Автор: Золотухин А.Б. Тудместад О.Т. Ермаков А.И.
Теги: месторождения углеродистых пород и углеводородов магматические породы вулканические породы геология нефть газ арктика
ISBN: 5-7246-0117-6
Год: 2000
Текст
УДК 553.98(265.5):552.3
0-75
Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и
строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие/
А. Б. Золотухин, О. Т. Гудместад, А. И. Ермаков и др. — М.: ГУП
Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,
2000.-770 с.
ISBN 5-7246-0117-6.
Рассматривается широкий спектр вопросов освоения континентального шель-
фа применительно к арктическим условиям. Подробно изложены нефтяная гео-
логия, бурение скважин, добыча нефти и газа на морских месторождениях.
Проанализирован опыт проектирования, строительства и эксплуатации морс-
ких нефтегазовых сооружений, в частности, платформ, трубопроводов, хра-
нилищ. Уделено значительное внимание менеджменту осуществления проек-
тов. Также рассмотрены аспекты безопасности, охраны окружающей среды
и основы экономики при освоении шельфа.
Для студентов высших и средних технических учебных заведений, инжене-
ров и научно-технических работников, специализирующихся в области про-
ектирования и строительства морских сооружений и разработки морских мес-
торождений нефти и газа.
Рецензенты: Д. А. Мирзоев, д-р техн, наук, профессор,
зав. отделом ВНИИгаза
В. В. Стрельченко, д-р геол.-минерал, наук,
профессор РГУ нефти и газа им И. М. Губкина
ISBN 5-7246-0117-6
© Золотухин А. Б., Гудместад О. Т.,
Ермаков А. И., Якобсен Р. А.,
Мищенко И. Т., Вовк В. С.,
Лосет С., Шхинек К. Н., 2000
© Государственное унитарное
предприятие Издательство
«Нефть и газ» РГУ нефти и газа
им. И. М. Губкина, 2000
ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
ШЕЛЬФОВЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ И СТРОИТЕЛЬСТВО
МОРСКИХ СООРУЖЕНИЙ
В АРКТИКЕ
Под редакцией
А. Б. Золотухина7,2'27, О. Т. Гудместада7,27,
А. И. Ермакова27, Р. А. Якобсена'7, И. Т. Мищенко21,
В. С. Вовка5, С. Лосета4'67, К. Н. Шхинека57
,7Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
^Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
''Статойл, Ставангер, Норвегия
4> Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
57 Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
^Университетские курсы на Шпицбергене, Лонгйирбюен, Норвегия
77 ОАО Газпром, Москва, Россия
В написании книги принимали участие
О. П. Анстейнсон
С. Н. Бобров
А. С. Большее
О. Бойе
К. Брейвик
А. Евенсен
Т. Карна
Д. Кукер
Е. Лехмус
Л. М. Мелинг
Е. Б. Михаленко
С. М. Мищенко
Г. Мое
А. Палмер
К. Салте
М. Л. Сильсет
О. М. Скор
П. Страсс
А. В. Ступакова
Г. Сэверуд
Л.Т. Ульсен
X. Урхейм
Р. Фредеркинг
О. Хаген
С. X. Хетланд
Й. Хулбекдал
Е. В. Часовских
10
Текст учебного пособия
подготовлен авторским коллективом при содействии
Российского государственного университета нефти и газа
им. И. М. Губкина
Университетского колледжа Ставангера (Ставангер, Норвегия)
Отделения ПЕТРАД Норвежского нефтяного директората
(Ставангер, Норвегия)
Университетских курсов на Шпицбергене (Лонгйирбюен, Норвегия)
Российских нефтяных компаний «Газпром», «Газфлот» и «Лукойл»
Норвежской государственной нефтяной компании «Статойл»
Работа была поддержана Норвежским Советом по науке
(Грант № 110181/730)
Авторы выражают благодарность всем,
кто внес свой вклад в подготовку и оформление книги
11
[Глава 12. Основы экономики]
Глава 11. Охрана
здоровья,
окружающей среды
и техника
безопасности .
Глава 8. Средснза [
Глава 5. Управление морскими
нефтегазовыми проектами
Глава 7. Технические
средства разработки
шельфовых месторождений
Глава 6.
Характеристики
гидрометеорологических
условий шельфа и
нагрузки на морские
^нефшгазовыс сооружения
Глава 9.
Проекшрование
и возведение
шельфовых
^сооружений
Глава 4. Бурение скважин.
\ разработка и эксплуатация
i месторождений природных
углеводородов
Глава 10. Управление качеством
Глава 3. 1 ипы пород.
происхождение vi леводородон
и условия их накопления
Глава I. Начальные
и извлекаемые
запасы нефти и газа
Глава 2. Природные резервуары бассейнов
Арктики и их нефтегазоносность
добычи, храпения
и транспор1ировки
нефти
Строение книги
10
Текст учебного пособия
подготовлен авторским коллективом при содействии
Российского государственного университета нефти и газа
им. И. М. Губкина
Университетского колледжа Ставангера (Ставангер, Норвегия)
Отделения ПЕТРАД Норвежского нефтяного директората
(Ставангер, Норвегия)
Университетских курсов на Шпицбергене (Лонгйирбюен, Норвегия)
Российских нефтяных компаний «Газпром», «Газфлот» и «Лукойл»
Норвежской государственной нефтяной компании «Статойл»
Работа была поддержана Норвежским Советом по науке
(Грант № 110181/730)
Авторы выражают благодарность всем,
кто внес свой вклад в подготовку и оформление книги
11
Строение книги
12
ПРЕДИСЛОВИЕ
Для студентов и специалистов, планирующих связать свою профессио-
нальную деятельность с разработкой шельфа, учебное пособие, кото-
рое может использоваться как введение в освоение и разработку шель-
фовых месторождений, имеет особое значение. Учебное пособие по этому
предмету должно также быть достаточно общим, чтобы обеспечить чи-
тателя необходимыми сведениями для понимания всего комплекса воп-
росов, связанных с освоением и разработкой шельфовых месторожде-
ний Арктики. Поэтому это учебное пособие так долгожданно. Мы при-
ветствуем инициативу научных сотрудников Университетского коллед-
жа Ставангера и Российского государственного университета нефти и
газа им. И. М. Губкина, которые в тесном сотрудничестве со специалис-
тами Норвежского университета науки и техники Трондхейма и Санкт-
Петербургского государственного технического университета при ак-
тивном участии специалистов российских и норвежских нефтегазовых
компаний подготовили это учебное пособие.
Учебное пособие будет безусловно полезно специалистам в других от-
раслях промышленности, участвующим в проектах по освоению шель-
фовых месторождений Арктики на этапах исследования, проектирова-
ния, освоения, разработки и эксплуатации месторождений.
Инициатива чрезвычайно своевременна, поскольку сотрудничество
российских и зарубежных компаний в области исследования и разра-
ботки шельфовых месторождений, и в том числе Арктического шельфа
России, становится все более активным.
В силу всего вышеперечисленного мы рекомендуем данную книгу как
источник полезной информации для читателей и надеемся, что она
получит достойную оценку и распространение как среди студентов, так
и среди широкого круга специалистов.
Ставангер — Москва, 2000
Борис Александрович Никитин,
член правления
ОАО «Газпром»
Рольф Магне Ларсен,
оарший виие-нрезидеш
компании «Статойл»
13
ВВЕДЕНИЕ
Это учебное пособие создано по инициативе группы научных со-
трудников Университетского колледжа Ставангера и Российского
государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина. Мы
решили сделать основной акцент на освоении Арктического шель-
фа, так как предвидели пристальный интерес к Арктике в после-
дующие годы и необходимость в учебном пособии, посвященном
вопросам разработки месторождений Арктического шельфа.
В процессе работы над пособием возникла необходимость в расши-
рении сотрудничества преподавателей и научных сотрудников Уни-
верситетского колледжа Ставангера и РГУ нефти и газа с коллега-
ми из Норвежского университета науки и техники в Трондхейме и
Санкт-Петербургского технического университета. Деятельность
наших вузов, являющихся передовыми в Норвегии и России, в
совокупности охватывает весь спектр проблем, связанных с осво-
ением морских месторождений Арктики и технологиями для Арк-
тического шельфа.
Арктика представляет собой огромное пространство с колоссаль-
ными запасами природных ресурсов. Однако специфические осо-
бенности Арктики, ее суровый климат и труднодоступность ос-
ложняют и тем самым ограничивают доступ человека к ее не-
сметным богатствам. Учебное пособие создавалось с целью позна-
комить читателя с безопасными технологиями и управлением раз-
работкой арктических морских месторождений нефти и газа.
Несколько глав книги были подготовлены специалистами-редак-
торами, остальные — приглашенными нами к сотрудничеству спе-
циалистами в тех или иных областях. Мы очень благодарны этим
авторам и высоко ценим их вклад. Поэтому в каждой главе указа-
ны фамилии написавших ее авторов.
Книга разделена на главы, охватывающие различные аспекты гео-
логии нефти и газа, разработки шельфовых месторождений; тех-
нические аспекты разведки, бурения и добычи, возведения морс-
ких сооружений; вопросы, связанные с экологией, безопаснос-
тью и качеством, и, наконец, экономические аспекты. Хотя не
все вопросы рассмотрены одинаково глубоко, мы полагаем, что
все главы необходимы и ознакомление с ними будет полезно для
читателей. Надо отметить, что эта книга — попытка представить
краткий всесторонний обзор этой сложной темы и нс претендует
на глубокое раскрытие деталей.
14
Более опытный читатель может заметить, что некоторые вопросы
оказались оставлены без внимания или охвачены недостаточно
широко. Авторы намерены исправить это положение в последую-
щих изданиях книги и поэтому приветствуют любые комментарии
относительно как содержания, так и формы изложения материала.
Авторы выражают благодарность всем участвовавшим в подготов-
ке книги, переводчикам и сотрудникам издательства «Нефть и
газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
Авторский коллектив также выражает свою признательность ком-
паниям «Статойл» и «Газпром» за интерес, проявленный к нашей
работе, о чем свидетельствует готовность члена правления ОАО
«Газпром» Бориса Александровича Никитина и старшего вице-пре-
зидента компании «Статойл» Рольфа Магне Ларсена представить
настоящую книгу читателям.
Ставангер, Москва, Санкт-Петербург, Трондхейм.
Авторы
15
ЕДИНИЦЫ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
И КОЭФФИЦИЕНТЫ ПЕРЕВОДА
При разработке шельфа необходимо знание систем единиц физи-
ческих величин и коэффициентов перевода их из одной системы
в другую. Использование этих единиц может изменяться в зависи-
мости от страны, традиций или даже отдельно взятой компании.
Английские и американские неметрические единицы наиболее ча-
сто применяются в нефтедобывающей промышленности, хотя
в российской нефтяной промышленности предпочтение отдается
единицам СИ. Единицы СИ используются обычно и норвежскими
нефтяными компаниями.
В таблице приведены английские и американские единицы физи-
ческих величин и коэффициенты перевода их в единицы СИ (или
кратные и дольные от них).
В книге используются следующие обозначения:
ст. м3 — объем в кубических метрах в нормальных (стандартных)
условиях;
дедвейт (DWT) — полное водоизмещение судна.
16
L
E
о
и
и
с
/
ь
г
I
1
I
Величина и единица СИ Английская и американская единицы Коэффициент перевода Перевод в единицы СИ или кратные и дольные от них
кв. миля 2.589988 км2
Площадь, м2 акр кв. фут 4046.856 0.09290304 м2 м1
кв. дюйм 645.16 мм2
Сжимаемость, Па' (фунт/дюйм2)1 0.145037 кПа 1
г/см1 1000.0 кг/м3
Плотность, кг/м! фунт/фут3 16.01846 кг/м3 г/см'
’API 141.5/(13.5+’АР1 )
Расход, м'/с баррель/с 0.1589873 м-'/с
фут3/с 0.02831685 м3/с
Сила, Н фунтофут 4.448222 н
дин 0.01 мН
миля 1.609344 км
Длина, м фуг 0.3048 м
ДЮЙМ 25.4 мм
Проницаемость, Д мД 10' Д(0.987- |0-|2м2)
атм 101.325 кПа
бар 100.0 кПа
Давление, Па фунт/дюйм2 6.894757 кПа
мм.рт.ст. (О’С) 1.333224 кПа
дин/см2 0.1 Па
Масса, кг метрическая тонна 1000 кг
фунт 0.4535924 кг
’С + 273.15 К
Температура, К °F (Т-32)/1.8 ’С
’R 5/9 К
Поверхностное натяжение, Н/м дин/см 1.0 мН/м
Вязкость, Па • с сантипуаз (пуаз) 0.001 Па • с
акр-фут 1233.489 м3
фут’ 0.02831685 м3
Объем, м3 баррель 0.1589873 м3
американский галлон 3.785412 дм3
литр 1.0 дм3
Часть I
ГЕОЛОГИЯ И ДОБЫЧА
НЕФТИ И ГАЗА
2. А, Б. Золотухин и др.
18
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
СЛОВАРЬ ТЕРМИНОВ ДЛЯ ЧАСТИ I *
/
Антиклиналь — протяженная складка пород с выгибом вверх нескольких
слоев пород, объединенных на основании некоторой общности их свойств.
Бактериальная деградация — уничтожение бактериями легких коротких
молекул в сырой нефти.
Бедный газ — нефтяной газ, содержащий незначительное количество
жидкого конденсата.
Берег — протяженный поднятый участок земли, сформированный те-
чениями и волнами.
Биогенный газ — метан, вырабатываемый бактериями на небольшой
глубине.
Битуминозные пески — природные скопления битума в песчаных отло-
жениях.
Влажный газ — природный газ, содержащий значительное количество
конденсируемых жидкостей.
Внутрипластовое горение — метод нефтедобычи, основанный на горе-
; нии нефти, ведущий к развитию обширных зон пара и горячей воды,
способствующих увеличению нефтеотдачи.
Водонефтяной контакт (ВИК) — условная поверхность раздела пефтс-
j насыщенной и водопасыщенной толщ пласта. Ниже ВНК нефть может
) находиться только в случае нефтссмачивасмых пород. Выше ВНК при-
сутствуют обе фазы.
Водоносный слой — водоносная проницаемая порода.
Водяной/газовый коиус — очертание водяной (газовой) массы в нефте-
носном пласте, вызванное слишком быстрым отбором нефти.
Вторичные методы добычи — методы, основанные в основном на за-
ч> 1 качке в пласт различных агентов (воды, газа и т. д.) с целью поддержа-
ния пластового давления. Наиболее распространенный метод вторич-
ной добычи — закачка в пласт воды (заводнение).
J Выброс — неконтролируемый поток жидкости/газа из скважины.
Выклинивание — уменьшение мощности породы до нуля на границе с
другой породой.
I Вытеснение подошвенной водой — режим разработки, при котором вода,
1 находящаяся ниже нефтяной части пласта продвигается в вышележа-
щую часть и таким образом вытесняет нефть к скважинам.
Газовый фактор — объем газа, добываемого на единицу объема добытой
нефти, измеряемый в поверхностных условиях в куб. фут/баррель или м3/м3.
* В качестве основы для составления словаря была использована рабо-
та [24].
Словарь
19
Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтенасыщениой ча-
стью пласта.
Газонефтяной контакт (ГНК) — условная поверхность, разделяющая
газонасыщенную и исфтснасыщснную толщи. Ниже ГНК газ может При-
сутствовать только в растворенном в нефти состоянии, выше ГНК При-
сутствуют обе фазы.
Гидростатическое давление — давление водяного столба.
Глинистые частицы — частицы осадочного материала диаметром мень-
ше 1/256 мм.
Глинистый минерал — слоистый мелкозернистый минерал.
Голоцеи — эпоха от 10000 лет назад до настоящего времени.
Давление покрывающих пород — полное давление па любой глубине,
оказываемое вышележащими породами и насыщающими их жидкостями.
Дарси — единица проницаемости, 1Д = 0.987-10-12 м2.
Девой — период от 500 до 400 миллионов лет назад.
Дельтовидные — отложения, образовавшиеся в области впадения реки
в океан.
Докембрий — эра от 4,5 миллиарда до 600 миллионов лет назад.
Доломит — CaMg(CO3)2; порода, сформированная изменением извес-
тняка; часто хорошая материнская порода.
Доразбуривапис — бурение дополнительного количества скважин между
имеющимися на старом месторождении с целью интенсификации добычи.
Дюна — песчаный холм, сформированный ветром или течением вод.
Жидкий природный газ (ЖПГ) — газ, превращенный в жидкость сжа-
тием и переохлаждением.
Заводнение — вторичный метод извлечения, при котором вода закачи-
вается в пласт через нагнетательную скважину или систему нагнета-
тельных скважин для вытеснения нефти из пласта в эксплуатационную
скважину/систему скважин.
Закачка газа — нагнетание СО2, азота или другого газа в истощенный
нефтяной пласт с целью увеличения нефтеотдачи и/или интенсифика-
ции добычи.
Закачка пара — метод увеличения нефтеотдачи и интенсификации до-
бычи, при котором пар закачивается в нагнетательную скважину/сис-
тему скважин, что ведет к снижению вязкости нефти и тем самым к
увеличению ее подвижности.
Залежь — общий термин, обозначающий нефте- и/или газоносный пласт.
Изверженные породы — породы, сформированные при охлаждении рас-
плавленной лавы.
Известняк — СаСо3; наиболее распространенный тип карбонатных по-
род; разновидности: кристаллический известняк, сланцевый известняк,
известняк-ракушечник и т.п.
20
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
\)
Извлекаемые запасы — количество газа и/или нефти, которое, по оценкам,
может быть извлечено при существующих технологии и технике добычи.
Ил — обломочные частицы диаметром от 1/16 до 1/256 мм.
Кайнозой — эра от 70 миллионов лет назад до настоящего времени.
Каменноугольный — период от 350 до 270 миллионов лет назад.
Капиллярное давление — разница давления между сосуществующими
фазами в пористой среде.
Карст — тип известняка, который формируется вследствие растворе-
ния известняка водой.
Карта изопахит — карта, показывающая мощность (толщину) геологи-
ческих отложений.
-J Кембрий — период от 600 до 500 миллионов лет назад.
Керн, колонка — кусок породы цилиндрической формы, извлеченный
из скважины.
Кокколит — отпечаток в СаСО3 одноклеточного плавающего океани-
ческого организма, видимый только при сканировании электронным
микроскопом (мел).
\/ Конденсат — жидкие углеводороды, почти чистый газолин (бензин),
v находящиеся в газообразном состоянии на больших глубинах и конден-
сирующиеся в жидкость при добыче.
**^Континентальный подъем — огромный клип отложений, окружающий
континенты на глубинах оксана от 5000 до 13000 футов (1.5-4 км).
г— Континентальный склон — склон, ведущий вниз от континентального
шельфа к глубоководной части океана.
Континентальный шельф — платформа, окружающая континент, про-
стирающаяся от берега до глубины океана приблизительно 450—500 фу-
тов (прибл. 150 м).
Контрфорсные пески — пески, отложенные на поверхности несоглас-
ного залегания.
j 7 Контур — линия равных значений какого-либо параметра, изображец-
пая на карте.
Косая слоистость — угловое несогласие пластов осадочных отложений в
дюнах или песчаной ряби.
Коэффициент иефте/газоотдачи — доля геологических запасов нефти
и/или газа залежи/месторождепия, которая в конечном счете может
быть добыта из пласта при существующих технике и технологии добычи
и природно-экономических условиях добычи.
Коэффициент усадки — отношение объема извлеченной и дегазирован-
ной нефти к объему этой же нефти в пластовых условиях; величина,
обратная объемному коэффициенту нефти.
Купол — поднятие круглого или эллиптического очертания.
Словарь
21
Ледниковый период — эпоха около 2 миллионов лет назад, когда ледни-
ки покрывали значительную часть поверхности Земли (плейстоцен).
• / Литология — наука о составе и свойствах пород; также — строение и
свойства горных пород.
। / Ловушка — поднятие в пористом пласте, где аккумулируются нефть и/
или газ.
Малосернистые — нефть или газ с низким содержанием серы.
Матрица — мелкозернистые частицы в плохо сортированной осадоч-
ной породе.
Меандр — изгиб русла реки.
\/ Мезозой — эра от 225 до 70 миллионов лет назад.
Мел — известняк, образованный очень мелкозернистыми окаменелос-
тями (кокколитом).
[/' Меловой — период от 135 до 70 миллионов лет назад.
t / Месторождение — несколько газовых и/или нефтяных пластов, связан-
(/ пых с некоторым геологическим формированием; также — отдельный
газо- и/или нефтепасышенный продуктивный пласт.
Метаморфические породы — породы, преобразованные под воздействием
/ высокой температуры и/или давления.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — термин, используемый для
.. объединения вторичных и третичных методов добычи в единую группу.
Также — группа методов, позволяющих повысить нефтеотдачу по срав-
нению с первичными методами добычи.
Миграция — вертикальное и горизонтальное движение нефти и газа от
материнской породы к продуктивному пласту.
Миоцен — эпоха от 25 до 11 миллионов лет назад.
tX" Моноклиналь — наклонные слои с неизменным углом падения или с
одним крылом — складкой.
Мыс — песчаная отмель, образованная отложениями на внутренней
стороне речного меандра.
Lx Насыщенность — содержание различных жидкостей и/или газов в порах
породы, выраженное в долях от объема пор.
Неконсолидированный — рыхлый, неуплотненный.
Непроницаемая порода — порода, которая нс позволяет жидкости или
газу течь через нес.
IX Нефтеносная зона — пефтенасыщенная часть, или мощность пласта.
I/ Нефтяной песок — общий термин для песчаников, содержащих нефть.
//Нефтяной сланец — мелкозернистая осадочная порода, содержащая
кероген и способная при нагревании генерировать нефть.
22
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
I / Нулевая отметка — уровень поверхности (обычно уровень моря), от-
। / носителыю которой измеряются контуры.
Оолит — частицы СаСО, размером с песчапыс/алевритовыс частицы
породы, осажденные из вод оксана.
Ордовик — период от 500 до 440 миллионов лет назад.
, Осадочная порода — порода, сформировавшаяся из выветренных час-
I/ тиц породы, перенесенных водой, воздухом или льдом и отложенных в
другом месте.
I Относительная проницаемость — отношение эффективной проницае-
/ мости для флюида при частичном насыщении к проницаемости для
этого же флюида при 100%-ном насыщении им порового пространства.
Отчислеиия владельцу патента (роялти) — процент от дохода нефтега-
зовой компании, выплачиваемый владельцу углеводородных ресурсов.
Палеозой — эра от 600 до 225 миллионов лет назад.
\j Палеоцен — эпоха от 70 до 60 миллионов лет назад.
Пеисильванский — период от 310 до 270 миллионов лет назад.
О/ Первичные методы добычи — методы добычи, основанные на исполь-
зовании энергии пласта.
ZX Период — подразделение эры.
Пермь — период от 270 до 225 миллионов лет назад.
2^- Перспективная структура (prospect) — структура где геолого-экономи-
ческие условия благоприятствуют бурению скважины.
Песок — обломочные частицы диаметром от 2 до 1/16 мм.
Песчаные языки отмели — протяженное узкое отложение песка в дельте.
Плейстоцен — эпоха приблизительно от 2 миллионов до 10000 лет на-
зад, в течение которой ледники занимали значительную поверхность
Земли (ледниковый период).
Плиоцеи — эпоха от 11 до 2 миллионов лет назад.
I/ Плотные пески — песчаник с малой или нулевой проницаемостью.
- Плотный известняк — известняк с малой или нулевой проницаемостью.
Поверхностио-активное вещество — химическое соединение, исполь-
зуемое при третичных методах извлечения, уменьшающее поверхност-
ное натяжение на границе нефти с водой и тем самым способствующее
более полному извлечению нефти.
Поддержание пластового давления — процесс закачки газа или воды в
пласт для поддержания уровня добычи, когда первичный режим прито-
ка и энергия пласта исчерпаны или же недостаточны для поддержания
необходимого уровня добычи.
Покрывающая порода — слой непроницаемой или нерастворимой по-
роды (соляной купол) над продуктивным нефтегазовым пластом.
Полимер — химическое соединение с длинной молекулярной цепью,
образующее при соединении с водой вязкую жидкость.
Словарь
23
/ Пористость — доля объема пор от полного объема породы, часто выра-
жаемая в процентах.
Пороговое (капиллярное) давление — разница давлений несмачиваю-
щей и смачивающей фаз, превышение которой позволяет несмачиваю-
щей фазе внедряться в поры, насыщенные смачивающей фазой.
. Природный газ — легкие углеводороды, которые в поверхностных усло-
l/ виях находятся в газообразном состоянии.
Продуктивный пласт — горная порода с хорошо развитыми пористос-
тью и проницаемостью.
I / Проницаемость — мера свойства флюидов (жидкости и газа) протекать
(/ через породу. За единицу проницаемости принят 1 дарси = 0.987-Ю’12 м2.
Разведочная скважина — скважина, пробуренная на стадии разведки
) ' перспективной на нефть/газ структуры.
v Разрез скважины — описание свойств пород в скважине по глубине их
[/ залегания.
t Режим работы пласта — режим, называемый по типу источника энер-
I/ гии, расходуемой па извлечение нефти и газа из пласта.
L Резервуар — мощное скопление пористых и проницаемых осадочных
(/ пород; подземная залежь нефти и/или газа.
I / Риф — гребень или подобное насыпи волностойкос образование, стро-
V ящесся организмами типа кораллов.
// Сброс — разрыв сплошности породы, сопровождаемый перемещением
* одной стороны разрыва относительно другой.
Свободный уровень воды (СУВ) — воображаемая поверхность, на кото-
рой давление нефти равно давлению воды.
> Связанная — пластовая вода (также называемая реликтовой). Содержит-
ся во всех без исключения нефте- и/или газонасыщеппых пластах.
Связанная вода — неподвижная вода в порах (реликтовая вода).
Силур — период от 440 до 400 миллионов лет назад.
(X Синклиналь — протяженная складка пород с прогибом вниз нескольких
слоев пород, объединенных на основании некоторой общности их свойств.
Смола — очень тяжелая, вязкая сырая нефть.
Соляной купол— большой соляной массив, который, благодаря мень-
шей по сравнению с окружающими отложениями плотности, подни-
мается вверх через покрывающие отложения.
г / Солянокислотиая обработка — обработка призабойной зоны пласта (чаще
V всего карбонатного) кислотой с целью частичного растворения породы
и увеличения ее проницаемости.
\/ Стратиграфическая карта — карта, показывающая вертикальную после-
довательность слоев.
I /Стратиграфическая колоика — колонка, показывающая вертикальную
I /последовательность слоев породы.
24
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Стратиграфическая ловушка — нефтяная или газовая ловушка, образовавшая-
ся во время формирования продуктивного пласта или в процессе его эрозии.
Структурная карта — карта, показывающая превышения или пониже-
ния уровней залегания по отношению к пулевой отметке (например,
по отношению к уровню моря).
Структурная ловушка — нефтяная или газовая ловушка, сформирован-
ная за счет структурных деформаций продуктивного пласта.
Сульфид водорода — сероводород (H2S); ядовитый газ (кислый газ).
Сухой газ — сухой природный газ, не содержащий конденсируемых
фракций/компопептов.
Сырая нефть — жидкая смесь молекул, сформированных в ос-
новном углеродом и водородом.
Третичные методы добычи — методы, основанные на закачке в пласт
агентов, позволяющих увеличить степень нефтеизвлечения по сравне-
нию со вторичными методами добычи.
Третичный — период от 70 до 2 миллионов лет назад.
Триасовый — период от 225 до 180 миллионов лет назад.
Уплотнение — уменьшение объема пород под давлением вышележащих слоев.
Формация — картографически обрисованный слой породы.
Цемент — минералы, прочно связывающие обломочные осадочные по-
роды; термин также относится к цементному раствору, связывающему
обсадную трубу со стенками скважины.
Циклическая закачка пара — метод увеличения нефтеотдачи (в особен-
ности для извлечения тяжелой нефти), состоящий из чередующихся
периодов закачки пара в скважину и последующего отбора нефти из
этой же скважины,
Четвертичный — период от 2 миллионов лет назад до настоящего вре-
мени.
Штуцер— прибор для ограничения притока и регулирования уровня
добычи.
Эксплуатационная скважина — скважина, осуществляющая добычу не-
фти и/или газа.
Эолоный — сформированный воздействием ветра.
