина моря на месте бурения. Плавучие установки полупогружного типа применяют для геологоразведочных работ при глубинах моря до 300 м с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины и более 300 м с динамической системой стабилизации.

Буровые суда (БС) используют в основном для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря до 1500 м и более. Высокая скорость передвижения (до 25 км/ч) обеспечивает быстрое перебазирование с законченной скважины на новую точку, но они ограничены в работе в случае волнения моря. Бурение скважин с плавучих установок полупогружного типа (ППБУ) осуществляют при значительно большем волнении моря, но ППБУ имеют малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку.

П лавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, разделяя на два основных класса: опирающиеся при бурении на морское дно и находящееся при бурении в плавучем состоянии. К I классу относят плавучие БУ самоподъемного (СПБУ) и погружного (ПУ) типов, ко II классу - полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют в разведочном бурении в акваториях при глубинах моря 30-120 м.

рис. – ПБС

1 - плавучий понтон; 2 - подъемная опора; 3 - буровая вышка; 4 - поворотный (грузовой) кран; 5 - жилой отсек; 6 - вертолетная площадка; 7 - подвышенный портал; 8 - главная палуба

9Расчетная скорость ветра, это скорость ветра на высоте 10м над уровнем моря. Также принимают для расчета ветровой нагрузки на сооружения при проектировании. При возрастании скорости ветра и высоты волн установка переходит в режим штормового отстоя. Буровую колонну поднимают и развинчивают. Натяжение якорных канатов ослабляют, чтобы уменьшить ветровые и волновые нагрузки.

10 Выявленные морские месторождения в снг и за рубежом

Месторождения Южной Атлантики: Бельер (87 млн. т.), Эспуар (100-136 млн. т.), Семе, Мерен, Окан, Дельта, Дельта Юг, Форкадос-Эстуар,Гронден (70 млн. т нефти),Эмерод (152 млн. т.), Малонго, Пирапема, Ксареу, Курима, Убарана, Агулья, Гуарисема и Кайоба (31 млн. т нефти и 10 млрд. м3 газа), Гароупа (82 млн. т нефти), Паргу, Намораду, Эншова, Багре, Черне, Мерлуза.

Западная часть Индийского океана. В Суэцком канале к крупным месторождениям этого региона относятся: Эль-Морган ,Рамадан , Белаим-Море, Джулай, Октобер. В Персидском заливе расположены следующие гигантские месторождения нефти: Сафания-Хафджи (крупнейшее в мире морское месторождение, начальные извлекаемые запасы- 2,6-3,8 млрд), Манифа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Берри, Зулуф, Зукум, Лулу-Эсфаидияр, Эль-Букуш. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого Бомбейского бассейна - Бомбей-Хан (1974 г. в 160 км от Бомбея, запасы месторождения до 250 млн. т нефти). Тарапур, Северный Бассейн (2 млн т нефти) и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57.

Восточная часть Индийского океана.Гейдж-Роудз (Газовое месторождение). Наиболее крупные месторождения на западном шельфеАвстралии: Гудвин (140 млрд. м3 газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. м3 газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).ВТиморском море: Пуффин, Джабиру, Скот-Рифф (газовое с запасами 180 млрд. м3 газа), Петрел, Терн (газовые месторождения)

Западная часть Тихого океана. Известны крупнейшие нефтяные месторождения Минас (запасы 700 млн. т нефти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Арджупа (более 50 млн. т нефти). Синта, Рама и Селатан (имеют запасы нефти 20-25 млн. т.). Эраван (запасы газа 57 млрд. м3), Ураму, Паски и Ямаро (газовые месторождения). Мауи (запасы газа 148 млрд. м3 газа и конденсата - 24 млн. т.)

Восточная часть Тихого океана.Макартур-Ривер (извлекаемые запасы 72 млн. т), газовое - Кенай. (152 млрд. м3), Элвуд, Дос-Куадрос, Ринкон. Ла Бреа - Паринас (140 млн. т), газовое-Амистад (163 млрд. м3), Гумбольдт, Литораль, Провидения. Перспективным считается Аляскинский залив, но пока пробуренные скважины не дали результатов. Общие потенциальные неоткрытые запасы Южно-Аляскинского бассейна составляют около 1 млрд. т нефти и 0,54 трлн. м3 газа.

