Особенности применения подводных многофазных насосов в условиях российской Арктики

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

Факультет
инженерной механики
Кафедра
автоматизации проектирования сооружений нефтяной и 

газовой промышленности
Специальность
151000 «Морские нефтегазовые сооружения»



Оценка

«К защите»


Заведующий кафедрой



« _____ » ___________ 2017 г.

(к.т.н., доцент Староконь И.В.)


« _____ » ____________ 2017 г.
(подпись секретаря ГЭК)



ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему
«Особенности применения  подводных многофазных насосов в условиях российской Арктики»


Пояснительная записка

Руководитель

Студент гр.
ММ-13-12
Доцент, к.т.н. Калашников П.К.

Шатилов Денис Александрович
(должность, степень, фамилия, инициалы)





(подпись)

(подпись)
Консультант по разделу 
безопасность и экологичность




(дата)
(должность, степень, фамилия, инициалы)





(подпись)


Консультант по разделу экономика 





(должность, степень, фамилия, инициалы)





(подпись)



Москва 2017

Министерство образования и науки Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа   (национальный исследовательский университет) 
имени И.М. Губкина
Факультет инженерной механики 
Кафедра автоматизации проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности
Специальность 151000 Группа ММ-13-12

ЗАДАНИЕ
на выпускную квалификационную работу
Студент
Шатилов Денис Александрович
(фамилия, имя, отчество)
Тема выпускной квалификационной работы:
«Особенности применения  подводных многофазных насосов в условиях российской Арктики»


Время выполнения работы с 1 марта по 25 мая 2017  г.
Руководитель работы
Калашников П. К.
                                                                (фамилия, инициалы) 
Доцент, к.т.н.
(должность, степень, место работы)
Тема выпускной квалификационной работы и руководитель утверждены приказом  № _________ от «___» _______________ 201_ г.

Место выполнения работы
РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,
кафедра автоматизации проектирования сооружений нефтяной и 
газовой промышленности

Заведующий кафедрой
к.т.н., доцент Староконь И.В.  
 _____________           «___» ___________ 2017 г.
Задание принял к исполнению «1» марта 2017 г.
                                                         


                                                                                                   


1. Содержание задания по профилирующему разделу работы 

 Описать акваторию Баренцева моря

 Привести примеры объектов подводного обустройства месторождений

 Исследовать Мурманское месторождение

 Проанализировать основные проекты с применением многофазного насоса

 Провести описание выбранной модели насоса, выполнить расчеты технических параметров насоса, построить 3D модель


2. Исходные данные к работе

 Научная литература

 Электронные материалы


3. Перечень графического материала

 Рисунок 1- Месторождения нефти и газа на шельфе Баренцева и Карского морей

 Рисунок 2 - Зоны образования температурных полярных депрессий

 Рисунок 3 - Различные глубины Северного Ледовитого океана

 Рисунок 4 - Общая схема подводного промысла для условий Арктики

 Рисунок 5 - Структурная карта по кровле продуктивна пласта

 Рисунок 6- Подводный промысловый центр

 

 

 
     
     
4. Задание и исходные данные по разделу Безопасность и экологичность






Подпись консультанта _____________________________

5. Рекомендуемая исходная литература

 Бородавкин П. П. «Морские нефтегазовые сооружения: учебник для вузов. Часть 1. Конструирование» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006 - 555 с.

 Бородавкин П. П. «Морские нефтегазовые сооружения: учебник для вузов. Часть 2. Технология строительства» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007 - 408 с.

Подпись руководителя выпускной квалификационной работы ___________________
     

     

КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК ПО РАЗДЕЛАМ РАБОТЫ

№ п/п
Перечень 
разделов проекта 
Срок 
выполнения
Отметки о выполнении
1

Данные об акватории Баренцева моря

01.03.17-15.03.17
Выполнено

2

Объекты подводного обустройства месторождения
16.03.17-28.03.17
Выполнено

3

 Характеристика Мурманского месторождения
29.03.17-11.04.17
Выполнено

4


Описание основных проектов с применением подводных многофазных насосов
12.04.17-24.04.17

Выполнено


5
Расчеты, 3D модель насоса

25.04.17-25.05.17
Выполнено










Составлен «4» марта 2017 г.