Эоцен — эпоха от 60 до 40 миллионов лет назад.
Эпоха — подразделение временных периодов.
Эра — главное деление времени истории Земли.
Эффективная пористость — доля объема сообщающихся между собой
пор от общего объема породы, выражаемая в процентах.
Эффективная проницаемость — проницаемость для жидкости (газа), за-
полняющей поры совместно с другой жидкостью и/или газом.
Юрский — период от 180 до 135 миллионов лет назад.
Глава 1
НАЧАЛЬНЫЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ
НЕФТИ И ГАЗА
А. Б. Золотухин
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
1.1. Терминология и определения
1.2. Классификация запасов по типам залежей
1.3. Методы оценки начальных и извлекаемых запасов месторождений
1.3.1. Метод аналогий
1.3.2. Объемные методы оценки
1.3.3. Анализ запасов на основе данных по эксплуатации
1.4. Оценка неразведанных запасов группы месторождений, бассейна,
региона на основе фрактального анализа
1.5. Оценка мировых запасов нефти
Приложение. Введение в операции над нечеткими множествами и нечеткими
числами
Литература
26
Часть 1, Геология и добыча нефти и газа
1.1. Терминология и определения
В периоде 1936 г. по 1964 г. Американский институт нефти (American
Petroleum Institute, или API) занимался установлением стандартов в
определении различных категорий запасов. Совместная публика-
ция API и AGA (Американская газовая ассоциация) на эту тему
вышла в свет в 1946 г. под заголовком «Подтвержденные запасы
нефти, конденсата и природного газа». Позднее, в 1964 г., Обще-
ство инженеров-нефтяников США (SPE) выпустило брошюру, в
которой определение запасов в целом соответствовало ранее опуб-
ликованному и скорректированному несколько позднее определе-
нию API. В 1979 г. Комиссия по безопасности и обмену США (SEC)
опубликовала свои определения, и вскоре после этого определе-
ния, данные ранее SPE, были приведены в соответствие с опре-
делениями SEC и выпущены в свет в ноябре 1981 г. Наконец,
в 1983 г. Мировой нефтяной конгресс опубликовал окончательную
версию определения запасов, от подтвержденных до возможных
[20, 21]. Отметим, что определения запасов, используемые в Рос-
сии и некоторых странах — бывших республиках Советского Со-
юза, несколько отличаются от опубликованных Мировым нефтя-
ным конгрессом. Читателей, интересующихся этим вопросом, мы
отсылаем к работам группы канадских и американских исследова-
телей [1,2], в которых подробно описаны различия в определениях
запасов, используемых в разных странах.
Рис. 1.1 представляет собой структурную схему классификации за-
пасов, в которой использовано следующее определение извлекае-
мых запасов [20, 21].
Извлекаемые запасы определяются как оцененные объемы нефти,
конденсата, природного газа, газоконденсатных жидкостей и со-
путствующих компонентов, которые могут быть извлечены с ком-
мерческой выгодой из определенных залежей и с определенного
момента начала разработки при существующих экономических ус-
ловиях, известных технологии и технике добычи и существующем
законодательстве. Оценка (извлекаемых) запасов должна быть ос-
нована на геолого-физических данных, имеющихся враспоряже-
нии нефтегазодобывающей компании на момент оценки.
Извлекаемые запасы зависят от способа разработки и используемых
методов воздействия на пласт, которые включают в себя (но не огра-
ничиваются ими) следующие методы повышения нефтеотдачи.
Глава J. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
Рис. 1.1. Структурная схема классификации начальных и извлекаемых
запасов нефти и газа
Закачка воды (заводнение):
площадная система закачки,
периферийная система закачки,
щелочное заводнение,
закачка карбонизированной воды,
полимерное заводнение.
Закачка газа:
закачка диспергированного газа,
закачка дымовых (отработанных) газов,
закачка (или внутри пластовая генерация) пен,
методы смешивающегося вытеснения.
Закачка растворителей:
закачка газа высокого давления,
закачка обогащенного газа.
Смешивающееся вытеснение с использованием оторочек —
закачка оторочек растворителей.
28
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Закачка диоксида углерода:
закачка оторочки СО2,
смешивающееся и несмешивающееся вытеснение с помощью за-
качки СО2.
Закачка микроэмульсий
Внутрипластовое горение:
прямоточное горение,
противоточное горение,
влажное внутрипластовое горение,
сверхвлажное внутрипластовое горение.
Закачка пара:
непрерывная закачка пара,
вытеснение паром,
вытеснение горячей водой,
циклическая закачка пара,
чередующиеся закачка (стадия пропитки) и отбор.
Микробиологические методы
Степень неопределенности в оценке запасов учитывается с помо-
щью их отнесения к подтвержденным или неподтвержденным за-
пасам. Последние обладают большей степенью неопределенности с
точки зрения их добычи, по сравнению с подтвержденными запа-
сами, и могут быть далее подразделены на вероятные и возмож-
ные запасы с соответственно возрастающей степенью неопреде-
ленности в их оценке. Ниже даны определения соответствующих
категорий запасов, приведенные в цитируемых работах американ-
ских коллег [20, 21].
Подтвержденные запасы могут быть оценены с достаточной опре-
деленностью как извлекаемые при существующих экономических
условиях. Под существующими экономическими условиями под-
разумеваются цены и затраты на момент оценки запасов. Запасы
считаются подтвержденными, если оценка их коммерчески выгод-
ной эксплуатации подтверждена испытаниями скважин и пластов.
Неподтвержденные запасы оценивают на основании геолого-фи-
зических данных, подобных тем, которые используются при оцен-
ке подтвержденных запасов, однако техническая, контрактная,
экономическая и законодательная неопределенность не дает воз-
можности классифицировать эти запасы как подтвержденные. Оцен-
ка этих запасов основана на предположении об экономических
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
29
условиях в будущем, которые, вообще говоря, отличаются от су-
ществующих на момент оценки.
Как уже было отмечено, неподтвержденные запасы могут быть далее
подразделены на вероятные и возможные запасы (см. рис. 1.1).
Вероятные запасы имеют большую степень неопределенности, по
сравнению с подтвержденными запасами, и могут быть оценены со
степенью определенности, достаточной для утверждения, что они,
скорее всего, будут извлечены.
Возможные запасы имеют большую степень неопределенности, по
сравнению с подтвержденными запасами, и могут быть оценены с
низкой степенью определенности, недостаточной для утвержде-
ния, что они, скорее всего, будут извлечены.
Вообще говоря, возможные запасы могут включать в себя:
— запасы, предполагаемые данными структурной и стратиграфи-
ческой экстраполяции за пределы областей, классифицирован-
ных на основе геологической и геофизической интерпретации
как содержащие вероятные запасы;
— запасы в пластах, которые по данным геофизики и кернового
материала предполагаются углеводородосодержащими, но не
могут разрабатываться с темпами отбора, представляющими
коммерческий интерес;
— дополнительные запасы, которые могут быть извлечены за
счет доразбуривания залежи, однако их величина определена с
известной долей неопределенности, в зависимости от использу-
емых технологий добычи и числа скважин;
— запасы, которые могут быть добыты за счет планируемого при-
менения методов повышения нефтеотдачи, а свойства пласта и
насыщающих его жидкостей и газов таковы, что существуют
определенные сомнения относительно того, что извлечение этих
запасов будет коммерчески выгодным;
— запасы в породах, продуктивность которых доказана в других
частях месторождения, похоже, отделенных от оцениваемой
части сдвигами, и геологическая интерпретация указывает на
то, что эта часть находится структурно ниже области с подтвер-
жденными запасами.
30
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
1.2. Классификация запасов по типам залежей
Нефть и газ могут находиться в пластовых залежах в однофазном
(нефть, газ) или двухфазном (нефть и газ одновременно) состо-
янии. Тип залежи, к которому может быть отнесено то или иное
скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и ко-
личественного соотношения находящихся в ней нефти, газа и
конденсата. Одна из классификаций, предложенная В. Г. Василь-
евым, Н. С. Ерофеевым, С. С. Коробовым и др. [3], приведена в
табл. 1.1.
Таблица 1.1. Классификация залежей углеводородов
Тип залежей и их обозначение Основные характеристики
Газовые (Г) Состоят в основном из метана. Содержание фракций С<4. не более 0.2 % объема залежи
Газоконденсатные (ГК) Состоят из метана и в зависимости от со- держания фракций С5+ подразделяются на:
низкоконденсатные С5| от 0.2 до 0.6%, содержание конденсата менее 25 г/м3
среднеконденсатные С5ч от 0.4 до 1.9%, содержание конденсата от 20 до 100 г/м’
высококонденсатные С5ч более 1.6%, содержание конденсата брлее 100 г/м3
с содержанием конденсата более 200 г/м5 С5, более 6.0%, содержание конденсата более 200 г/м3
Нефтяные (Н) Нефть с различным содержанием растворен- ного газа (обычно менее 200 м3/м3)
Нефтегазовые (НГ) Газовые залежи с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают запасы нефти
Газонефтяные (ГН) Нефтяные залежи с газовой шапкой. Запа- сы нефти превышают запасы свободного газа в газовой шапке
Нефтегазоконденсатные (НГК) Газоконденсатные или конденсатные зале- жи с нефтяной оторочкой. Запасы свобод- ного газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатонефтяные (ГКН) Нефтяные залежи с газоконденсатной шап- кой. Запасы нефти превышают запасы газа и конденсата
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
31
Тип залежи зависит как от пластового давления и температуры, так
и от компонентного состава углеводородов, который постоянно
меняется в процессе разработки залежи, что может приводить к
перераспределению фаз и иногда даже к изменению типа залежи.
Приведенная в табл. 1.1 классификация может быть проиллюстри-
рована с помощью фазовой диаграммы углеводородной системы,
изображенной на рис. 1.2. Изменение фазового состояния и типа
углеводородной залежи, происходящее в процессе разработки, за-
висит от режима эксплуатации и используемых технологий. Так,
например, при разработке нефтяной залежи на режиме истощения
(прямая 1—2) снижение пластового давления ниже давления на-
сыщения может приводить к формированию вторичной газовой
шапки и переводу, таким образом, нефтяной залежи в газонефтя-
ную. Разработка газоконденсатной залежи на режиме истощения (кри-
вая 3—4) может привести к выпадению наиболее ценных углеводо-
родных компонентов. Чтобы этого избежать, используется так на-
зываемый сайклинг-процесс. Из добываемого жирного газа (т.е. газа,
содержащего конденсатные фракции) извлекается конденсат, а
Рис. 1.2. Графическая иллюстрация классификации залежей УВ с помощью
фазовой диаграммы многокомпонентной УВ системы (см. обозначения
в табл.1.1).С—критическая точка смеси; С —точка на фазовой диаграмме
с давлением, выше которого жидкость не может быть переведена в газ;
Ст— точка на фазовой диаграмме с температурой, выше которой газ не
может быть переведен в жидкость
32
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
оставшийся сухой газ закачивается обратно в пласт с целью под-
держания пластового давления. За счет постепенного замещения
более тяжелых углеводородов на легкие происходит переформиро-
вание типа залежи с газоконденсатной на газовую, что соответ-
ствуетсмещениюфазовой диаграммы влево и вверх (рис. 1.3).
Рис. 1.3. Пример изменения типа залежи в процессе ее разработки
Как следует из приведенной на рис. 1.2 фазовой диаграммы,
с повышением температуры и давления (штриховая линия на ри-
сунке), что соответствует продвижению на большие глубины, сни-
жается вероятность обнаружения нефтяных и повышается шанс
обнаружения газовых месторождений.*
Можно провести классификацию запасов углеводородов по типам
залежей: запасы нефти и попутного газа в чисто нефтяной или
нефтегазовой залежи (т.е. нефтяной залежи с газовой шапкой),
запасы газа в чисто газовой залежи, запасы газа и газового кон-
денсата в газоконденсатной залежи.
Если для нефтяной или нефтегазовой залежи определение запасов
нефти не представляется сложным, то для определения запасов
газа необходимо сделать важное предположение: является ли до-
бываемый газ попутным или же представляет объект первоочеред-
* Эта тенденция сохраняется лишь до определенных глубин, на кото-
рых прекращается генерация углеводородов. Об условиях генерации уг-
леводородов см. в главе 3.
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
33
ной добычи. Например, возможна следующая классификация за-
пасов газа по этому признаку:
— запасы свободного газа в чисто газовых или газоконденсатных
залежах, а также в нефтегазовых залежах с тонкой нефтяной
оторочкой, при разработке которых добыча природного газа
является первоочередной задачей;
— запасы попутного газа из нефтяной или газонефтяной залежи,
при разработке которых добыча нефти является первоочередной
задачей. Для месторождений подобного типа добыча газа может
рассматриваться как сопровождающая добычу нефти в период
основной эксплуатации, так же как и последующая его добыча
на стадии доразработки залежи.
1.3. Методы оценки начальных и извлекаемых запасов
месторождений
Существует множество различных методов оценки начальных и
извлекаемых запасов нефти и газа залежей природных углеводоро-
дов. Использование тех или иных методов зависит как от объема и
качества доступной для инженера-геолога информации по место-
рождению, так и от существующих в отрасли или в каждой из
компаний подходах к оценке запасов. В настоящем разделе мы по-
знакомимся как с методами подсчета начальных и извлекаемых
запасов, наиболее часто используемыми в российских и западных
нефтяных компаниях, так и с новыми подходами к оценке вели-
чины запасов.
1.3.1. Метод аналогий
Использование данных эксплуатации месторождения, находяще-
гося в разработке, в качестве аналога для анализируемого место-
рождения может быть проведено следующим образом:
I. На поскважинной основе. На основе данных разработки место-
рождения, используемого в качестве аналога, определяются сред-
ние дебиты нефти или газа на скважину месторождения-анало-
га, которые переносятся, с известной корректировкой, на изу-
чаемое месторождение.
2. На основе сравнения аналогичных участков обеих залежей. Эта
методика предполагает темпы отбора нефти в баррелях/акр-фут
3. А. Б. Золотухин и др.
34
Часть I. Геология и добыча цефпщ и газа
(м3/га-м) или газа в тыс. куб. фут/акр-фут (тыс. м3/га-м) из
исслслуемого месторождения, аналогичные или пропорциональ-
ные темпам отбора из месторождения-аналога.
При использовании принципа аналогии специалист должен учиты-
вать подобие в геологическом возрасте пород, свойствах пород и
насыщающих их жидкостей и газов, глубине залегания пластов,
температуре, давлении, плотности и системе расстановки скважин,
размерах сравниваемых пластов и их нефтегазонасыщенных толщах
и, наконец, режимах притока. При этом необходимая коррекция
должна быть проведена с тем, чтобы учесть существующие различия
между исследуемым месторождением и месторождением-аналогом.
Проведение подобной аналогии является, пожалуй, единственным
методом оценки извлекаемых запасов в случае, когда отсутствуют
надежные данные по продуктивности скважин и геолого-физичес-
ким характеристикам пласта и насыщающих его флюидов.
Необходимо помнить, однако, что метод аналогии является наиме-
нее надежным и точным из всех известных методов оценки запасов.
1.3.2. Объемные методы оценки
Из множества методов, доступных для подсчета запасов нефти и
газа в залежи, в этом разделе мы сосредоточим наше внимание на
подходах, основанных на непосредственной оценке объемов угле-
водородов, содержащихся в пласте. Основная трудность, возника-
ющая при использовании объемных методов оценки запасов, зак-
лючается в перенесении информации, полученной в локальных
точках (скважинах) методами непосредственных (исследование кер-
на, PVT-анализ флюидов и т.п.) и/или опосредованных измере-
ний (данные каротажа и гидродинамических исследований сква-
жин, вертикальное сейсмическое профилирование и пр.), на весь
продуктивный пласт, горизонт или все месторождение и увязке
полученной модели сданными 2- и 3-мерной сейсмики.Традици-
онно используемые для этой цели методы оценки запасов могут
быть условно разделены натри класса: детерминированные, веро-
ятностные и нечеткие методы, о которых пойдет речь ниже.
Детерминированные методы
Основная идея детерминированного подхода к оценке запасов зак-
лючается в использовании различных методов интерполяции для
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и саза
35
переноса данных, полученных при исследовании кернов, геофи-
зических методах исследования и фациальном анализе, на меж-
скважиппыс расстояния. При этом карты распределения основных
геолого-физических параметров по толщине и простиранию про-
дуктивной толщи получаются довольно сглаженными (поскольку
используется принцип осреднения). Несмотря на то что в боль-
шинстве случаев неопределенность или неточность результирую-
щих распределений геолого-физических параметров не оценивает-
ся при детерминированном описании пластов, этот подход позво-
ляет получить осредненные по объему или толщине (т.е. средние)
величины наиболее важных или информативных с точки зрения
оценки запасов геолого-физических параметров.
Перечисленные ниже параметры являются наиболее важными для
детерминированной оценки запасов объемным методом:
— общая (полная) мощность пласта, измеряемая как толщина продук-
тивной толщи, включая непроницаемые прослои (пропластки);
— эффективная нефтенасыщенная мощность, определяемая как
толщина продуктивной толши за вычетом суммы толщин всех
непроницаемых прослоев. Отношение эффективной нефтенасы-
щенной толщины к общей мощности пласта (nct-to-gross ratio,
N/G), называемое коэффициентом песчанистости, является важ-
ным параметром, характеризующим продуктивные качества пла-
стовой системы;
— эффективная пористость (взвешенная объемно средняя величина):
где At — площадь z-й зоны; ф|5 h,— соответственно пористость
и эффективная нефтенасыщенная толщина z-й зоны;
— произведение проницаемости на эффективную мощность, khN .
Этот параметр важен при оценке продуктивности скважин:
%кЛ
khN=hN^-[- = — Yk^,
ХЛ G '
36
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
где к, — абсолютная проницаемость /-й зоны;
— взвешенные объемно насыщенности порового пространства во-
дой, нефтью и газом. Подобная оценка для водонасыщенности
имеет вид
s« .
Графическое изображение этих параметров в виде контурных карт,
таких как, например, карта изопахит (линии равной мощности),
карта изосат (линии равной насыщенности), карта изопор (линии
равной пористости) и т.п., дает информацию о распределении
этих параметров в пределах залежи и возможность непосредствен-
ной оценки порового объема пласта и его части, насыщенной уг-
леводородами. Результатом построения таких карт и их комбина-
ции является детерминированная оценка запасов, представленная
числом. В качестве иллюстрации на рис. 1.4. изображены карта зале-
жи по кровле продуктивного горизонта и соответствующая ей струк-
турная карта (карта глубин) залежи, построенная по кровле про-
дуктивного горизонта, а также геологический профиль и некото-
рые из геолого-физических параметров Южно-Хыльчуюского неф-
тегазового месторождения.
После того как данная информация получена, оценка запасов про-
изводится стандартным объемным методом, например, с помо-
щью следующих соотношений:
Voi =Д-Л,-ф,i=\,n (1.1)
= (1.2)
где Vo — объем нефти в пластовых условиях; п — число участков
(зон), на которые весь пласт (горизонт, залежь) разделен для удоб-
ства подсчета средних значений или же из других соображений.
Результатом подобного рода оценки является число, отражающее
величину запасов и являющееся осредненной оценкой информа-
ции, доступной инженеру. Подчеркнем здесь тот факт, что оцен-
Глава I. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
37
ка, полученная экспертами с помощью детерминированного под-
хода, является единственной.
Вероятностные методы
Существует большое число методов, относящихся к методам сто-
хастического моделирования [15], которые дают вероятностную
интерпретацию запасам и, помимо наиболее вероятной оценки за-
пасов, содержат информацию об их распределении по вероятности.
Один из классических методов вероятностной оценки запасов —
метод Монте Карло — основан на использовании соотношения
(1.1) или ему подобного и на имеющихся данных, которые пред-
ставляются в виде вероятностных распределений пористости, на-
сыщенности порового пространства фазами и т.п. Если какие-либо
данные отсутствуют или же их объем недостаточен для вероятност-
ного толкования, недостающие распределения назначаются дирек-
тивно специалистом или группой специалистов. После того как все
участвующие в оценке запасов параметры получили свое вероят-
ностное толкование, генератор случайных чисел «выхватывает» слу-
чайным образом некоторое значение каждого из этих параметров и
подставляет в соотношение (1.1), давая тем самым случайное значе-
ние величине запасов. Повторенная многократно процедура позво-
ляет в конечном счете получить итоговое распределение запасов по
вероятности (рис. 1.5).
Вероятностная оценка запасов является более последовательной и
«физичной», нежели детерминированная, поскольку, будучи ос-
нованной на изначально неполной информации, отражает непол-
ноту этих данных, давая распределение запасов по вероятности.
Чем более полная информация доступна исследователю, тем бо-
лее узким получается итоговое распределение и тем более близ-
кими становятся статистическая и детерминированная оценки (рис.
1.6). Однако на ранних стадиях оценки запасов, когда имеющаяся
в распоряжении исследователя информация не является достаточ-
ной для построения плотности распределения вероятности пара-
метров, участвующих в оценке запасов, нехватка данных воспол-
няется субъективным мнением специалистов. Таким образом, на
ранних этапах оценки запасов неточность и/или неопределенность
данных может быть устранена с помощью излишне субъективного
толкования данных или же добавления несуществующей инфор-
мации для получения ожидаемой статистики, что может привести
к излишне субъективной оценке запасов.
40
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Горизонты
Выделено как перспективный участок В разведочном бурении с Год открытия P2U-VII P2u-VI Plk 1980 г. 1981 г, 1981 г. Pla+s
Эффективная мощность , 2.9 3.8 2.0-4.6 223.8
Открытая пористость, % 16 16 17-20 18
Пластовое давление, мПа 17 17.9 18.7
Температура,°C 51
Коэффициент нефтеотдачи 0.25 0.43
Коэффициент нефтенасыщенности 0.58 0.87
Плотность нефти, г/см3 0.851 0.850
Содержание серы, % 0.3 0.7
Содержание парафина, % Вязкость, мПа-с 2.41 4.4
ГНФ, м3/т 90.7 106.4
Плотность газа (отн.воздуха) 0.600 0.600 0.700 0.754
Азот, % 5.0 5.88 1.84 1.85
Углекислота, % 0.09 0.21 4.65 6.21
Газонасыщенность, % 0.59 0.47 0.67
Запасы на 01.01.97 г. нефть - 216273 тыс. т, газ — 13876 млн м3
Продолжение рис. 1,4. Геологический профиль
Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения
(с разрешения компании «Совгеоипфо»)
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
41
Рис. 1.5. Пример вероятностного подхода, представляющего концепцию
уверенности в вероятностной оценке запасов
Рис. 1.6. Изменения в вероятностной оценке запасов на различных стадиях
изучения залежи
Интересно сопоставление результатов вероятностной оценки запасов с
их классификацией, описанной выше. В частности, общеупотребитель-
ными в настоящее время являются следующие оценки:
42
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
— 90%-ный уровень вероятности известен как подтвержденные
запасы;
— 50%-ный уровень вероятности соответствует подтвержденным
+ вероятным запасам;
— 10%-ный уровень вероятности соответствует подтвержденным
+ вероятным 4- возможным запасам.
По мере накопления информации в процессе разработки изменя-
ется форма интегральной кривой, которая все ближе и ближе при-
ближается к детерминированной оценке запасов (см. рис. 1.6).
Вероятностная оценка запасов может быть получена и с помо-
щью методов стохастического геолого-физического описания пла-
ста (см. литературу по стохастическим методам), которые опира-
ются иг! все данные, имеющиеся в распоряжении исследователя,
а также на его опыт и интуицию. Построение стохастической гео-
логической модели месторождения возможно лишь с использо-
ванием специализированных пакетов прикладных программ и мощ-
ной вычислительной техники. Различные реализации геологичес-
кой модели пласта получаются за счет использования различных
начальных значений генератора случайных чисел. Каждой из реа-
лизаций соответствует определенная величина запасов, рассчи-
тываемых компьютером при построении соответствующей гео-
логической модели.
Оценка запасов, основанная на использовании нечеткого подхода
В случае отсутствия статистических данных, необходимых для ве-
роятностной оценки запасов, могут быть использованы нечеткие
методы [4, 8, 9, 14, 16, 25], основанные на использовании лишь
минимальной информации, доступной исследователю. Например,
для нечеткой оценки запасов исследователю достаточно знать лишь
приближенное значение искомой величины (полная и эффектив-
ная мощность, пористость и т.д.) и интервал неопределенности, в
котором она заключена. Оценка запасов при этом производится по
простым правилам нечеткой арифметики, кратко описанным в
приложении к данной главе. Читателей, всерьез заинтересовавшихся
методами, основанными на нечстком подходе, мы отсылаем к
списку литературы по нечетким методам, приведенному в конце
главы.
Нечеткие методы оценки запасов, о которых речь пойдет ниже,
основаны на представлении входящих в соотношение (1.1) пара-
Глава I. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
43
метров в виде нечетких чисел и операциях над ними (в данном
случае только умножение), описанных впервые в работе [7]. В не-
четкой формулировке соотношение (1.1) выглядит следующим
образом:
V„ = A,-h,-ф, >$,„, i = l,п (1.3)
Напомним, что • является операцией расширенного умножения
над нечеткими числами. Отметим здесь также, что описание не-
четкой, неполной или неопределенной информации с помощью
нечетких чисел является наиболее естественной, поскольку сама
нечеткость или неопределенность информации при этом не устра-
няется и не трансформируется искусственно, а сохраняется и пред-
ставляется неискаженной в конечном результате.
Покажем теперь на конкретном примере, насколько различными
получаются оценки запасов, проведенные с помощью детермини-
рованного, вероятностного и нечеткого подходов. Для простоты
изложения рассмотрим пример с гипотетическим месторождени-
ем, данные по которому приведены в табл. 1.2.
Таблица 1.2. Исходные данные для оценки запасов
Параметр Оценка запасов
низшая наиболее вероятная высшая
Плошадь залежи А, 10ь м2 8.5 10.0 10.8
Прод. толщина h, м 19.5 20.0 20.5
Пористос1Ь ф, % 16.7 17.0 17.2
Водонасыщепность S , % 20.0 22.0 24.0
Объемный фактор УВ, 1.1 1.2 1.25
Последовательное применение правила (3) дает нам следующую
нечеткую оценку запасов, выраженную в пластовых объемах:
= 4 • h, • ф, • (1,0,0)-Sm) = (26.52,10.00,6.5 8) X106 м3.(1.4)
44
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Для того чтобы выразить запасы в поверхностных условиях, необхо-
димо выражение (1.4) поделить на объемный коэффициент Вп. Для
избежания искусственного возрастания нечеткости за счет опера-
ции деления нечетких чисел представим уравнение для определе-
ния запасов УВ в поверхностных условиях n в следующем виде:
О-5)
решением которого является следующая наилучшая нечеткая оценка:
N =(22.10, 6.49, 4.56)10б ст. м3.
На рис. 1.7 в графической форме представлены исходные нечеткие
данные и результаты оценки запасов. Рис. 1.8 иллюстрирует ре-
зультаты расчетов в виде, принятом при вероятностном описании
запасов, и представляет собой функцию распределения запасов по
возможности (в отличие от функции распределения запасов по
вероятности, используемой при стохастической оценке). Зависи-
мость оценки от степени уверенности в правильности нечеткого
описания исходных данных представлена на рис. 1.9, где для двух
уровней уверенности (0 %-ный и 50 %-ный) изображены соответ-
ствующие функции распределения запасов*. На этом же рисунке
показана интервальная оценка запасов. В этом случае эксперту дос-
тупна только лишь самая общая информация о геолого-физичес-
ких параметрах месторождения, а именно, лишь интервал, в пре-
делах которого может изменяться тот или другой параметр.
Как следует из содержательной постановки задачи, интервальная
оценка, как не содержащая никакой информации о распределении
того или иного параметра внутри интервала неопределенности, дает
наиболее размытую оценку запасов, что подтверждается результа-
тами, изображенными на рис. 1.9 и приведенными в табл. 1.3.
Таблица 1.3. Сравнение различных нечетких оценок запасов УВ
Тип оценки Запасы, НУ ст м'
подтвержденные подтвержденные + верой >ные подтвержденные + вероятные + во 1можиые
LR-нечеткие числа. 0%-ный уровень уверенности 18.2 21 7 24.3
Интервальный анализ 17.0 21.4 25.8
LR-нечеткие числа, 50%-ный уровень уверенности 14.5 21.3 27.0
*06 уровнях уверенности и операциях над нечеткими числами — см. приложе-
ние к главе 1.