Северный Ледовитый океан.Прадхо-Бей (открыто в 1968 году в США, запасы нефти3 млрд. т.), Купарук-Ривер (извлекаемые запасы нефти до 200 млн. т.) Милн-Пойнт, Сег-Дельта, Дак-Айленд, Флаксаман-Айленд. Адю, Гарри, Копаноар (247 млн. т). Тарсьют (54-220 млн. т), Некторалик, Иссунгнак и газовое-Укалерк. Коакоак. Амаулигак( 83-100 млн. м3 нефти и 42 млрд. м3 газа). Дрейк-Пойнт (142 млрд. м3) и Хекла (198 млрд. м3), Бент-Хорн, Маклин, Скейт, Сиско, Аткинсон, Таглу и Парсонс (извлекаемые запасы газа порядка 100 млрд. м. каждое).Извлекаемые запасы углеводородов 16 морских месторождений Северо-Аляскинского бассейна составляют 1,5 млрд. т нефти и 750 млрд. м. газа.

Северная Атлантика. Газовое-Тролл, Статьфиорд, Статвик, Брент, Ниниан, Слейпнер, Берил, Хеймдал, Фригг, Экофиск и Элдфиск, Албускыл, Валгалл, Озеберг (запасы нефти 100 млн. т, газа - в 50 млрд. м3), Леман, Индифатигейбл, Хьюитт, Вайкинг, Пласид , Кантабрико-Мар, газовое-Кинсеил-Хед (40 млрд. м3), Тебо (13,5 млрд. м3), Венчур ( 47,6 млрд. м3 газа и 2 млн. т конденсата), Хиберния (90 млн. т нефти), Терра-Нова, Бен-Невис, Хеброн, Южный Темпест, Коньяк, Аренке (141 млн. т), Чак, Нооч, Акал, Кантарел (1,2 млрд. т нефти), Боливар Прибрежный (Боливар-Кост).Ампоста-Марино, Касабланка (11,5 млн. т.), Кастелон, Дорадо и Таррако, Джела, Перла, Мила, Лбу-Кир, Абу-Мади, Эль-Темзах.

Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн охватывает южную часть. Общая площадь провинции - 250 тыс. км², из них 145 тыс. км скрыто под водами Южного Каспия. Месторождения нефти и газа открыты как на Апшеронском, так и па Туркменском шельфах. Глубина их залегания 2-3 км. Самая глубокая нефтяная залежь установлена па площади Сангачлы-море (5240 м), а самая глубокая газовая залежь - на площади Булла-море (5203 м). Всего в провинции открыто более 50 нефтегазовых и свыше 20 газовых и газоконденсатных месторождений при глубине воды до 120 м.

11 Полупогружные буровые установки. Отличительная особенность ППБУ — относительная лег­кость перемещения, постановки на точку бурения и снятия с нее, повышенная устойчивость к воздействию ветра, волне­ния и течений. Применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения. Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

рис. – ППБУ

 1 - погружной понтон; 2 - стабилизационная колонна; 3 - верхний корпус; 4 - буровая установка; 5 - грузовой кран; 6 - вертолетная площадка.

12 Профиль и элементы волны

Рис. – Профиль волны и ее элементы.

1—статический уровень, 2 — средняя волновая лнння, 3 —профиль волны. 4 — вершина волны, 5 — гребень волны, б — подошва волны, 7 — ложбина волны; λ. — длина волны, λ_г — длина гребня, λ_л — длина ложбнны, h — высота волны, h_r — высота гребня. h_п — заглубление подошвы.

На профиле волны представляющем собой линию пересечения поверхности двухмерной волны по направлению ее луча с вертикальной плоскостью, обычно выделяют следующие части:

среднюю волновую линию — горизонтальную линию, пересе­кающую профиль волны таким образом, что площади выше и ниже ее одинаковы;

гребень волны — часть волны, расположенной выше средней волновой линии;

вершину волны — наивысшую точку гребня волны; ложбину волны — часть волны, расположенную ниже средней волновой линии;

подошву волны — наинизшую точку ложбины волны; крутизну волны — отношение высоты волны к ее длине; пологость волны — отношение длины волны к ее высоте. На взволнованной водной поверхности выделяют следующие элементы

1 3 Буровые суда — плавучее сооружение для морского бурения скважин, При строительстве глубоких морских нефтяных и газовых скважин используется буровое судно, на котором смонтировано все буровое и вспомогательное оборудование и находится необходимый запас расходного материала. На точку бурения БС идет своим ходом; его скорость достигает 13 уз/ч (24 км/ч). Над точкой бурения судно удерживается с помощью динамической системы позицирования, которая включает в себя пять подруливающих винтов и два ходовых винта, постоянно находящихся в работе.

1 - судно; 2 - грузовой кран; 3 – вертолетная площадка; 4 – буровая вышка