(Подпись руководителя)

(Подпись студента)
	        


АННОТАЦИЯ
Тема: «Особенности применения  подводных многофазных насосов в условиях российской Арктики».
Объём дипломной работы 122 страницы, на которых размещены 42 рисунка и 2 таблицы, 3D модель. При написании диплома использовался 21 источник. Ключевые слова: месторождение, Арктика, подводная добыча, оборудование, насос. Целью работы являлось рассмотреть особенности применения  подводных многофазных насосов при освоении нефтегазовых ресурсов арктического шельфа и выявление возможностей применения зарубежного опыта в России.
В дипломную работу входит введение, пять глав, итоговое заключение. Во введении раскрывается актуальность исследования по выбранному направлению, ставится проблема, цель и задачи исследования, определяются объект, предмет научных поисков. В работе описана характеристика арктического месторождения, проведен анализ его обустройства. Рассматривается и обосновывается применение многофазного подводного насоса, строится 3D модель. Данный проект является малой частью разработок, которые необходимо сделать для обустройства арктического континентального шельфа с целью эффективной добычи углеводородов. Повышение качества и эффективности обустройства арктических шельфовых месторождений одно из важнейших стратегических направлений в развитии нефтегазовой промышленности России. 

СОДЕРЖАНИЕ
 ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………….............5
ГЛАВА 1 СВЕДЕНИЯ ОБ АКВАТОРИИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ…………7
 Ресурсный потенциал и геологическая изученность 
арктического шельфа ……………………………………………………….……7
 Климат. …………………………………………………………………....10
 Подводные течения…………………………………………………….....11
 Ледовые условия и обледенение………………………………….……...12
 Глубины .. …………………………………………………………………14
 Строение дна.. …………………………………………………………….15
ГЛАВА 2 ОБЪЕКТЫ ПОДВОДНОГО ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПЛЮСЫ И МИНУСЫ....16
2.1 Общие технологические проблемы подводного обустройства 
месторождений в Арктике…………………………………………………..…16
2.2 Одиночные скважины с подводным заканчиванием (вертикальная и горизонтальная подводная арматура) и темплейты, конструкции для нескольких скважин……………………………………………………………17
2.2.1 Конструкции систем подводной добычи нефти………………………..19
2.2.2 Схема подводного промыслового центра  ……………………………..24
2.3 Подводные сепараторы, компрессоры для закачки газа в пласт и для магистральной перекачки по подводному трубопроводу, насосы для закачки воды в пласт и для магистральной перекачки нефти по подводному трубопроводу, многофазные насосы, энергетические комплексы…………..29
2.3.1 Сепарация………….………………………………………………………31
2.3.2	Насосные системы.. …………………………………………………….35
ГЛАВА 3 ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ …………………45
 История открытия Мурманского месторождения….…………………….46
 Глубина, запасы, геологические условия, поисково-разведочное бурение.47
 Концепция обустройства месторождения…………………………………52
ГЛАВА 4 ОПИСАНИЕ ОСНОВНЫХ ПРОЕКТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОДВОДНОГО МНОГОФАЗНОГО НАСОСА…………………………..62
4.1 Обзор конструкций подводных многофазных насосов……………….....62
4.2 Описание технологической схемы с применением подводного многофазного насоса………………………………………………………… ..74
ГЛАВА 5 ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ И ВЫБОР МОДЕЛИ ПОДВОДНОГО МНОГОФАЗНОГО НАСОСА (С ПЕРЕКАЧКОЙ ПРОДУКЦИИ ДО БЕРЕГА/ПЛАТФОРМЫ), ПРОВЕДЕНИЕ РАСЧЕТОВ ПО ПОДБОРУ НАСОСА, 3D МОДЕЛЬ НАСОСА……………………………………………………………….………..79
5.1 Конструктивная схема и принцип действия двухвинтового подводного многофазного насоса……………………………………………………………80
5.2 Работа двухвинтового насоса на многофазной смеси……………….…....82
5.3 Определение основных геометрических параметров нарезки 
негерметичных винтов…………………………………………………………..87
5.4 Расчет теоретической подачи для винтов с постоянным шагом, имеющих несимметричный профиль………………………………………………………90
5.5 Определение величины теоретически необходимого зазора 
для несимметричного профиля винтов……………………………………...…96
5.6 Определение действительной подачи насоса и утечек жидкости. Распределение давления в камерах……………………………………...…….104
5.7 Создание 3D модели многофазного насоса……………………………..114
Заключение……………………………………………………………………120
Список литературы……………………………………………………………121

