авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«КУРС «Добыча, подготовка и транспорт продукции на шельфе» СамГТУ НТФ САМАРА 2008г ...»

-- [ Страница 2 ] --

5. Необходимо внести поправки в ФЗ «О СРП», связанные с имеющимся в законе тре бованием о 70 % квоте производства оборудования на российских предприятиях – обо это труд но выполнимо в связи с недостаточной конкурентноспособностью отечественных производи телей. Кроме того, при вступлении в ВТО подобные нормы должны быть отменены. Взамен, за счет государственной доли продукции должны быть предусмотрены субсидии, кредиты для подготовки предприятий региона к высококачественному выполнению необходимых подряд ных работ.

Данная поправка внесена Мурманской областной Думой в Правительство РФ и в Государственную Думу. В дальнейшем поправку поддержали законодательные органы субъектов РФ.

Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.

Под данное определение попадают территории на которых действуют междуна родные соглашения и национальное российское законодательство, а именно: территори альные моря РФ, исключительная экономическая зона РФ и континентальный шельф РФ.

При обсуждении данного вопроса удобно пользоваться термином «морская зона», кото рый включает как пространства со смешанным правовым режимом, так и участки внутренних морских вод вместе с береговой зоной, если, конечно, отсутствует иная возможность одно значного правового толкования статуса прилегающих участков земель.

Правовой статус любого искусственного сооружения в морской зоне определяется:

1. правовым режимом той части морской зоны, где он расположен, 2. характер сооружения, позволяющий отнести его к определённой группе сооруже ний, 3. характер юридических прав собственника на сооружение, 4. характер юридических прав на размещение сооружения в морской зоне РФ.

Проанализируем первую составляющую.

Все природные ресурсы, находящиеся на пространствах со смешанным правовым режимом являются объектами федеральной собственности, а регулирование их охраны, защиты и использования осуществляет РФ.

Но в РФ, как и в некоторых других странах, например, США, существует своя соб ственная независимая система навигационной (гидрографической) и наземной (топографиче ской) картографии, использующая свою собственную систему высот и картографических проекций;

при этом механизм перехода от одной системы к другой сложен и нормативно – правовыми актами не зафиксирован.

В результате, практика не даёт однозначного толкования целого ряда ситуаций, напри мер, прохождения береговой линии, и в случае приливно – отливных морей внутренняя граница участков морских вод, исчисляемая различными методами, может различаться на многие кило метры. Но при использовании недр участков дна всё регулирование, согласование и надзор полностью сосредоточены в органах исполнительной власти РФ;

а при использовании смеж ных участков недр (т.е. частично располагающихся на суше и частично на дне) субъектов РФ часть регулирования, согласования и надзора сосредоточена в органах исполнительной вла сти субъектов РФ и даже в органах местного самоуправления.

Также налог на имущество организаций, земельный налог и налог на прибыль в случае размещения только в море зачисляется в доход Российского бюджета, а в случае разме щения на смежных –участках или только на берегу – в бюджет соответствующего субъекта РФ.

Точно также при размещении искусственных сооружений на территории внутренних морских вод или на территории субъекта РФ будут существенно различаться и предъявляемые к хозяйствующему субъекту технические и экологические требования, включая необходимость согласования и оформления лицензии на особенное водопользование.

Способы исправления ситуации:

Представляется целесообразным введение в российское законодательство так называе мого института береговой зоны, который будет включать в себя как морской район, так и при легающую полосу земель в пределах территории приморского субъекта РФ. Подобный подход существует в ряде стран (Китай, Испания, Новая Зеландия).

Проанализируем вторую составляющую.

Согласно зарегистрированных Министерством юстиции РФ нормативно – правовых ак тов отсутствует чёткая классификация стационарных платформ, плавучих буровых устано вок и другого оборудования, использующегося на шельфах. Поэтому их приходится рассматри вать как морские гидротехнические сооружения.

Но морские гидротехнические сооружения в РФ относятся к перечням объектов, нахо дящихся только в федеральной собственности, и не подлежащих приватизации.

Понятие рейдовых портов и их гидротехнических сооружений есть в нормативно – правовых актах Министерства транспорта РФ, но ничего не сказано о том можно ли считать стационарные платформы и плавучие буровые установки, с которых осуществляется отгрузка углеводородного сырья на морские транспортные суда (или его приёмка), причальным соору жением рейдового терминала или нет.

При определении правового статуса подводных морских трубопроводов чрезвычайно важно определить какими нормативными актами регулируются требования к его конструкции.

В настоящее время в этой сфере действует целый комплекс норм, содержащихся в Регистре морского судоходства Министерства транспорта РФ, в нормативных актах Министерства топ лива и энергетики РФ, в нормативных актах Федеральной службы по экологическому, техноло гическому и атомному надзору РФ, а также в нормативных актах Федерального агентства по строительству. Но все они не дают чёткого ответа на вопрос считать ли данный трубопровод магистральным или любым другим. А ведь первые могут находиться только в федеральной собственности, а вторые в частной.

Проанализируем третью и четвёртую составляющую.

Законодательная база РФ позволяет регистрировать платформу или любой аналогич ный объект как судно под любым иностранным флагом;

в результате объект не попадает под юрисдикцию РФ и прежде всего по вопросам технической безопасности и экологического воз действия на окружающую среду. т.е. соответствующие платежи не взымаются согласно Меж дународной конвенции по предотвращению загрязнения с судов (МАРПОЛ 72/78).

Но платформа, как правило, находится в прибрежной зоне моря, скорость её движения равна нулю и применение норм МАРПОЛ 72/78 по крайней мере спорно.

Способы исправления ситуации:

В Российское законодательство должны быть введены нормы, однозначно закрепляю щие порядок юридического оформления размещения искусственных сооружений в морской зоне Российской Федерации, устанавливающий отнесение платформ и подобных сооружений к объектам недвижимого имущества, на которые должны быть распространены вопросы плат ности и платежей за загрязнение окружающей среды.

Перспективы развития законодательства РФ 1. Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний В последние годы наблюдается сильнейшая экспансия Госкомпаний в нефтегазо вом секторе как внутри страны так и за рубежом при полной поддержке властей.

Для того чтобы узаконить подобные действия предпринимаются интенсивные попытки коррекции законодательства РФ.

Так, уже принято решение о проведении конкурсов по шельфу вместо аукционов и те перь недра будут переходить в пользование не тому кто заплатил больше денег, а тому кто бо лее симпатичен властям (разумеется это будут Госкомпании).

Но даже такой шаг не устроил Госкомпании. Они настаивают на передаче недр по заявке.

К примеру:

- в 2007 г. Госкомпании выдвинули предложение утвердить «Газпром» на законода тельном уровне государственной уполномоченной компанией по разведке и добыче газа на шельфе;

- а «Роснефть» утвердить на законодательном уровне государственной уполномочен ной компанией по разведке и добыче нефти на шельфе.

А лицензии на шельфовые участки выдавать им без конкурса.

Никаких особых возражений на эти притязания со стороны правительства не последо вало.

И хотя коррекция законодательства пока не осуществлена Госкорпорации присту пили к практической деятельности:

Так «Газпром» в 2007 г. предложил отдать ему без конкурса 37 месторождений с ре сурсами порядка 11 трлн.м3 газа. В свою очередь «Роснефть» приобрела ряд предприятий «ЮКОСа» практически без конкурентной борьбы по самой минимальной цене. И никто не осмеливается мешать Госкорпорациям. Все хорошо усвоили урок, преподнесенный властями (не говоря уж о «УКОСе») «РуссНефти», сумевшей ранее прикупить часть активов «УКОСа», после чего она попала под прессинг налоговых органов и прокуратуры.

2. Госкомпании и зарубежные инвестиции У госкомпаний нет свободных финансовых средств для освоения приобретаемых месторождений, но есть крупные долги.

Выход из положения:

- либо получить бюджетные деньги;

- либо привлечь зарубежных инвесторов В настоящее время получение бюджетных средств весьма проблематично.

Остаётся второй путь.

Так, в поисках средств «Роснефть» открыла дорогу на Восток страны игрокам из Азии.

Индийская «ONGC» купила в 2001 г. 20 % доли госкомпании и её дочки «Сахалинморнефте газа» - в проекте Сахалин –1. А в начале 2007 г. «Роснефть» и «ONGC» подписали меморан дум, согласно которому индусы могут получить доступ к российским недрам взамен на финан сирование их освоения, а Госкомпания к индийскому сектору нефтепереработки и сбыта.

Более того, для продолжения работ на З-Камчатском шельфе (с 2005 г уже инвестиро вано 90 млн. долларов, а требуется ещё 300 при имеющихся ресурсах в 3,8 млрд.т. углеводоро дов) «Роснефть» позволила корейской «KNOC» в 2005 г. приобрести 40 % акций в управляю щей компании «West Kamchatka Holding BV» в которой у неё было 60 % акций.

Но, пожалуй, наибольшего успеха добились китайцы. «Роснефть» допустила «Sinopek» к Венинскому блоку «Сахалина-3». В 2006 г. между «Роснефть» - 51 % акций и «Sinopek» - 49 % акций было образовано СП «Восток Энерджи» по разведке и добыче углево дородов в России, а второе их СП будет заниматься нефтепереработкой и сбытом в Китае. В 2007 г. СП «Восток Энерджи» уже приобрел лицензии на два иркутских месторождения и при ступил к их освоению.