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
45
Рис. 1.7. Объемная оценка запасов с помощью нечетких чисел
46
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 1.9. Различные способы нечеткого описания запасов УВ
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
47
Рис. 1.10 иллюстрирует концепцию неопределенности с помощью
нечетких, вероятностных и детерминированных типов данных,
имеющихся в наличии на момент оценки.
Рис. 1.10. Сравнение типов оценок запасов, полученных с помощью детерми-
нированного, вероятностного и нечеткого подходов (мин — минимальная
оценка, НВО — наиболее вероятная оценка, макс — максимальная оценка)
На самой ранней стадии оценки запасов в наличии имеются только
лишь самые общие данные о продуктивных породах и насыщающих
их флюидах. Соответственно, нечеткие методы являются наиболее
подходящим аппаратом для оценки запасов на этой стадии.
По мере накопления новых данных становится возможной их ста-
тистическая обработка и, соответственно, получение вероятностной
оценки запасов, которая с течением времени постепенно приближа-
ется к детерминированной.
1.3.3. Анализ запасов на основе данных по эксплуатации
В настоящее время получили распространение следующие методы
оценки запасов, основанные на анализе данных по эксплуатации:
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
— на использовании уравнения материального баланса;
— на численном моделировании процесса разработки и воспроиз-
ведении истории разработки;
— на анализе кривых падения добычи.
Все три подхода объединяет общая идея: наилучшим образом пред-
сказать показатели разработки на перспективу на основе имею-
щихся в распоряжении данных.
Оценка запасов на основе уравнения материального баланса (УМЕ)
Использование уравнения материального баланса позволяет доволь-
но точно оценить запасы нефтяного, газового или нефтегазового
месторождения. Идея метода основана на воспроизведении показа-
телей разработки залежи за прошлый периоде помощью линеари-
зованной формы уравнения материального баланса, имеющихся
данных PVT-анализа и предположения о типе залежи и основном
режиме ее дренирования. Оценка запасов производится с помо-
щью минимизации невязки между реальными и смоделированны-
ми показателями разработки.
Хорошо известно, что метод материального баланса [18,19] явля-
ется одним из наиболее точных методов оценки запасов УВ в зале-
жи и основан на данных по добыче и некоторых PVT-свойствах
пластовых флюидов. Теория нечетких множеств дает прекрасную
возможность описать уравнение материального баланса в нечеткой
постановке, позволяя тем самым напрямую оценить, как неопре-
деленность в режиме работы залежи соответствует неопределенно-
сти в оценке ее геологических запасов.
Покажем на примере, насколько отличаются детерминированная
и нечеткая оценки запасов залежи, полученные с помощью клас-
сического метода Хавлены и Оде [18,19].
Исходные данные по добыче нефти и газа из залежи приведены в
табл. 1.4 и являют собой продолжение гипотетического примера,
рассмотренного в предыдущем разделе.
Детерминированная оценка запасов
Предположим для простоты, что нефтяная залежь, не имеющая
газовой шапки и подошвенной воды, разрабатывается на режиме
истощения. В этом случае, пренебрегая эффектами сжимаемости
связанной воды и скелета породы и следуя работам Хавлены и
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа 49
Таблица 1.4. Исходные данные по добыче нефти и газа
Давле- ние Р, МПа Добыча нефти N, 106 м1' Газовый фактор R, м5/м5 Объемный коэффициент нефти S, м’/м3 Растворимость газа/?, м1/м5 Объемный коэффициент газа S, м3/м5
23.0 - - 1.2511 90.8 0.00489
21.7 0.185 187 1.2353 84.9 0.00517
21.4 0.243 188 1.2300 82.5 0.00525
20.7 0.352 190 1.2222 80.1 0.00539
20.18 0.429 198 1.2172 78.2 0.00553
19.95 0.459 202 1.2147 76.9 0.00560
19.7 0.492 206 1.2122 75.65 0.00568
Оде, уравнение материального баланса работы залежи в линеари-
зованной форме можно записать в виде
f = neo. (1.6)
Здесь использованы следующие обозначения:
F = + (Я - R, }Bg ] — накопленная добыча нефти и газа,
выраженная в пластовых условиях;
Ео = (Во — B(li) + (R^ — Rs)Bg — сомножитель, описывающий
эффект расширения нефти и первоначально растворенного в ней
газа при снижении давления в залежи;
N — начальные запасы нефти в залежи, выраженные в поверхно-
стных условиях;
N — накопленная добыча нефти (в пов. усл.);
Вп, — объемный коэффициент нефти и газа, соответственно;
R, — газовый фактор и газосодержание нефти;
i — индекс, соответствующий начальным условиям.
Используя данные табл. 1.4 и решая полученную систему (напри-
мер, с помощью метода наименьших квадратов), можно получить
следующую детерминированную оценку запасов нефти:
N = 21.25 106 ст. м3.
4. А. Б. Золотухин и др.
50
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Нечеткая оценка запасов
Для того чтобы получить нечеткую оценку запасов нефти в залежи,
перепишем уравнение (1.6), представив запасы в виде нечеткого
числа, т.е.
F = N-E0> (1.7)
где N ~ (N,а, и) — нечеткое треугольное симметричное число.
Нахождение нечеткого числа N соответствует решению следую-
щей оптимизационной задачи, называемой линейной регрессион-
ной моделью возможности [9]:
min J(a) = а
Г ^Е,„ -N + (l-h)Eoj -а
Ft > Ео,-N-(\-h)E0] -а (1-8)
а > 0,
где номер замера,a h — число,указывающее на уровень пред-
положения о том, что имеющиеся данные покрыты интервалом
нечеткости со степенью уверенности не ниже h. Решение системы
(1.8) для случая h = 0 имеет вид
/У= 20.93-106 ст. м5
я=1.63-1Q6 ст. м'
и проиллюстрировано на рис. 1.11.
Используя ту же классификацию запасов, что и раньше, можно с
помощью полученных здесь данных оценить подтвержденные, ве-
роятные и возможные запасы. В целях иллюстрации различия в
оценках в табл. 1.5 приведены нечеткие оценки запасов, полу-
ченные ранее с помощью объемного метода и основанные на
уравнении материального баланса.
Оценка запасов на основе численного моделирования
Методы численного моделирования используются как для опреде-
ления показателей разработки на перспективу, так и для воспро-
изведения истории разработки. Оценка запасов, так же как и в
ранее описанном подходе, основана на минимизации невязки между
Глава 1, Начальные а извлекаемые запасы нефти и газа
51
Рис. 1.11. Сравнение детерминированной и нечеткой оценок запасов на
основе уравнения материального баланса
Таблица 1.5. Сравнение оценок запасов УВ, 0%-ный уровень уверенности
Тип оценки Запасы. Ю5 ст. м'
подтвержденные подтвержденные + вероятные подтвержденные + вероятные + возможные
Объемный метод 18.2 21.7 24.3
Уравнение материального баланса 20.33 20.93 21.53
расчетными и реальными показателями разработки. Изменение плас-
товых параметров и/или их пространственного распределения в
пласте в процессе воспроизведения истории разработки приводит к
уточнению запасов залежи.
Методы, основанные на анализе кривых падения добычи
Целью методов, основанных на анализе кривых падения добычи,
является предсказание поведения показателей разработки на перс-
пективу с помощью настройки (подгонки) общепринятых к ис-
пользованию кривых падения добычи типа «темп добычи — вре-
мя* к наметившейся в действительности тенденции падения добы-
чи. Обычно используемые модели включают в себя гиперболичес-
52
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
кую, гармоническую и экспоненциальную зависимости. Данный
подход позволяет оценить не только запасы углеводородов в зале-
жи, но и показатели разработки на перспективу. Следующие типы
кривых падения добычи получили наибольшее распространение
при оценке запасов:
— темп добычи как функция времени;
— темп добычи как функция накопленной добычи нефти;
— обводненность продукции в зависимости от накопленной добы-
чи нефти;
— газовый фактор в зависимости от накопленной добычи;
— коэффициент нефтеотдачи в зависимости от накопленной до-
бычи нефти;
— скорректированное давление (p/z) в зависимости от накоплен-
ной добычи газа.
Некоторые из упомянутых выше кривых падения добычи приве-
дены на рис. 1,12,
Рис. 1.12. Типы кривых падения добычи, используемых для оценки извлекае-
мых запасов нефти и газа
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа 53
Покажем на примере экспоненциальной модели падения дебита
нефти, как можно оценить извлекаемые запасы нефти.
Модель экспоненциального падения дебита нефти
Экспоненциальная модель падения дебита нефти основана на пред-
положении, что скорость снижения дебита скважины пропорцио-
нальна ее текущему дебиту нефти, т.е.
- = -«<7, (1.9)
где постоянная а>0 называется постоянной скорости падения де-
бита. Типичный график экспоненциального падения дебита в за-
висимости от времени представлен на рис. 1.13.
Рис. 1.13. Экспоненциальная модель падения дебита нефти
Аппроксимируя фактический дебит с помощью экспоненциаль-
ной модели
Ж,. 0<t<tb
q° ‘ [‘h.l ехр[-4-^)] t>th , (110>
где tb — безводный период добычи, и, интегрируя (1.10) по вре-
мени, нетрудно получить следующий результат:
54
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
j 9о (T)rfT = + - (%,/ - % О, (1.11)
о а
который может быть представлен в более удобном для анализа
виде
<7о(О=?о,+«а-«е(О, (М2)
где Qh — объем добытой нефти за период постоянного дебита сква-
жины (по нефти).
Как следует из (1.12), между дебитом нефти и накопленной
добычей нефти Q(t) существует прямо пропорциональная зависи-
мость. Этот факт часто используется для оценки величины извле-
каемых запасов нефти из области пласта, дренируемой единствен-
ной скважиной. Нанося на график величину дебита нефти и соот-
ветствующий ему объем добытой на это время нефти, нетрудно
определить постоянную скорости падения дебита и объем извле-
каемых запасов нефти (рис. 1.14), т.е.:
Рве. 1.14. Оценка извлекаемых запасов нефти в области пласта, дренируе-
мой одной скважиной
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
55
6,„=a + -(?o.,-<7um), (1.13)
а
где (ft. — минимально допустимый (экономически рентабель-
ный) дебит нефти.
Нетрудно показать, что дебит группы скважин не описывается
экспоненциальной зависимостью, даже если дебит каждой из
них в отдельности является экспоненциальным. Действительно,
предположив, что дебит скважины А снижается в соответствии с
зависимостью
А 0 схр Г- а , г ],
а дебит скважины В падает как
Я в Я nj 'ехР а В Н,
получим суммарный дебит
9л(0+
= <7л,; • ехр [- ад t ]+ qB i exp [- ав t р
*(<7л,, + ?в,,)-ехр(-аг).
Такого рода утверждение действительно для всех типов кривых
падения добычи. Из этого следует, что оценка извлекаемых запа-
сов, проведенная по каждой из работающих скважин отдельно и
по их совокупности, будет, вообще говоря, различной. Это обсто-
ятельство необходимо иметь в виду при анализе кривых падения
добычи и оценке запасов. Детальный анализ свойств пласта и на-
сыщающих его жидкостей, выделение зон дренирования, сходных
по своим свойствам, и анализ снижения добычи нефти из групп
скважин, приуроченных к подобного рода зонам, является гаран-
тией успешного применения метода оценки запасов, основанного
на кривых падения добычи нефти.
56
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
1.4. Оценка неразведанных запасов
группы месторождений, бассейна, региона
на основе фрактального анализа
Несколько в стороне от перечисленных выше методов оценки за-
пасов находятся методы, основанные на так называемом фрак-
тальном анализе запасов крупных бассейнов, нефтегазоносных
провинций, регионов и т.д. Метод основан на предположении о
том, что распределение запасов в местах крупных скоплений место-
рождений природных углеводородов (бассейн, нефтегазоносная
провинция и т.д.) описывается паретовским распределением, т.е.
N(R) = A-R~a, (1.14)
где N(R) — число месторождений с запасами, не меньшими, чем
R; А, а — некоторые константы, подлежащие определению.
Распределение такого типа, будучи изображенным графически в
логарифмических координатах, имеет вид прямой линии и, сле-
довательно, прямо пропорциональной зависимости между лога-
рифмом запасов (т.е. размеров) месторождения и его рангом в
совокупной оценке.
Подобного рода распределения часто используются в различных
областях науки и техники [10]. Впервые на их применимость при
анализе запасов месторождений природных углеводородов указал,
по-видимому, Мандельброт [11], хотя использованный им способ
применения паретовского распределения для анализа ресурсов и
давал несколько противоречивые результаты [10]. Излагаемый нами
здесь подход к оценке запасов крупных скоплений месторождений
основан на работе специалистов компании Petroconsultants [12] и
позднее модифицированной версии этого подхода [26].
Идея метода оценки еще неразведанных запасов заключается в
анализе прироста запасов за равные промежутки времени (или
же прироста запасов за счет бурения приблизительно равного
числа разведочных скважин) в пределах одного и того же бас-
сейна или региона. Изображая графически в логарифмических
координатах запасы открытых месторождений и их ранг в со-
вокупной оценке на различные моменты времени или же на
различные стадии разведочного бурения, можно получить серию
кривых, так называемых параболических фракталов (Petroconsul-
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа 57
tants, 1994), стремящихся к определенному пределу. Нахождение
этого предела дает возможность определить величину еще не раз-
веданных запасов в регионе и оценить размеры и количество еще
не открытых месторождений.
Метод оценки предельного распределения, используемый специа-
листами компании «Petroconsultants», основан на предположении,
что этот предел также является параболическим фракталом, а не
линейным, как было ранее предсказано Мандельбротом [11].
Опубликованная в 1999 г. работа [25] подтвердила догадку Ман-
дельброта о линейности предельного распределения. Таким обра-
зом, задача оценки не разведанных еще запасов бассейна или ре-
гиона сводится к нахождению предельного распределения или «ли-
нейного фрактала», т.е. к идентификации параметров и распреде-
ления (1.14).
Указанные параметры находятся следующим образом [26]. Нанесем
на рис. 1.15 серию горизонтальных прямых, соответствующих раз-
личным уровням запасов открытых месторождений (например,
1 млрд баррелей, 100 млн баррелей и т.д.), и рассмотрим последо-
вательности точек пересечения каждой из указанных прямых с
кривыми распределения запасов по размерам. Очевидно, что каж-
дый из соответствующих наборов точек образует некую, вообще
говоря, сходящуюся последовательность, предел которой и пред-
стоит найти.
Рис. 1.15. Распределение разведанных запасов Тимано-Печорской нефтегазо-
носной провинции на различные периоды времени
58
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Предположим, что каждая из последовательностей может быть
описана некоей популяционной моделью, например моделью Вер-
хульста [13]:
fi
А+1,- = А., I, (1.15)
где рп t — число открытых месторождений с запасами i (например,
/=1 соответствует запасам в 1 млрд баррелей и т.д.) в л-й период
времени; ЛГ — общее число месторождений в указанном бассейне
или нефтегазоносной провинции с указанными запасами; rt — не-
которая константа.
Используя полученный ранее набор точек л=1,2 и т.д. в качестве
исходных данных и решая систему уравнений (1.15) для каждого из
уровней запасов /, можно определить неизвестные величины г и 7V,
последняя из которых и является предельной точкой последова-
тельности разведанных запасов уровня i (рис. 1.16). Как следует из
рисунка, предельные точки, соответствующие различным по уров-
ню запасам (на рисунке соответственно 1 млрд, 316 млн, 100 млн,
31.6 млн, 10 млн, 3.16 млн и 1 млн баррелей), лежат практически
на одной прямой (в пределах точности определения) и образу-
ют, таким образом, линейный фрактал или паретовское распре-
деление (1.14) со следующими параметрами:
А = 5198; я= 1.034.
Рис. 1.16. Процедура построения линейного фрактала и оценки неразведанных
запасов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
59
Вычитая из предельного распределения известное в настоящее время
распределение запасов по размерам, можно получить информацию
о распределении по размерам неразведанных запасов в бассейне
или регионе. Результаты подобной оценки для наземной части Ти-
мано-Печорского бассейна и шельфа Печорского моря получены в
работе [26] и приведены в табл. 1.6.
Таблица 1.6. Оценка неразведанных запасов для наземной части
Тимано-Печорского бассейна и шельфа Печорского моря
Уровень за пасов: извлекаемые запасы залежи не ниже Неразведанные запасы на суше, млн баррелей Неразведанные запасы на шельфе, млн баррелей
100 млн баррелей 2200 2400
70 млн баррелей 2900 2900
Неопределенность данных при оценке неразведанных ресурсов мо-
жет быть учтена с помощью использования методов интерваль-
ного анализа и нечеткой логики (см. приложение к главе 1), на-
пример путем замены обычных чисел X их нечетким аналогом
(X,Sx), где Хи Зх являются наиболее вероятным значением и
интервалом неопределенности нечеткого числа [8].
Нечеткая форма паретовского распределения в логарифмических
координатах может быть записана следующим образом:
lnN = ln/4-ln7?-a> (1-16)
а неизвестные параметры Л и а могут быть определены с помощью
так называемой линейной регрессионной модели возможности [9]:
1
min 7(йг, да) ~ дх + — (In R) да (1.17)
X - In Rt • a + дх + In R • da > In Nt
X-ln R: - а - Йе-In R, - da < \nN,,i e [1, m], (1.18)
где X = In A; m — общее число полученных выше предельных
точек.
60
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Решение системы уравнений (1.17) — (1.18):
X- (8.761,0.281); а = (1.0817,0)* .
Это решение соответствует следующим трем предельным паретов-
ским распределениям запасов:
минимальное: N— 4817 • R'08,7
наиболее вероятное: N ~ 6380 • Я10817
максимальное: N- 8451 • Я*10817
и соответственно трем различным оценкам неразведанных запасов,
приведенным в табл. 1.7.
Таблица 1.7. Нечеткая оценка неразведанных запасов для наземной части
Тимано-Печорского бассейна и шельфа Печорского моря**
Уровень запасов: извлекаемые запасы залежи не ниже Неразведанные запасы на суше, млн баррелей Неразведанные запасы на шельфе, млн баррелей
Мин. 0 Мин. 1500
100 млн баррелей НВ 1600 НВ 2100
Макс. 5200 Макс. 3000
Мин. 0 Мин. 1900
70 млн баррелей НВ 2300 НВ 2650
Макс. 6600 Макс. 3800
1.5. Оценка мировых запасов нефти ***
Всех чрезвычайно волнует вопрос: насколько велики запасы еще не
открытых месторождений и когда наступит конец «нефтяной эры».
Добыча нефти промышленными способами ведется уже около ста
пятидесяти лет. За этот срок накоплен огромный статистический
материал по разведанным запасам и объемам добычи нефти.
* Заметим, что 8а = 0 и, следовательно, 3 является обычным (т.е. четким)
числом.
** Здесь использованы следующие обозначения: мин. — минимальная,
НВ — наиболее вероятная и макс. — максимальная оценки запасов.
*** Раздел 1.5 написан А. Б. Золотухиным совместно с Л. М. Медингом.
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
61
Рис. 1.17 воспроизводит динамику прироста запасов и темпа добы-
чи нефти за почти полуторавековую историю нефтедобывающей
промышленности мира. В течение довольно длительного времени,
вплоть до 60-х годов прошлого века, прирост мировых запасов не-
фти превышал ее добычу. Однако начиная с этого времени и вплоть
до 80-х годов прирост запасов жидких углеводородов стабилизиру-
ется на уровне 30—40 млрд баррелей в год (4.8—6.4 млрд м3/год),
все еще опережая постоянно растущую добычу нефти (рис. 1.17).
Рис. 1.17. Динамика прироста запасов жидких углеводородов и их добычи
Начиная с 80-х годов прошлого столетия ситуация кардинально
меняется: добыча все больше и больше опережает сокращающиеся
темпы прироста запасов. Возникает естественный вопрос: как ве-
лики запасы углеводородов в недрах Земли и насколько их может
хватить при все еще растущем уровне добычи? Для того чтобы
ответить на эти вопросы, необходимо спрогнозировать темпы до-
бычи УВ и темпы прироста разведанных запасов. Ответы на эти
вопросы зависят в первую очередь от того, какова величина еще
не разведанных запасов.
Анализ различных литературных источников (Masters, 1993; Mabro,
1996; Mackenzie, 1996; Edwards, 1997 и др.) дает следующую кар-
тину разведанных и еще не открытых запасов жидких углеводоро-
дов (табл. 1.8):
62
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Таблица 1.8. Величина мировых запасов жидких углеводородов
(в млрд баррелей)
Оценка Добытый объем Запасы, находящиеся в активной разработке Разведанные запасы, неразраба- тываемые Неразведан- ные запасы Суммарные запасы
Минимальная 881 820 188 272 2161
Средняя 881 820 188 512 2401
Максимальная 881 820 188 912 2801
Таким образом, величина неразведанных запасов жидких УВ (нефть
и конденсат) колеблется в соответствии с оценками от 272 млрд
баррелей (43,2 млрд м3) до 912 млрд баррелей (145 млрд м3) при
наиболее вероятной величине в 512 млрд баррелей (81,4 млрд м3).
Несколько в стороне от традиционных методов оценки запасов
находится так называемый фрактальный анализ ресурсов, основан-
ный на распределении запасов больших скоплений месторождений
углеводородов, таких как бассейн, регион, нефтегазоносная про-
винция и т.д. (см. соответствующий раздел в главе о методах оцен-
ки запасов). Изображая графически запасы месторождений в зави-
симости от их величины или ранга, разведанные в течение опреде-
ленного периода, в логарифмической шкале, можно получить се-
рию кривых, стремящихся к своему пределу, представляющему
полное распределение извлекаемых ресурсов в бассейне, регионе и
т.д. Идея метода заключается в том, что подобная последователь-
ность кривых, стремящаяся к определенному пределу и описывае-
мая одной из популяционных моделей, позволяет найти неизвест-
ное ранее предельное распределение, называемое «линейным фрак-
талом», и, таким образом, оценить число неразведанных место-
рождений и величину их запасов.
Эта же идея может быть использована для оценки неразведанных
мировых запасов нефти и газа. На рис. 1,18 изображены последова-
тельность открытия месторождений на различные периоды време-
ни и ее предел, линейный фрактал. На рисунке изображены три
линейных фрактала, соответствующих минимальной, наиболее ве-
роятной и максимальной оценкам запасов. Для получения такого
рода оценок нами был использован нечеткий подход, или, точ-
нее, подход, основанный на интервальном исчислении и нечетких
числах, как более соответствующий типу решаемой задачи, неже-
ли подход детерминированный [26].
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
63
Рис. 1.18. Фрактальный анализ ресурсов жидких углеводородов
(кроме запасов Северо-Американского континента)
Вычитая из предельных значений величину запасов, разведанных
к настоящему времени, нетрудно оценить величину запасов, кото-
рые еще предстоит открыть. Этот подход интересен еще и тем, что
дает возможность оценить не только величину неразведанных за-
пасов, но и определить распределение еще не открытых месторож-
дений по величине их запасов. Рис. 1.19 дает представление о рас-
пределении еще не разведанных запасов в предположении, что все
Рис. 1,19. Распределение величины совокупных неразведанных запасов жидких
УВ в зависимости от размеров месторождений
(кроме запасов Северо-Американского континента)
64
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
месторождения с извлекаемыми запасами более 15 млрд баррелей
(2385 млн м3) уже открыты.
Как следует из нашей оценки, совокупные запасы жидких углеводо-
родов месторождений с запасами более 1 млрд баррелей (159 млн м3)
насчитывают от 250 до 500 млрд баррелей, с запасами более 100 млн
баррелей (16 млн м3) — от 320 до 720 млрд баррелей и, наконец, с из-
влекаемыми запасами более 10 млн баррелей (1,6 млн м3) - от 450
до 900 млрд баррелей, что вполне согласуется с данными табл. 1.8.
Приведенная выше (см. табл. 1.8) оценка запасов может быть реа-
лизована в нескольких сценариях добычи нефти, например подоб-
ных изображенным на рис. 1.20.
Рис. 1.20. Возможные сценарии добычи нефти
Из рисунка следует, что в соответствии с минимальной оценкой
пик мировой добычи в 73 млн баррелей в год приходится на 2000—
2001 годы, при средней оценке — на 2012—2013 гг. (78 млн барре-
лей в год) и при максимальной оценке — на 2023—2025 гг. (91 млн
баррелей в год).
Рис. 1.21 дает представление о распределении запасов жидких угле-
водородов по странам и регионам.
Снижение уровня мировой добычи при высокой потребности в нефти
и нефтепродуктах неизбежно приведет к возрастанию ценности жид-
кого углеводородного сырья и, как следствие, к увеличению цен на
нефть. При достаточно высокой и устойчивой цене на нефть, вероят-
нее всего, станет экономически выгодным возврат в активную разра-
ботку уже выработанных месторождений. Новые, более совершенные
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
65
Рис. 1.21. Распределение запасов жидких углеводородов
по странам и регионам
технологии и высокие и устойчивые цены на сырую нефть позволят
существенно повысить коэффициент нефтеизвлечения. Предположив,
что подобная доразработка нефтяных месторождений может повысить
коэффициент нефтеизвлечения с приблизительно 35%, что соответ-
ствует сегодняшнему среднестатистическому мировому уровню (рис. 1.22),
Рис. 1.22. Статистические данные по зависимости нефтеотдачи
от запасов месторождения
5. А. Б. Золотухин и др.
66
Часть 1. Геологии и добыча нефти и газа
до 50—60%, нетрудно прийти к выводу, что это даст дополнительный
прирост извлекаемых запасов в объеме 810—1350 млрд баррелей не-
фти, что превышает как объем неразведанных запасов нефти, так и
объем нефти, добытой за всю историю разработки. Эго, в свою оче-
редь, позволит сохранить потребный мировой уровень добычи нефти
на долгие десятилетия.
С другой стороны, совершенно очевидно, что запасы нефти в нед-
рах Земли конечны. По всей видимости, запасы нефти истощатся и
ее добыча практически прекратится к середине XXII века.
Приложение. Введение в операции иад нечеткими
множествами и нечеткими числами
Нечеткие множества впервые были использованы для описания
слабоформализусмых задач Л. А. Заде [4]. С момента первой публи-
кации были выпущены сотни статей и монографий, посвященных
теории нечетких множеств и ее приложениям в различных сферах
науки и техники. Поэтому в настоящем разделе мы ограничимся
изложением только основ теории, необходимых для понимания
разделов книги, в которых используются нечеткие методы анали-
за. Для более подробного ознакомления с предметом отсылаем чи-
тателя к основополагающим работам по теории нечетких множеств
и использованию нечеткого подхода в прикладных задачах, список
которых дан в конце главы.
Мы можем определить некоторое нечеткое множество А с помо-
щью некоторой функции р/хД называемой функцией принадлеж-
ности нечеткого множества А и отражающей все элементы х мно-
жества Л” на сегмент [0,1] таким образом, что большие значения
и/х) соответствуют более высокой степени принадлежности эле-
ментов х нечеткому множеству Л, т.е.
Нл;Х—>[0,1]
Нечеткое множество А множества X = {х} определено как мно-
жество пар
л = {<цл (*),*>}
где рА(х) — функция принадлежности нечеткого множества А,
отражающая множество Xна сегмент [0,1].
Наиболее часто используемые типы функции принадлежности изоб-
ражены на рис. 1.23.
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
Обычно значения функции принадлежности присваиваются груп-
пами экспертов. При этом, как правило, большие значения р.А(х)
соответствуют более высокому качеству системы, представленной
элементами универсального множества X. Последовательно произ-
водя такую оцифровку, эксперт на основе имеющихся данных,
своего опыта и интуиции определяет элемент множества (назовем
его элемент Ь), соответствующий его представлению о наивысшем
качестве системы, т.е. ц,А(Ь) = 1 . Таким образом, неявно предпола-
гается, что элементы множества X, большие, чем Ь, не улучшают
(во всяком случае, заметно) качества системы.
По аналогии эксперт может указать элемент а множества X, соот-
ветствующий его представлению о наинизшем качестве системы,
т.е. [iA(a) = 0 . В таком случае сегмент называется переходным,
поскольку качество системы последовательно переходит от наиниз-
шего к наивысшему при движении вдоль сегмента от точки а к
точке Ь. Обычно этих двух точек достаточнодля описания функции
принадлежности во многих практических приложениях*. Если боль-
шая точность требуется для описания нечеткого множества, может
быть определен элемент ссо средним значением функции принад-
* Как будет показано ниже, нечеткие числа и операции над ними основаны
как раз на таком представлении функции принадлежности.