     ВВЕДЕНИЕ
     Растущая с каждым годом степень выработанности открытых месторождений приводит к необходимости вовлечения в освоение новых перспективных территорий. В России на сегодняшний день выработанность нефтегазовых месторождений превысила 50%, при этом даже максимальная разработка уже разведанных запасов не сможет дать запланированный уровень добычи нефти и газа. Достижение такого уровня невозможно без освоения шельфа Арктики, в котором сконцентрировано около 20% мировых ресурсов и который в будущем станет одним из основных источников обеспечения страны углеводородами. 
     Актуальность данной работы заключается в том, что нет технологий, позволяющих обустраивать месторождения на больших глубинах (150-250 м) при ледовых условиях. Наряду с этим заключается согласно энергетической стратегии России на период до 2020 г., в рамках Федеральной целевой программы «Мировой океан» Арктике отводится особая роль, в том числе, освоению природных ресурсов на шельфе Баренцева моря и транспортировке нефти и нефтепродуктов северным путем. Ресурсный потенциал арктических регионов рассматривается сегодня как резерв стабилизации и последующего роста ТЭК, гарантия сохранения лидерства России на мировом рынке энергоресурсов.
     Основные потребители нефтегазового сырья все больше внимания уделяют арктическому региону. В Арктическом совете одобрены приоритеты обеспечения устойчивого развития Арктики и достигнута договоренность об энергетическом сотрудничестве. В рамках двусторонних отношений арктические государства усиливают давление на Россию, добиваясь расширения их участия в освоении российской зоны Арктики и ее континентального шельфа.
     К настоящему времени в Арктической зоне России открыто около 600 месторождений нефти. Наиболее известны из них: Ванкорское в Красноярском крае, Харьягинское, имени Романа Требса и Анатолия Титова, Южно-Хыльчуюское в Ненецком автономном округе, Новопортовское, Юрхаровское, Русское, Мессояхская группа на Ямале.
     Углеводородный потенциал арктического шельфа России оценивается в 100 млрд тонн нефтяного эквивалента. На шельфе Баренцева моря открыто 4 нефтяных (Приразломное, Долгинское, Варандейское, Медынское)
     Целью работы является рассмотреть особенности применения подводных многофазных насосов при освоении нефтегазовых ресурсов арктического шельфа и выявление возможностей применения зарубежного опыта в России.
     Объектом исследования является газовое месторождения Мурманское  на шельфе Арктики, а предметом – процесс применения многофазных насосов при освоении нефтегазовых ресурсов в Арктической зоне на Мурманском месторождении.
     Безусловно, к настоящему времени написано немало работ о деятельности стран Арктического бассейна, раскрывающих различные аспекты освоения арктического шельфа.[1,2] В данной работе в рамках выбранной темы поставлены следующие задачи:
     - изучить природные условия разработки арктического шельфа России в Баренцевом море;
     - изучить объекты подводного обустройства месторождения, характеристики, плюсы и минусы
     -произвести обзор конструкций подводных многофазных насосов на основе патентного иследования
     -описать технологическую схему с применением подводного многофазного насоса
     - изучить конструкцию и схему  принцип действия двухвинтового подводного многофазного насоса
     -описать работу двухвинтового насоса на многофазной смеси
     -На основании расчетов основных параметров разработать 3D модель в программе Solidworks
     