И это ещё не всё. Китайские банки предоставили «Роснефти» 6 млрд. долларов на по купку «Юганскнефтегаза». Которые будут возвращены за счет поставки нефти в размере 48, млн.т до 2010 г.

«Газпром» осваивает практически все крупные месторождения на Востоке страны с за рубежными партнерами: «Total», «BP», «Shell», что резко снижает затраты и технологиче ские риски, т.к. имеют огромный опыт работы на суше и шельфе.

3. Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе РФ.

Так, «Роснефть» является главным поставщиком нефти в федеральном проекте «ВСТО» - восточно-сибирский трубопровод. Уже в рамках первой очереди проекта «Ро снефть» будет поставлять 25 млн.т./год, остальные компании существенно ниже: «ТНК - ВР» 7 млн.т/год (к 2010 году);

«Сургутнефтегаз» - 2 млн.т/год (к 2009 году).

«Газпром» по распоряжению правительства назначен координатором деятельности по реализации программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта его на рынки Китая и других стран АТР (Восточная федеральная программа). К 2020 г. добыча газа в этом регионе возрастет в 18 раз, а к 2030 г. в 30 раз по сравнению с 2006 г.

При этом, газификация Сахалина и Хабаровского края будет осуществлена за счет проекта Сахалин – 1. Газификация Приморского края и экспорт в Корею и Китай (проект Са халин-2)потребует строительство газопроводо Сахалин – Владивосток и двух ГПЗ в Хаба ровском крае.

Таким образом, на плечи Госкомпаний возложена историческая миссия – обеспечить экономический подъём региона, остановить отток населения и создать новую нефтегазовую провинцию, способную заменить Западную Сибирь.

4. Недостатки Госкомпаний а) У Госкомпаний долги на 60 млрд. долларов, а это четверть бюджета РФ. Чтобы спа сти корпорации от банкротства правительство внесло их в список стратегических предприятий, банкротство которых происходит по особой схеме, являющейся фактически панацеей от любых долгов.

б) Госкомпании менее эффективны чем частные. т.к. правительство возлагает на них дополнительные политические и социальные функции, а корпоративные интересы берутся в расчет лишь после общенациональных.

в) Взаимоотношения между Госкорпорациями далеко не радужные. Вместо единой бизнес –политики они вступают в единоборство друг с другом за недра и сбыточные активы нефтегазового комплекса, зачастую немыслимо завышая цену, лишь бы обойти конкурента (к примеру, «Роснефть» приобрела В- Сугдинский участок превысив стартовую цену в 25 раз, чтобы обойти «Газпром»).

г) Отмена конкурсов для Госкомпаний резко сокращает поступления в бюджет, а для региональных бюджетов оборачивается прямыми убытками, т.к. месторождения приобретаются за символическую цену (так в 2007 г. газовые месторождения госкорпорациями приобретались по цене 0,14 долларов за баррель нефтяного эквивалента запасов, в то время как на Западе эта цифра в 2 раза выше).

3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание СНиП 2.06.01-86 ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕ НИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1987.-32 с).

Нормы распространяются на проектирование вновь строящихся, расширяемых и ре конструируемых гидротехнических сооружений. Они содержат основные положения по расчету гидротехнических сооружений и информацию о видах нагрузок и воздействий и их сочетаний.

Рассмотрены следующие виды гидротехнических сооружений: плотины, гидроэлектро станции различных типов, берегоукрепительные, защитные и оградительные сооружения, пор товые сооружения, морские нефтегазопромысловые гидротехнические сооружения и др.

Нормы содержат ряд обязательных и рекомендуемых Приложений, в частности:

- назначение класса гидротехнических сооружений;

- перечень нагрузок и воздействий на гидротехнические сооружения;

- основные условия применения морских нефтегазопромысловых гидротехнических сооружений.

СНиП 2.01.07-85 НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1987.-36 с).

Нормы распространяются на проектирование строительных конструкций и оснований зданий и сооружений и устанавливают основные положения и правила по определению и учёту нагрузок различных видов и их сочетаний.

Приводится классификация нагрузок и даются рекомендации по учету их сочетаний.

Рассмотрены следующие виды нагрузок:

- вес конструкций и грунтов;

- нагрузки от оборудования, людей, складируемых материалов и изделий;

- нагрузки от мостовых и подвесных кранов;

- снеговые нагрузки;

- ветровые нагрузки;

- гололёдные нагрузки;

- температурные климатические воздействия и прочие.

- В СНиП содержится ряд обязательных Приложений, в частности:

- схемы снеговых нагрузок и коэффициенты для их определения;

- схемы ветровых нагрузок и аэродинамические коэффициенты;

- карты районирования территории СССР по климатическим характеристикам.

СНиП 2.06.04-82* НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СОО РУЖЕНИЯ (ВОЛНОВЫЕ, ЛЕДОВЫЕ И ОТ СУДОВ)- (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1986.-40 с).

Нормы используются при проектировании вновь строящихся и реконструкции суще ствующих речных и морских гидротехнических сооружений. Они устанавливают нормативные значения нагрузок и воздействий на гидротехнические сооружения от волн, льда и судов.

В первом разделе Норм рассматриваются нагрузки и воздействия волн на гидротехни ческие сооружения вертикального и откосного профилей. Даются рекомендации по расчету максимальных донных скоростей воды.

Во втором разделе рассматриваются нагрузки от волн на обтекаемые преграды и сквозные сооружения из обтекаемых элементов. Рекомендации данных Норм распространяются на вертикальные преграды с поперечными размерами, меньшими 0,4 длины волны, и на гори зонтальные преграды с поперечными размерами, меньшими 0,1 длины волны. В Нормах рассматриваются также нагрузки от разбивающихся волн на вертикальную обтекаемую прегра ду.

В третьем разделе Норм рассматриваются нагрузки от ветровых волн на берегоукрепи тельные сооружения и судовых волн на крепления берегов каналов.

Четвёртый раздел посвящён нагрузкам от судов (плавучих объектов) на гидротехниче ские сооружения. Здесь приводятся рекомендации по определению нагрузок от ветра, течения и волн на плавучие объекты, нагрузок от навала пришвартованного судна на сооружение, от нава ла судна при подходе к сооружению, а также нагрузок от натяжения швартовов.

В пятом разделе излагаются методы расчета нагрузок и воздействий льда на гидротех нические сооружения при скорости движения льда более 0,5 м/с. В противном случае необходи мо использовать рекомендации ВСН 41-88. Даются рекомендации по определению прочност ных характеристик льда в зависимости от солености и температуры, определению точки прило жения равнодействующей ледовой нагрузки и учету торосистости льда.

Рассмотрены различные сценарии взаимодействия движущихся ледяных полей как с сооружениями вертикального, так и откосного профилей.

Изложены методы определения нагрузок и воздействий на сооружения от сплошного ледяного покрова при его температурном расширении и нагрузок от примерзшего к сооруже нию ледяного покрова при изменении уровня воды.

В Приложении даются рекомендации по определению расчетных уровней воды, расчет ных характеристик ветра и элементов волн в различных частях акватории, в частности, в глубо ководной, мелководной и прибойной зонах, а также на огражденной акватории.

СНиП III-18-75 МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ КОНСТРУКЦИИ (Госстрой СССР, 1975.-162 с.) Нормы содержат требования к изготовлению, монтажу и приемке стальных конструк ций зданий и производственных сооружений, в частности, цилиндрических вертикальных ре зервуаров для нефти и нефтепродуктов, мачтовых и башенных сооружений объектов связи, гид ротехнических сооружений, опор линий электропередач высокого напряжения, а также при изготовлении и приемке стальных конструкций мостов.

Кроме того, в Нормах содержатся дополнительные правила для конкретных объектов, в частности, для конструкций гидротехнических сооружений.

СНиП II-23-81* СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ (Госстрой СССР.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1981.-96 с.) Нормы используются при проектировании стальных строительных конструкций зданий и сооружений различного назначения.

Нормы не распространяются на проектирование стальных конструкций мостов, транс портных тоннелей и труб под насыпями.

Указывается, что при проектировании стальных конструкций, находящихся в особых условиях эксплуатации, конструкций уникальных зданий и сооружений, а также специальных видов конструкций (например, предварительно напряженных, пространственных, висячих) должны соблюдаться дополнительные требования, отражающие особенности работы этих конструкций, предусмотренные соответствующими нормативными документами.

Содержатся требования к выбору материалов для конструкций и соединений. К опреде лению их расчетных характеристик, в том числе с учетом работы и назначения конструкций.

Даются подробные рекомендации к расчету элементов стальных конструкций на осе вые силы и изгиб.

В разделе «Расчетные длины и предельные гибкости элементов стальных конструкций»

рассматриваются элементы конструкций в виде плоских ферм и связей, пространственные ре шетчатые конструкции, структурные конструкции, колонны (стойки).

Даются рекомендации по проверке устойчивости стенок и поясных листов изгибаемых и сжатых элементов различного типа, приводятся порядок расчета на прочность и устойчивость листовых конструкций. Даны требования к расчету элементов стальных конструкций на выно сливость и прочность с учетом хрупкого разрушения.

Рассматривается расчет соединений стальных конструкций, в том числе сварных, бол товых и других видов.

Приводятся общие требования по проектированию стальных конструкций, а также це лый ряд дополнительных требований по проектированию зданий и сооружений конкретного вида.