68
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
лежности и т.д. Заметим, что нечеткое множество может быть опре-
делено как на четком, так и нечетком множествах.
Обычно нечеткое множество записывается как последовательность
пар элементов, разделенных наклонной чертой, первый из которых
представляет собой ненулевое значение функции принадлежности,
а второй — соответствующий элемент множества X, т.е.
4 = Ц|/л, + g2/x2 + --- + М,,/л„
Операции над нечеткими множествами
Объединение множеств Л и В:
М = та4м,, (х), Ц« (х)]
Пересечение множеств А и В:
ЦЛг,в (х) = minki (х), Цв (х)]
Дополнение А множества Л:
Цд =1~Цл
Принцип продолжения [7] гласит, что для произвольной функции/,
отражающей точки множества X на точки множества Y и любого
нечеткого множества Л
Л = ц,/*,+ц2/х2+--- + ц„/л„,
справедлива следующая операция:
f (А) = f (и, / х, + ц2 / хг + • • • + |Л„ / х„) =
= Ц, //(х,) + Ц2 //(х2) + - + 1Л.,, / f(x„),
называемая принципом продолжения.
Если более чем один элемент множества Xотображается на один
и тот же элемент ye Y, то для отображения берется максимальное
из всех значений функции принадлежности, соответствующей эле-
ментам х. Если ни один из элементов х<=Х не отражается на эле-
мент у, то Н/М(У)=О.
В практически часто встречающихся случаях функция/осуществля-
ет отображение нескольких множеств Хп так, что
/(^j - ,дп) = у, уеК В этом случае для нечетких множеств
Д;, А2•, , произвольно определенных на множествах
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
69
Х{,Хг,--Хп, значение функции принадлежности элемента у в
/(Д, Д, — , Д)равно минимальному из всех значений функции,
определенной для элементов ,х2 ,•• •,хп на множествах
Агрегирование нечетких множеств — операция, позволяющая агре-
гировать несколько исходных нечетких множеств в одно и опреде-
ляемая следующим образом [6]:
п
где Xw,=i; -со<а<со
Различные значения параметра а позволяют получить следующие
модели агрегирования нечетких множеств:
— взвешенная среднеарифметическая модель (о=1)
М-Л, ;
1=1
— взвешенная среднегармоническая модель (а=-1)
1
M-Л., — п
У»;
1=1
— взвешенная среднегеометрическая модель (а—>0)
4 =ПнГ'
Параметр w., входящий в вышеприведенные модели агрегирова-
ния, называется весом или параметром важности множества А.
В случае когда wl = w2 =•••= w = 11 n, все исходные нечеткие
множества представляются одинаково важными.
Нечеткие числа и операции над ними
Нечеткие числа могут рассматриваться как специальный частный
случай нечетких множеств. Для простоты изложения ограничимся
случаем нечетких чисел треугольной формы, называемых LR-чис-
лами (рис. 1.24).
70
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 1.24. Примеры испстких чисел LR-типа
Треугольное нечеткое число может быть определено с помощью
двух связанных друг с другом концептуальных положений:
— с помощью уровня h предположения, представляющего степень
уверенности, убежденности в утверждении, йе[0,1]. Случай h=0
соответствует наименьшей уверенности, a h=\ — наибольшей.
— с помощью интервала уверенности [at(h),a/h)], соответствующе-
го уровню предположения Л. При этом сохраняется следующее
свойство:
h',h е[0,1]
[а,(Л7),а}(й')1 [а1 W,a,(/i)]=> R*
Треугольное нечеткое число может быть задано различными спо-
собами:
1. Своей функцией принадлежности рЛ(А)
о,
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
71
2. Интервалом уверенности, соответствующим уровню предполо-
жения h:
[a't (Л 1 а'3 (Л)]= [а, + («2 - а, ) h, а, - (а, - а2 )• h ];
3. Тремя основными значениями:
(ах ,а2,а3);
4. Своим наиболее вероятным значением и интервалами нечеткости:
(а>3а1,3а2).
Арифметические операции над нечегкими числами определены в соответ-
ствии с классическими операциями интервального исчисления [27]:
[а,, а3 ]+ [Ь, ,Ь3 ]= [я, + Ь{, а3 + Ь3 ]
[а,, а, НМз ]=k-^ ai"М
[а,, а, ]• [/>,, bs ]- [min afjy, max ] i, j = 1,3
Необходимо подчеркнуть, что нечеткие числа не обладают свой-
ствами групп, и поэтому уравнения
(«.&)"
[П,ОП )
(а,да) -(у, бу) = (Z?, 6Z?)
имеют различные решения, а именно:
b „ bfdbda'}
х = -; & = -— + —
а b а )
b _Ь (дЬ да \ дЬ да
у = —; оу-~ I------------- если — —
а а{ b а ) b а
_ b Г w2 да b дЬ да
У ~ 1 а I ь Sy = 0 — в противном случае.
72
Часть 1. Геология и добыча нефти к газа
Последнее соотношение получено в результате решения следую-
щей оптимизационной задачи:
F(х, 5х) = w, (ал - Ь)1 + w2 {а 5.x + л • Ъа — 5/?)2 —> min
Здесь wf и w2 — коэффициенты, учитывающие важность каждого
из слагаемых в оптимизационной задаче [16].
Очевидно, что оба решения сходятся к точному решению исход-
ной задачи при стремлении интервала нечеткости к нулю.
Литература
I. DcSorcy G. J. ct al. Definitions and Guidlincs for Classification of Oil and
Gas Reserves. Journal of Can. Petroleum Technology, May 1993, Vol. 32;
No. 5, p. 10-21.
2. Grace J. D. ct al. Comparative Reserves Definitions: U.S.A., Europe and the
Former Soviet Union, JPT, September 1993, p. 866—872.
3. Семенович В. В., Высоцкий И. В., Корчагина 10. И. и др. Основы геологии
горючих ископаемых: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1987, 397 с.
4. Zadch L. A. Fuzzy Sets, Information and Control, 1965, v.8, p. 338—353.
5. Dubois D., Prade H. Possibility Theory, Plenum Press, New York, 1988, 263 p.
6. Jones A., Kaufmann A. and Zimmerman H.-J. Fuzzy Sets Theory and
Applications, D. Reidcl Publishing Company, Dordrecht, 1985.
7. Dubois D., Prade H. Operations on Fuzzy Numbers, Int. J. Systems SCI,
1978, v. 9, p. 613-626.
8. Dubois D., Prade H. Fuzzy Sets and Systems: Theory and Applications,
Academic Press, New York, 1980, 393 p.
9. TcranoT., Asai K. and Sugeno M, Fuzzy Systems Theory and Its Applications,
Academic Press, Inc. San Diego, 1992.
10. Christopher C. Barton and Paul R. La Pointe. Fractals in Petroleum Geology
and Earth Processes. Plenum Press, New York, 1994.
11. Mandelbrot В. B. Statistics of Natural Resources and the Law of Pareto.
International Business Machines Research Note NC-I46, June 29, 1962.
12. Undiscovered Petroleum Potential, A New Approach Based on Distribution
of Ultimate Resources. Pctroconsultants, 1994.
13. Peitgcn H.-О., Jurgens H. and Saupe D. Chaos and Fractals: New Frontiers
of Science. Springer, New York, 1992.
14. Fang J. H. and Chen H. C. Uncertainties are Better Handled by Fuzzy
Arithmetic, AAPG Bulletin, v. 74, No. 8, August 1990, p. 1228—1233.
Глава 1. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа 73
15. Mohan Srivastava R. An Overview of Stochastic Methods for Reservoir
Characterization, Stochastic Modeling and Geostatistics, AAPG
Computer Applications in Geology, 1992, No.3, p. 3—16.
16. Золотухин А. Б., Хуртин Я. И. Нечеткий подход и его приложения в
нефтегазовых науках. Докл. Конференции «Современные проблемы
и перспективы нефтегазовой промышленности». М.: ГАНГ им, И.М.
Губкина, январь 1997,
17. Золотухин А. Б., Еремин Н. А., Назарова Л. Н. Промышленная оценка
запасов нефти на основе системного подхода, Докл. Азерб. акад, наук,
Серия наук о Земле, 1988, №2, с. 74—80.
18. Havlena D. and Odeh A. S. The Material Balance as an Equation of a Straight
Line, JPT, August 1963, p. 896—900.
19. Havlena D. and Odeh A. S. The Material Balance as an Equation of a Straight
Line. Part II - Field Cases, JPT, July 1964, p. 815—822.
20. Monograph 1: Guides for applications of the Definitions for Oil and Gas
Reserves, The Society of Petroleum Evaluation Engineers, Houston,
TX, 1988.
21. Monograph Г. Guides for applications of the Definitions for Oil and Gas
Reserves, The Society of Petroleum Evaluation Engineers, Houston,
TX, Second Edition, 1998.
22. Archer J.S.and Wall P.G., Petroleum Engineering: Principles and Practice,
Graham & Trotman, London, 1991.
23. Aziz K, and Scttari A., Petroleum Reservoir Simulation, Applied Science
Publishers, London, 1979.
24. Hyne N. J., Geology for Petroleum Exploration, Drilling and Production,
Me Graw-Hill, New York, 1984.
25. Zolotukhin A. B. Managing uncertainties in resources evaluation and field
development planning, Proceedings of the 9-th European Symposium
on Improved Oil Recovery, The Hague, The Netherlands, 20—22 Oct.
1997. EAGE, Paper №.009
26. Meling L. M. and Zolotukhin A. B. Pechora Sea reveals promising petroleum
potential. Труды 4-й Международной конференции «Освоение шель-
фа Арктических морей России» (RAO—99), С.-Петербург, 6—9 июля
1999 г.Т. 1,рр. 179-184.
27. Alepheld G. and Hcrzbcrgcr. Introduction to Interval Computations,
Academic Press, New York, 1983.
Глава 2
ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ БАССЕЙНОВ
АРКТИКИ И ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Ю. К. Бурлик”, А. В. Ступакова''2’
" МГУ им. М. В. Ломоносова
'Статойл, Москва
СОДЕРЖАНИЕ
2.1. Введение
2.2. Восточный сегмент Арктического шельфа
2.3. НГБ Северо-Атлантического шельфа: Североморский и Норвежско-
Западно- Бареннсвоморский
2.4. Западный сегмент Арктического шельфа
2.5. Северо-западный сектор Тихоокеанского подвижного пояса
Литература
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
75
2.1. Введение
Природный резервуар — это тело, сложенное относительно высоко-
пористыми и проницаемыми породами — коллекторами, ограни-
ченное частично или со всех сторон слабопроницаемыми породами.
В пределах резервуар:! флюиды, в том числе нефть и газ, способны
перемещаться. Природный резервуар может быть представлен учас-
тком пласта или группой сообщающихся пластов.
Природный резервуар является частью более крупного объекта —
нефтегазоносного комплекса (НГК). Под нефтегазоносным комп-
лексом понимается крупнейшая нефтегазоносная единица в верти-
кальном разрезе нефтегазоносного бассейна со стратиграфическим
объемом обычно от яруса до системы и иногда крупнее. НГК вклю-
чает несколько нефтегазоносных пластов и ограничен региональ-
ным флюидоунором. НГК характеризуется определенным составом
пород и типами природных резервуаров, своими особенностями
размещения залежей, гидрогеологическими условиями и геохими-
ческой характеристикой нефти и газа.
По своему строению резервуары могут быть:
— однородными, т.е. состоять из единого тела пласта-коллектора;
— неоднородными, включающими пропластки, линзы или участ-
ки другой формы непроницаемых пород (глин, плотных песча-
ников, известняков, солей, магматических и других пород).
Выделяются три основных типа природных резервуаров (рис. 2.1):
— пластовый — проницаемый пласт, в кровле и подошве ограни-
ченный флюидоупорами, протяженность его во много раз боль-
ше мощности (толщины);
— массивный — участок проницаемой породы, сопоставимый по
размерам во всех трех измерениях и ограниченный флюидоупо-
ром преимущественно сверху и с боков;
— ограниченный со всех сторон — тело линзовидной или другой
формы, заключенное в толще плохо проницаемых пород.
Природный резервуар целиком или часть его могут представлять
собой ловушку, обусловливающую удержание нефти и газа в за-
лежи. Ловушка — часть природного резервуара, ограниченная сни-
зу замкнутой изогипсой, в которой существуют условия форми-
рования скоплений углеводородов. Ловушкой может быть любая
76
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
| | Водонефтяная часть резервуара
|Плохопроницаемые породы
Рис. 2.1- Типы природных резервуаров
часть резервуара, которая приподнята относительно других и сверху
перекрыта флюидоупором, т.е. экранирована. Снизу ловушка огра-
ничена замкнутой изогипсой.
Форма ловушки определяется типом резервуара и условиями его
образования. Ловушки контролируются плохопроницаемыми огра-
ничениями резервуара, изгибами нижней поверхности плохо-
проницаемых пород, литологическим замещением коллектора по
восстанию и простиранию пласта, ограничением плохопроницае-
мыми породами, приведенными в контакт с коллектором по по-
верхности разрыва или стратиграфическим несогласиям [6].
В геологическом отношении природные резервуары шельфов арк-
тических морей очень разнородны и разнообразны. В результате с
ними связаны разнообразные типы ловушек и залежей нефти и
газа.
Природные резервуары бассейнов Арктики формировались в раз-
личных геологических условиях и в разное время. Но всех их
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
77
объединяет единая природа Арктического шельфа, большая часть
которого представляет собой платформенные области с мощным
осадочным чехлом (до 10—15 км). Чехол не имеет сплошного рас-
пространения, а состоит из огромных линз осадочного материала,
простирающихся на многие сотни километров. Наиболее прогнутые
участки выделяются как осадочно-породные бассейны, благоприят-
ные для образования скоплений нефти и газа. Осадочно-породный
бассейн, содержащий залежи нефи и газа, называется нефтегазо-
носным бассейном. Формирование нефтегазоносности осадочного чехла
и закономерности распределения нефти и газа в земной коре —
результат развития осадочно-породного бассейна.
Осадочные бассейны Арктической континентальной окраины распо-
ложены в двух крупных сегментах — восточном и западном. Восточ-
ный сегмент охватывает структуры Северного, Норвежского, Барен-
цева, Карского морей и частично моря Лаптевых. К западному сег-
менту относятся структуры Гренландского, Канадского, Аляскинс-
кого, Чукотского, Восточно-Сибирского шельфов и частично шель-
фа моря Лаптевых. И в том и в другом сегментах бассейны развива-
лись на платформенном основании, подвергшемся в разной степени
процессу переработки, главным образом рифтогенезу. Рассмотрены
также природные резервуары в осадочных бассейнах северо-западно-
го сектора Тихоокеанского подвижного пояса.
В восточном сегменте рассмотрены природные резервуары в составе
следующих бассейнов: Баренпевоморского, Североморского, Нор-
вежско-Западно- Баренцевоморского,Тимано- Печорского, моря Лап-
тевых (западная часть). В западном сегменте показаны природные
резервуары Свердрупского бассейна, бассейна дельты реки Мак-
кензи — моря Бофорта, Северо-Аляскинского (Арктического скло-
на), Северо- и Южно-Чукотского. В северо-западном секторе из оке-
анского подвижного пояса рассмотрены Анадырский и Наваринс-
кий бассейны (рис. 2.2).
Несмотря на разновозрастность природных резервуаров, по ста-
дийности развития бассейна их в общем виде можно подразделить
на группы — рифтового и пострифтового этапов развития.
Резервуары рифтового этапа развития бассейна представлены наи-
более пестрым набором пресноводно-континентальных, мелковод-
но-морских и более глубоководных склоновых отложений. Резер-
вуары сложены терригенными русловыми, авандельтовыми, баро-
выми песчаными породами, реже карбонатными и кремнистыми
разностями.
78
Часть L Геология » добыча нефти и газа
Рис. 2.2. Нефтегазоносные бассейны Арктического шельфа
и сопредельных территорий
Эти резервуары распространены в пределах рифтовых зон и облас-
тей их влияния (Североморский НГБ, Норвежско-Западно-Барен-
цевоморский и Баренцевоморский НГБ и Тимано-Печорский НГБ).
Формирование таких резервуаров происходит в условиях резкой
дифференциации подводного рельефа. В опушенных по разломам
блоках формируются вытянутые глубоководные троговые долины.
Поступающий в них материал разносится течениями вдоль осевых
частей подводных грабенов. В условиях повышенной гидродинами-
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 79
ки материал сортируется, при этом глинистые фракции вымыва-
ются. В терригенных толщах наиболее отсортированный песчаный
материал скапливается в центральных осевых частях этих долин.
Седиментация в таких условиях приводит к формированию ли-
нейно-вытянутых песчаных тел, которые становятся резервуарами
для флюидов. Имеющиеся карбонатные резервуары протяженной
формы состоят из тонкозернистых, тонко-микрослоистых биоген-
ных, реже биохемогенных известняков.
Тектоническая активность рифтовых структур, развитие сбросо-
вых нарушений приводят к тектоническому осложнению сформи-
ровавшихся ловушек. В результате, помимо литологически и стра-
тиграфически экранированных ловушек, широко распространены
тектонически экранированные ловушки и пластово-сводовые ло-
вушки, осложненные разрывными нарушениями.
Причины активного влияния процессов рифтогенеза на последую-
щее формирование скоплений УВ неоднократно рассматривались
многими исследователями. Локализация УВ в пределах зон конти-
нентального рифтогенеза связана с высокой остаточной тектони-
ческой активностью, которая продолжает действовать в течение
последующих геологических периодов. Зоны рифтогенеза отлича-
ются длительным устойчивым погружением и, как следствие, ха-
рактеризуются большими мощностями осадков и площадями рас-
пространения надрифтового комплекса. Высокий тепловой поток в
зоне концентрации органического вещества способствует активи-
зации процессов нефтегазообразования.
Природные резервуары, сформировавшиеся на пострифтовом этапе
развития бассейна, характерны для обширных областей активного
прогибания, испытывающих интенсивное развитие и в настоящее
время. Это области, главным образом, окраин платформ. К при-
родным резервуарам, сформировавшимся на пострифтовом этапе
развития бассейна, относятся:
— песчаные резервуары в пределах зон развития конусов выноса
древних рек, дельт палеорек в Баренцевоморском бассейне, дель-
ты р. Амура, дельты р. Маккензи. Подобные песчаные резервуа-
ры формируют целые зоны неантиклинальных ловушек;
— песчаные резервуары морских терригенных формаций. Они пред-
ставляют собой широкие и выдержанные на большом расстоя-
нии зоны развития песчаных пластов в глинистых толщах;
80
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
— карбонатные резервуары, содержащие органогенные постройки
и продукты их разрушения, рифогенные постройки. Все они
формировались в пределах мелководного палеошельфа. Они ши-
роко развиты в палеозойских отложениях древних платформ и
их окраин. На молодых плитах их роль ограниченна.
Особенности формирования зон неструктурных ловушек. Неанти-
клинальные ловушки, несмотря на определенные методологичес-
кие и практические трудности их выявления и освоения, играют
все большую роль при поисках новых крупных зон нефтегазона-
копления. Переинтерпретация материалов ГИС, сейсморазведки, бу-
рения и палеогеографические реконструкции позволяют выделить
области развития палеодельт, мощных конусов выноса и зоны барь-
ерных рифов. Все эти неантиклинальные структуры широко разви-
ты в пределах бассейнов Арктического шельфа и требуют специаль-
ного изучения. Палеогеографические построения дают возможность
выделить области быстрого погружения, лавинной седиментации.
Так, мощности одного только пермско-триасового комплекса в пре-
делах Баренцевоморского бассейна составляют около 10 км.
Большое значение имеют области лавинного осадконакопления в
зонах ступенчатого погружения фундамента (Семенович В. В., 1995).
В них формируются высокоемкие резервуары. В этой связи интерес-
ны тектоническая граница Тимано-Печорского и Баренцевоморс-
кого бассейнов, области ступенчатого погружения складчатого ос-
нования бассейнов Дальнего Востока.
Опыт работ по выявлению месторождений нефти и газа, связан-
ных с неантиклинальными ловушками, и открытие нефтяных ги-
гантов, таких как Талинское, Приобское месторождения в Запад-
ной Сибири, месторождение Ист-Тексас в северо-восточной части
Мексиканского залива в США, показывают, что все эти место-
рождения — не разобщенные залежи, а целые зоны, благоприят-
ные для формирования залежей нефти и газа, связанные с древ-
ними палеоречными системами, клиноформными комплексами,
зонами выклинивания и стратиграфического несогласия. В послед-
ние годы такие зоны выявлены в пределах Восточно-Сибирской
платформы, в Иркутской области (Кавыктинское газовое место-
рождение-гигант) и на юге Якутии. Огромные месторождения со-
стоят из совокупности литологически экранированных ловушек,
образующих рукавообразную структуру, протягивающуюся суб-
меридионально на несколько десятков километров.
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 81
В палеозойских бассейнах (Тимано-Печорский) широко развиты
рифы, в которых открыты крупные залежи нефти. Выделяются
как самостоятельные биогермные тела, так и цепи барьерных ри-
фов. Условия, благоприятные для формирования рифов, существуют
на границе зон мелководно-морского карбонатного и глубоковод-
но-морского терригенного осадконакопления. Выделяются регио-
нальные зоны распространения барьерных рифов, которые пред-
ставляют собой зоны нефтегазонакопления. Они занимают четкое
положение в глобальном осадочном цикле, отвечают определен-
ной фазе развития палеогеографических условий и этапу эволю-
ции рифообразующих комплексов. В их пределах создаются единые
условия для формирования и накопления углеводородов.
Поиск систем крупных скоплений нефти и газа на почти недисло-
цированных площадях тесно связан с поиском зон, благоприят-
ных для развития клиноформных и рифогенных структур. Обра-
зование подобного рода неантиклинальных форм, помимо палео-
географического фактора, все равно контролируется тектоничес-
кими особенностями строения фундамента данной территории. Либо
это бортовые части впадин, либо зоны развития глубинных погра-
ничных разломов, между двумя крупными тектоническими эле-
ментами, или ступенчатое погружение фундамента или зоны рас-
крытия крупных рифтогенных структур.
Поиски крупных неантиклинальных зон нефтегазонакопления рас-
сматриваются в качестве самостоятельного направления работ, тре-
бующего специальных палеогеографических исследований и ана-
лиза всей истории развития бассейна, его эволюции.
2.2. Восточный сегмент Арктического шельфа
НГБ Арктического шельфа: Баренцевоморский,
Тимано-Печорский, Южно-Карский, бассейн моря Лаптевых
Баренцевоморский НГБ
В пределах Баренцевоморского Н ГБ, занимающего восточную часть
Баренцева моря, выявлены залежи нефти и газа в резервуарах
пермско-триасового и юрского НГК. Резервуары мелового НГК
являются потенциально перспективными для поиска новых зале-
жей нефти и газа. Все они сформировались на пострифтовой ста-
дии развития в условиях обширного погружения бассейна.
6. А. Б. Золотухин и др.
82
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Пермско-триасовые резервуары представлены песчаными фациями.
Они выделяются в единой песчано-глинистой толще, имеющей
региональное распространение. Мощность толщи изменяется от 500
м в пределах северной части Тимано-Печорского бассейнадо 5—7
км в акватории Баренцева моря. Мощность отдельных песчаных
горизонтов составляет 10—50 м. Пористость песчаников изменяется
в широких пределах от 10 до 20—30%. Проницаемость составляет
200-500 мД.
Формирование песчаных резервуаров пермско-триасового возраста
происходило в условиях прибрежно-морского и мелководно-мор-
ского шельфа и связано с деятельностью палеодельт и турбидит-
ных потоков в сравнительно мелководных условиях. В результате
природные резервуары часто представлены плохо выдержанными
по простиранию песчаными пластами и линзами песчаников в толще
более тонких непроницаемых пород.
Зоны их распространения определяются палеогеографическим фак-
тором и выделяются в пределах зон развития палеодельт и под-
водных палеотечений. Они содержат в основном залежи сложного
линзовидного строения, не контролируемые структурными фак-
торами, вследствие чего их трудно спрогнозировать на прилегаю-
щую территорию. С такими литологически ограниченными со всех
сторон песчаными телами связаны основные перспективы пермс-
ко-триасового терригенного НГК в центральной части Баренцево-
морского шельфа. Уточнение их природы позволяет прогнозиро-
вать местоположение литологических ловушек, форму и опреде-
лить тактику поисков.
В песчаниках триасового возраста в настоящее время выявлены
залежи газа — на Северо-Кильдинском и Мурманском месторож-
дениях (рис. 2.3). Продуктивная толща представлена ритмичным
переслаиванием проницаемых песчано-алевритистых пачек и не-
проницаемых глинистых пачек (рис. 2.4).
Газы верхнетриасовых отложений довольно легкие (плотность 0.565),
содержат мало тяжелых УВ (в среднем 0.562% по объему) и харак-
теризуются повышенной сухостью. В составе этих газов преоблада-
ют изоалканы, а исходным ОВ для них послужило, вероятно, ОВ
гумусового типа. Газы среднетриасовых отложений несколько тя-
желее верхнетриасовых (плотность 0.600), содержание тяжелых уг-
леводородов в них повышается до 2%. Газы нижнетриасовых отло-
жений наиболее тяжелые, плотность их 0.601%. Содержание дос-
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
83
Рис. 2.3. Бассейны западной части Арктического шельфа
тигает 98.3% для Северо-Кильдинского месторождения. Доля тяже-
лых УВ незначительная, в среднем 0.92% по объему. Верхнеперм-
ские газы — азотные (среднее содержание азота 41% по объему.
Количество тяжелых УВ в газах минимальное (0.18%).
Резервуары юрского возраста распространены в центральной части
Баренцевоморского бассейна. Они имеют более простое строение
по сравнению с резервуарами пермско-триасового возраста и дос-
таточно хорошо выдержаны по площади. Выделяются они в составе
юрского НГК, представленного глинистой толщей с отдельными
песчаными пластами. Строение НГК практически однородно на
всей территории бассейна, так как формирование его происходило
в относительно стабильной морской обстановке. Мощность комп-
лекса составляет 700—1200 м и закономерно увеличивается к
центральной части бассейна. Глубина залегания юрских песчаных
резервуаров изменяется в пределах 700—1100 м.
Резервуары изучены по скважинам Лудловского, Штокмановского
и Арктического газовых месторождений. Они представлены одно-
родными песчаными пачками коллекторов (мощностью 20—80 м),
чередующимися с пачками тонкого переслаивания песчаников и
84
Часть i. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 2.4. Мурманское газовое месторождение в песчаниках нижнего триаса.
Положение — см. рис. 2.3 (АМНГР, СМНГ, Йохансен и др., 1992 г.)
глин. Мощность песчаных и глинистых прослоев соответственно
30—50 м и 10—30 м. Региональным флюидоупором для них служит
достаточно однородная по составу глинистая толща позднеюрско-
го и частично мелового возраста. Мощность регионального флюи-
доупора— 100-200 м (рис. 2.5).
Резервуары обладают высокими емкостными свойствами. Средние
коэффициенты пористости составляют 20—25%. Проницаемость из-
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
85
Рис. 2.5. Штокмановское газоконденсатное месторождение.
Пластовосводовая залежь в песчаниках верхней юры. Массивная залежь в пес-
чаном резервуаре средней юры (АМНГР, СМНГ, Йохансен и др., 1992 г.)
меняется в широких пределах — от 500 до 1000 мД. Резервуары
пластовые, выдержанные на больших расстояниях. В них выявлены
только газовые залежи, и связаны они с крупными антиклиналь-
ными структурами.
Газы юрских отложений, изученные в пределах шельфа Баренцева
моря на Лудловском и Штокмановском месторождениях, по со-
86
Часть i. Геология и добыча нефти и газа
ставу и физико-химическим свойствам однотипны и классифици-
руются как метановые. Содержание СН4 78—96.5% по объему, СО2
— 0.02—1.45%, содержание гелия — от 0 до 0.044%, сероводородсо-
держащих элементов нет.