     ГЛАВА 1 СВЕДЕНИЯ ОБ АКВАТОРИИ БАРЕНЦОВА МОРЯ
     
     1.1 Ресурсный потенциал и геологическая изученность арктического шельфа
     Возрастающая степень освоенности континентальных запасов и потребность в углеводородном сырье стали причиной активного проведения поисково-разведочных работ в акваториях Мирового океана. Углеводородные запасы шельфа Арктики, по сравнению с другими регионами, к настоящему времени практически не тронуты добывающими компаниями. 
     Арктической считается часть шельфа, которая находится за Полярным кругом, севернее 63?33’ с.ш. Подводная часть материка включает внутренние морские воды, территориальные моря и континентальный шельф. Согласно Конвенции ООН о морском праве 1982 года, континентальным шельфом признается та часть морского дна, которая находится за пределами территориального моря (может простираться на расстояние, не превышающее 350 миль). В пределах этой территории прибрежная страна имеет исключительное право на разработку природных ресурсов.
     К настоящему времени арктический шельф изучен достаточно слабо и неравномерно. Ресурсный потенциал морских недр Арктики огромен. По оценкам Геологической службы США (USGS), здесь находится около 22% необнаруженных технически извлекаемых нефтегазовых ресурсов (412 млрд. барр. н. э.), 84% которых расположено на шельфе. Среди них около 90 млрд. баррелей нефти и 47,3 трлн. м3 газа.[3]
     Первой страной, нашедшей запасы углеводородного сырья в морских недрах Арктики, была Россия. Это было Тазовское газоносное месторождение, открытое в 1962 году. На месторождения шельфа России приходится более 60% нефтегазовых ресурсов Арктики и более 90% ее разведанных запасов (из которых более 90% составляет газ). 
     К основным морским бассейнам российской части арктического шельфа относятся Баренцево, Карское, Восточно-Сибирское, Чукотское, Печорское моря и море Лаптевых.
     По сравнению с Северным морем, операции на Крайнем Севере характеризуются более суровыми эксплуатационными условиями. К потенциальным элементам риска относятся низкие атмосферные температуры, обледенение, удаленность, темнота, морской лед, полярные депрессии и туманы далее более подробно рассмотрим Штокмановское месторождения в Баренцевом море. 
     Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция является самым изученным регионом российской Арктики. Практически все доказанные запасы здесь представлены газовыми и газоконденсатными месторождениями. В центральной зоне российской части Баренцева моря находится одно из крупнейших в мире газоконденсатных месторождений – Штокмановское, площадь которого составляет 1400 км2. Запасы газа (по категории C1) оцениваются в 3,9 трлн. м3 (при том, что запасы газа всей Западно-Баренцевской провинции оцениваются примерно в 5 трлн. м3), запасы конденсата (по категории C1) - в 56 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения (в эксплуатацию оно до сих пор не введено).
     Также установлены реальные геологические предпосылки для прогноза крупной зоны нефте накопления на севере Баренцево-Карского шельфа. Но перспективы разработки месторождений, которые могут быть здесь открыты, очень сильно осложнены ледовыми условиями этого региона. 
     Большая  часть – более  трех  четвертей – общего  количества  скважин (17 шт.) общим объемом бурения 49721 м имели поисковый характер и только менее четверти (5 шт.) общим  объемом 14382 м – разведочный, то есть, соотношение поискового и разведочного бурения.
     Приведенные данные показывают, что при несомненных достижениях геологов, геофизиков, разработчиков нефтяных месторождений в Арктике сравнивать их с достижениями Советского Союза – России в арктических районах Западно-Сибирской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, а также на шельфах Баренцева и Карского морей не приходится на рисунке 1.1 приведены  месторождения нефти и газа на шельфе Баренцева и Карского морей.