В приложениях рассматриваются вопросы выбора материалов для стальных конструк ций и их соединений, данные о физических характеристиках материалов и значениях различ ных расчетных коэффициентов.

СНиП 2.06.08-87 БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ ГИДРОТЕХ НИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ (Минэнерго СССР.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. – 32 с.) Нормы распространяются на проектирование вновь строящихся и реконструируемых бетонных и железобетонных конструкций гидротехнических сооружений, находящихся посто янно или периодически под воздействием водной среды.

Элементы бетонных и железобетонных конструкций гидротехнических сооружений, не подвергающиеся воздействию водной среды, следует проектировать в соответствии с требова ниями СНиП 2.03.01-84;

бетонные и железобетонные конструкции мостов, транспортных тун нелей и труб, расположенные под насыпями автомобильных и железных дорог, следует проек тировать по СНиП 2.05.03-84.

В нормах приводятся общие требования к проектированию бетонных и железобетон ных конструкций и к выбору материалов (бетона и арматуры). Указывается ряд требований к конструкции сооружения и его элементов, арматуры и т.д.

Приводятся основные расчетные положения, в частности, указывается. что расчеты бе тонных и железобетонных конструкций необходимо производить по методу предельных состо яний в соответствии со СНиП 2.06.01-86. При расчете элементов сборных конструкций на уси лия, возникающие при подъёме, транспортировании и монтаже, нагрузку от собственного веса элементов следует вводить в расчет с коэффициентами динамичности, назначаемыми по СНиП 2.03.01-84.

Приводятся рекомендации по расчету элементов бетонных и железобетонных конструкций на прочность и выносливость при различных условиях нагружения, дается поря док расчета элементов железобетонных конструкций по образованию и раскрытию трещин по деформациям, а также на температурные и влажностные воздействия.

В Приложениях к Нормам приводятся характеристики бетона для расчета конструкций на температурные воздействия и ряд номограмм.

СНиП 2.03.01-84* БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1989.-80 с).

Нормы распространяются на проектирование бетонных и железобетонных конструкций зданий и сооружений различного назначения, работающих при систематическом воздействии температур не выше 50 и не ниже 70 оС.

Требования настоящих Норм не распространяются на бетонные и железобетонные конструкции гидротехнических сооружений, поэтому при проектировании сооружений шельфа они практически не используются.

Регистр СССР ПРАВИЛА КЛАССИФИКАЦИИ И ПОСТРОЙКИ ПЛАВУЧИХ БУРО ВЫХ УСТАНОВОК (М.: Транспорт, 1992.-168 с.) Настоящие Правила распространяются на все самоходные и несамоходные плавучие буровые установки (ПБУ) и буровые суда, предназначенные для выполнения буровых работ с целью разведки и добычи подземных ресурсов морского дна.

В Нормах рассмотрены:

- классификация ПБУ и требования по технической документации при их постройке, переоборудовании или восстановлении;

- требования к корпусу ПБУ и его элементам, а также материалам корпуса, сварке, за щите от коррозии;

общие принципы проектирования конструкций;

общее описание нагрузок, действующих на сооружение при различных этапах его функционирования, и способы определения этих нагрузок;

- требования к прочности конструкций и их элементов;

- специальные вопросы проектирования и требования к прочности самоподъёмных и полупогружных сооружений;

- требования к рулевому, якорному, швартовому и буксирному устройствам ПБУ, к подъёмному устройству самоподъёмных сооружений;

- общие требования к остойчивости ПБУ и отдельные требования к остойчивости со оружений конкретных типов;

- требования к делению ПБУ на отсеки;

- требования к обеспечению пожаробезопасности.

В Приложении приводятся специальные методики определения ветровых нагрузок, зна чения экстремальных скоростей ветра и высот волн возможных 1 раз в 50 лет для Каспийского, Чёрного, Баренцева и Охотского морей, а также повторяемости этих параметров.

В правилах по конвенционному оборудованию плавучих буровых установок изложены требования к спасательным и сигнальным средствам, радиооборудованию и навигационному оборудованию.

СНиП 2.02.02-85 ОСНОВАНИЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1986.-48 с).

Нормы распространяются на проектирование оснований речных и морских гидротехни ческих сооружений. Нормы не распространяются на свайные фундаменты, проектирование ко торых регламентируется СНиП 2.02.03-85.

Приводятся общие положения, касающиеся проектирования оснований гидротехниче ских сооружений, даётся номенклатура грунтов оснований и их физико – химические характе ристики. Приводятся требования к расчету устойчивости сооружений. Даются указания по фильтрационным расчетам оснований, расчету местной прочности скальных оснований и опре делению контактных напряжений для сооружений на нескальных грунтах. Рассматриваются расчеты осадок, крена и горизонтальных перемещений сооружений на нескольких основаниях, расчет перемещений бетонных и железобетонных сооружений на скальных основаниях.

Представлены инженерные мероприятия по обеспечению надёжности оснований, в частности, по обеспечению сопряжения сооружений с основанием, закреплению и уплотнению грунтов оснований.

СНиП 2.02.03-85 СВАЙНЫЕ ФУНДАМЕНТЫ (Госстрой СССР.-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1986.-48 с).

Нормы распространяются на проектирование свайных фундаментов вновь строящихся и реконструируемых зданий и сооружений. Они не распространяются на проектирование свай ных фундаментов сооружений, возводимых на вечномёрзлых грунтах, фундаментов, подвер женных динамическим нагрузкам, а также опор морских нефтепромысловых и других соору жений, возводимых на континентальном шельфе при глубине погружения опор более 35 м.

Даются общие рекомендации по проектированию свайных фундаментов и по выбору свай конкретного вида. В частности, отмечается, что класс бетона свай и свайных ростверков для гидротехнических сооружений следует назначать в соответствии со СНиП II-56-77. Приво дятся основные указания по расчету. Отмечается, что все вопросы, связанные с расчетом нагру зок и их сочетаний, а также прочности материала свай, следует принимать согласно требовани ям СНиП 2.05.03-84 МОСТЫ и ТРУБЫ и СНиП II-56-77.

В нормах изложены требования к расчету несущей способности свай, конструированию и расчету свайных фундаментов. Рассматриваются особенности проектирования свайных фун даментов в просадочных грунтах и сейсмических районах. В последнем случае, кроме требова ний настоящих Норм, следует соблюдать также требования СНиП II-7-81 СТРОИТЕЛЬСТВО В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ.

СНиП 2.01.01.-82 СТРОИТЕЛЬНАЯ КЛИМАТОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА (Госстрой СССР.-М.: Стройиздат, 1983.-136 с).

Нормы должны соблюдаться при разработке генеральных планов населенных пунктов, проектировании зданий и сооружений, выборе материалов для конструкций, проектировании систем отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха и водоснабжения.

В Нормах представлены данные по температуре воздуха (как средние, так и экстре мальные значения) для большого числа населённых пунктов СССР.

В Приложениях к Нормам приводятся схематические карты распределения климатиче ских и геофизических параметров, сведения о средней и максимальной суточной амплитуде температуры воздуха, влажности воздуха, осадках, направлении и скорости ветра, а также сол нечной радиации в различных пунктах.

СНиП 2.01.02-85* ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ (Госстрой СССР.- М.: АПП ЦИТП, 1991. – 13 с.).

Нормы должны соблюдаться при разработке проектов зданий и сооружений. В них устанавливается пожарно – техническая классификация зданий и сооружений, их элементов, строительных конструкций, материалов.

Приведены требования к огнестойкости зданий, сооружений и пожарных отсеков, объёмно – планировочным и конструктивным решениям зданий, а также к противопожарным преградам.

Рассмотрены вопросы, связанные с эвакуацией людей из помещений и зданий.

В Приложениях приводятся примерные конструктивные характеристики зданий в зави симости от степени их огнестойкости.

СНиП 2.02.01-83 ОСНОВАНИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ (Госстрой СССР.- М.:

Стройиздат, 1985. – 40 с.).

Нормы распространяются на проектирование оснований зданий и сооружений за ис ключением оснований гидротехнических сооружений. В связи с этим при проектировании соо ружений шельфа данные нормы практически не используются.

СНиП 2.02.04-88 ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ НА ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ (Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1990.-56 с.).

Настоящие Нормы используются при проектировании оснований и фундаментов зда ний и сооружений, возводимых на территории распространения вечномерзлотных грунтов, определяемой в соответствии с требованиями СНиП 2.01.01.-82 СТРОИТЕЛЬНАЯ КЛИМАТО ЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА. Нормы, за исключением первого и второго разделов, не распространя ются на проектирование оснований гидротехнических сооружений.

В первом разделе приводятся общие положения проектирования объектов на вечно мерзлых грунтах.

Второй раздел посвящен характеристикам вечномерзлых грунтов оснований. Отмечает ся, что в состав определяемых для расчета вечномерзлых оснований физических и механиче ских характеристик грунтов, помимо предусмотренных СНиП 2.02.01-83, должны входить не которые дополнительные.

СНиП 2.03.011-85 ЗАЩИТА СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ (Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986.-48 с.).

Данные Нормы распространяются на проектирование защиты от коррозии строитель ных конструкций (бетонных, железобетонных, стальных, алюминиевых) зданий и сооружений при воздействии агрессивных сред с температурой от –70 до + 50 оС.

Нормы не распространяются на проектирование конструкций из специальных бетонов (полимербетонов, кислото- и жаростойких бетонов).