Резервуары мелового возраста являются пока только перспектив-
ными для поисков нефти и газа в пределах Баренцевоморского
шельфа. Меловые отложения в Арктике регионально нефтегазо-
носны. Открыты месторождения в меловых отложениях НГБ Свер-
друп, в устье р. Маккензи, в прибрежной зоне Северной Аляски
(месторождение-гигант Купарук), в Северном море. В Карском море
открыты два газовых месторождения-гиганта — Русаковское и Ле-
нинградское, на о-ве Белый получены притоки нефти.
На территории Баренцева моря меловой комплекс развит наибо-
лее широко в центральной и восточной частях акватории. Макси-
мальная глубина погружения кровли около 800 м, т.е. легко дости-
жимая для современного бурения. Мощность комплекса изменяет-
ся от 700 до 900 м. Представлен комплекс морской песчано-гли-
нистой формацией. Наибольшая доля песчаных разностей сосредо-
точена в основании аптского яруса. Песчаные резервуары хорошо
выдержаны, и их суммарная мощность составляет 100 м.
Тимано-Печорский НГБ
В пределах Тимано-Печорского бассейна резервуары нефти и газа
выделены в разрезе всего осадочного чехла бассейна от ордовика
до триаса. Все они имеют продолжение в акватории Печорского
моря. Среди них четко выделяются резервуары, сформировавшиеся
на рифтовом и пострифтовом этапах развития бассейна.
Резервуары, сформировавшиеся на рифтовом этапе развития бас-
сейна, выделяются в составе двух НГК. — ордовикско-нижнеде-
вонском и среднедевонско-нижнефранском. Залежи в этих резер-
вуарах открыты только на суше.
Резервуары ордовикско-нижнедевонского возраста представлены
трещинно-поровыми и каверново-поровыми известняками и до-
ломитами. Пористость их колеблется от 5 до 10%, проницаемость
не превышает 30—70 мД. Мощность отдельных проницаемых плас-
тов составляет 50—100 м. В их составе формируются в основном
массивные залежи нефти.
Залежи нефти выявлены в ордовикских, силурийских и нижнеде-
вонских отложениях. В залежах преобладают легкие и средние по
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
87
плотности парафинистые нефти. Встречаются также гипергенно
измененные тяжелые нефти (0.934 г/см3) с повышенным содер-
жанием серы (2.63%), смол (15.3%) и асфальтенов (9.7%).
Резервуары среднедевонско-нижнефранского возраста сложены пес-
чаными коллекторскими горизонтами в толще глинистых слабоп-
роницаемых пород. В составе комплекса выделяется несколько про-
дуктивных песчаных пластов. Мощность их колеблется от 20 до 70
м, пористость коллекторов — от 23% до 6—12%. Проницаемость
коллекторских горизонтов соответственно изменяется от 30—70 до
800 мД. Региональным экраном для углеводородных флюидов слу-
жит широко распространенная верхнедевонская кыновско-сарга-
евская глинистая толща.
Большая часть ловушек связана с областями стратиграфического
срезания нижнедевонских и среднедевонских толщ и выходом их
под верхнедевонские кыновско-саргаевские глинистые отложения.
В результате формируются пластовые стратиграфически экрани-
рованные залежи (рис. 2.6).
Нефти среднедевонско-нижнефранского НГК — легкие с плотнос-
тью 0.82—0.85 г/см3. Однако па ряде залежей присутствуют нефтя-
ные оторочки, плотность нефти которых достигает 0.949 г/см3.
Отмечается следующая закономерность изменения свойств нефтей
в пределах месторождений: тяжелые малопарафинистые высоко-
смолистые нефти постепенно вверх по разрезу замещаются легки-
ми высокопарафинистыми (более 10%) нефтями, практически не
содержащими асфальтенов [14].
В среднедевонских резервуарах в пределах сухопутной части Тима-
но-Печорского бассейна на глубинах 100—180 м обнаружена за-
лежь нафтеново-ароматической вязкой нефти с плотностью 0.933—
0.947 г/см3 (Ярегское месторождение).
На пострифтовой стадии развития бассейна сформировались резервуа-
ры верхнедевонско-турнейского, нижнекаменноугольного (визейско-
го), верхнекаменноугольно-нижнепермского и верхнепермско-триа-
сового возраста. Соответствующие НГК регионально нефтегазоносны
и имеют продолжение в экваториальной части бассейна.
Резервуары верхнедевонско-турнейского возраста сформированы
карбонатными массивными телами. Коллектор представлен водо-
рослевыми порово-кавернозными известняками и доломитами с
88
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
высокими емкостными свойствами: пористостью до 30%, проница-
емостью до 2000 мД.
Основные залежи нефти установлены в зонально развитых рифоген-
ных массивах и биогермныхтелах (рис. 2.7). Нефти легкие (0.837%),
слабосернистые и сернистые (0.18—0.58%), парафинистые (2—4.3%).
Резервуары нижнекаменноугольного (визейскога) возраста представ-
лены терригенными породами континентального и мелководно-
морского происхождения, содержащими оолитовые железные руды,
Рис. 2.6. Усипскос нефтяное месторождение Тимано-Псчорского НГБ.
Стратиграфически экранированные залежи нефти в среднедсвонских песчаниках:
1 — нефть; 2 — аргиллиты; 3 — песчаники;
4 — стратиграфическое несогласие; 5 — известняки
Рис. 2.7. Харьягинское месторождение Тимано-Псчорского НГБ.
Массивная залежь в рифогенных известняках верхнего девона:
I — нефть; 2 — рифовый массив; 3 — известняк; 4 — глинистый известняк
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 89
бокситы и пласты углей. Многочисленные нефтегазопроявления и
промышленные скопления нефти связаны с зонами выклинива-
ния песчаных горизонтов и приурочены к ловушкам структурного
и структурно-литологического типов. Коллекторские свойства пес-
чаников высокие (пористость до 25%, проницаемость до 500 мД).
Все залежи небольшие по размерам, что объясняется отсутствием
над песчаниками надежной региональной покрышки.
Верхнекаменноугольно-нижнепермские резервуары представлены фо-
раминиферово-водорослевыми и мшанково-криноидными глини-
стыми известняками мощностью 100—350 м. Высокопористые раз-
ности известняков чередуются с глинистыми плотными разностя-
ми. В среднем пористость резервуаров составляет 10—20%. Прони-
цаемость изменяется в пределах 100—200 мД. Покрышкой служит
глинистая толща кунгурского возраста. Резервуары массивного и
пластово-сводового типов.
Нефти на северо-востоке бассейна гипергенно измененные, тя-
желые высокосернистые с повышенным содержанием смол и ас-
фальтенов (17—30%). Легкие нефти и газоконденсат сосредоточе-
ны в северо-западной части бассейна.
В экваториальной части Тимано-Печорского бассейна в резервуа-
рах нижнепермского возраста открыты крупные нефтяные место-
рождения — Приразломное, Варандей-море, Медынское море
(рис. 2.8). Залежи нефти пластово-сводовые, массивные, связанные
с инверсионными надрифтовыми структурами. Резервуары пред-
ставлены органогенными, органогенно-обломочными разностями
известняков, перекрытыми региональной кунгурской глинистой
покрышкой. Резервуары неоднородны. По разрезу и по площади
происходит литологическое замещение высокопроницаемых и сла-
бопроницаемых разностей. По своим физико-химическим свойствам
нефти трех вышеуказаных месторождений близки (плотность неф-
ти 0.903 г/см3, содержание серы 2.02%, смол 14.3%, асфальтенов
5.2%, парафинов 1.5%, кинематическая вязкость нефти в поверх-
ностных условиях 27.2—34.9 сСт, в пластовых условиях 9.66—
11.8 сСт) [7].
Перспективными на поиски месторождений нефти и газа являют-
ся рифогенные резервуары на северо-западе Тимано-Печорского
бассейна. Цепочка рифогенных образований ассельско-сакмарско-
го возраста вытянута с юга на север вдоль о-ва Колгуев, далее на
запад в акваторию Баренцева моря.
90
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 2.8. Приразломное нефтяное месторождение морской части Тимано-
Печорского НГБ. Массивная залежь в каменноугольпо-нижнспсрмских
известняках (АМНГР, СМНГ, Йохансен и др., 1992 г.)
Верхнепермско-триасовые резервуары сложены песчаниками при-
брежно-морского и аллювиального генезиса. Песчаные пласты
с высокими коллекторскими свойствами (пористость — 17—23%
и проницаемость — 250 мД) распространены зонально. Региональ-
ная покрышка отсутствует. Роль зональных флюидоупоров выпол-
няют внутриформаиионные пласты и пачки аргиллитов и глин.
В этих отложениях выявлены небольшие залежи тяжелой нефти и
залежи газа с нефтяной оторочкой на Северо-Гуляевском место-
рождении (рис. 2.9).
Наиболее перспективными для поиска залежей нефти и газа явля-
ются резервуары, сформированные в условиях дельтовой равнины.
Здесь создавались условия, благоприятные для аккумуляции угле-
водородов. Многочисленные песчаные пласты плохо выдержаны
по простиранию и образуют линзы в толще глинистых пород.
В песчаных резервуарах формируются литологически ограничен-
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
91
и Нефть и Газ Известия к Песчаник
Рис. 2.9. Ссвсро-Гулясвское пефтегазокоиденсатное месторождение морской
части Гимано-Печорского НГБ. Пластовая залежь нефти в песчаниках
верхней перми. Массивная залежь газоконденсата в известняках каменноу-
гольного возраста (АМНГР, СМНГ, Йохансен и др., 1992 г.)
ные залежи нефти и газа главным образом за счет вертикальной
миграции. Латеральная миграция затруднялась тем, что алевроли-
то-песчаные пласты относительно невелики по размерам, изоли-
рованы алеврито-глинистыми породами и плохо выдержаны по
простиранию.
Южно-Карский НГБ
В Южно-Карском НГБ на сегодняшний день пока установлена про-
дуктивность только резервуаров мелового возраста. В них на шель-
фе Карского моря открыты два газоконденсатных месторождения:
Русановское и Ленинградское. Открытие этих уникальных место-
рождений подтвердило промышленную продуктивность аптских
и апт-сеноманских отложений в составе мелового НГК на террито-
рии Южно-Карского НГБ.
92
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Большими перспективами обладают предполагающиеся в разрезе
резервуары триасового и юрского возраста, в которых, несомнен-
но, будут открыты новые залежи УВ по мере развития поисково-
разведочного бурения.
Резервуары триасового возраста сформировались на стадии рифто-
вого развития бассейна. Это песчаные пласты, развитые в зонах
узких палеопрогибов (рифтах). Они формируют узкие, линейно-
вытянутые тела, которые в пределах современных инверсионных
структур образуют пластово-сводовые ловушки для нефти и газа.
Их продуктивность уже доказана на территории Западной Сибири.
Продуктивность юрских песчаных резервуаров Карского моря, ана-
логичных юрским резервуарам в пределах Баренцева моря, также
доказана в пределах Западно-Сибирского бассейна, где в южной
части полуострова Ямал установлены залежи нефти и газа в сред-
не- и нижнеюрских терригенных песчаных резервуарах на место-
рождениях Новопортовское, Бованенковское и др.
Однако большая часть потенциально перспективных объектов три-
асового и юрского возраста на территории Карского моря нахо-
дится на глубинах, технически не доступных для бурения. Зоны,
доступные для освоения, занимают бортовые части бассейна, где
следует искать локальные объекты на поиски залежей углеводоро-
дов в резервуарах юрско-триасового возраста.
Резервуары мелового возраста выделяются в пределах всего разреза
меловых отложений и являются промышленно газоносными. Плас-
товые резервуары сложены песчано-алеврито-глинистыми отложе-
ниями, накопившимися в континентальных прибрежно-морских
и мелководно-морских условиях.
Толща ритмичного переслаивания песчаников, алевролитов и глин
является благоприятной для формирования многозалежных место-
рождений с высоким этажом продуктивности, каковыми являют-
ся Ленинградское и Русаковское газовые месторождения. В разрезе
месторождений наблюдается значительная литологическая измен-
чивость. Песчаные пласты изменяются как по мощности, так и по
характеру напластования. Те из них, что сформировались в усло-
виях активного гидродинамического режима на Русановском мес-
торождении, обладают высокими коллекторскими свойствами. По-
ристость их составляет 20—27%. На Ленинградском месторождении
мощность песчаных резервуаров сильно сокращается или они выкли-
ниваются. В результате неоднородности пластовых резервуаров деби-
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 93
ты газа при испытании скважин сильно отличаются. На Ленинг-
радском месторождении получены низкие притоки газа, а на Ру-
саковском — высокодебитные промышленные притоки газа.
Верхнемеловая региональная покрышка образовалась в результате
глобальной трансгрессии и накопления мощных глинистых толщ в
морских условиях.
Газы, выявленные в пределах Русановского и Ленинградского место-
рождений, однотипны по составу. Это метановые газы с высоким
содержанием метана — до 91%, низким содержанием гелия и неугле-
водородных компонентов — около 1 % (объемных), бессернистые. Плот-
ность газов уменьшается вверх по разрезу от 0.676 до 0.565.
Газы нижних горизонтов более тяжелые (в среднем их плотность —
0.616). Они содержат в большом количестве тяжелые углеводороды —
до 6.1% по объему. Это довольно жирные газы. Их состав характерен
для газов, получаемых из органического вещества нефтеконденсато-
генерирующих толщ [5]. Вверх по разрезу уменьшается количество
тяжелых У В до 0.5—1.0% по объему.
Бассейн моря Лаптевых
Бассейн моря Лаптевых расположен в восточном секторе Арктики
и занимает площадь от полуострова Таймыр на западе до Новоси-
бирских островов на востоке. Около двух третей акватории имеет
глубины моря до 50 м. При движении в сторону акватории Север-
ного Ледовитого океана севернее Новосибирских островов глуби-
ны моря увеличиваются до 100 м у бровки континентального скло-
на, до 2.5 км — у его подножия.
Бассейн моря Лаптевых изучен еще очень мало. Это область актив-
ного прогибания, испытывающая интенсивное развитие и в на-
стоящее время. Здесь находят продолжение рифтовая долина Се-
верного Ледовитого океана. Процессы рифтообразования происхо-
дят и в настоящее время.
Бассейн моря Лаптевых является северным продолжением Сибирс-
кой платформы. Выделенные в пределах Сибирской платформы оса-
дочные комплексы рифея — нижнего мела территориально принад-
лежат эпикарельскому чехлу Сибирской платформы и формируют
нижний структурный этаж осадочного разреза на шельфе моря Лап-
тевых с характерным набором природных резервуаров.
Фундамент восточной части бассейна имеет молодой возраст.
В палеогене на территории бассейна моря Лаптевых произошло за-
94
Часть 1. Геологии и добыча нефти и газа
ложение региональной системы грабенов, которое сопровождалось
ростом краевых и внутренних поднятий. Совокупность грабенов и
поднятий в кайнозое обусловила формирование линейно-вытяну-
тых зон песчаных резервуаров рифтогенной природы.
2.3. НГБ Северо-Атлантического шельфа: Североморский
и Норвежско-Западно-Баренцевоморский
Североморский бассейн
Североморский бассейн расположен в акватории Североморской си-
неклизы. В недрах этого бассейна выявлено более 250 месторождений
нефти и газа, и он обладает еще высокими потенциальными ресурса-
ми углеводородов. Здесь разведаны крупнейшие и гигантские место-
рождения (газовое Тролл, нефтяные Статфиорд, Брент, Экофиск,
Фортис и др.)
Для Североморского НГБ характерно развитие системы рифтов,
которые расчленяют его на отдельные блоки. Мощность чехла в не-
которых из них достигает 9—10 км. В строении чехла участвуют
палеозойскиетерригенно-карбонатные отложения, карбонатно-тер-
ригенные красноцветные отложения нижней перми и триаса, со-
леносные отложения верхней перми (мощностью до 3 км), песча-
но-глинистые и карбонатные отложения верхней юры и мела (3—
4 км), песчано-глинистые отложения кайнозоя (до 3.5 км).
В пределах Североморского НГБ природные резервуары, содержа-
щие нефть и газ, выделены в терригенно-карбонатных отложениях
девона, в карбонатно-терригенных отложениях перми, в терриген-
ных отложениях юры и палеоцена.
Для НГБ Северного моря характерна зональность распределения
нефти и газа. Основная часть запасов нефти и газа Североморского
бассейна концентрируется в резервуарах рифтогенных комплексов
юры и палеоцена. Эти резервуары широко распространены в пре-
делах Центрально-Североморской рифтовой системы, состоящей
из нескольких грабенов.
Девонские песчаные резервуары являются самыми древними про-
мышленно-нефтегазоносными резервуарами и представлены крас-
ноцветной толщей песчаников, алевролитов и глин. Красноцветная
терригенная толща сформировалась в мелководно-морских усло-
виях на ранней рифтовой стадии развития бассейна. В песчаных
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
95
резервуарах девонского возраста открыты пластовые залежи на мес-
торождениях Западный Брей в грабене Викинг, Бучан — в грабене
Фортис, Арджил — в Центральном грабене.
Нижнепермские резервуары распространены в пределах свиты рот-
лингендс. Они сформировались в аридных условиях прибрежно-
морского паралического бассейна и представлены толщей пересла-
ивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники, как
правило, имеют линзовидную форму. Покрышкой служат верхне-
пермские эвапориты (цехштейн).
В аллювиальных красноцветных песчаниках нижней перми уста-
новлены в основном газовые месторождения в 10жно-Северомор-
ской впадине.
Ранне-среднеюрские резервуары
Песчаные резервуары ранне-среднеюрского возраста залегают на
глубине порядка 3 км. Пластовые резервуары интенсивно разбиты
разломами. Ловушки структурного типа связаны с горст-антикли-
налями и висячими крыльями сбросовых уступов. Покрышкой слу-
жат глины верхнего мела и кайнозоя.
Начальные дебиты ряда скважин достигали 3.5 тыс.т/сут. Плот-
ность нефтей 0.815—0.880 г/см3.
Нижне-среднеюрские песчаные резервуары содержат уникальное
газонефтяное месторождение Тролл, приуроченное к антиклиналь-
ной складке. Крупнейшее норвежское месторождение Тролл рас-
полагается на участке площадью 770 км2 и четко делится на два
газоносных сектора — западный и восточный. Помимо газа, Тролл
содержит некоторое количество нефти (главным образом в запад-
ной части). Газ месторождения Тролл очень богат метаном. В сред-
нем содержание СН4 составляет 93%, СО2 — менее ^.сероводо-
род отсутствует. Высокая степень насыщенности газа метаном де-
лает его сравнительно «тощим», т.е. выход конденсатных фракций
сравнительно невелик.
Верхнепалеоценовые песчаные резервуары связаны с отложениями
дельтового комплекса, формировавшегося в пределах узкой грабе-
нообразной долины, в высокоэнергетических режимах осадкона-
копления. В связи с этим они обладают высокими коллекторскими
свойствами. Коэффициенты пористости достигают 20—23%. В ре-
зервуарах этого типа выявлены многочисленные пластовые залежи
нефти и газа примерно в одинаковых количествах. Плотность неф-
тей 0.816-0.843 г/см3.
96
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Норвежско-Западно-Баренцевоморский НГБ
Природные резервуары, содержащие нефть и газ, в пределах Норвежс-
ко-Западно-Баренцевоморскогобассейна выявлены вотложенияхтри-
асового, нижне-среднеюрского и нижнемелового возраста.
Рифтогенные впадины, в пределах которых открыты месторожде-
ния нефти и газа, расположены на продолжении систем рифтов
Северного моря.
Песчаные резервуары триасового возраста сформировались в глубо-
ководно-морских условиях, в зонах развития грабенов и рифтов.
Расположены они на глубине более 2.5—3.0 км. Пластовые песча-
ные резервуары часто осложнены тектоническими нарушениями.
Месторождения газа и газоконденсата открыты на месторождении
Сморбук (Норвежское море), на площадях Тромсё, Хейдрун (за-
пад Баренцева моря). Небольшие скопления газа в триасовых ре-
зервуарах были выявлены в прогибах Нордкап и Хамерфест (ме-
сторождение Алке). С триасовыми отложениями связаны перспекти-
вы открытия залежей УВ в песчаных пластовых резервуарах, экра-
нированных соляными штоками и диапирами в прогибе Нордкап.
Несмотря на отдельные свидетельства снижения коллекторских
свойств песчаников ниже 2.5 км в пределах Норвежско-Баренце-
воморского НГБ, доказана возможность существования продук-
тивных резервуаров глубже 4 км.
Среднеюрские песчаные резервуары морского генезиса обладают срав-
нительно постоянной мощностью (от 10—50 м до 100—150 м). Они
хорошо выдержаны по площади и представляют собой широкие и
протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер
весьма уплощенных линз. По бокам эти полосы окаймляются пре-
имущественно континентальными глинистыми отложениями, раз-
витыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глини-
сто-карбонатными — в пределах депрессий. В пределах самого ре-
зервуара отмечается ритмичное чередование песчаников, алевро-
литов и аргиллитов, иногда известняков.
Резервуары юрского возраста осложнены тектоническими наруше-
ниями, образуя часто тектонически экранированные ловушки. По-
ристость песчаных прослоев 16%, проницаемость 200—500 мД.
С этими резервуарами связаны основные месторождения газа в за-
падном секторе Баренцева моря. На месторождении Сновит в песча-
ных резервуарах средне/нижнеюрского возраста выявлена газовая
залежь высотой 105 м и нефтяная залежь высотой 15 м (рис. 2.10).
Глава 2, Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 97
Нефть Газ Песчаник
Рис. 2.10. Нефтегазовое месторождение Сиовит в песчаниках средне/пижнеюр-
ского возраста. Месторождение открыто в 1984 году в прогибе Хамсрфест
Норвсжско-Западпо-Барспцевоморского НГБ (Йохансен и др., 1992 г.)
С песчаными резервуарами раннемелового возраста связано един-
ственное нефтяное месторождение в западном секторе Баренцева
моря — месторождение Мирсилде. Оно было открыто на южном
склоне поднятия Лопа.
2.4. Западный сегмент Арктического шельфа
Бассейны Свердрупский, дельты реки Маккензи — моря Бофорта,
Северо-Аляскинский (Арктического склона),
Севере- и Южно-Чукотский
Свердрупский НГБ
Свердрупский бассейн занимает Арктическую окраину Северо-Аме-
риканской платформы. Максимальные мощности осадочного чехла
в пределах бассейна достигают более 14 км. Основные резервуары,
содержащие залежи газа, связаны с песчаниками нижней юры —
верхнего триаса (свита Хейберг), средней юры и нижнего мела.
1. А. Б. Золотухин и др.
98
Часть I. Геологи)! и добыча нефти и газа
Наиболее крупные газовые месторождения Хекла (198 млрд м3) и
Дрейк-Пойнт (142 млрд м3) находятся на северном побережье
о-ва Мелвилл. На месторождении Хекла продуктивны нижнеюрские
и верхнетриасовые песчаники на глубине 950—1067 м. На месторож-
дении Дрейк-Пойнт залежи газа в песчаниках средней юры на глу-
бине 1098-1159 м.
Резервуары пластового типа. Месторождения связаны с антиклинальны-
ми пологими структурами, развившимися, вероятно, над погруженны-
ми сводами соляных штоков. Длина структур до 30 км, ширина до 15 км.
Глубина скоплений газа 600—2450 м, нефти — 876—3263 м.
Нефтяные месторождения Свердрупского бассейна связаны с ри-
фовыми массивами среднего девона (месторождение Бснт-Хорн) на
глубине 3263 м.
НГБ дельты реки Маккензи — моря Бофорта
Бассейн приурочен к склону глубоководной котловины, образовав-
шейся на северном погружении Северо-Американской платформы
и рифтогенного прогиба дельты р. Маккензи субмеридионального
простирания. Бассейн сформировался в зоне сочленения древней плат-
формы с мезозойской складчатой системой. Осадочный чехол сло-
жен терригепно-карбонатными отложениями нижнего палеозоя, дево-
на, верхнего карбона и перми, песчано-глинистыми отложениями
триаса, юры и мела и континентально-морскими угленосными обра-
зованиями палеоген-нсогена. Мощность осадочного чехла по мере уда-
ления от берега в сторону океана резко возрастает, достигая 10 км.
Ловушки стратиграфически и литологически экранированные,
сформировавшиеся в условиях древней дельтовой равнины и свя-
занные с изменениями фаций. Коллектором служит песчаник эоцен-
плиоценового возраста, высокопористый (20—30%), проницаемый
(сотни мД). Помимо ловушек литологических, встречаются струк-
турные пластово-сводовые ловушки, приуроченные к сбросам и
крупным антиклиналям.
Основные залежи углеводородов связаны с песчаными резервуарами
мела и палеогена. Кроме того, в Mei i ыпей степени установлена неф-
тегазоносность неогеновых песчаников и девонских известняков.
Девонские резервуары представлены рифовыми массивами средне-
девонского возраста. Они распространены на глубинах более 2.5 км.
В рифогенных известняках выявлены массивные залежи нефти на
месторождении Мейогиак, на глубинах 2820—2865 м.
Глава 2, Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
99
В песчаных резервуарах нижнего мела открыто несколько место-
рождений, в том числе газонефтяное месторождение Аткинсон-
Пойнт, газовое месторождение Парсонс также с залежью в песча-
никах нижнего мела.
Песчаные резервуары палеогена и неогена связаны с ареалом зон
нефтегазонакопления дельты р. Маккензи. В ареале выявлено свы-
ше 15 месторождений нефти и газа, в том числе крупное газокон-
денсатное месторождение Таглу с залежью в песчаниках палеогена
на глубине 2465—2545 м и месторождение Малик. В последнем мес-
торождении установлена газогидратная залежь. Крупнейшим не-
фтяным месторождением на шельфе моря Бофорта является мес-
торождение Копаноар.
Основная часть залежей в песчаных пластах палеогена и неогена
расположена на глубине порядка 2.5—3.5 км. Все залежи, как пра-
вило, связаны с антиклинальными структурами.
Северо-Аляскинский НГБ
Вдоль Арктического побережья Северной Аляски добыча нефти и
газа осуществляется из песчаных коллекторов миссисипия, Пен-
сильвания, триаса, юры, мела и палеогена, которые, очевидно,
являются характерными продуктивными толщами Арктической
платформы. Кроме того, продуктивны миссисипские карбонатные
породы в южной части территории. Как песчаные, так и карбонат-
ные резервуары, по-видимому, распространяются в северном на-
правлении в сторону открытого моря. Наличие сбросовых наруше-
ний, обширных складок и стратиграфических ловушек является
характерным для всего комплекса продуктивных пород. Общая мощ-
ность осадочного чехла бассейна превышает 13 км.
В бассейне Северной Аляски открыто 3 нефтяных месторождения
(одно из них гигантское, Прадхо-Бей) и 8 газовых месторожде-
ний. Гигантское месторождение Прадхо-Бей является уникальным:
извлекаемые запасы нефти составляют около 2000 млн т [13]. Ос-
новные залежи нефти заключены в песчаниках триаса (на глубине
2460—2650 м), юры (2060—2150 м) и известняках карбона (2680—
3190 м).
Пористость песчаных горизонтов триаса и юры очень высокая —
26—30%. Проницаемость 1000 мД. Это дельтовые песчаники, хоро-
шо сортированные, переслаивающиеся с тонкими слоями морских
глин.
100
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Карбонатные резервуары каменноугольного возраста обладают менее
высокими коллекторскими свойствами. Их проницаемость на место-
рождении Прадхо-Бей менее 100 мД. Месторождение связывается с
антиклинальной складкой, ограниченной со всех сторон тектоничес-
кими нарушениями. Залежи сводовые, частично стратиграфически и
тектонически экранированные. Плотность нефтей 0.833—0.989 г/см3.
В юрских и меловых песчаных резервуарах открыто крупное месторож-
дение нефти Купарук-Ривер. Все нефтяные залежи в районе Купа-
рук-Ривер связаны с морскими песчаниками неокома, альба и сено-
мана. Песчаные горизонты хорошо выдержаны по площади и обладают
высокими коллекторскими свойствами. Нефть тяжелая (0.922 г/см3).
Севере- и Южно-Чукотский бассейны
В пределах Чукотского моря выделяются два возможно нефтегазо-
носных бассейна — Северо- и Южно-Чукотский бассейны. Конту-
ры их, в силу слабой изученности, определены с большой долей
условности. Изученность сейсморазведкой менее 0.1 пог. км/км 2.