Условные обозначения. Месторождения. 1 – газовые (г), 2 – газоконденсатные (гк), 3 – газонефтяные (гн), 4 – нефтяные (н), 5 – нефтегазовые (нг), 6?– нефтегазоконденсатные (нгк). Перспективные 7 – территории, 8 – акватории, 9 – бесперспективные территории и акватории. Границы 10 – государственные, 11 – Северный полярный круг, 12 – субъектов РФ. Список месторождений: 1 - Северо-Кильдинское (г), 2 - Мурманское (г), 3 - Штокмановское (гк), 4 - Лудловское (г), 5 - Ледовое (гк), 6 - Песчаноозерское (нгк), 7 - Поморское (г), 8 - Коровинское(гк), 9 - Долгинское (н), 10 - Северо-Гуляевское (нгк), 11 - Приразломное (н), 12 - Медынское море (н), 13 - Варандей-море-1 (н), 14 - Варандейское (н), 15 - Победы (Университетское) (гн), 16 - Русановское (гк), 17 - Ленинградское (гк), 18 - Белоостровское (нгк), 19 - Харасавейское (гк), 20 - Крузенштернское (гк), 21 - Южно-Крузенштернское (г), 22 - Южно-Тамбейское (гк), 23 - Тасийское (гк), 24 - Северо-Каменномысское (гк), 25 - Каменномысское (г), 26 - Обское (г), 27 - Чугорьяхинское (г), 28 - Семаковское (г), 29 - Северо-Парусовое (нгк), 30 - Тота-Яхинское (г), 31 - Антипаютинское (г) 
Рисунок 1.1 Месторождения нефти и газа на шельфе Баренцева и Карского морей

     1.2  Климат
     Климат моря полярный морской, наиболее теплый среди шельфовых морей Северного Ледовитого океана. В отношении Баренцева моря не хватает эмпирических метеорологических данных о температурах, темноте, снеге, тумане, обледенении, быстрой смене погодных условий, вызванной большими температурными градиентами между покрытыми льдом и свободными ото льда акваториями, поверхностных ветрах.
     Такие условия сейчас трудно поддаются прогнозированию, что связано с локальным характером их возникновения и относительно небольшими размерами. В свете текущих тенденций, связанных с изменением климата, можно ожидать уменьшения полярной депрессии в Баренцевом море, если граница льдов переместится дальше на север и восток.
     
     Рисунок 1.2 -Зоны образования температурных полярных депрессий 2000-2016 г.[5]
     В отношении условий видимости можно сказать, что в течение почти шести месяцев в течение года видимость будет менее двух километров. Это частично объясняется снегопадами и частично туманами, способными снизить видимость до одного километра. Отсутствие дневного света во время полярной ночи оказывает глубокое влияние на безопасность движения судов и операций, прерывая работу платформ, а также мешая проведению работ по ликвидации аварий. Замеры условий видимости в различных местах предоставлены met.no.
     Полярные депрессии за последние годы участились, причем значительное их число приходится на период между ноябрем и апрелем. Однако, согласно недавно проведенным исследованиям, потепление климата должно привести к снижению частоты возникновения полярных депрессий. Гидрометеорологические данные были собраны и проанализированы в рамках Норвежской программы для глубоководных зон/Norwegian Deepwater Program (/НПГЗ/NDP). Эти данные имеют значение для западной части Баренцева моря (глубины от 400 м).[5]
     
     1.3 Подводные течения
     Поверхностные течения моря образуют круговорот против часовой стрелки. По южной и восточной периферии движутся на восток и север атлантические воды теплого Нордкапского течения (ветвь системы Гольфстрима), влияние которого прослеживается до северных берегов Новой Земли. Северные и западные части круговорота складываются местными и арктическими водами, поступающими из Карского моря и Северного Ледовитого океана. В центральной части моря существует система внутри круговых течений. Циркуляция вод моря изменяется под влиянием изменений ветров и водообмена с прилегающими морями. Большое значение, особенно у берегов, имеют приливо-отливные течения. Приливы полусуточные, их наибольшая величина 6,1 м у берега Кольского полуострова, в других местах 0,6-4,7 м. 
     


     1.4 Ледовые условия и обледенение
     Начиная с 1979 г. стали доступными данные спутникового мониторинга распространения морского льда, позволив тем самым получить представление о протяженности ледового покрова. Эти наблюдения были также отражены в карте максимального распространения морского льда за последние десять лет (Рис. 1.3). Однако важные для проектирования данные по толщине льда, его типу, наличию и размерам торосов, зонам давления, скорости кратковременного дрейфа и общим физическим и механическим свойствам льда все еще строго ограничены и ненадежны. Присутствие айсбергов в южной части Баренцева моря – явление крайне редкое, с постепенным возрастанием степени вероятности в сторону, соответственно, северной части Баренцева моря и Карского моря.
     