Оценивается степень агрессивности воздействия сред к указанным материалам. Приво дятся рекомендации по защите от коррозии поверхностей различных конструкций.

Изложены требования к конструкциям морских металлических нефтепромысловых со оружений с точки зрения обеспечения защиты от коррозии.

Содержится большое число Приложений, где приводятся сведения о различных защит ных материалах, а также об условиях и способах их применения.

СНиП 2.05.03-84 МОСТЫ И ТРУБЫ (Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.-200 с.).

Нормы распространяются на проектирование новых и реконструкцию существующих постоянных мостов (в том числе путепроводов, виадуков, эстакад и пешеходных мостов) и труб под насыпями на железных дорогах (колеи 1520 мм). Нормы необходимо соблюдать при проек тировании мостов и труб, предназначенных для эксплуатации в любых климатических условиях страны, а также в районах с расчетной сейсмичностью 9 баллов включительно. Рассмотрены также вопросы, связанные с расчетом и конструированием оснований и фундаментов.

Нормы имеют около 30 Приложений, содержащих большое количество дополнитель ной информации.

СНиП 2.05.06-85 МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ (Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.-52 с.).

Настоящие Нормы распространяются на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них условных диаметров до 1400 мм включи тельно с избыточным давлением среды от 1,2 до 10 МПа для транспортирования нефти, нефте продуктов, сжижающих газов и другой продукции.

Нормы не распространяются на проектирование трубопроводов, прокладываемых в морских акваториях и промыслах.

СНиП 3.07.02-87 ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ МОРСКИЕ И РЕЧНЫЕ СООРУЖЕНИЯ (Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988.-68 с.).

Нормы и Правила распространяются на производство работ по строительству новых, реконструкции и расширению действующих гидротехнических морских и речных транспорт ных сооружений.

Приводятся общие требования к организации производства работ в летних и зимних условиях. Регламентируются параметры волнения и ветра, при которых допускается произво дить различные виды работ с применением плавучих средств.

Излагаются требования по проведению подготовительных и подводно – технических работ.

Даются рекомендации по проведению природоохранных мероприятий при возведении гидротехнических сооружений.

Рассматриваются особенности возведения гидротехнических сооружений в северной строительно – климатической зоне.

СНиП II-7-81 СТРОИТЕЛЬСТВО В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ (Госстрой СССР. М.: Стройиздат, 1982.- 48 с.).

Нормы распространяются на проектирование зданий и сооружений, возводимых в рай онах сейсмичностью 6, 7, 8 и 9 баллов.

Раздел 5 Норм посвящен проектированию гидротехнических сооружений. Требования данного раздела должны соблюдаться при проектировании гидротехнических сооружений гид роэлектрических станций, водного транспорта и других гидротехнических объектов.

Излагаются общие положения проектирования, методы к расчету сейсмических воздей ствий, даются рекомендации по размещению гидротехнических сооружений и проведению конструктивных мероприятий, направленных на снижение последствий сейсмических воздей ствий.

В Приложениях представлен подробный список населенных пунктов СССР, располо женных в сейсмических районах с указанием принятой для них сейсмичности в баллах и повто ряемости сейсмического воздействия. Кроме того, представлены карты сейсмического райони рования территории СССР.

1.2.3. Ведомственные нормативные документы и их краткое описание ВСН 31-83 ПРАВИЛА ПРОИЗВОДСТВА БЕТОННЫХ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬ СТВЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ (Минэнерго СССР.- Л.: ВНИИГ им. Б. Е. Веде неева, 1984.- 84 с.).

Настоящие Правила содержат требования к технологии бетонных работ при возведении и реконструкции гидротехнических сооружений, выполнение которых необходимо для обеспе чения рациональной организации работ и получения бетонных и железобетонных конструкций с заданными характеристиками.

В Правилах приведены общие требования к производству бетонных работ при возведе нии гидротехнических сооружений, рассматриваются вопросы, связанные с приготовлением бе тонной смеси. Рассмотрены различные способы доставки бетонной смеси к месту укладки.

Приведены требования к подаче бетонной смеси в блоки бетонирования, проведению опалубочных работ, подготовке блоков к бетонированию, укладке и уплотнению бетонной сме си и уходу за бетоном. Рассмотрены вопросы регулирования температурного режима и термо напряженного состояния бетона массивных сооружений, производства бетонных работ в зим них условиях и контроля качества бетона и бетонных работ на различных стадиях строитель ства.

В Приложениях дается информация о добавках к бетонам гидротехнических сооруже ний, области и условиях рационального применения, приводятся технические характеристики основных отечественных механизмов и устройств, применяемых при бетонных работах.

ВСН 41-88 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛЕДОСТОЙКИХ СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ (Миннефтепром СССР.- М.: 1988.- 136 с.).

Настоящие Ведомственные строительные нормы распространяются на вновь возводи мые и реконструируемые морские стационарные платформы, сооружаемые на акваториях за мерзающих морей. В них сформулированы основные требования к конструкции морских ледо стойких стационарных платформ (ЛСП) и рассмотрены основные расчетные положения.

В разделе «Нагрузки и воздействия» рассматриваются нагрузки на сооружения, вызван ные действием льда, ветра и волн. Кроме того, приводятся рекомендации по оценке нагрузок от воздействия судов и сейсмики.

В Нормах рассматриваются максимальные ледовые нагрузки на различные морские нефтепромысловые сооружения при скоростях подвижек ледяных полей до 0,5 м/с. При больших скоростях рекомендуется определять нагрузки в соответствии с рекомендациями СНиП 2.06.04-82* Нагрузки от ветра на конструкции и их элементы рекомендуется определять в соответ ствии со СНиП 2.01.07-85 и ВСН 51.3-85 с учетом СНиП 2.01.07-85.

Волновые нагрузки в отличие от СНиП 2.06.04-82 можно определять для сооружений с поперечными размерами более 0,4 длины волны.

В Нормах рассмотрены преграды, имеющие форму:

- вертикального кругового цилиндра;

- затопленного цилиндра;

- конуса;

- цилиндра с конической вставкой.

Для вертикальной круглоцилиндрической преграды приводятся рекомендации по опре делению максимальных донных скоростей. Нагрузки от судов в ВСН 41-88 рекомендуется определять по СНиП 2.06.04-82*, а учет сейсмических воздействий производить в соответствии со СНиП II-7-81.

В разделе «Основания и фундаменты» рассмотрены основные положения расчета и проектирования свайных фундаментов и фундаментов платформ гравитационного типа, причем, в первом случае рекомендуется пользоваться положениями СНиП 2.02.03-85, ВСН 51.2-84 и ВСН 51.3-85.

В разделе «Металлические конструкции» рассматриваются марки сталей, применяемые для конструкций и их соединений, и формулируются требования, предъявляемые к сварке.

Марки сталей и их характеристики рекомендуется принимать по СНиП II-23-81 и СНиП 2.03.11-85. Сварочные работы должны производиться в соответствии с требованиями СНиП III-18-75, СНиП III-4-79 и СНиП II-23-81, а защита от коррозии согласно СНиП 2.03.11-85. Приводятся основные положения расчета стальных конструкций ЛСП в соответ ствии СНиП II-23-81 и ВСН 51.3-85.

В разделе «Железобетонные конструкции» рассмотрены требования к выбору материа лов и приведены основные положения расчета по несущей способности и пригодности к нор мальной эксплуатации, а также расчета на температурно – влажностные воздействия. Данный раздел основывается на требованиях СНиП 2.03.01-84 и СНиП 2.06.08-86.

Нормы ВСН 41-88 содержат ряд обязательных и рекомендуемых Приложений. К обяза тельным относятся следующие:

- методика испытаний образцов льда;

- сталь для конструкций ЛСП и их соединений;

- методика расчета каркасированной оболочки;

- расчет на прочность с учетом сопротивления разрушению.

К рекомендуемым Приложениям относятся:

- расчет одиночных свай по несущей способности на осевые и циклические гори зонтальные нагрузки;

- расчет фундаментов на совместное действие нагрузок;

- -расчет температуры и температурных полей.

ВСН 51.3-85 ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ (Мингазпром СССР.- М.: НИПИ «Гипроморнефтегаз», 1985.-70 с.).

Нормы распространяются на стальные платформы сквозной конструкции, сооружаемые на морских нефтегазовых месторождениях. Нормы не распространяются на морские стационар ные платформы, возводимые на акваториях замерзающих морей, а также на проектирование технологической части платформ.

В первом разделе Норм приводятся требования к конструкции и основные положения по расчету сооружений. Отмечается, что в случае появления в районе строительства отдельных дрейфующих льдов, воздействие их следует учитывать в соответствии с требованиями СНиП 2.06.04-82* СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ».

Второй раздел норм посвящен определению гидрометеорологических параметров. Их необходимо определять в соответствии со СНиП 2.06.04-81* и уточнять на основе имеющихся данных натурных наблюдений. Исходные гидрометеорологические параметры для районов Ка спийского моря приведены в Приложении 2 настоящих Норм.

В разделе норм, посвященном нагрузкам и воздействиям, рассматриваются нагрузки различных видов и их сочетания и приводятся коэффициенты надежности по нагрузке.

Даюся рекомендации по определению ветровой нагрузки, нагрузок от волн и течения, сейсмической нагрузки, нагрузки от судов и монтажных нагрузок. При определении нагрузок от волн и течения, а также от судов, используются некоторые рекомендации СНиП 2.06.04-82*.