Мощность осадочного чехла бассейнов Чукотского моря на юге
превышает 5 км, а на севере — 13 км.
В разрезе осадочного чехла Северо-Чукотского бассейна последова-
тельно от пермского до голоценового возраста можно выделить
три НГК, благоприятных для формирования скоплений углеводо-
родов. Все они хорошо коррелируются с одновозрастными НГК
Северной Аляски.
Оценка перспектив нефтегазоносности Южно-Чукотского потен-
циально НГБ базируется на материале по районам прилегающей
суши: поднятие Врангеля, Чукотская складчатая зона и Стюард
Массив. Одним из прямых признаков нефтегазоносности недр яв-
ляется наличие аномальных содержаний метана и его гомологов в
донных осадках и нафтидов в обрамлении бассейна.
2.5. Северо-западный сектор Тихоокеанского
подвижного пояса
Охотский НГБ и бассейны Берингова моря (Анадырский
и Наваринский бассейны)
Охотский НГБ
Охотский НГБ охватывает акваторию Охотского моря, где основ-
ные месторождения нефти и газа открыты на Сахалине и в преде-
лах шельфовой зоны Северо-Восточного Сахалина.
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 101
Породы, которые можно рассматривать как резервуары нефти и
газа на Сахалине, относятся к разным группам пород: обломоч-
ных, кремнистых, глинистых и эффузивных. По стратиграфичес-
кому интервалу в разрезе они охватывают диапазон от верхнего
меладо четвертичных [3]. Региональными флюидоупорами явля-
ются пачки (свиты) глинистых пород с маломощными прослоями
песчано-алевритовых разностей. Они представлены глинистыми по-
родами окобыкайской свиты среднего миоцена, развитой преиму-
щественно на суше, и плиоцен-миоценовыми глинами на шельфе.
Природные резервуары разнообразны по своей природе и сильно
отличаются по разрезу. Часть из них (резервуары верхнемелового,
палеоцен-эоценового, олигоценового и ранне-среднемиоценового
возраста) связана с НГК, сформировавшимися на этапе рифтового
развития бассейна, а другая часть (резервуары позднего миоцена) с
НГК пострифтового этапа развития бассейна.
Верхнемеловые пластовые песчаные резервуары отличаются невысо-
кими качествами, общая пористость 5—10% (редко до 14%), пори-
стость насыщения 3—5%, проницаемость от сотых долей до первых
десятков миллидарси.
Налеоцен-эоценовые и олигоценовые песчаные резервуары сформи-
ровались на ранней стадии рифтового этапа развития бассейна. В
это время бассейн был расчленен на систему горстов и грабенов, в
которых формировались потенциально нефтегазоносные комплек-
сы отложений. Палеоцен-эоценовые пластовые резервуары сложе-
ны песчаниками морских фаций и распространены только в преде-
лах отдельных грабенов. Выделяются они в мощной толще (2—3 км)
песчано-глинистых пород.
В палеоценовых и эоцен-олигоценовых обломочных породах (на-
пример, тумская свита на Северном Сахалине), формировавшихся
частично на склонах, возможно зональное (рукавообразное) раз-
витие песчаников олигомиктового состава с относительно хоро-
шими коллекторскими свойствами. На некоторых участках на за-
паде Сахалина развиты удовлетворительные коллекторы с порис-
тостью 10—20 и проницаемостью до 100 мД. Хорошими коллекто-
рами являются миоценовые песчаники.
В западной части Северо-Сахалинского наложенного прогиба под
неогеном вскрыты на некоторых площадях эффузивные породы,
которые в некоторых участках рассматриваются как массивные ре-
зервуары с гипергенными трещинными коллекторами. Такую же
102
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
характеристику можно дать и природным резервуарам мела — па-
леогена на Западной Камчатке [3].
Резервуары олигоцснового возраста распространены повсеместно. В
их составе преобладают алеврито-кремнистые породы относитель-
но глубоководных фаций открытого моря [8]. Присутствие в раз-
резе перекристаллизованных опок делает толщу перспективной
для поисков залежей У В в коллекторах трещинного и трещинно-
порового типов.
Резервуары олигоцепового возраста слагают основной продуктив-
ный горизонт Окружного месторождения Северного Сахалина (пи-
лепгская свита). Они представлены тонким переслаиванием свет-
ло- и темно-серых, почти черных, сильно трещиноватых кремни-
стых, глинисто-кремнистых пород — силицитов и кремнистых ар-
гиллитов с редкими прослоями туфогенных пород. Мощность от-
дельных прослоев 1 —10см.
Кремнистые породы (силициты), образующие массивные резерву-
ары в сводах месторождения, имеют общую характеристику в пре-
делах бассейна. Свойства изменяются в зависимости от трансфор-
мации минерального вещества (кремнезема). Наилучшие коллек-
торские свойства связаны с ранними и средними стадиями преоб-
разования. В раннем катагенезе, когда из органогенной возникает
глобулярная структура, емкостные свойства наивысшие (порис-
тость 46—48%), ниже при переходе к окварцеванию возникают
трещинные коллекторы с высокой проницаемостью — сотни мил-
лидарси, что подтверждается на месторождении Окружное на Са-
халине и на месторождениях в кремнистых породах формации
Монтерей в Калифорнии.
В этих резервуарах на Окружном месторождении были выявлены
залежи различных типов: пластово-сводовые, тектонически и лито-
логически экранированные. Все они, по-видимому, сообщаются друг
с другом посредством тектонических нарушений и интенсивно раз-
витой трещиноватости и представляют собой гидродинамически еди-
ный, массивный резервуар. А общей покрышкой являются глинис-
тые нетрещиноватые отложения нижнего миоцена.
Из двух объектов этих отложений, расположенных в кровельной и
в подошвенной части НГК, были получены фонтанные притоки не-
фти с дебитом соответственно 119 т/сут на 11.5 мм штуцере и 87 т/сут
на 7.5 мм штуцере. Нефть сравнительно легкая (0.8306 г/см3) с
содержанием серы 0,17—0.45%, малопарафинистая (0.14—2.18%),
смолистая (до 25%).
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 103
Открытием залежей нефти Окружного месторождения на севере
Охотского моря впервые была доказана промышленная нефтенос-
ность кремнистых отложений Дальнего Востока.
С отложениями позднерифтовой стадии развития связаны резер-
вуары ранне-среднемиоцснового возраста (даехуринский НГК и
уйнинско-дагинский НГК).
Резервуарная толща нижнего-среднего миоцена сформировалась в
условиях одной из самых значительных регрессий. В это время на-
чала развиваться дельта Палеоамура, фронт которой располагался
в южной части шельфа Охотского моря. В авандсльте формирова-
лись мощные песчаные пласты верхней сублиторали с хорошими
коллекторскими свойствами (40—70% песчано-алевритистых по-
род в верхней части НГК). В настоящее время они содержат залежи
нефти и газа 19 месторождений (самые крупные на Сахалине —
Монгипское, Аркутун-Дагинское и Лунское месторождения).
Верхняя часть толщи в сочетании с региональной среднемиоценовой
покрышкой образует массивно-пластовый резервуар. Отложения тол-
щи находятся в благоприятных катагенетических условиях. Возрастает
роль седиментационного фактора в контроле значений пористости и
проницаемости. В условиях дельтовой равнины и авандельты (дагин-
ская свита) сформировались коллекторы высокого качества (порис-
тость от 20 до 30—35%, проницаемость — сотни миллидарси и пер-
вые единицы дарси) в дагинекой свите Катанглинско-Набильского
района Северного Сахалина и примыкающего участка шельфа (Лун-
ское месторождение). Повышенная глинистость коллекторов обус-
ловливает их невысокую проницаемость (обычно менее 100 мД)
при сравнительно высокой пористости (10—30%) в Южно-Сахалин-
ском и Западно-Камчатском бассейнах.
На Северном Сахалине, в центральной и западной частях, в ре-
зервуарах ранне-среднемиоценового возраста развиты поровые кол-
лекторы с открытой пористостью 15—30% и проницаемостью до
1000 мД. В северо-восточной части преобладают слабопроницаемые
коллекторы, где их емкостно-фильтрационные свойства, как пред-
полагают, снижаются в сторону шельфа.
В позднем миоцене формировались дельтовые алеврито-песчаные
резервуары, которые впоследствии стали содержать основные за-
лежи нефти и газа (окобыкайско-нутовский НГК). Авандельта Па-
леоамура вышла в северную часть современного шельфа, где с ней
связаны Чайвинское месторождение Одоптинской антиклиналь-
104
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
ной зоны. Дельтовые песчаные фации на юге и севере шельфа и у
его восточной границы сменяются морскими, преимущественно
глинистыми, местами кремнистыми фациями.
Формирование песчаных резервуаров происходило в условиях
подводного продолжения палеорусел. Мощность продуктивного
комплекса, сформировавшегося в условиях палеодельты, состав-
ляет 1100—1300 м, в прогибах до 1800 м, а в зонах относительного
поднятия до 400—500 м. Одновременно с сокращением мощности
происходит глинизация песчаных пластов (вплоть до полного их
замещения). Зоны глинизации выполняют роль регионального ли-
тологического экрана.
Средне-верхнемиоценовая резервуарная толща соответствует крупно-
му трансгрессивно-регрессивному циклу осадконакопления и пред-
ставляет систему пластовых резервуаров мощностью до 1.5 км (Севе-
ро-Сахалинский прогиб). Во впадинах с преимущественно глинисто-
кремнистыми отложениями (Дерюгинский, Пограничный прогибы),
либо с нелитифицированными отложениями (Шантарский, Гижигин-
ский) коллекторы отсутствуют. В остальных бассейнах в том или ином
объеме распространены коллекторы удовлетворительного и хорошего
качества (пористость 15—35%, проницаемость 10—1000 мД).
В разрезе комплекса в пределах шельфа выделяется несколько (16—
20) песчано-алевритовых пластов мощностью от 20 до 150 м. На
профилях выравнивания построенных вкрест простирания песчаных
тел отмечается эрозионный врез в нижележащие глинистые породы
и приращение толщины тела заполнения за счет них (Николаев И. Е.,
1997). По мнению Д. А. Буша (1977), это является основным и самым
надежным критерием установления русловой природы песчаных тел.
Песчаные тела руслового генезиса вкрест простирания фациальных
зон переходят в алеврито-глинистые или глинистые осадки межпро-
точных участков. Коллекторы порового типа с пористостью 21—29%
и проницаемостью 28—526 мД. Глинистые разделы мощностью 530 м
не выдержаны по площади. Плотность нефтей 0.836—0.859 г/см3 [1 ].
В плиоценовой резервуарной толще выделяется пластовый резерву-
ар с поровыми коллекторами удовлетворительного качества (по-
ристость 10—25%, проницаемость 1—100 мД).
Ловушки в выделенных НГК осадочного чехла бассейнов пред-
ставлены широким спектром морфогенетических типов: пластовые
сводовые, экранированные разломами и зонами выклинивания,
глинизации, а также седиментационные тела конусов выноса,
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 105
турбидиты. Есть ловушки смешанного типа —структурно-литоло-
гические, структурно-стратиграфические. Пластовые сводовые и
тектонически-экранированные ловушки преобладают в бассейне
(рис. 2.11). Открытые месторождения контролируются антиклина-
лями, площадь которых более 200 км2.
Рис. 2.11. Тектонически экранированные залежи в поднадвиговой зоне
месторождения Мухто: 1 — нефть; 2 — чередование алевритов и аргиллитов;
3 — песчаники; 4 — тектоническое нарушение
Литологические и структурно-литологические ловушки, связанные
с седиментационными телами конусов выноса и турбидитов, игра-
ют заметную роль в осадочном чехле глубоководных прогибов,
удаленных от источников сноса: Дерюгинском, Южно-Охотском и
Тинро. Структурно-литологические ловушки, связанные с выкли-
ниванием и глинизацией коллекторских толщ, играют заметную
роль в размещении месторождений на шельфе Северо-Восточного
Сахалина. Ряд залежей нефти и газа на Северном Сахалине и За-
падной Камчатке приурочен к структурно-стратиграфическим ло-
вушкам.
В настоящее время в экваториальной части Охотского бассейна
выявлено свыше 250 ловушек для нефти и газа.
106
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Анадырский и Наваринский бассейны занимают акваторию Берин-
гова моря. Нефтегазоносность их установлена в результате откры-
тия небольших месторождений нефти, газа и газоконденсата на
прилегающей суше. Наибольшие перспективы из бассейнов Берин-
гова моря связаны с Анадырским бассейном.
Основные прогнозные ресурсы приурочены к миоценовым и па-
леогеновым песчано-глинистым резервуарам. Большинство откры-
тых месторождений приурочено к отложениям неогена.
На юге Анадырской впадины выявлено Верхне-Эчинское нефтяное
месторождение, приуроченное к антиклинальной складке размером
10,0 х 1,25 км и амплитудой 210 м. Продуктивный горизонт (миоце-
новый) залегает на глубине 1400—1600 м и представлен толщей
переслаивания поровых вулканогенных песчаников с сильно гли-
низированными алевролитами и глинами. В верхнем миоцене разве-
дано Озерное газовое месторождение.
Залежи УВ прогнозируются в поровых коллекторах миоцена и тре-
щинных коллекторах эоцена. Надежными флюидоупорами могут
быть глинистые породы среднего эоцена-олигоцена и среднего-
верхнего миоцена.
Рассмотренные бассейны Арктического шельфа и Дальнего Восто-
ка обладают высокими перспективами. Высокая оценка неразве-
данных ресурсов этих бассейнов подтверждается открытием уни-
кальных и крупных месторождений на шельфе Баренцева и Карс-
кого морей, на Сахалинском шельфе первыми скважинами. Осо-
бенности геологического строения этих бассейнов, характер рас-
пределения и тип резервуаров позволяет прогнозировать об-
ширные зоны нефтегазонакопления, перспективные на поиски
новых месторождений нефти и газа в бассейнах Арктических окра-
ин при проведении дальнейших поисково-разведочных работ.
Литература
1. Аникина Н. А., Соболева Е. Ф. Типизация нефтей шельфа Северного
Сахалина по микроэлсментному составу/ Геология и разработка ме-
сторождений нефти и газа Сахалина и шельфа -М.: Научный мир,
1997. -С. 147-151.
2. Богданчиков С. М., Стыценко Т. Л. Влияние гидродинамических усло-
вий на размещение залежей углеводородов на шельфе Северо-Вос-
точного Сахалина// Геология нефти и газа. — 1995. — N3. —С. 31—35.
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность 107
3. Бурлии Ю. К., Конюхова. И., Карнюшина Е. Е. Литогенез нефтегазонос-
ных толщ: Учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по
специальности «Геология нефти и газа», 1991. — 282 с.
4. Бурлии Ю. К. Осадочные бассейны Чукотского шельфа и прилегаю-
щей части шельфа Аляски/ Третья международная конференция. Раз-
витие Арктического шельфа России. РАО—97, 1997. С-Петербург, Рос-
сия. — С. 68.
5. Гаврилов В. П., Федоровский ГО. Ф., Тронов Ю. А. и др. /Геодинамика и
нефтегазоносность Арктики. — М.: Недра, 1993. — 323 с.
6. Еременко Н. А. // Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии/ Гл.
ред. Р. И. Вяхирев — М.: Изд-во Академии горных наук, 1998. — С. 83.
7. Захаров Е. В., Тимонин А. Н. Перспективы освоения нового нефте-
носного района в юго-восточной части Печороморского шельфа//
В кн. Перспективы выявления и освоения месторождений газа, кон-
денсата и нефти на шельфе морей России — ВНИИГАЗ, 1998. — С.
18-28.
8. Коблов Э. Г., Харахинов В. В. Зональный и локальный прогноз нефте-
газоносности осадочных бассейнов Охотского моря / Геология и раз-
работка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. — М.: На-
учный мир, 1997. — С. 26—57.
9. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / Гл. ред. Р. И. Вяхирев —
М.: Изд-во Академии горных наук, 1998. — 573 с.
10. Нефтегазоносность осадочных бассейнов Северо-Западной части Ти-
хоокеанского пояса/под ред. Ю. К. Бурли на. - М.: МГУ, 1991. -111с.
11. Никитин Б. А., Хведчук И. И. Нефтяное месторождение Приразлом-
ное на арктическом шельфе России // Геология нефти и газа. — 1997.
- № 2. - С. 26 - 29.
12. Основы геологии и геохимии горючих ископаемых// под ред. В. В. Се-
меновича. — М.: Недра, 1987. — С. 256.
13. Перспективные нефтегазоносные провинции Соединенных Штатов
Америки /Под ред. И. X. Крама, Н. А. Еременко и С. П. Максимова. —
М.: Недра, 1974.
14. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР/
Г. А. Габриэлянц, Г. X. Дикснштейн, И. Н. Капустин и др./ Мин-во
геол. СССР; ВНИГРИ. Под ред. Г. А. Габриэлянца. — М.: Недра,
1991. - 283 с.
15. Ступакова А. В. Формирование структуры Тимано-Печоро-Баренце-
воморского региона в триасовый период// Нефтегазоносные и угле-
носные бассейны России/под ред. Б. А. Соколова. —М.: МГУ, 1996. — С.
184-196.
Глава 3
ТИПЫ ПОРОД,
ПРОИСХОЖДЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
И УСЛОВИЯ ИХ НАКОПЛЕНИЯ
А. Б. Золотухин
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
Российский государственный университет
нефти и газа им. И. М Губкина, Москва, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
3.1. Введение
3.2. Основы нефтепромысловой геологии
3.2.1. Обломочные отложения
3.2.2. Отложения другого происхождения
3.2.3. Основные типы осадочных пород
3.3. Происхождение углеводородов и условия их накопления
3.3.1. Материнские породы и образование углеводородов
3.3.2. Миграция и накопление углеводородов
3.3.3. Классификация ловушек, необходимых для формирования
залежей нефти и газа
3.3.4. Распределение мировых запасов углеводородов по типам ловушек
3.4. Типы ловушек, характерные для континентального шельфа Норвегии
Литература
Глава 3. Типы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления 109
3.1. Введение
Успешная добыча природных углеводородов невозможна без цело-
го комплекса исследований и анализа получаемой информации,
оценки величины запасов и качества углеводородов, естественно-
научной базой которых является целая совокупность наук о нефти
и газе.
На рис. 3.1. показана одна из возможных классификаций наук о
нефти и газе, основанная на логистике и последовательности ис-
следований и операций по поиску и разведке, бурению и разра-
ботке месторождений природных углеводородов.
В настоящей главе кратко излагаются основы нефтепромысло-
вой геологии. В частности, речь пойдет о материнских породах,
происхождении и формировании углеводородов, их миграции
из материнских пород и формировании нефтегазоносных пластов.
Геология и
Геофизика
Оценка запасов, выбор
местоположения разведочных
и оценочных скважин
Гео лого-физическое
описание пласта
Корреляция
пластовых параметров
Геохимические
исследования
Проектирование 1
разработки
Проектирование
добычи
Оценка извлекаемых запасов, расчет процесса вытеснения нефти
и газа на основе уравнений состояния, уравнений материального
баланса, моделирования процесса извлечения нефти, гцпродииа-
мическое исследование скважин, оценка числа скважин
Оценка эффективности [Проектирование разработки с
применения методов использованием методов
увеличения нефтеотдачи увеличения нефтеотдачи
Выбор конструкции скважин и способов эксплуатации скважин, интер-
претация каротажа в добывающих скважинах, расчет дебатов добывающих
скважин и параметров работы нагнетательных скважин, оценка числа
скважин и расчет профиля добычи по месторождению в целом
Проектирование
систем сбора, под-
готовки и транспорта
нефти и газа
Анализ различных вариантов
систем сбора, подготовки,
систем замеров и транспорта
Выбор наилучшего
варианта
Рис. 3.1. Одна из возможных классификаций наук о нефти и газе
1 10
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
3.2. Основы нефтепромысловой геологии
Углеводороды, как хорошо известно, являются минеральным ве-
ществом, добываемым из недр Земли. Углеводороды насыщают по-
ровое пространство горных пород, называемых часто продуктивны-
ми породами, и могут находиться в пластовых условиях в газооб-
разном, жидком и полутвердом состоянии. Большая часть нефтега-
зонасыщенных пород относится к породам осадочного типа.
3.2.1. Обломочные отложення
Осадочные породы являются результатом процессов осадконакоп-
ления, происходящих за геологические времена. Условия осадко-
накопления определяют тип и основные свойства формирующих-
ся при этом пород, а смена этих условий приводит к стратифика-
ции или, другими словами, слоистости горных пород. Источником
осадочных частиц служат обломки самих же горных пород, кото-
рые, в свою очередь, подвержены химическим изменениям. Отло-
жения, формирующиеся из обломков горных пород, называются
обломочными отложениями (английское clastic sediments происхо-
дит от греческого слова clastos, переводимого как обломочный,
разрушенный). Размеры осадочных частиц, варьируясь от крупных
обломков до микроскопических частиц глин, служат основой для
классификации обломочных отложений и сложенных ими пород.
Пример подобной классификации обломочных частиц, отложений
и осадочных пород обломочного типа приведен в табл. 3.1 [4].
Таблица 3.1. Классификация осадочных частиц, обломочных отложений
и осадочных пород
Частицы Диаметр частиц (мм) Отложения Порода
Гравий Более 256 Крупный гравий Крупный конгломерат
Крупная галька От 64 до 256 Средний гравий Средний конгломерат
Галька От 2 до 64 Мелкий гравий Мелкий конгломерат
Песок От 1/16 до 2 Песок Песчаник
Ил От 1 /256 до 1/16 Ил Алевролит
Глина Менее 1/256 Глина Аргиллит, сланец
Глава 3. Типы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления
111
3.2.2. Отложения другого происхождения
Отложения химического происхождения
Некоторые отложения не содержат обломочного материала. Отложе-
ния, сформированные за счет выделения минералов из водных ра-
створов и их последующего отложения, называются отложениями
химического типа.
Отложения биогенного типа
Многие осадочные породы содержат в своем составе окаменелос-
ти, останки растений и организмов, которые были вовлечены в
процесс осадконакопления и законсервированы в осадочной тол-
ще. Отложения, состоящие в основном из останков растений и
организмов, получили название отложений биогенного типа.
Основными типами отложений необломочного происхождения явля-
ются известняки, доломиты, соли, гипс, кремнистые сланцы и уголь.
3.2.3. Основные типы осадочных пород
Ниже приведены основные типы горных пород и их химический
состав.
Песчаник — порода, сформировавшаяся из зерен песка, обычно квар-
ца, сцементированных частицами кварца, карбоната кальция, окиси
железа и глины. Химический состав: SiO2. Плотность 2.65 г/см3.
Аргиллит — любая плотная разность осадочных пород, состоящая
в основном из глинистого материала.
Глина — мягкий, белый, легко измельчаемый материал, состоя-
щий в основном из окаменелого ракушечника и фораминифер.
Доломит — порода, состоящая в основном или в значительной
степени из минерала кальциум магнезиум карбонат. Химический
состав: CaMg(CO3)2. Плотность 2.87 г/см3.
Известняк — любая порода, состоящая целиком или в значитель-
ной степени из минерала карбонат кальция. Химический состав:
СаСО3. Плотность 2.71 г/см3.
Мергель — рыхлые отложения, состоящие из глины и карбоната
кальция.
112
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Сланец — порода со слоистой структурой, образованная за счет
консолидации глин или глинистого (аргиллитового) материала.
На рис. 3.2 приведены некоторые типы осадочных пород.
Рис. 3.2. Примеры пород осадочного типа
Глава 3. Гипы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления 113
3.3. Происхождение углеводородов и условия
их накопления
3.3.1. Материнские породы и образование углеводородов
Крупные концентрации органического вещества в осадочных от-
ложениях, представленные в виде угля, нефти или природного
газа, называются ископаемыми топливными ресурсами.
Порода, содержащая исходный органический материал, назы-
вается материнской породой. Обычно материнские породы представ-
лен ы аргиллитами или сланцами, являющимися очень распростра-
ненным типом пород и составляющими около 80% объема пород
осадочной толщи.
Существует множество гипотез относительно происхождения уг-
леводородов, конкурирующих между собой в течение длительного
времени. Гипотеза, которой большинство исследователей отдают
предпочтение в последнее время, основана на предположении, что
нефть и газ образовались из фитопланктона (микроскопических
плавающих растений) и в меньшей степени из водорослей и фора-
минифер. В мировом океане фитопланктон и бактерии являются
основным источником органического вещества, накапливаемого в
осадочной толще. Большая часть органического материала оседает в
глинах, превращаемых в сланцы. В процессе этого превращения
орган ические соединения преобразуются (в основном за счет теп-
ла) в минеральные вещества, находящиеся в газообразном, жид-
ком или полутвердом состоянии и состоящие в основном из пред-
ставителей углеводородного ряда, или, кратко, из углеводородов.
На суше деревья, кустарники и травы являются основным постав-
щиком органического вещества, содержащегося в сланцах. Эти круп-
ные наземные растения богаты содержащимися в них смолистыми
веществами, смолами и лигнином, которые, претерпевая измене-
ния, сохраняются в основном в твердом состоянии и поэтому явля-
ются в большей степени источником угля, чем нефти и газа.
В большей части сланцев, относящихся к морским и озерным отложе-
ниям, температура погребенных слоев не достигает уровня, необходи-
мого для превращения молекул исходного органического вещества в
молекулярные соединения, составляющие основу нефти и природно-
го газа. То, что происходит на самом деле, может быть объяснено как
процесс образования крупных молекул смолоподобного твердого ве-
s. А. Б. Золотухин и др
114
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
щества, называемого керогеном и содержащегося в так называемых
нефтяных (нефтеносных) сланцах. Кероген может быть превратен в
нефть и газ путем помещения образца нефтеносного сланца в репорту
и последующего его нагрева.
В естественных условиях кероген превращается в нефть и газ за счет
роста температуры, сопровождающего процесс постепенного погре-
бения осадочной толщи. Химический процесс подобного превраще-
ния керогена в нефть и газ аналогичен подобным реакциям крекин-
га, происходящим обычно при температурах выше 60°С. Биогенный
метан, или болотный газ, образуется при более низких температурах
в течение раннего диагенезиса как результат деятельности микроор-
ганизмов, живущих около земной поверхности.
Температурный интервал между 60 и 175°С получил наименова-
ние нефтяного интервала (см. рис. 3.3). При температурах, превы-
шающих 175°С, интенсивность генерации жидких углеводородов
резко убывает с ростом температуры и образование газообразного
вещества становится доминирующим процессом. При пластовых тем-
пературах выше 225°С образование углеводородов прекращается в
силу того, что кероген уже использовал ранее свою способность к
генерации нефти и газа [4].
Рис. 3.3. Зависимость образования углеводородов от температуры
Глава 3. Типы nopod, прмсхождсние углеводородов и условия их накопления
115
Длительный и сложный процесс химических превращений исход-
ного органического материала в углеводородное вещество называ-
ется созреванием. Необходимо иметь в виду, что нефть и газ могут
претерпевать дальнейшие химические изменения и после форми-
рования углеводородных залежей. Это, в частности, служит объяс-
нением тому факту, что углеводороды, добываемые из различных
месторождений, обладают различными свойствами
Существует два типа подтверждений тому, что углеводороды яв-
ляются продуктом декомпозиции органического вещества [5]:
— нефть обладает оптическими свойствами, характерными только
для углеводородов, полученных из органического вещества;
— нефть содержит азот и некоторые другие соединения, источником
которых, как полагают, может быть только живая материя.
Нефть практически обнаружена во всех морских осадочных поро-
дах. Многочисленные пробы, взятые в районах континентального
шельфа и вдоль его основания, подтверждают, что мелкодисперс-
ные глины, залегающие под океаническим дном, содержат в себе
до 8% органического вещества. Это дает основание геологам пола-
гать, что нефть имеет органическое происхождение и является
продуктом превращения органического вещества, содержащегося
в морских отложениях.
Большая часть крупнейших месторождений углеводородов мира
была обнаружена в районах континентального шельфа древних
морей. Однако осадочные толщи озерного типа могут быть на-
столько же перспективными. Многие нефтяные месторождения,
открытые в различных частях мира, относятся к осадочным тол-
щам озерного типа. На рис. 3.4 схематично изображены осадочные
толщи и сопутствующие им скопления углеводородов 15J
3.3.2. Миграция и накопление углеводородов
Скопления углеводородов могут быть обнаружены только в тех
местах, в которых геологические условия позволяют им накапли-
ваться и не рассеиваться.