     Рисунок  1.3- Годовое максимальное распространение льда 2001-2011 г.
     
     
     1.5 Глубины
     Баренцево море расположено в пределах материковой отмели, но, в отличие от других подобных морей, большая часть его имеет глубину 300—400 м, средняя глубина 222 м и максимальная 600 м в жёлобе острова Медвежий. Выделяются равнины (Центральное плато), возвышенности (Центральная, Персея (минимальная глубина 63 м)], впадины (Центральная, максимальная глубина 386 м) и желоба (Западный (максимальная глубина 600 м) Франц-Виктория (430 м) и другие). Южная часть дна имеет глубину преимущественно менее 200 м и отличается выровненным рельефом.
     Средняя глубина шельфа составляет около 250 м, максимальные отметки достигают 400–500 м. На внешней границе шельфа в северной и западной частях Баренцева моря глубина составляет 200–350 м, а вдоль желобов до 400–550 м. Это будет важно для подводной разработки месторождений на краткосрочную и среднесрочную перспективу. В зонах 5 и 6 глубина моря достигает 4000/5000 м. Рис. 1.3 иллюстрирует варьирующуюся глубину воды.
     
     Рисунок 1.4- Различные глубины Северного Ледовитого океана
     
     
1.6 Строение дна
     Он неоднороден: пересечен подводными возвышенностями, впадинами и желобами. Н.Н.Зубов (1928) считал Баренцево море классическим примером влияния рельефа дна на гидрологические характеристики. Дно Баренцева моря имеет исключительно варьирующуюся и неровную топографию. Причиной является эрозионное действие айсбергов в этом районе.
     
     1.7 Исследование акватории Баренцева моря: проведенная сейсморазведка, поисково-разведочное бурение, выявленные месторождения, краткие сведения о них
     Наибольшая часть открытых месторождений нефти и газа  Артики расположена в акваториях трех морей: Баренцево, Карское, Печорское. Баренцево море в России изучено в 20 раз меньше, чем в Норвегии, а Чукотское море - в 10 раз меньше, чем в США.
      В Баренцевом море изучены разведочным бурением и подготовлены к разработке два месторождения: Штокмановское ГКМ и Мурманское ГМ; 
     Результатом геолого-геофизического изучения нефтегазоносности акваторий является около 1300 выявленных потенциальных углеводородных ловушек, около 190 подготовленных к бурению и более 110 разбуренных площадей, 58 открытых морских и транзитных месторождений углеводородов.
     Средний показатель успешности бурения на морских площадях составил 0,48. Максимальное значение данного показателя было достигнуто в Карском и Баренцевом морях (включая Печорское) и составило 1 и 0,52 соответственно. 
     На текущий момент значительный углеводородный потенциал Карского и Баренцева морей больше представлен открытием газовых и газоконденсатных месторождений в их южных частях. Тем не менее, материалы морских геолого-геофизических работ свидетельствует о большом разнообразии структурных условий, благоприятных для скопления углеводородов всего южного обрамления Южно-Баренцевского бассейна. Поэтому изучение данной территории является одним из наиболее перспективных направлений обнаружения нефтяных месторождений.
     Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров. В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.
     Мурманское газовое месторождение находится в южной части Баренцева моря, по состоянию на 2015 год запасы газа составляют 59,087 миллионов кубических метров по категории С1, 61,551 миллионов кубических метров - по категории С2.
     