При определении сейсмических нагрузок предлагается использовать рекомендации СНиП II-7 81 СТРОИТЕЛЬСТВО В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ с учетом дополнительных требований настоящих Норм. Требования, содержащиеся в данных Нормах, в отношении материалов конструкций и их расчетных сопротивлений полностью базируются на материалах СНиП II-23 81* СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ.

Нормы содержат рекомендации по выбору проектного решения к расчету свайных фун даментов морских стационарных платформ. Здесь широко используются рекомендации СНиП II-17-77 СВАЙНЫЕ ФУНДАМЕНТЫ (в новой редакции СНиП 2.02.03-85).

В последнем разделе настоящих Норм приводятся основные требования к коррозион ной стойкости сооружения и защите от коррозии.

Приложения Норм содержат номенклатуру гидрометеорологических данных, подроб ную информацию о ветровом и волновом режимах Каспийского моря, а также ряд рекоменда ций по определению нагрузок при спуске и транспортировке на плаву опорного блока сооруже ния.

ВСН 12-87 ПРИЧАЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ ПЕРЕГРУЗКИ НЕФТИ И НЕФТЕ ПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА. НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ. (Минмор флот СССР.- М.: «Мортехинформреклама», 1988. –36 с.).

Нормы распространяются на проектирование системы автоматической противопожар ной защиты (САПЗ) причального комплекса для перегрузки нефти и нефтепродуктов в морских портах Минморфлота СССР.

Нормы должны соблюдаться при проектировании противопожарной защиты вновь строящихся, реконструируемых и технически перевооружаемых причальных комплексов.

Рассмотрены общие положения проектирования, состав и требования к САПЗ причаль ного комплекса.

Приведены требования по обеспечению пожарной безопасности причального комплек са и танкера, находящегося у причала, а также рекомендации по созданию системы автоматиче ского управления, связи и сигнализации.

В Приложениях изложены требования к пожарному оборудованию мобильных плав средств, характеристики взрыво- и пожарной опасности нефти и нефтепродуктов, кроме того, даны рекомендации по расчету средств тушения пожара.

ВСН 219-87 СТРОИТЕЛЬСТВО ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (Миннефтегазстрой СССР.- М.: ВНИИСТ, 1987.-73 с.).

Настоящие Нормы распространяются на сооружение и реконструкцию промысловых стальных трубопроводов диаметром до 1420 мм (включительно) на новых и действующих ме сторождениях нефти, газа, газового конденсата и на подземных хранилищах газа с избыточным давлением среды не выше 32 МПа.

Требования ВСН не распространяются на сооружение и реконструкцию промысловых трубопроводов в зоне морских акваторий и районах с сейсмичностью выше 8 баллов для под земных и выше 6 баллов для надземных трубопроводов.

ВСН 3-80 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ ПРИЧАЛЬНЫХ СО ОРУЖЕНИЙ (Минморфлот СССР.- М.: ЦРИА «Морфлот», 1981. –116 с.).

Требования настоящей Инструкции должны соблюдаться при проектировании причаль ных морских сооружений морских портов и судоремонтных заводов.

Инструкция содержит общие требования по проектированию стационарных причаль ных сооружений и специальные требования по проектированию сооружений различной конструкции.

Рассмотрены общие положения проектирования причальных сооружений, рекоменда ции по выбору конструкции сооружения, общие конструктивные требования и требования к вы бору строительных материалов.

В Приложениях к Инструкции даются рекомендации к выбору и расчету конструктив ных элементов и сооружений.

ВСН 51.1-81 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ СТАЦИОНАР НЫХ ПЛАТФОРМ (Мингазпром СССР.- М.: ВНИИГаз, 1981.-21 с.).

Указания настоящей Инструкции должны соблюдаться при проектировании вновь строящихся, реконструируемых и расширяемых морских стационарных платформ (МСП) из стальных конструкций, предназначенных для бурения и обустройства нефтегазовых месторо ждений.

В инструкции изложены общие положения проектирования МСП. Приведены некото рые дополнительные рекомендации к расчету нагрузок на сооружения.

Излагаются вопросы расчета и проектирования опорных элементов МСП и прочности сварных соединений, а также различных видов свай, применяемых для крепления блоков МСП ко дну.

ВСН 2.38-85 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВО ДОВ (Мингазпром, Миннефтепром СССР.- М.: ХОЗУ Миннефтепрома, 1986.-96 с.).

Настоящие Нормы распространяются на проектирование вновь сооружаемых и ре конструируемых стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм и давлением не более 32 МПа на месторождениях нефти, газа и газоконденсата и подземных хранилищах газа.

Нормы включают общие правила классификации трубопроводов.

В Нормах приводятся рекомендации по укладке трубопроводов в различных условиях (на суше и море). Рассматриваются вопросы прокладки трубопроводов через естественные и ис кусственные водоёмы, в частности, через болота.

Представлены требования к охране окружающей среды, материалу труб, соединитель ных узлов, стальных каркасов и сварочных материалов.

Рассматриваются требования к расчету прочности трубопроводов, устойчивости и кор розионной защиты.

Приложения содержат рекомендации по проектированию термических и гидравличе ских трубопроводов, а также по созданию и расчету электромеханической защиты конструк ций.

ВСН 51-9-86 ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВО ДОВ (Мингазпром СССР.- М.: ВНИИгаз, 1987. – 42 с.).

Настоящие нормы охватывают вопросы проектирования подводных нефтегазопроводов диаметром до 800 мм и давлением транспортируемых продуктов до 10 МПа. Нормы рассматри вают требования к проектированию вновь возводимых и реконструкции функционирующих трубопроводов для всех климатических зон.

Они содержат общие правила, классификацию морских подводных нефтегазопроводов и требования к выбору типа трубопроводов. Представлены рекомендации по прокладке труб и их креплению на гидротехнических объектах. Рассматриваются вопросы расчета прочности и устойчивости трубопроводов при статических нагрузках и устойчивость при воздействии волн и донных течений.

Приводятся рекомендации по проектированию соединений морских подводных нефте газопроводов, а также коррозионной защиты. Учитываются требования к охране окружающей среды, выбору материалов, сварке и контролю сварочных работ.

Приложения содержат морские карты, использование которых возможно при расчете волновых нагрузок на трубопроводы.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТАЛЬНЫХ ТРУБ В ГАЗОВОЙ И НЕФТЯ НОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (Мингазпром, Миннефтепром, Миннефтегазстрой.- М.:

ВНИИгаз, 1983. – 12 с.).

Настоящая Инструкция распространяется на проектируемые, строящиеся и реконструи руемые трубопроводы диаметром до 426 мм включительно и давлением до 320 МПа, а от мм и выше – при давлении до 10 МПа.

К ним относятся:

- линейная часть магистральных трубопроводов всех категорий, а также ответвлений от них для транспортировки некоррозионно – активного газа, нефти и нефтепродуктов;

- промысловые сборные газовые и нефтяные сети и коллектора ( за исключением промысловых сетей;

транспортирующих коррозионно – активные среды);

- трубопроводы компрессорных, газораспределительных и нефтеперекачивающих на сосных станций.

- Содержатся общие положения, связанные с выбором и использованием стальных труб, а также ограничения при выборе типа труб.

Дается перечень технических условий на стальные трубы различного диаметра как отечественного, так и импортного производства и их характеристики.

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ СССР (М.: Не дра, 1990.- 180 с.).

В Правилах рассмотрены требования безопасности, связанные со спецификой строи тельства морских нефтегазопромысловых сооружений, бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом скважин, транспортированием нефти и газа при освоении нефтяных и газовых место рождений на континентальном шельфе.

В документе приведены общие правила безопасности, связанные с жизнедеятельностью персонала морских нефтегазопромысловых объектов, проведением водолазных, ремонтных и спасательных работ, общие технические требования при работе с энергетическими и электриче скими установками.

В Правилах изложены требования безопасности к проведению изыскательских работ, строительству, эксплуатации и ремонту морских нефтегазопромысловых сооружений, а также требования, предъявляемые к конкретным объектам и операциям.

Приводятся требования безопасности при проведении геофизических работ, бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Лекция № 1. Системы сбора продукции скважин 1.1. Принципы формирования систем сбора Единой универсальной схемы сбора и подготовки продукции скважин не существует.

Основная цель любой схемы – получить не товарную продукцию (как на суше), а про дукцию, пригодную для дальнейшего транспортирования.

Различают два принципиальных подхода:

- если есть возможность подать добытую продукцию на берег и там провести всю подготовку – то это должно быть обязательно сделано.

При этом, желательно, всю продукцию подавать на берег по одной трубе (трёх фазный поток).

- если такой возможности нет, то все технологические операции необходимо прове сти в море.

При этом, применяемые технологии принципиально не отличаются от сухопутных. От личие лишь в более плотном расположении всех аппаратов и (по возможности) совмещения в них различных функций, а также максимальном упрощении схем.

Набор технологических операций в море определяется вариантом разработки месторо ждения, а аппаратурное оформление каждой операции способом дальнейшего транспортирова ния продукции (таблица 1).

При этом:

- перечисленные технологические операции могут внедряться не сразу, а по мере необ ходимости;


- в РФ (в отличии от других стран) сброс в море даже очищенных сточных вод запре щен;

- сжигание газа в факелах осуществляется только в аварийных случаях;

- собственное энергопотребление осуществляется за счет попутного газа, а если его не хватает. То за счет ДТ либо привозного, либо получаемого на платформе.