Будучи более легкими, чем вода, углеводороды мигрируют из ма-
теринских пластов вверх, пока не рассеиваются на поверхности Зем-
ли или же не встречают на своем пути непроницаемые породы.
] 16
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 3.4. Осадочные толши и сопутствующие им скопления углеводородов [5]
Нефть и газ аккумулируются в частично «запечатанных» породах,
называемых ловушками, за счет вытеснения из них воды. Часть
ловушки, содержащая углеводороды, называется нефтяным (газо-
вым, нефтегазовым) пластом.
Обычно водонасыщенная часть пласта подстилает его верхнюю, уг-
леводородосодержащую часть, что говорит о том, что обе части
пласта гидродинамически связаны между собой. Как нефть, так и
газ формируются в материнских породах в различных пропорциях,
и газовая шапка, располагаясь над нефтенасыщенной частью, явля-
ется довольно частым атрибутом углеводородосодержащего пласта.
Иногда ловушки расположены таким образом, что разделяют нефть
и газ в процессе их миграции из материнских пород, что приводит
к формированию чисто нефтяных и чисто газовых и газоконденсат-
ных залежей.
Углеводородная залежь может быть сформирована только при на-
личии следующих условий [4]:
1) нефте-материнских пород (сланцев), содержащих исходное орга-
ническое вещество. Материнские породы должны залегать дос-
таточно глубоко с тем, чтобы температура и время были доста-
Глава 3. Типы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления
117
точными для превращения органического вещества в углеводо-
роды;
2) миграционного пути, позволяющего нефти и газу мигрировать
из материнских пород;
3) пористой и проницаемой породы (продуктивного пласта или
резервуара);
4) ловушки. Большая часть углеводородов рассеивается по пути
миграции из-за отсутствия ловушек, т.е. мест их аккумуляции;
5) непроницаемых пород, покрывающих ловушку, которые пре-
дохраняют углеводороды от их рассеивания на поверхности.
Если хоть одно из этих условий не соблюдается, углеводородная
залежь не может быть сформирована.
3.3.3. Классификация ловушек, необходимых
для формирования залежей нефти и газа
Ниже дана классификация типов ловушек, с которыми связаны
процессы формирования залежей нефти и газа [3].
Сводовые структуры и антиклинали
Сводовые структуры и антиклинали формируются за счет процес-
сов поднятия и сминания пластов. Различие между ними легко
просматривается на виде сверху, на котором сводовая структура
имеет форму, близкую к кругообразной (рис. 3.5), тогда как анти-
клиналь напоминает продолговатую складку (рис. 3.6).
Соляные купола и подобные структуры
Эти часто встречающиеся геологические структуры образованы за
счет интрузии соляных масс и вулканического вещества (серпен-
тина). В процессе поднятия этих масс и их прохождения через раз-
личные осадочные породы формируются многочисленные ловуш-
ки, которые позднее могут служить местами скопления углеводо-
родов (рис. 3.7).
Структуры, связанные с нарушениями
Углеводородные залежи могут формироваться вдоль плоскости на-
рушений, таких, например, как сброс, где сдвигово-надвиговые
процессы могут приводить к тому, что проницаемые пласты ока-
зываются запечатанными непроницаемыми породами (рис. 3.8).
118
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Структуры, связанные с несогласиями
Этот тип структур формируется в случае, когда более молодые, не-
проницаемые породы покрывают более старые, наклонно залегаю-
щие пласты, которые ранее были подвержены эрозионным процес-
сам (рис. 3.9).
Линзовидные структуры
Углеводороды могут скапливаться в пористых и проницаемых ча-
стях пластов, так называемых карманах, или же ловушках, сформи-
Рис. 3.8. Структура, связанная с
нарушением
Рис. 3.5. Формирование залежей
нефти и газа в сводовой
структуре
Рис. 3.6. Формирование залежей
нефти и газа в антиклинальной
структуре
Рис. 3.9. Структура, связанная с
несогласием
Рис. 3.7- Формирование залежей
нефти и газа в соляном
куполе
Рис. 3.10. Ловушка, сформированная
постепенным замещением пористой
породы пласта непроницаемыми
породами
Глава 3. Типы поров, происхождение углеводородов и условия их накопления
119
рованных постепенным замещением пористой породы пласта не-
проницаемыми породами (рис. 3.10).
Линзовидные структуры формируются за счет отложений песка
вдоль извилистой береговой линии или же русел и дельт палеорек.
Подобные продуктивные зоны встречаются в различных пористых
секциях мощных непроницаемых отложений известняка.
Структуры, связанные с выклиниванием, встречаются на грани-
цах бассейнов, где песок постепенно замещается на сланцы по
мере приближения к границе бассейна. В песчаных телах, сформи-
рованных в речных отложениях, замещение песка сланцами про-
слеживается на расстояниях в несколько десятков метров.
3.3.4. Распределение мировых запасов углеводородов
по типам ловушек
На рис. 3.11 приведено процентное распределение мировых запасов
углеводородов между наиболее часто встречаемыми типами ловушек.
Как следует из рисунка, около 75% всех мировых запасов углеводо-
родов приурочено к сводовым и антиклинальным структурам.
Более половины площади всех континентов и прилегающих к ним
шельфовых зон либо не имеют осадочного чехла, либо покрыты
слишком тонким слоем осадочных пород, что делает эту часть
поверхности Земли неперспективной для поисков нефти и газа.
Следует также помнить, что даже если исходное органическое ве-
щество становится достаточно зрелым, оно не обязательно полно-
стью превращается в углеводороды.
Приводимые ниже статистические данные дают некоторое количе-
ственное представление о формировании углеводородов [4J:
— только 1% материнских пород представлен исходным органи-
ческим веществом,
— менее 30% исходного органического вещества превращается в
углеводороды,
— около 99% углеводородов теряется или рассеивается, и только
1 % аккумулируется в ловушках.
Эта информация приводит к следующей оценке: менее 3/100000
части от общего объема материнских пород превращается в углево-
дороды. которые при накапливании их в ловушках могут быть
разведаны.
120
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 3.11. Процентное распределение мировых запасов углеводородов между
наиболее часто встречаемыми типами ловушек
3.4. Типы ловушек, характерные
для континентального шельфа Норвегии
Структурные ловушки (сводовые структуры, антиклинали и струк-
туры, образованные сдвиго-надвиговыми процессами) являются наи-
более распространенным типом ловушек в области норвежского кон-
тинентального шельфа. Стратиграфические ловушки не являются ча-
сто встречаемыми в этом районе, хотя некоторые залежи приуроче-
ны к ловушкам, образованным несогласным залеганием пластов и
выклини ванием.
Табл. 3.2 дает представление о некоторых из месторождений угле-
водородов, приуроченных к наиболее часто встречающимся типам
ловушек [2].
Глава 3. Типы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления
121
Таблица 3.2. Типы ловушек на норвежском континентальном шельфе
Месторождение Тип ловушки Тип породы Возраст пород
Агат Страта графическая Песчаник Четвертичный
Балдер Страта графи чсская Песчаник Третичный
Драугсн Страта графи чсская Песчаник Юрский
Экофиск Сводовая Мел Четвертичный
Элдфиск Сводовая Мел Четвертичный
Эмбла Структурная Песчаник Каме! 11 юугол ы i ый
Фригг Страти графическая Песчаник Третичный
Гулфакс Структурная Песчаник Юрский
Хейдрун Структурная Песчаник Юрский
Мид гард Структурная Песчаник Юрский
Усеберг Структурная Песчаник Юрский
Сноррс Структурная Песчаник Юрский
Сиенит Структурная Песчаник Юрский
Статфьорд Структурная Песчаник Юрский
Тролл Структурная Песчаник Юрский
Валхалл Сводовая Мел Четвертичный
Литература
1. Нуле, N.J., «Geology for Petroleum Exploration, Drilling and Production»,
McGraw-Hill, New York, 1984.
2. «Petroleum Resources: Norwegian Continental Shelf», Norwegian Petroleum
Directorate, Stavanger, 1993.
3. «Reservoir and Production Fundamentals», Textbook published by
Schlumberger, 1982.
4. Solley and Morill, D.C., «GL 101: Basic Concepts of Petroleum Geology»,
1HRDC Video Library for Exploration and Production Specialists, Boston,
1991.
5. Skinner, B.J. and Porter, S.C., «The Dynamic Earth (An introduction to
physical geology)», Second Edition, 1991.
Глава 4
БУРЕНИЕ СКВАЖИН,
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 123
4.1. Инженерное обеспечение
буровых работ
О. М. Скор
Статойл, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
4.1.1. Введение
4.1.2. Буровые установки
4.1.2.1. Наземные буровые установки
4.1.2.2. Буровые установки на морских платформах
4.1.2.3. Буровые баржи
4.1.2.4. Вспомогательные суда
4.1.2.5. Полупогружпые буровые установки
4.1.2.6. Самоподъемные буровые установки
4.1.2.7. Буровые суда
4.1.3. Буровое оборудование
4.1.3.1. Источники энергии
4.1.3.2. Бурильная колонна
4.1.3.3. Система спуско-подъема инструмента
4.1.3.4. Система вращения долота
4.1.3.5. Система циркуляции
4.1.3.6. Система контроля давления
4.1.4. Скважина
4.1.4.1. Принцип бурения нефтяной скважины
4.1.4.2. Типы скважин для выполнения различных работ на месторождении
4.1.4.3. Обсадная колонна
4.1.4.4. Направленное бурение
4.1.4.5. Буровое долото
4.1.4.6. Заканчивание скважины
4.1.5. Охрана здоровья, обеспечение безопасности и охрана окружающей среды
(СБОС)
4.1.6. Комментарии
124
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
4.1.1. Введение
Целью бурения скважин является создание канала, соединяющего
один или несколько пластов с поверхностью. Этот канал использу-
ется для оценки запасов месторождения на стадии разведки и изу-
чения месторождения и для добычи углеводородов на стадии разра-
ботки месторождения. При разведке месторождения скважины пос-
ле получения необходимой информации могут быть заглушены. Оце-
ночные скважины могут временно заглушаться с тем, чтобы на
стадии эксплуатации быть использованными вновь в качестве до-
бывающих скважин.
На стадии разбуривания залежи бурятся, вообще говоря, добываю-
щие, водо-, газонагнетательные и наблюдательные скважины, а так-
же скважины, используемые для закачки добываемой в процессе
эксплуатации залежи воды в вышележащие (непродуктивные) го-
ризонты. Число и тип бурящихся скважин зависят от типа залежи и
сложности ее строения, объема углеводородов в пласте, местополо-
жения залежи, условий, накладываемых на процесс разработки с
точки зрения охраны окружающей среды и т.п.
Хотя главной целью бурения и является продуктивный пласт, ус-
пешная проходка всех вышележащих пластов также является нема-
ловажной задачей. Зачастую наибольшие сложности испытываются
именно при разбуривании вышележащих пластов.
4.1.2. Буровые установки
Буровые установки и их тип непрерывно совершенствуются с тем,
чтобы наилучшим образом соответствовать условиям бурения на суше
и на море в различных регионах мира. В настоящее время использу-
ются следующие основные типы буровых установок;
— наземные буровые установки;
— буровые установки на морских платформах;
— буровые баржи;
— вспомогательные суда;
— полупогружные буровые установки;
— самоподъемные буровые установки;
— буровые суда.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 125
4.1.2.1. Наземные буровые установки
Наземные буровые установки используются для бурения на суше
в различных регионах мира. Небольшие наземные установки, смон-
тированные на базе тягача или грузового автомобиля, передвига-
ются с места на место автономно без демонтажа самой установки.
Вышки больших размеров подлежат демонтажу и перевозятся в
разобранном виде на тягачах или большегрузных автомобилях. Су-
ществуют также небольшие установки специального назначения,
перевозимые с помощью вертолетов.
4.1.2.2. Буровые установки на морских платформах
Установки подобного типа монтируются на добывающих платфор-
мах и используются для бурения и проведения специальных работ
в добывающих скважинах. Общее число скважин, которое может
быть пробурено с одной платформы, зависит от производительно-
сти скважин, фильтрационно-емкостных свойств пласта и разме-
ров залежи и, как правило, не превышает 40—50 скважин. В боль-
шинстве случаев буровая вышка находится постоянно на платфор-
ме, хотя и может быть демонтирована и заменена специальным
оборудованием для проведения работ в скважинах после того как
пробурены все скважины.
4.1.2.3. Буровые баржи
Буровые баржи представляют собой суда, дно которых используется
в качестве основания для буровой вышки. Буровые баржи обычно
буксируются к месту назначения и погружаются на дно с помощью
балласта до проведения буровых работ. Подобного рода буровые уста-
новки используются в болотистых районах или на мелководье.
4.1.2.4. Вспомогательные суда
Вспомогательные суда часто используются в зоне шельфа, как, на-
пример, на Дальнем Востоке или в Венесуэле, где глубина воды
невелика и где небольшие и дешевые платформы могут быть эффек-
тивно использованы. Вспомогательное судно, оснащенное всем не-
126 Часть I. Геологии и добыча нефти и газа
обходимым для бурения с платформы оборудованием, становится на
якорь рядом с платформой. В качестве вспомогательного бурового
судна может служить баржа или же полупогружная установка. По
окончании бурения судно переправляется к следующей платформе.
4.1.2.5. Полупогружные буровые установки
Полупогружная буровая установка представляет собой плавучую
конструкцию, используемую для бурения при глубинах моря от
60 до 2500 м в зависимости от срока эксплуатации, типа и специ-
фикации установки. Она буксируется или же переправляется с
одного места бурения на другое самостоятельно за счет имеющейся
системы гребных винтов. Большинство полупогружных установок
закрепляется на месте предполагаемого бурения цепями или тро-
сами для обеспечения стабильного положения при бурении. Неко-
торые современные установки снабжены системой динамического
позиционирования (ДП), основанной на системе движителей и
точной навигации, позволяющих поддерживать точное положение
установки при бурении. Системам ДП часто отдается предпочтение
при бурении на больших глубинах, где постановка на якорь может
потребовать значительных затрат времени и средств.
4.1.2.6. Самоподъемные буровые установки
Самоподъемная буровая установка представляет из себя опираю-
щуюся на дно конструкцию, используемую для бурения при глу-
бинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установка сначала бук-
сируется к месту предполагаемого бурения в плавучем состоянии,
после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к
морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при
бурении. Самоподъемные установки могут также использоваться в
качестве вспомогательных судов, располагаясь рядом с основной
(стационарной) платформой. В этом случае буровая вышка надви-
гается на основную платформу и бурение производится через от-
верстие в стационарной платформе.
4.1.2.7. Буровые суда
Буровые суда представляют собой самодвижущиеся ycrai ювки с боль-
шой, как правило, грузоподъемностью. Благодаря этому они в со-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 127
стоянии перевозить большое количество используемых материалов и
основного оборудования и вследствие этого применяются в отдален-
ных акваториях, где использование вспомогательных судов в целях
снабжения связано с большими затратами. Буровые суда широко при-
меняются при глубоководном бурении.
4.1.3. Буровое оборудование
Буровые установки, предназначенные для бурения нефтяных сква-
жин, состоят из следующих шести основных компонентов:
— источников энергии;
— бурильной колонны;
— системы спуска-подъема инструмента;
— системы вращения долота;
— системы циркуляции буровой жидкости;
— системы контроля давления.
4.1.3.1. Источники энергии
Буровые установки обеспечивают сами себя электроэнергией. Обычно
генераторы энергии работают на дизельном топливе и снабжены сили-
коновыми выпрямителями для преобразования переменного тока в
постоянный. Применявшаяся до последнего времени система прямого
механического привода для таких потребителей энергии, как насосы и
роторные столы, уже устарела и используется только на установках
старого образца. Для большинства моторов большой мощности пред-
почтение отдается постоянному току из-за более простого контроля
скорости. В связи с производством надежных методов электронного
контроля переменного тока современные буровые установки перево-
дятся на использование переменного тока для всех типов моторов. По-
требность в энергии зависит от размера установки и типа оборудова-
ния, и обычно современная большая полупогружная буровая установ-
ка имеет мощность 6—8 М Вт.
4.1.3.2. Бурильная колонна
Основной процесс бурения основан на энергии, используемой для
разламывания породы и образования отверстия. Нагрузка на поро-
128
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
ду передается за счет веса буровой колонны, ее вращения и гид-
равлических сил. Буровая колонна представляет собой полую тру-
бу, изготовленную из высококачественной стали, способную пе-
редавать вращающий момент на бурильное долото, расположенное
внизу колонны. Одновременно в колонну закачивается буровой
раствор, струя которого под большим давлением направляется че-
рез долото на забой, устраняя разбуренную породу. Обычно бу-
рильная колонна состоит из (сверху вниз) бурильной трубы, тол-
стостенной бурильной трубы, утяжеленной бурильной трубы со
стабилизаторами и долота. Стабилизаторы имеют лопасти такого
же или меньшего диаметра по сравнению с диаметром долота. Они
обеспечивают стабильное положение бурильной колонны и помо-
гают при направленном бурении. При обычном вертикальном ро-
торном бурении бурильная колонна должна испытывать растяги-
вающие напряжения с тем, чтобы избежать искривлений, обычно
происходящих при сжимающих нагрузках на бурильные трубы. Утя-
желенные бурильные трубы, будучи самыми тяжелыми компо-
нентами, располагаются внизу бурильной колонны и обеспечива-
ют нагрузку на долото, подвергаясь тем самым сжимающим на-
грузкам. Бурильная колонна состоит из скрепленных между собой
посредством резьбового соединения труб (свеч) длиной 9 м, обра-
зующих непрерывную конструкцию от устья до забоя скважины.
4.1.3.3. Система спуско-подъема инструмента
Система спуско-подъема инструмента (рис.4.1) состоит из двух ос-
новных компонентов — буровой вышки и лебедки. При бурении
вышку можно рассматривать как подъемный кран, в функции ко-
торого входят подъем и спуск труб в скважину. При вытягивании из
скважины бурильная колонна подтягивается в вышке вверх, часто
на высоту 27 м (3 звена буровой трубы). Затем в месте одной из
смычек она развинчивается и вертикально подтаскивается к одной
из сторон вышки. Вертикальное подтягивание позволяет сэконо-
мить больше времени и площади, чем при укладке труб вниз на
площадку. Во многих случаях маневрирование бурильной колонны в
вышке осуществляется вручную, но на современных вышках уже
есть автоматизированное оборудование или системы дистанционно-
го управления, позволяющие облегчить эту работу. Высота вышек
часто превышает 40 м.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 129
Лебедка преобразует электроэнергию и создает необходимую силу
для подтягивания труб. Электромоторы приводят в действие барабан
со стальным тросом большого диаметра, протянутым через шкивы
сначала вверх до вершины вышки, а потом вниз к подвижному бло-
ку. Грузы подвешиваются под подвижным блоком.
Недавно появилась новая конструкция подъемного оборудования
для буровых вышек. Она основана на использовании гидравличес-
ких цилиндров для подъема и спуска в скважину бурильной ко-
лонны и других труб. При этом отпадает необходимость в мощной
вышке, поскольку груз поднимается и опускается при помощи
гидравлических цилиндров. Лебедки при этом также не требуются.
Несмотря на то что эта конструкция еще не прошла полностью
всех испытаний в практических условиях, уже сейчас можно ска-
зать, что она позволит снизить общий вес бурового оборудова-
ния, а также повысит безопасность бурильного процесса, умень-
шив количество движущихся элементов. Эта конструкция является
весомым вкладом в усовершенствование существующих буриль-
ных инструментов и оборудования.
9. А. Б. Золотухин и др.
130
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
4.1.3.4. Система вращения долота
В бурении выделяются два типа ротационных систем — рабочая
труба с роторным столом и системы верхнего привода (СВП).
Роторный стол расположен на буровой площадке и имеет мо-
тор, приводящий его в круговое движение через систему муфт
и зубчатых передач. Движение роторного стола через закреплен-
ный в нем переводник передается на бурильную колонну. Верх-
няя часть бурильной колонны представляет собой вставленную
в переводник квадратную или шестиугольную рабочую трубу,
действующую как прямой привод для бурильной колонны.
Изобретение СВП для современных вышек сделало роторные сто-
лы излишними. Верхний привод подвешивается под подвижным
блоком, куда он направляется по рельсам, чтобы предотвратить
появление вращающего момента. Верхние приводы имеют элект-
рический или гидравлический мотор, шестерни и ввинчиваются
непосредственно в полную стойку (3 звена) бурильной трубы. Это
считается более эффективным, чем обычный роторный стол, в
особенности при бурении наклонных скважин.
4.1.3.5. Система циркуляции
Для создания гидравлической силы для разламывания породы
и выноса обломков породы на поверхность применяется система
циркуляции. Основным элементом этой системы является цирку-
лирующая жидкость, более широко известная как буровой ра-
створ. Раствор должен отвечать следующим требованиям:
— удалять и выносить обломки породы на поверхность;
— охлаждать и смазывать бурильное долото и бурильную колонну;
— передавать энергию на расположенные в забое моторы и турбины;
— поддерживать и стабилизировать стенки ствола скважины;
— оказывать гидростатическое давление на пласты, насыщенные
жидкостью и газом;
— уменьшать вес труб в скважине благодаря эффекту плавучести;
— служить в качестве среды при проведении каротажа;
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 131
— предотвращать размыв ствола скважины при турбулентном по-
токе или частичном растворении пород;
— должен быть совместим с пробуренными породами и насыщаю-
щими их жидкостью или газом;
— предотвращать коррозию долота, бурильной колонны, обсад-
ной трубы и наземного оборудования;
— не допускать ухудшения продуктивности пласта;
— снижать до минимума экологический ущерб при утечках/ выб-
росах раствора.
Имеется несколько типов жидкостей, среди которых можно выде-
лить три основные категории:
1. Жидкость на водной основе, которая, как правило, получается
из пресной воды, инертных материалов для увеличения веса
раствора и различных химреагентов для повышения вязкости и
контроля за утечкой жидкости;
2. Жидкость на эмульсионной основе, которая, как правило, полу-
чается из различных концентраций сырой нефти, воды, инерт-
ных материалов и химреагентов;
3. Жидкость на синтетической основе, которую можно сопоста-
вить с эмульсионным раствором, в котором эмульсионная фаза
заменена синтетическими и менее опасными для окружающей
среды химическими реагентами.
Многие считают жидкость на эмульсионной основе наиболее эф-
фективной для бурения, но имеющей недостатки, связанные с
затратами и экологическим воздействием.
В дополнение к буровому раствору в систему циркуляции
(рис. 4.2) входят также отстойники, гидравлические насосы и обо-
рудование для смешивания и обработки бурового раствора. Если
потребуется, то в отстойниках можно хранить различные виды
растворов. Отстойник действует как буфер объема бурового ра-
створа и дает возможность смешивать и добавлять химреагенты в
буровой раствор уже во время работы.
Гидравлические насосы имеют давление около 345 бар и рассчитаны
на закачку примерно 2000 литров в минуту каждый, в зависимости от
давления, при котором закачивается раствор. 2—3 таких насоса обычно
устанавливаются на буровых вышках. Насосы засасывают раствор из
132
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
отстойников. Затем раствор закачивается на буровую площадку и вниз
по бурильной колонне в межтрубное пространство скважины и через
контрольные системы обратно в отстойники.
В дополнение к инертным материалам для утяжеления раствора
или его загустителям система обработки раствора включает ре-
зервуары большой емкости. Мешки и бочки используются для
химреагентов, которые требуются в меньшем количестве. Хим-
реагенты и материалы добавляются при помощи смесителя, по-
дающего химреагенты в раствор. В системе используется большое
количество труб и центробежных насосов.
Обломки породы, образующиеся в результате буровых работ, уда-
ляются из раствора, когда он возвращается из скважины, прохо-
дя через систему контроля бурового шлама. Она состоит из виб-
рирующего фильтра (вибросито), и центрифуг/гидроциклоновдля
удаления из раствора более мелких частиц. Раствор возвращается
в цистерны-хранилища и вновь закачивается в скважину.
Еще один компонент системы циркуляции — цементирующая ус-
тановка, представляющая собой смеситель высокого давления и
насос, первоначально использовавшиеся для закачивания цемент-
ного раствора в пространство между обсадными трубами и стволом
скважины. Но они также могут применяться для поддержки систе-
мы циркуляции и для опрессовки оборудования.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 133
4,1.3.6. Система контроля давления
Система контроля давления (рис. 4.3) представляет собой вторич-
ный барьер, препятствующий при бурении утечке углеводородов
на поверхность. Первичным барьером служит гидростатическое дав-
I Штуцерный I
| манифольд |
(^) |Клапаны!
Снасосов]
Панель управления
ООООО ООО
□□□□□□□□□
Рис. 4.3. Система контроля давления
ление, оказываемое буровым раствором. Первичный барьер может
исчезнуть по многим причинам:
— бурение в пластах с аномально высоким пластовым давлением
(выше гидростатического давления бурового раствора);
— плохое планирование или выполнение работ, в результате чего
углеводороды проникают в ствол скважины;
— инфильтрация раствора в пласт, что снижает гидростатическое
давление раствора. Это может привести к тому, что пластовое
давление окажется выше гидростатического напора раствора;
— забуривание и проведение работ в скважине, уже наполненной
углеводородной смесью.
Во всех этих случаях система контроля давления используется для
обеспечения безопасности работ. Эта система состоит из трех ос-
новных компонентов:
134
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
— превенторов,
— штуцерной линии и линии для глушения скважины,
— контрольной системы.
Превенторы располагаются непосредственно под буровой площад-
кой при проведении работ на платформе, самоподъемном основа-
нии и при наземном бурении или на морском дне в случае полу-
погружных установок и буровых судов. Они состоят из сочетания
упругого уплотнительного элемента и плашек. Оба типа превенто-
ров окружают трубу и создают высокое гидравлическое давление,
тем самым делая ее непроницаемой. Превенторы приводятся в дей-
ствие гидравлическим способом при помощи эмульсионной жид-
кости или жидкости на водной основе, заставляющей работать
цилиндры для соответствующих плашек или упругого уплотни-
тельного элемента.
В блоке превенторов имеется несколько боковых выходов. Они по-
зволяют раствору циркулировать внутри скважины, чтобы обеспе-
чить контроль там, где просочились углеводороды или находящая-
ся под высоким давлением вода. При борьбе с посторонним прито-
ком в скважину буровой раствор закачивается сначала вниз через
бурильную колонну, а затем вверх по затрубному пространству и,
наконец, через снижающий давление клапан-глушитель. Контроль
отверстия глушителя позволяет циркулировать любой такой при-
ток, сохраняя при этом общий контроль за работой скважины.
Система контроля превенторов состоит из цистерн-хранилищ с
рабочей жидкостью высокого давления, приборов с кнопочным
дистанционным управлением и контрольными клапанами для на-
правления рабочей жидкости на выполнение требуемой функции
в превенторе.
Если и первичные (буровой раствор) и вторичные (система пре-
венторов) механизмы контроля работы скважины выйдут при бу-
рении из строя, то может произойти выброс из скважины.
4.1.4. Скважина
4.1.4.1. Принцип бурения нефтяной скважины
Скважина (рис. 4.4) строится путем бурения отверстия большого
диаметра, обычно 914 мм, через верхние 40—60 м пород. В скважину
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 135
спускается труба диаметром 762 мм и закрепляется в ней цементом.
Затем внутри этой трубы и под ней пробуривается отверстие диа-
метром 660 мм, часто на глубину 500-600 м ниже поверхности,
а после этого таким же путем устанавливается и цементируется тру-
ба диаметром 508 мм.
Этот процесс повторяется вплоть до пласта, где диаметр эксплуатаци-
онной колонны часто составляет 244 мм и даже меньше. Реальные
размер и глубина, выбираемые для различных участков ствола, зна-
чительно варьируются в зависимости от ожидаемого потенциального
дебита скважины, глубины пласта, пород, которые предстоит пробу-
рить, и возможных технических проблем.
136 Часть I. Геология и добыча нефти и газа
4.1.4.2. Типы скважин для выполнения различных работ
на месторождении \ ''
к 4
Большинство нефтяных скважин расположено на суше. Как правило,
это самые дешевые виды скважин, и даже относительно невысокие
ожидаемые темпы добычи нефти из них являются достаточным
аргументом для их бурения. Кроме того, ведение наземных работ
упрощается с точки зрения обеспечения, а эксплуатация этих сква-
жин может осуществляться с меньшими затратами. Суточная стоимость
аренды наземной буровой вышки составляет треть или даже четверть
от суточной стоимости аренды морской полупогружной установки.