     
     
     
     
     
     
     
     

     ГЛАВА 2 ОБЪЕКТЫ ПОДВОДНОГО ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПЛЮСЫ И МИНУСЫ

     2.1 Общие технологические проблемы подводного обустройства месторождений в Арктике
     Условия грунта морского дна в Арктике могут сильно отличаться друг от друга в различных зонах в связи с возможным присутствием мерзлого грунта (вечная мерзлота), газогидратов или их сочетания. Географические зоны внимания, охватываемые проектом «RU-NO Barents», включают в себя регионы, в которых такие условия практически отсутствуют, и регионы, наоборот, сильно подверженные их влиянию. Появление таких условий становится более ощутимым при продвижении в более холодные участки, и, таким образом, наиболее подверженными им оказываются зоны 2-6.  Условия грунта нельзя обозначить либо только как «твердые», либо как «мягкие», поскольку они будут фактически меняться в течение жизненного цикла месторождения. Это является как следствием климатических изменений, но также и того, что подводная система добычи будет оказывать местное воздействие на окружающую среду.
      Результатом растепления грунта морского дна может быть снижение, а, может быть, и полная потеря способности нести нагрузку. Сейсмическая активность (землетрясения) могут еще больше ухудшить ситуацию, поскольку будет происходить разжижение грунта. Было установлено, что в районах с мягким грунтом возникает сдвиг морского дна (например, сдвиг Стурэгга, произошедший у норвежского побережья в доисторические времена). Понимание условий грунта морского дна улучшается по мере поступления новой информации, полученной в результате исследований, а также практического опыта ведения операций в регионе, но, в целом, понадобится дополнительная работа.
     2.2  Одиночные скважины с подводным заканчиванием (вертикальная и горизонтальная подводная арматура) и темплейты, конструкции для нескольких скважин
     Применения подводных промыслов является наиболее перспективным при освоении глубоководных месторождений. Которое основан на использовании так называемых систем подводного закачивания скважин, у которых устья располагаются на морском дне. Там же находятся оборудование системы сбора и транспортировки продукций скважин, подводные нефтепроводы, системы ППД, энергоснабжения, телекоммуникаций и управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. По сравнению с традиционными методами освоения, когда устья скважин размещены на стационарных платформах, данный способ имеет следующие преимущества:
      ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с ПБУ скважин;
      гибкость технологии подводной добычи из-за возможности быстрой смены оборудования (например, при переходе с фонтанного на газлифтный способ добычи путем замены одной технологической платформы на другую);
      возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений, расположенных в суровых арктических условиях, независимо от наличия ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др.
     Общая схема подводного промысла для условий Арктики приведена на рисунке  2.1
     
     
     
     
     
       
     
     
     
     
     
     
     
     





Рисунок 2.1- Общая схема подводного промысла для условий Арктики
     Оборудование для подводной эксплуатации подразделяют на "мокрые", "сухие" и гибридные системы. Наибольшее распространение в мире получили "мокрые" системы (90% всех подводных скважин), которые отличаются большим конструктивным разнообразием - это может быть как отдельно стоящая фонтанная арматура, так и сложные, размещенные внутри подводных гидротехнических сооружений комплексы, включающие куст из 12-24 устьев скважин и более, манифольд, энергетический блок, систему управления и т.д.
     Система добычи "мокрого" типа состоит из устья одной скважины, оборудованной подводной фонтанной арматурой и соединенной выкидной линией (подводным трубопроводом) и райзером со стационарной платформой или плавсредством, как правило, расположенными над скважиной. Для этой цели могут быть использованы переоборудованные танкеры, плавучие и стационарные платформы.
     Для контроля за параметрами добываемой продукции, положением запорных органов и управления ими существует несколько типов систем, выполняющих указанные функции: с гидравлическим, электрическим и комбинированным приводом. При этом пульт управления расположен на платформе и связан с подводным устьем шлангокабелем.
     Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с ППБУ или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов.
     "Сухие" системы, разработанные, например, фирмой "Кэн Оушн", представляют собой одно атмосферную камеру с расположенным внутри нее устьевым оборудованием. Камера оснащена шлюзом для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим в нее оператора. Преимущества этого типа систем заключаются в том, что они могут работать на больших глубинах моря (до 800 - 900 м) без применения сложной водолазной техники, которая в настоящее время пока еще не соответствует требованиям для данных условий.
     Гибридные системы состоят из основного комплекта оборудования устья скважин, размещенного на дне, и дополнительного - на стационарной платформе. Оба они находятся один над другим и соединяются вертикальным райзером. Число таких систем составляет около 5% общего числа подводных скважин.
      