Таблица Зависимость набора технологических операций от варианта разработки Вариант разработки Набор технологических месторождения операций Без ППД Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + очистка газа + обезвоживание нефти + компримирование газа + насосная перекачка нефти или конденсата Частичная закачка газа в пласт Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + с целью ППД и повышения очистка газа + обезвоживание нефти + приём газа со нефти- и конденсатоотдачи стороны (если он есть) + компримирование газа для ППД + насосная перекачка отправляемого конденсата или нефти.

Полная закачка газа в пласт с Сепарация + стабилизация конденсата + очистка газа + целью ППД и повышения неф- приём газа со стороны (если он есть) + компримирование ти- и конденсатоотдачи газа для ППД + насосная перекачка отправляемого кон денсата ППД – водой Сепарация + стабилизация нефти или конденсата + очистка газа + обезвоживание нефти + компримирование отправляемого газа + подготовка морской воды и своей сточной для закачки + ППД Нагнетание N2 для ППД и Сепарация + стабилизация конденсата + очистка газа + повышения конденсатоотдачи выделение и генерирование N2 + компримирование N2 + компримирование отправляемого газа + насосня Перекачка отправляемого конденсата Нефтегазовая промышленность РФ (да и мировая) пока еще не располагает универсаль ной отработанной технологией и необходимыми средствами для организации в широких масштабах работ по освоению углеводородных месторождений в арктических морях (особенно замерзающих).

Поэтому, для каждых конкретных условий приходится искать свой оптимальный вари ант освоения.

Так для акваторий Баренцева моря (включая Печорский шельф) и Карского моря (включая Обскую и Тазовскую губу) можно использовать следующие виды организации нефте газовых промыслов:

- надземный;

- подземный;

- надводный;

- подводный;

- комбинированный.

Освоение морских месторождений путём создания надземного промысла осуще ствляется следующими способами:

- разбуриванием и эксплуатацией подводных залежей нефти и газа наклонно – направленными и горизонтальными скважинами, закладываемыми на берегу;

- образованием искусственной суши путём сплошной засыпки дна моря на участке нефтегазоносной площади и размещением на ней нефтегазопромысловых объектов.

При организации надводного промысла освоение месторождений нефти и газа осу ществляется следующими способами:

- сооружение морских дамб и придамбовых грунтовых островов;

- строительство морских эстакад с приэстакадными площадками;

- строительство платформ на натяжных опорах (TLP) или типа SPAR и других полу погружных или плавучих буровых и эксплуатационных платформ;

- строительство объектов, состоящих в комбинации отмеченных выше сооружений.

При освоении морских нефтегазовых месторождений путём применения подводных промыслов осуществляется бурение эксплуатационных скважин с плавучих буровых установок.

Все скважины сооружаются с подводным расположением их устьев. Объекты сбора, подготов ки и транспорта размещают непосредственно на дне моря. Управление технологическим режи мом работы скважин и подводных комплексов подготовки и транспорта осуществляется с бере га или промежуточного плавучего сооружения дистанционно.

Освоение морских нефтегазовых месторождений с помощью подземных промыс лов реализуется путём создания тоннельно – шахтной или тоннельно – камерной системы, в которой размещаются буровые комплексы, кусты скважин, система сбора, вентиляци онные линии, подъездные пути и т.д.

Комбинированный нефтегазовый промысел представляет собой сочетание эле ментов подводных и надводных промыслов.

1.2. Надводное окончание скважин на платформе 1.2.1. Размещение скважин на платформе На морских платформах, учитывая ограниченность их площади, все скважины группи руются на выделенном для строительства скважин участке в зависимости от конфигурации опорной части и числа опорных блоков.

На одноопорной платформе (моноподе), естественно, этот участок расположен в цен тре, и скважины устанавливаются в шахматном порядке на концентрических окружностях (за исключением первой скважины в центре платформы, строящейся строго вертикально). При этом все скважины бурятся на продуктивный горизонт с заданным отклонением от вертикали, в результате чего создается куст нак:лонно-направленных скважин, охватывающих оптимальным образом продуктивную толщу по заранее намеченной сетке.

Обычно для нефтяных месторождений эта плотность колеблется в диапазоне 10— га/скв. На газовых месторождениях плотность доходит до 200 га/скв. для хорошо дренируемых коллекторов.

На двух- и многоопорных платформах скважины, как правило, группируются с одной стороны, и их стволы проходят через опорные блоки, защищающие скважины от волновых, вет ровых и ледовых воздействий. Краевое расположение скважин также облегчает проведение противопожарных мероприятий.

На одноопорных платформах в силу центрального расположения скважин эти ме роприятия несколько осложняются, но для создания безопасности создаются специальные проходы и возводятся брандмауэрные ограждения.

Расстояния между скважинами на платформах сведены до минимума, и с учетом проведения ремонтных на скважинах эти расстояния в РФ составляют на нефтяных ме сторождениях 2, а на газоконденсатных — 2,5 м. За рубежом эти расстояния еще меньше.

1.2.2. Замер добываемой продукции Замер добываемой продукции осуществляется как в целом по платформе, так и по всем эксплуатационным скважинам.

Обычно замер продукции каждой скважины осуществляется с помощью замерного се паратора. С этой целью обвязка всех эксплуатационных скважин производится таким образом, чтобы продукция каждой отдельной скважины при необходимости могла подступить на общий замерный сепаратор, в котором разделяется и по отдельности поступает на расходомеры. Про должительность замеров одной скважины длится от 1 до 3 ч (иногда и дольше).

Продукция каждой скважины может подаваться либо в один из сборных коллекторов, либо в замерной коллектор.

Замерная установка подключена к отводу от замерного коллектора.

Газо- и нефтепровод от замерной установки соединены со сборными коллекторами вы сокого и среднего давлений, а на входе и выходе установлены приводные задвижки для дистан ционного управления процессом замера дебита скважины из операторного пункта и на месте.

Кроме этого, на сепараторе и манифольде устанавливаются вспомогательные устрой ства:

- вентили для пропаривания и опорожнения;

- дренажные линии подключенные к блочной установке сбора и откачки стоков от сосудов под давлением. Дренажные емкости обычно располагают под палубой, чтобы благода ря разности отметок обеспечить хороший сток.

В последние годы ряд фирм принимает участие в создании бессепарационного метода контроля дебитов скважины, что в условиях моря имеет большое значение, поскольку открыва ются возможности существенно снизить затраты на технологический модуль (даже замена трехфазного сепаратора на двухфазный позволяет снизить затраты на строительство от 4 до млн долл. на одну платформу).

Так, в Техасе разработана и испытана в промысловых условиях технология оп ределения содержания воды и газа в продукции скважин – так называемый «Star-Сut» метод, который безошибочно определяет содержание воды и газа во всем диапазоне от 0 до 100% Фирма «Chevron Research» (США) запатентовала метод и устройство измерения объемов нефти и воды, поступающих из скважины, с помощью прибора, принцип действия ко торого основан на простом соотношении между плотностью и коэффициентом теплового расширения для нефти и воды.

Фирма «Petro Canada» создала устройство объёмного контроля фаз в потоке, имеющее датчики расхода для всех трех фаз.

Фирма «Fiuenta» (Норвегия) уже использует в промышленных масштабах устройство контроля объёмного расхода всех фаз путем замера емкостного сопротивления флюида.

Все перечисленные новые технические средства измерения расхода добываемой про дукции еще не нашли достаточно надежного применения. Однако перспектива их широкого ис пользования экономически предопределена, и эти средства скоро заменят замерные сепараци онные устройства.

1.3. Подводное окончание скважин 1.3.1. Нефтяные месторождения Основным фактором, сдерживающим развитие надводного окончания скважин, яв ляются размеры платформы, которые не могут быть бесконечными. Увеличение же размеров платформы обходится крайне дорого.

Переход на кустовое бурение и особенно появление наклонно направленных скважин, отходящих от платформы более чем на 12 км, коренным образом изменило ситуацию, ибо их сооружение требует резкого увеличения численности скважин, без которого невозможно вы держать размеры заданной сетки.

В результате, сначала появились отдельные скважины, а затем, целые кусты с подвод ным расположением устья (подводное заканчивание), применяемые как на крупных, так и на мелких месторождениях.

Первая в мире ППБУ (ТW – 58) с которой начали бурить такие скважины была создана в 1975 году фирмой «Хемилтон».

В настоящее время уже осуществлено более 200 подобных проектов, в которых участ вуют 22 страны, представленные 30 ведущими фирмами. В среднем, подобные сооружения ста новятся рентабельными при цене на нефть не менее 150 $/т.

Суммарное количество скважин с подводным заканчиванием уже превысило 2000, ко торые, в основном, расположены в Мексиканском заливе, на Бразильском глубоководном шель фе и в Северном море. Наиболее успешно они работают в Бразилии. Больше всего ликвидиро вано подобных скважин на шельфе Испании и в Средиземном море.


Скважины с подводным заканчиванием следующим образом распределены по глуби нам устья:

- 0 – 50 м более 450 скв.

- 50 – 100 м более 350 скв.

- 100 – 150 м более 300 скв.

- 150 – 200 м более 250 скв.

- 250 – 300 м более 200 скв.

- 300 – 350 м более 150 скв.

- глубже 350 м – более 100 скв.

Скважины с подводным заканчиванием наиболее эффективны для:

- глубоководных месторождений;

- маленьких месторождений с несколькими скважинами;

- переферийных участков крупных месторождений, где наклонно направленные или горизонтальные скважины нерациональны;

- ускоренного вывода месторождения на проектную мощность;

- месторождений, требующих особой гибкости технологии добычи. В этом случае, требуется лишь вовремя заменять технологическую платформу (при изменении способа добычи). Так, в Бразилии на месторождении Энчова технологическую платформу меняли 5 раз;

а на месторождении Гарупа – 3 раза.

На сегодняшний день лучшее оборудование для устья скважин при их подводном за канчивании производят фирмы «Камерон», «Ветко» и «ФМК». Монтаж и пуско – наладочные работы лучше всего удаются фирмам «Петробраз», «Хемилтон Бразерс», «Тексако» и «Шелл Интернешил».

Конструкционно подводные устья скважин принято подразделять на:

- открытое исполнение (мокрый тип) – устье скважины находится непосредственно в морской воде;

- закрытое исполнение (сухой тип) –устье скважины находится в герметичной каме ре с обычным или повышенным давлением;

- гибридное исполнение.

На долю конструкций первого типа приходится порядка 85 %, на долю второго – 10 %;

на долю третьего – 5 %.

Во всех случаях устья скважин расположены выше морского дна.

На больших глубинах для облегчения работы водолазов устья скважин поднимают на специальную подводную палубу.

На замерзающем мелководье и неглубоких акваториях с интенсивным рыбным про мыслом устья скважин надо защитить либо кожухом обтекаемой формы, либо заглубив их в дно. В последнем случае устья скважин защищают от размыва стенок углубления и сползания грунта либо специальной решеткой из труб, доходящей до уровня грунта;

либо устье скважины располагают в специальной башне (труба большого диаметра), поднимающейся над уровнем грунта.

Продукция всех подводных скважин поступает на стационарную или плавучую плат форму.

На сегодняшний день сложилась четкая специализация в работе фирм, занимающихся подводным окончанием скважин;

так:

- фирма «Vetco» монтирует устьевое оборудование для одиночных глубоководных скважин в мокром исполнении без использования водолазов. Управление запорной арматурой осуществляется с поверхности.

- Фирма «Exxon» монтирует над скважинами, расположенными на глубинах до м, специальную трубчатую конструкцию на которой крепится стояк по которому продукция доставляется на платформу. По этому же стояку, при необходимости, возможна и закачка. Трубчатая конструкция плавучая и после доставки в нужное место затапливается. Все клапана управляются дистанционно. Имеется дистанцион но управляемый манипулятор.

- фирмы «Seal», «Lockheed», «Transworld Dnillin» и «Wilson Walter» монтируют устьевое оборудование скважин в сухом исполнении. Продукция поступает к под водному сборному пункту в подводное стационарное хранилище гравитационного типа и лишь затем поднимается на поверхность на платформу.

- фирма «Lockheed» сооружает подводный сборный коллектор, к которому подклю чаются выкидные линии скважин.

- фирма «Kameron» в Северном море реконструирует мокрые устья глубоководных одиночных разведочных скважин в добывающие, присоединяя к ним по2 выкидные линии ( 100 мм, давление до 80 атм) по которым продукция поставляется к трубо проводу (райзеру), ведущему на платформу или в систему беспричального налива (принцип «Плейн Джейн). По желанию, на выкидных линиях можно установить устройства для замера дебита. Выкидные линии соединяются с райзером либо жесткой, либо гибкой связью, а сам райзер опирается на опорную раму. Управление такими скважинами осуществляется с платформы с помощью гидравлики или элек тродвигателей.

- фирма «Кэн Оушн» монтирует устьевое оборудование для одиночных глубоковод ных скважин (до 900 м) в сухом исполнении внутри специальной камеры, снабжен ной шлюзом для подводного аппарата, т.к. подобная глубина недоступна водолазам.

- фирма «Мобил» монтирует сухую камеру 20 м и высотой 22 м в которую по вы кидным линиям поступает продукция от от 9 мокрых скважин, расположенных во круг опорной плиты и снабженных фонтанной арматурой. В камере находятся устьевые задвижки, штуцера, нефтесборники и блок управления. Из камеры продук ция по пучку труб подается в манифольд центрального райзера, по которому и до ставляется на платформу. К одному манифольду может быть подсоединено несколь ко подобных камер. Скважины обслуживаются роботами;

камеры водолазами, до ставляемыми подводными аппаратами. Подобный подход позволяет создать круп ные подводные комплексы (скважины, выкидные линии, камера, выходной пучок труб, манифольд) на одной донной плите.

Подобное сооружение было смонтировано в 1982 году на месторождении Корморант в Северном море. Его размеры составили 51,6 х 41,7 х 15 м при суммарной массе 2200 т.

- фирмы «Shell» и «Esso» создали аналогичную конструкцию, соорудив на глубине 300 м (можно до 1200 м) опорную плиту с размерами 52 х 42 х 15 м и суммарной массой 2200 т. сквозь которую пробурено 9 скважин. Продукция доставляется на платформу по райзеру диаметром 203 мм;

по второму такому же райзеру подается вода для ППД. Кроме этого имеются два райзера по 76 мм для испытаний и подачи инструментов.

1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной добычи углеводородов в условиях арктических морей Баренцево море 1. С-З часть Баренцева моря Данная часть акватории относится к числу незамерзающих с глубинами более 90 м.

Применение в подобных условиях подводных добывных комплексов (ПДК) как технически, так и экономически выгодно.

Единственное затруднение связано с большим расстоянием до берега, которое может превышать 300 км. Отсюда определённые сложности с управлением процессом и транспорти ровкой добываемой продукции на берег без создания промежуточных компрессорных (насос ных) станций.

2. С-В часть Баренцева моря Данная акватория характеризуется всеми возможными условиями, затрудняющими применение подводных добывных комплексов: большая глубина, удалённость от берега, при сутствие ледовых условий, возможность появления айсбергов, сложный волновой режим.

В то же время продолжительность межледового периода позволяет бурить эксплуата ционные скважины с помощью неледостойких плавучих буровых установок;

глубоководность не требует создания сложных специальных защитных конструкций для подводных комплексов (айсберги не достают до фонтанной арматуры). Единственное настоящее атруднение связано с большим расстоянием до берега.

3. Ю-В часть Баренцева моря (Печорский шельф) Этот район отличается от предыдущих относительной мелководностью, устойчивым ледовым режимом и преобладанием нефтяных месторождений.

Т.к. бурение нефтяных скважин требует больше времени чем газовых, то без создания специальных мобильных ледостойких платформ здесь не обойтись. Кроме того, мелководность требует наличия защитной конструкции подводных комплексов от воздействий льда, море ходства, течений и ветровых волн. Зато расстояние до берега невелико и проблемы с транспор том и управлением можно считать решенными.

Карское море При глубине более 60 – 80 м использование ледостойких платформ становится эконо мически невыгодным. т.к. из-за сложных гидрометеорологических и ледовых условий массога бариты платформ должны резко возрасти.

Следовательно – подводные комплексы самый обоснованный метод для данного регио на, но требуется куст подводных эксплуатационных скважин, а для его создания подводная бу ровая установка, которой пока нет.

Месторождения в основном газовые. До берега 100 – 150 км, поэтому трудности с управлением и транспортом отсутствуют.

Район Обской и Тазовской губ Данный район отличается предельной мелководностью, тяжелой ледовой обстановкой, полуморской средой, до берега не более 40 км. Основные месторождения газовые. Подводные комплексы подходят идеально.

Экспертная оценка степени готовности технологий и технических средств для условий арктического шельфа РФ приведена в табл. 2.

6.3.3. Маргинальные месторождения Это небольшие (запасы от 4,8 – 6,4 до 8 – 16 млн.м3) или удалённые месторождения, разработка которых малорентабельна. В РФ к ним относят нефтяные месторождения с запасами до 50 – 100 млн.т. (например, Мурманское и С-Кильдинское).

У этих месторождений большое будущее;

так, например, ожидается, что в Англии к 2010 году они будут давать не менее 80 % всей добычи нефти.

Типичная технология для подобных месторождений была разработана американской фирмой «Lockheed Petroleum Servius» для месторождения Гарупа, расположенного на шельфе атлантического океана.

Таблица 2.

Экспертная оценка степени подготовленности технологий и технических средств для при менения подводных добывных комплексов в условиях шельфа арктических морей Районы шельфа Арктика Основные технические С-З С-В Ю-В Обская и Карское средства и технологии Баренцева Баренцева Баренцева море Тазовская моря моря моря губы Бурение эксплуатационных скважин в межледовый + ± - - период Мобильные ледостойкие платформы или подводные буровые установки для - - - - ± бурения эксплуатационных скважин Конструкции для защиты ПДК от воздействия + + ± + ± ледовых образований Технология транспортиров ки продукции без + ± + + + предварительной подготовки Системы дистанционного + + + + + управления ПДК + - возможно (да) ± - вероятно (да+нет) - невозможно (нет) Нефть от каждой сухой скважины по гибкой выкидной линии поступает к сухому мани фольдному узлу;

от него по двум сборным гибким коллекторам на так называемую главную башню, шарнирно закрепленную на дне, и по гибким же райзерам на танкер, пришвартованный к главной башне. На танкере сосредоточена вся подготовка продукции. Готовая нефть вновь по даётся на главную башню и по гибкому райзеру поступает на дно в гибкий подводный трубо провод, по которому она транспортируется к наливной башне (гибкая упругая платформа);

по сле подъёма по вертикальному гибкому райзеру нефть подаётся в челночные танкеры.