     2.2.1 Конструкции систем подводной добычи нефти
     Разработки морских месторождений в Арктическом шельфе многоскважинными системами рисунок 2.2, традиционную буровую технику, можно применять лишь после сооружения и ввода в эксплуатацию стационарной платформы. Это затруднило бы окупаемость исходных капиталовложений вплоть до последних этапов освоения залежей. Вследствие этого разработка глубоководных месторождений и их периферийных участков, а также месторождений в районе Арктики стала бы экономически нерентабельной.
     
     Рисунок 2.2- Разработки морских месторождений в Арктическом шельфе многоскважинными системами

     Система куста состоит из центрального коллектора и индивидуальных скважин, расположенных в непосредственной близости одна от другой и коллектора, причем скважины обычно размещают одно- или двухрядно.
     Если стоимость сооружения стационарной платформы оказывается экономически неприемлемой, следует использовать подводную добычную систему, содержащую комплекс средств эксплуатации: плавучие буровые системы, фонтанную арматуру, рабочие трубопроводы и приспособление для нагнетания газа и воды. В противном случае подводная система может служить лишь коллектором для скважин-спутников, которые соединены с мелководной стационарной платформой, либо посредством гибкого стояка с плавучей платформой в пределах промысла. Такое применение подводных эксплуатационных средств позволяет рентабельно разрабатывать периферийные месторождения, и даже небольшие залежи крупного промысла, доступ к которым невозможен с центральной платформы при горизонтально или наклонно направленном бурении.
     Подводные промысловые системы в своем многообразии могут включать как одну сателлитную освоенную скважину, так и кустовой эксплуатационный комплекс с полным обеспечением подсобной энергетикой. а также коллектор для транспортирования добытой продукции на плавучую установку. Тип выбираемой системы зависит от многих факторов: места, размера и глубины разрабатываемого месторождения и др.
     Подводные промысловые системы подразделяют на четыре следующих варианта:
     
     Рисунок 2.3-Подводная промысловая система с одной сателлитной скважиной
     
     
     Рисунок 2.4- Подводная промысловая система с несколькими сателлитными скважинами.
     
     Рисунок 2.5- Подводная промысловая система с кустом скважин
     
     Рисунок 2.6- Подводная промысловая система с наличием подводного промыслового центра
     Рассматриваемая система имеет следующие преимущества:
      число переходных соединительных муфт минимально, причем они могут быть стандартизированы;
      промысел имеет компактные размеры и не подвергается опасности повреждения рыболовными снастями или якорями;
      ремонтные работы довольно просты и требуют незначительных перемещений судов между скважинами;
      коллектор на 50 - 60% меньше по объему и массе, поэтому его гораздо легче изготовить, чем рабочий темплет. Конструкция позволяет также предусматривать дальнейшие изменения и дополнения;
      в коллектор можно включать очистные скребковые устройства.
     Недостатки данного варианта состоят в следующем:
      полная эксплуатация промысла может потребовать бурения наклонно направленных скважин;
      больший риск повреждения предметами других подводных установок в период бурения и ремонтных работ;
      отсутствие темплетов для бурения скважин;
      могут понадобиться индивидуальные защитные крышки;
      необходимость установки между устьями скважин и коллектором переходных муфт, на что уходит много времени;
      возможность потери добычи с помощью всей установки при повреждении главного трубопровода управления жизнеобеспечением промысла либо экспортного (магистрального) трубопровода.
     2.2.2 Схема подводного промыслового центра
     Схема подводного промыслового центра  приведена на рисунке 2.7

      Рисунок 2.7- Подводный промысловый центр
      
     Подводный промысловый центр аналогичен кустовой системе, но в этом случае все устья скважин, трубопроводы-коллекторы, блоки управления и дозировки химических реагентов объединены в одну конструкцию.
     Другим примером системы с промысловым центром является устройство, где используют для защиты коллектора конструкцию из .......................