К настоящему времени существует 2 пути совершенствования подобной технологии.

Первое направление базируется на следующих положениях:

- размеры пришвартованного танкера должны быть уменьшены, тип швартовки заме нен, а число технологических операций на нём сокращено. Это современные танке ра с так называемым динамическим позиционированием. Такая система получила название «SWOPS» и впервые была применена фирмой «Бритиш Петролеум».

Дрейф танкера остается в допустимых пределах даже при скорости ветра до 18,8 м/с и высоте волн до 4,5 м.

- в качестве главной башни более целесообразно использовать монобашню с натяж ными опорами (система «TLM» – рассмотрена ниже).

- устья скважин более рационально выполнять в мокром варианте и располагать их вблизи поверхности моря. Это система «NSC» разработанная фирмой «SEA Engineering» – Хьюстон. Подобный подход уже реализован на месторождениях Хаттон, Жолье и Кепитинг фирмой «Коноко». На них устья скважин были подня ты до глубины 45 м с помощью жестких стальных райзеров, в качестве которых ис пользовались 244,5 мм обсадные трубы.

Второе направление было реализовано на месторождении Хайлендер (Британский сек тор Северного моря) с извлекаемыми запасами порядка 4,8 млн.т.

Была смонтирована уникальная донная опора массой 1000 т и размерами 140 х 60 х м, установленная на глубине 128 м. Она имеет 12 отверстий для устьев мокрых скважин, распо ложенных в два ряда и заключенных в защитную рамную конструкцию. Добыча продукции газ лифтная. ППД осуществляется путем закачки газа и воды. Управление электрогидравлическое с ближайшей платформы, расположенной на месторождении Тартан на расстоянии 13 км (рекорд удаленности для электогидравлических систем). От платформы по дну проложен ряд трубопро водов: 305 мм – для доставки продукции на платформу;

203 мм – для доствки воды для целей ППД;

203 мм – испытательный трубопровод;

203 мм – газлифтный трубопровод;

102 мм вспо могательный трубопровод;

а также линии для реагентов и линии управления.

1.3.4. Газовые месторождения Первый опыт был получен на маргинальном месторождении Норд – Ист – Фригг (из влекаемые запасы – 8 млрд.м3;

срок разработки 5 лет).

На дне была сооружена опорная рама с размерами 17 х 30 х 8 м и суммарной массой 350 т с 8 гнездами для устьев скважин (5 скважин наклонно – направленных;

1 скважина верти кальная;

2 гнезда пустые). Выкидные линии подсоединены к манифольду, а от него проложен один газопровод 466 мм к платформе (ТСР-2), установленной на близко расположенном ги гантском месторождении Фригг. Газ с платформы по подводному газопроводу через Сент Фер гус в Великобританию.

Всё управление сосредоточено на шарнирной башне, расположенной в 150 м от сква жин. Башня имеет железобетонное основание с размерами 45 х 42 х 6,5 м, суммарной массой 6800 т. Башня представляет собой стальную колонну диаметром 8 м. Внутри размещены отсеки с балластом, цистерны плавучести и остойчивости, а также райзеры для линий управления. На уровне моря расположена жесткая кранцевая защита и 4 палубы.

На 1 основной палубе манифольд управления;

на 2 палубе насосы и цистерны метанола;

на 3 палубе жилые помещения;

на 4 палубе – вертолетная площадка.

Лекция № 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды 1.1.1. Подготовка газа и конденсата Вся подготовка газа и конденсата сводится только к осушке газа, чтобы иметь возможность не опасаясь гидратов доставить его на берег по надводному или подводному газопроводу.

Реализация технологии осушки определяется способом доставки на берег газа и кон денсата.

Если газ и конденсат направляются на берег по одной трубе, то используют следующие технологии:

- осушка газа метанолом;

- осушка газа гликолями;

- осушка гликолями с отдувкой конденсата;

- осушка гликолями с подогревом газа.

Если газ направляется на берег по трубопроводу, а конденсат транспортируется танкерами, то используют следующие технологии:

- осушка газа метанолом с применением низких температур.

Если газ и конденсат направляются на берег по разным трубопроводам, то ис пользуют следующие технологии:

- нет данных.

Если газ и конденсат транспортируются танкерами, то используются следующие технологии:

- нет данных.

Если газ транспортируется танкерами, а конденсат направляется на берег по отдельному трубопроводу, то используют следующие технологии:

- нет данных.

1.1.1. 1. Осушка газа метанолом Подобная технология внедрена на месторождениях Викинги Албушелл в Северном море;

на многих месторождениях Голландской зоны Северного моря (Бэсс-Стрейт и др).

Схема установки осушки газа метанолом III IV VII 4 I V IV II III II VIII 1 I IV IV II III IX 1 VI I 2 8 X IV Рис.1.

1-скважины;

2-трёхходовые краны;

3-замерной сепаратор;

4-сборный коллектор;

5,8 расходомер;

6-дроссель;

7-технологический сепаратор;

9-насос;

10- РВС I-продукция скважин;

II-поток продукции на замер;

III-поток продукции в сборный коллектор;

IV-метанол;

V-газ из замерного сепаратора;

VI-жидкость из замерного сепаратора;

VII-высушенный газ;

VIII-жидкость из технологического сепаратора;

IX-конденсат;

X-водный раствор метанола.

Продукция скважин – 1(поток I) по выкидным линиям подаётся на трёхходовые краны – 2, которые направляют её либо на замер дебита (поток II) в замерной сепаратор – 3, либо (по ток III) в сборный коллектор – 4.

На устье каждой скважины в продукцию подаётся метанол (поток IV) для предотвраще ния гидратообразования.

В замерном сепараторе продукция делится на жидкость (конденсат) и газ.

Газовая фаза (поток V) проходит расходомер – 5 и поступает в сборный коллектор по которому через дроссель–6 подаётся в технологический сепаратор-7.

Перед дросселем в газ подают метанол.

Жидкая фаза из замерного сепаратора (поток VI) через расходомер – 8 также направ ляется в технологический сепаратор.

В технологическом сепараторе продукция делится на газ и жидкость, представляющую собой смесь водного раствора метанола и углеводородного конденсата, выпавшего после сни жения давления на дросселе. Водный раствор метанола образуется при поглощении метанолом водяных паров из газа (высушивание газа).

Высушенный газ (поток VII) через ещё один дроссель выводится с установки. Жидкая фаза из технологического сепаратора (поток VIII) направляется в РВС – 10 для окончательного разделения на углеводородный конденсат и водный раствор мета нола путём длительного отстоя.

Углеводородный конденсат с помощью насоса – 9 (поток IX) сбрасывается в линию вы I сушенного газа, а водный раствор метанола выводится с установки (поток Х) на регенерацию, либо на сброс в море.

НЕДОСТАТКИ ТЕХНОЛОГИИ:

- необходимость установки регенерации метанола;

- большие потери метанола, уходящего в виде паров с высушенным газом (до 30 % мас.), в следствии его высокого ДНП.

1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (ДЭГ или ТЭГ) Подобная технология внедрена на месторождениях Северного моря Схема установки осушки газа гликолями (ДЭГ или ТЭГ) IV XII III X 3 11 XIV XIII XV VI XI 7 VIII V II IX VII Рис.2.

1-абсорбер;

2-отстойник;

3-теплообменник;

4-отстойник-дегазотор;

5, 12-насос;

6- вы ветриватель;

7, 13-змеевик;

8- ёмкость;

9-отпарная колонна;

10-подогреватель;

11-топка под давлением.

I-продукция скважин;

II-отделённая капельная жидкость;

III-раствор гликоля;

IV-высу шенный газ;

V-газо-конденсатная смесь на берег;

VI-основной конденсат;

VII-вода;

VIII-оста точный конденсат;

IX-остаточный газ;

X-газ на собственные нужды;

XI-дегазированный отра ботанный раствор гликоля;

XII-пары воды в атмосферу;

XIII-газ на сжигание в топке под давле нием;

XIV-дым;

XV-отработанный раствор гликоля.

Продукция скважин (поток I) подаётся в нижнюю часть абсорбера – 1, выполняющую роль газового сепаратора. Капельная жидкость (углеводородный конденсат и вода) осаждаются и направляются (поток II) в отстойник – 2. Оставшийся газ поступает в абсорбционную секцию аппарата – 1 где и осушается раствором гликоля (поток III);

после чего выводится из абсорбера (поток IV).

Высушенный газ подогревается в теплообменнике – 3, дросселируется (выпадает кон денсат) и в виде газо – конденсатной смеси (поток V) направляется на берег по трубопроводу.

В отстойнике жидкость делится на углеводородный конденсат (основной) и воду.

Основной конденсат сбрасывается в газовую линию (поток VI), а вода направляется в отстой ник-дегазатор – 4, где в следствии дальнейшего падения давления из неё выделяется остаточ ный газ и отстаивается остаточный конденсат.

Остаточный конденсат с помощью насоса – 5 сбрасывается в газо – конденсатный по ток, направляемый на берег (поток VIII).

Остаточный газ (поток IX), в следствии его незначительности, сжигается на факеле.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.