Скважины, пробуренные на шельфе, можно разделить на скважи-
ны с подводным заканчиванием и скважины с расположением на
платформе. Платформенные скважины выполняются со всеми на-
ружными клапанами и трубами, расположенными на самой плат-
форме, что позволяет легко производить ремонт и эксплуатировать
скважины. Эксплуатационные скважины с подводным заканчива-
нием тоже могут быть пробурены и оснащены клапанами и труба-
ми, расположенными на морском дне. Они затем прикрепляются к
основной платформе, но на некотором расстоянии от нее, где регу-
ляторы клапанов и трубопроводы присоединяются к уже существу-
ющей инфраструктуре. Подводные скважины экономически эффек-
тивны в тех случаях, когда небольшие залежи углеводородов распо-
ложены поблизости от уже существующей инфраструктуры, но до
которых трудно добраться с основной платформы, или же если все
отверстия платформы уже задействованы для других скважин. На
некоторых разрабатывающихся в настоящее время месторождениях
почти исключительно используются только подводные скважины,
прикрепленные к плавучей установке добычи и хранения при по-
мощи S-образного трубопровода (стояка) высокого давления. Круп-
ный и мелкий ремонт на подводных скважинах требует использова-
ния плавучей буровой установки. Это может означать прекращение
добычи из упомянутой скважины и ожидание прибытия такой ус-
тановки для выполнения ремонтных работ, что может привести к
значительным потерям в добыче, а ремонт скважины, естественно,
может оказаться слишком дорогим, поскольку плавучая буровая
установка и ее техническое обеспечение обходятся дорого.
4.1.4.3. Обсадная колонна
Обсадные колонны устанавливаются в скважинах для выполнения
многочисленных функций. Они изготавливаются разного размера
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 137
и веса из различных марок стали, позволяющих выдерживать раз-
личные режимы давления и химический состав пластовой жидко-
сти. Основные функции обсадных колонн:
— обеспечение конструкционной стойкости скважины' при кото-
рой она могла бы выдерживать любую весовую и прочие на-
грузки в течение всего жизненного цикла;
— изоляция пластов и пород, дающая возможность достичь ниже-
лежащие продуктивные горизонты;
— изоляция слабых пластов для предотвращения вскрытия потен-
циальным притоком жидкости высокого давления пласта, на-
ходящегося под башмаком обсадной колонны, и попадания этой
жидкости в вышележащий пласт;
— обеспечение устойчивости обсадной колонны к высокому дав-
лению^ создаваемому любым притоком в скважину во время
его циркуляции;
— изоляция водоносных горизонтов во избежание нанесения эко-
логического ущерба местному водоснабжению;
— создание изолированного «канала», через который могут уста-
навливаться насосно-компрессорные трубы для добычи.
Размер обсадной колонны зависит от диаметра труб, требующихся
для оптимальных характеристик добычи скважины и в конечном
итоге для обеспечения экономической эффективности в течение
всего жизненного цикла скважины.
4.1,4.4. Направленное бурение
За последние 15—20 лет современная технология получила воз-
можность точно регулировать наклон и направление стволов сква-
жин при довольно незначительных дополнительных затратах. Это
привело к большому увеличению числа направленных и горизон-
тальных эксплуатационных скважин.
i Преимущества направленного бурения:
— позволяет добиться лучшего охвата пласта сеткой скважин, про-
буренных с одной (центральной) позиции;
— открывает большую длину пласта в одной скважине. Дебит го-
ризонтальных скважин обычно в 2—4 раза выше дебита верти-
кальных скважин;
138
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
— позволяет отклонять скважину в нужном направлении, чтобы
избежать опасностей, с которыми сталкиваются при бурении,
таких как, например, поступающий с небольших глубин газ
или пересечение траекторий других скважин;
— позволяет простое и легко контролируемое забуривание боково-
го ствола! Такие боковые стволы могут буриться при обнаруже-
нии различного рода целей, как, например, нефтенасыщенных
линз, зон с потенциально высокой продуктивностью и т. п.,
или же при возникновении непредвиденных технических про-
блем в данной скважине.
Современное оборудование для направленного бурения включа-
ет забойный двигатель с отклонителем и прибор для измерения
забойных параметров в процессе бурения. Забойный двигатель
положительного вытеснения работает на основе использования
гидравлической силы раствора, возникающей во время цирку-
ляции. Двигатель приводит в действие бурильное долото, в то
время как бурильная колонна находится в стационарном поло-
жении. Отклонитель двигателя поворачивается в нужном направ-
лении путем манипулирования бурильной колонной с поверх-
ности. После этого бурение начинается без вращения колонны с
поверхности. Буровое устройство затем изгибается в заданном
направлении. После того как был достигнут заданный угол из-
гиба, вся колонна опять начинает вращаться, образуя прямое
отверстие. Если скважина предположительно достигла нужного
направления и наклона, то двигатель можно убрать, а направ-
ление можно поддерживать при помощи установки стабилизато-
ров в колонне. Стабилизаторы устанавливаются в таком месте и
имеют такие размеры, которые позволяют сохранять «держа-
щий угол», «падающий угол» и «растущий угол». Прибор для
измерения забойных параметров сообщает данные об изгибе,
наклоне и азимуте скважины по отношению к поверхности. Это
достигается путем использования забойных датчиков и системы
пульсации бурового раствора, создающей пульсирующее давле-
ние в циркуляционной системе раствора. Датчики давления и
компьютеры переводят пульсирующее давление в требуемые
выходные данные.
Последняя имеющаяся технология направленного бурения — рота-
ционные регулируемые системы (РРС). Эти приборы позволяют
направлять скважину на заданные цели, одновременно вращая с
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 139
поверхности буровое долото. Существуют РРС с программным обес-
печением, которые теоретически могут регулировать направление
скважин без значительного вмешательства операторов. Предпола-
гается, что после проведения необходимых испытаний РРС смогут
существенно улучшить технологию направленного бурения.
Последние разработки в области технологии приборов для изме-
рения забойных данных дают возможность определять и сооб-
щать характеристики пласта на поверхность в процессе бурения.
Это могут быть данные о гамма-излучении, удельном сопротив-
лении, нейтронной пористости и акустике. Обычно все эти дан-
ные называются каротажем при бурении (КБ). Их реальный ха-
рактер помогает в процессе бурения тем, что петрофизическая
информация может использоваться как исходные данные при
ежедневном планировании буровых работ. Результаты геологи-
ческих наблюдений могут быть проверены на основе тех же дан-
ных. Кроме того, когда в скважине возникают проблемы, дан-
ные КБ, полученные в реальном времени, могут оказаться един-
ственными петрофизическими данными, полученными из сква-
жины. Хотя считается, что данные КБ не способны заменить
традиционный петрофизический буровой рапорт, получаемый
при стандартном каротаже, многие промежуточные интервалы
глубин скважин в настоящее время исследуются исключительно
при помощи КБ.
4.1.4.5. Буровое долото
Существуют буровые долота для бурения большинства типов пород.
Физические параметры породы значительно меняются в зависимости
от ее возраста и типа, глубины залегания и географического положе-
ния. В настоящее время есть три основных вида буровых долот:
— трехшарошечное долото, имеющее зубья на концах шарошек.
Шарошки вращаются при вращении долота, эффективно кро-
ша породу под долотом. Зубья выполняются различной длины и
из различных металлов для различных типов пластов;
— долото Поли Даймонд Кристадин (ПДК), представляющее со-
бой долото со стационарной шарошкой, скребущее породу при
проходке. Долота ПДК сделаны из искусственных алмазов и
выполняются с различными режущими конструкциями, разме-
140
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
рами шарошек и их числом, в зависимости от пласта, который
предстоит пробурить;
— алмазное долото, использующее небольшие, промышленной
марки алмазы для измельчения породы. Оно обычно применя-
ется для бурения особо твердых пород.
Все виды долот имеют сопло специальной конструкции, через
которое на высокой скорости и под большим давлением пропуска-
ется буровой раствор. Размер сопла может варьироваться в зависи-
мости от специфических гидравлических требований той или иной
скважины.
Три упомянутых основных вида долот имеют множество вариан-
тов и сочетаний. Например, на ПДК и трехшарошечном долотах
для улучшения некоторых параметров может быть использован при-
родный алмаз. Конструкция долота позволяет разбуривать боль-
шинство осадочных пород.
4.1.4.6. Заканчивание скважины
После того как эксплуатационная скважина была пробурена, она
проходит стадию заканчивания (рис. 4.5) путем установки выве-
денной на поверхность эксплуатационной коллоны, через кото-
рую углеводороды могут свободно подниматься на поверхность с
наименьшими перебоями и с наименьшей степенью риска. На вы-
бор способа заканчивания влияют многие факторы:
— тип скважины: эксплуатационная, нагнетательная или для сброса
промысловых вод;
— ожидаемый потенциальный дебит скважины, влияющий на раз-
мер эксплуатационных труб;
— тип углеводородов и любых коррозийных компонентов, влияю-
щий на выбор сортов металлов;
— возможный вынос песка, влияющий на характер заканчивания
скважины в продуктивном пласте;
— наличие особых зон пласта, содержащих воду или газ, влияющих на
характер заканчивания скважины в продуктивном пласте;
— планы по новому заканчиванию или забуриванию бокового
ствола;
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 141
— ориентация скважины в пространстве: вертикальная, наклонная
или горизонтальная скважина;
— предполагаемые операции в скважине.
Когда основа проекта готова, выбираются размер и длина эксплу-
атационной колонны. В зависимости от требований к изоляции ус-
тановка изоляционного оборудования между различными зонами
также может быть запланирована. Точные глубины и требования
часто известны только после того как скважина пробурена и ка-
ротаж проведен по всей ее длине. Глубины продуктивных зон в
точности идентифицируются с помощью датчиков, гарантирую-
щих, что перфорация будет выполнена в правильных интервалах
после того как будет установлена обсадная колонна.
Специальные ниппели, клапаны и вспомогательные устройства в
эксплуатационной колонне скважины обеспечивают безопасность и
Рис. 4.5. Пример заканчивания скважины
142
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
упрощают потенциальные будущие ремонтные операции в скважи-
не. Во многих случаях такие вспомогательные устройства использу-
ются для производства и сбора данных о давлении в течение жиз-
ненного цикла скважины. Для пластов с низким пластовым давле-
нием могут потребоваться искусственные методы подъема, напри-
мер погружными насосами или с помощью газлифта.
В случае несцементированных песчаников может потребоваться ус-
тановка гравийных фильтров и/или экранов. В пластах с низкой
проницаемостью или же в пластах с естественной трещиноватостью
для интенсификации добычи может потребоваться проведение гид-
роразрыва с целью создания искусственных трещин в пласте.
4.1.5. Охрана здоровья, обеспечение безопасности
и охрана окружающей среды (СБОС)
Буровые вышки по своей сути связаны с риском для безопаснос-
ти: использование тяжелых механизмов, управление большими бло-
ками оборудования вручную, тяжелые эксплуатационные условия.
Повышенное внимание к упомянутым вопросам способствовало
превращению рабочих условий в более контролируемые. Системы
контроля безопасности стали в настоящее время неотъемлемой ча-
стью буровых работ, а уровень СБОС постоянно повышается, бла-
годаря обучению и сосредоточению внимания на вопросах безо-
пасности персонала и охраны окружающей среды.
Главными отходами буровых работ являются буровой раствор и раз-
мельченная порода (шлам). Шлам, как правило, выбрасывают за
борт или, в случае наземного бурения, сгружают в большие ямы.
Внимание операторов сосредоточено на снижении количества от-
ходов или понижении токсичности химреагентов. Этому способ-
ствует новое оборудование для обработки шлама на месте, удале-
ния шлама с забоя, центральных установок для размельчения раз-
буренной породы и ее цементирования для придания шламу инер-
тного характера, применение новых экологически безвредных ра-
створов и т.п. Использованный раствор, который может нанести
вред окружающей среде, часто поступает обратно на установку и
перерабатывается.
Экологические задачи варьируются в зависимости от места строи-
тельства. Например, соляные растворы могут не представлять про-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 143
блемы при бурении на шельфе, но могут создать экологическую
проблему, если бурение ведется поблизости от рисовых полей. По-
этому до начала строительства необходимы изучение и анализ эко-
логической обстановки для правильного выбора типа бурового ра-
створа.
Зачастую эффективность бурения повышается за счет использова-
ния растворов, считающихся относительно токсичными. С другой
стороны, более высокая эффективность бурения позволяет сни-
зить количество отходов. Размельчение разбуренной породы на
центральной установке может быть удовлетворительным, но их
перевозка на берег может привести кутечкам и повышению риска
для безопасности персонала.
Вопросы эти сложные и не всегда связаны только с дополнитель-
ными затратами. Сосредоточение внимания на понимании операто-
рами экологических вопросов достигло за последнее время боль-
шого прогресса, а вопрос о нефтяной промышленности как пред-
ставляющей опасность для окружающей среды во многих областях
стал уже неактуальным.
4.1.6. Комментарии
Проблемы бурения
В процессе бурения возникают технические проблемы, и им уделя-
ется большое внимание из-за больших затрат, которые они нередко
за собой влекут. Проблемы эти являются результатом многих фак-
торов, и, возможно, самое главное состоит в том, что буровой
процесс ведется под поверхностью земли, где невозможно непос-
редственно наблюдать за работой. Контроль за проходкой основан
на наблюдаемых на поверхности параметрах бурения в реальном
времени, в то время как обломки пород выносятся на поверхность
вместе с раствором со значительной разницей во времени.
К основным проблемам, возникающим при бурении, относятся:
— прихват бурильной колонны, который может быть результатом
слишком большого удельного веса раствора, создающего суще-
ственно высокий перепад давления между скважиной и пластом
и могущего привести к прихвату труб в скважине. Застрявшая
труба может также быть результатом недостаточной очистки ство-
ла или циркуляции при бурении, приводящих к накоплению в
144
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
скважине обломков породы. Разрушение пластов и их пластич-
ность могут также привести к прихвату инструмента.
— разрыв бурильной колонны, который может быть результатом
вибрации труб, проведения незапланированных операций или
плохого качества труб.
— потеря контроля за проходкой скважины или выброс пластовой
жидкости в скважину могут возникнуть в результате неправиль-
ного выполнения работ или неверного прогноза пластового дав-
ления в скважине. Восстановительные работы в подобного рода
случаях требуют больших стоимостных и временных затрат.
—- выход из строя забойного оборудования часто возникает из-за
нагрузок, превышающих допустимый для данного оборудова-
ния уровень. Технологически прогрессивное оборудование, та-
кое как измерение в процессе бурения (MWD) и каротаж в
процессе бурения (LWD), как и другое забойное оборудование,
особенно подвержено поломкам.
Общим для всех перечисленных проблем является то, что они, как
правило, приводят к большим отсрочкам и, как следствие, к боль-
шим затратам.
Ключевые факторы успеха
Для безопасного и эффективного ведения буровых работ можно
указать некоторые рекомендации, которых следует придерживать-
ся до начала и во время бурения любой скважины:
— стадия планирования скважины должна осуществляться с боль-
шой осторожностью. Вся попутная информация и весь местный
опыт должны быть изучены, а скважина должна планироваться
в прямом соответствии с особыми ограничениями, связанными
с местом строительства и типом вышки;
— - в процессе планирования должен быть установлен контакт со
всеми заинтересованными органами власти. Заявки на получе-
ние разрешения от них должны быть поданы заблаговременно;
— на буровой вышке, у соответствующих служб и подрядных орга-
низаций должны иметься системы обеспечения безопасности;
— в организации работ должна быть предусмотрена система обес-
печения безопасности;
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 145
— на буровой вышке и у служб должна иметься система профи-
лактического ремонта и контроля всего оборудования;
— должна быть создана хорошая система снабжения для обеспече-
ния как обычных, так и чрезвычайных работ;
— должна быть создана четкая система отчетности;
— должна быть установлена хорошая система связи;
— персонал должен иметь необходимые навыки для работы и иметь
требуемую подготовку/квалификацию;
— персонал должен стремиться к наилучшему выполнению рабо-
ты.
Бурение основывается на опыте. Учебные пособия могут оказаться
полезными для обучения основам работ. Однако для полного по-
нимания сложности процесса бурения требуется разнообразный
практический опыт, накопленный в ходе различных работ, в со-
четании с хорошей теоретической подготовкой.
10. А. Б. Золотухин и др.
146
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
4.2. Разработка месторождений
природных углеводородов
А. Б. Золотухин
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
4.2- 1- Введение
4.2.2. Система расстановки скважин на месторождении
4.2.3. Оценка эффективности охвата пласта процессом вытеснения
4.2.4. Факторы, осложняющие разработку месторождения
4.2.5. Расположение скважин на месторождении и выбор интервалов
перфорации скважин
4.2.6. Заканчивание скважин
4.2.7. Горизонтальные, многоствольные и разветвленные скважины
4.2.8. «Умные скважины»
4.2.1. Введение
До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте-
отдачи добыча нефти осуществлялась за счет проявления естествен-
ной энергии пласта и насыщающих его флюидов. Естественный
(или как его еще называют, первичный) режим притока жидко-
стей и газа к скважине может осуществляться посредством:
— действия сил упругости (так называемый упругий и упруго-водо-
напорный режимы фильтрации);
— выделения и расширения первоначально растворенного в нефти
газа (режим растворенного газа)\
— расширения газа в газонасыщенной части пласта (режим газовой
шапки);
— действия сил тяжести (гравитационный режим);
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 147
— переуплотнения пород-коллекторов при частичной потере проч-
ности скелетом породы под воздействием чрезмерно возросших
эффективных напряжений на породу-коллектор.
Упругий режим проявляется наиболее полно на начальной стадии эк-
сплуатации месторождения. При упругом режиме фильтрации движе-
ние нефти из пласта к скважине обусловлено сжимаемостью нефти и
воды, насыщающих продуктивный пласт, приводящей к увеличе-
нию их объема при снижении пластового давления, и упругой де-
формацией породы, снижающей объем порового пространства. При
проявлении чисто упругого режима нефтеотдача пласта обычно не
превышает 1—2%.
Наличие большой по протяженности водонасыщенной зоны вок-
руг нефтяного пласта способствует переходу упругого режима в
режим упруго-водонапорный, при котором используются упругие
свойства законтурной воды (т.е. воды, находящейся за внешним
контуром нефтеносности) и водоносного пласта. Этот режим в
свою очередь может переходить в жестко-водонапорный режим,
при котором объем отбираемой из скважин продукции (нефти,
воды и газа) компенсируется притоком воды из законтурной зоны
пласта. Пластовое давление в залежи при этом поддерживается на
постоянном уровне, обеспечивая тем самым эффективную добычу
нефти. Упруго- и жестко-водонапорный режимы фильтрации по-
зволяют отобрать от 35 до 75% нефти, первоначально содержа-
щейся в пласте.
При падении пластового давления ниже давления насыщения на-
чинается процесс выделения из нефти газа, первоначально ра-
створенного в ней. При дальнейшем снижении давления пузырьки
газа расширяются и вытесняют нефть из порового пространства.
Этот процесс получил название режима растворенного газа в свя-
зи с тем, что в большой степени именно первоначально раство-
ренный в нефти газ обеспечивает движение нефти к скважинам и
ее добычу. Режим растворенного газа имеет более длительный эф-
фект в стратифицированных пластах или в пластах с низкой про-
ницаемостью в вертикальном направлении, предотвращающей от-
носительно быструю сегрегацию газа, вызванную различием в плот-
ностях нефти и газа. В некоторых случаях «всплывание» газа может
приводить к образованию так называемой вторичной газовой шап-
ки. Как правило, режим растворенного газа является одним из
наименее эффективных режимов фильтрации и позволяет добыть
от 5 до 25% находящейся в пласте нефти.
148
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
При наличии в залежи газовой шапки (т.е. скопления газа над
нефтенасыщенной частью пласта) добыча нефти осуществляется в
основном за счет режима газовой шапки или газонапорного режи-
ма. Высокая сжимаемость газа и значительный объем газонасы-
щенной части пласта обеспечивают продолжительную и эффек-
тивную добычу: до 40% находящейся в пласте нефти может быть
добыто при проявлении газонапорного режима.
В нефтеносных залежах большой мощности и крутопадающих не-
фтяных пластах значительная часть запасов нефти может быть ото-
брана за счет проявления гравитационных сил. В отдельных случаях
гравитационный режим фильтрации позволяет достичь чрезвычайно
высоких технологических показателей добычи.
Процесс переуплотнения пород-коллекторов может возникнуть при
добыче нефти или газа на режиме истощения в случаях, когда
эффективные напряжения на породу (т.е. разница между горным
давлением и противодействующим ему пластовым давлением) ста-
новятся значительными (и могут даже превысить предел прочности
породы) и приводят к ее переуплотнению или даже частичному
разрушению. Это, в свою очередь, может иметь следствием посте-
пенное или внезапное сокращение порового объема пласта или
залежи. В первом случае подобное сокращение порового простран-
ства может сопровождаться оседанием поверхности Земли (место-
рождение Уилмингтон в Калифорнии, участок М-6 в Венесуэле).
В случае разработки месторождений шельфа проседание дна при-
водит к увеличению глубины моря, особенно ощутимой в эпи-
центре месторождения, и, как следствие, к погружению морской
платформы (месторождение Экофиск на норвежском континен-
тальном шельфе). При резком сокращении порового пространства
разработка залежи может сопровождаться подземными толчками
небольшой силы, напоминающими слабые землетрясения. Значи-
тельные землетрясения могут возникать при нарушении геодина-
мической обстановки в районе месторождения, вызванном его раз-
работкой (Ромашкинское месторождение в Татарии, Старогроз-
ненское — в районе г. Баку, небольшие месторождения в районе
Ферганской долины в Средней Азии). К наиболее крупным земле-
трясениям, инициированным разработкой месторождения, специ-
алисты относят землетрясение 1974 г., имевшее место в районе
газового месторождения Газли в Узбекистане [1].
Как правило, разработка месторождений природных углеводородов
происходит при одновременном проявлении нескольких режимов
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 149
фильтрации. При этом для правильного описания процесса добычи
и оценки конечных показателей разработки важно выделить один
или несколько основных режимов фильтрации. На рис. 4.6 показа-
но, как изменяется пластовое давление р и газовый фактор (ГФ)
при проявлении того или иного режима фильтрации.
Рис. 4.6. Динамика пластового давления (р) и газового фактора (ГФ)
при различных режимах фильтрации
С целью достижения более высоких показателей разработки (боль-
шая экономическая эффективность, большая нефтеотдача, менее
продолжительная эксплуатация и т.п.) используются вторичные и
третичные методы добычи нефти, или, как их еще называют,
методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Как правило, МУН осно-
вываются на закачке в пласт рабочих агентов, в качестве которых
могут служить вода с добавками различных активных веществ,
как, например, загустители воды (полимеры), поверхностно-ак-
тивные вещества (ПАВ), а также воздух, углеводородные раство-
рители, пластовый газ и другие агенты. Различие между вторич-
ными и третичными методами заключается во времени их исполь-
зования: вторичные методы начинают применять с самого начала
разработки или по прошествии короткого промежутка времени,
в то время как третичные методы обычно начинают использовать,
когда значительная часть запасов нефти уже добыта.
150
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Использование вторичных и третичных методов добычи преследу-
ет достижение следующих целей:
— поддержания пластового давления. При закачке в пласт доста-
точных объемов воды или газа пластовое давление может под-
держиваться на уровне, необходимом для достижения высоких
показателей разработки (например, на уровне, несколько пре-
вышающем давление насыщения нефти газом);
— более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из аген-
тов, подаваемых в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к
уменьшению остаточной нефтенасыщенности и способствуют
тем самым повышению степени вытеснения нефти;
— увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти.
Такие технологии, как, например, закачка полимерного ра-
створа, попеременная закачка воды и газа, закачка пен, подача
в пласт тепла (закачка горячей воды или пара) или же внутри-
пластовая генерация тепла (внутрипластовое горение) имеют
своей целью улучшение соотношения подвижности фильтрую-
щихся в пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как след-
ствие, увеличение охвата пласта процессом вытеснения.
Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют до-
быть не более 45% от первоначальных запасов нефти в пласте.
Таким образом, большая часть запасов оказывается неизвлеченной.
Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности геологи-
ческого строения месторождения, его местоположения, стратегии
его разработки и используемых методов добычи и в значительной
степени определяется экономикой или уровнем рентабельности до-
бычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи явля-
ется, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов,
которые могут быть экономически выгодно добыты по сравнению
с традиционными методами за счет увеличения охвата пласта про-
цессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени вы-
теснения нефти из пласта.
Существуют различные классификации и многочисленные определе-
ния технологий и методов добычи. Это в особенности справедливо
для методов увеличения нефтеотдачи. Ниже приведено определение
МУН, данное Норвежским нефтяным директоратом [2], на основе
которого мы проведем классификацию этих методов:
* Соотношение подвижности нефти и воды, а также нефти и газа может быть
приближенно описано как обратное отношение вязкостей соответствующих фаз.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 151
термин МУН используется в отношении технологий до-
бычи, позволяющих повысить извлекаемые запасы по
сравнению с традиционно испол ьзуемыми на данный
момент времени технологиями нефтеизвлечения
Характерными чертами МУН являются закачка в пласт агентов,
отличных от традиционно используемых воды и углеводородного
газа, и необходимость проведения опытно-промышленных работ.
Методы увеличения нефтеотдачи включают (но не ограничивают-
ся) следующие технологии нефтеизвлечения:
— попеременную или чередующуюся закачку воды и газа;
— физико-химические МУН (закачка полимеров, поверхностно-
активных веществ, гелей, пен и т.п.);
— закачку газов, отличных от углеводородных (например, угле-
кислого газа, азота, дымовых газов и т.п.);
— микробиологические методы увеличения нефтеотдачи;
— термические методы увеличения нефтеотдачи.
В течение двух последних десятилетий в дополнение к термину
МУН стал использоваться еще один термин, переводимый как
методы усовершенствованной нефтеотдачи, объединяющий собой
все известные методы и технологии более эффективного нефтеиз-
влечения. В соответствии с определением Норвежского нефтяного
директората 12]:
термин методы усовершенствованной нефтеотдачи вклю-
чает в себя все методы, в результате применения кото-
рых может быть достигнута более высокая нефтеотдача
по сравнению с ожидаемой в определенный момент вре-
мени от использования традиционных технологий неф-
теизвлечения.
Например, более высокая нефтеотдача может быть достигнута как
за счет сочетания традиционных технологий добычи, более каче-
ственных управления и контроля за разработкой залежи и сниже-
ния расходов, так и за счет использования методов увеличения
нефтеотдачи.
Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи
включают в себя, но не ограничиваются следующими технологиями:
152
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
— закачка воды или газа;
— дополнительное разбуривание залежи;
— бурение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких
пропластков или же «карманов» пласта с неизвлеченной неф-
тью;
— бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из
удаленных частей пласта (эта технология обычно используется
при разработке шельфовых месторождений или в условиях, при
которых обустройство новой буровой площадки сопряжено с
неоправданно большими затратами времени и средств);
— усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды
и газа;
— снижение устьевого давления в добывающих скважинах;
— использование лучшей стратегии заканчивания скважин.
Как следует из определения МУН, объектами применения мето-
дов увеличения нефтеотдачи являются:
— запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первич-
ных и вторичных методов добычи;
— так называемые трудно извлекаемые запасы нефти (тяжелая и
вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со
сложным геологическим строением и т.д.).
В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы неф-
ти, которые могут быть извлечены экономически выгодно. Это
означает, что объем нефти, добытой с помощью МУН, зависит от
определенных условий, таких как экономические условия, поли-
тическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет
собой неизменную величину, как, например, начальные геологи-
ческие запасы нефти.
4.2.2. Система расстановки скважин на месторождении
Для добычи углеводородов используются различные системы рас-
положения скважин. Наиболее часто при разработке нефтяных ме-
сторождений используются следующие системы расстановки, или,
как их еще называют, сетки скважин [3J:
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 153
— линейная;
— шахматная;
— обращенная пятиточечная;
— обращенная семиточечная;
— обращенная девятиточечная;
— равномерная или скошенная трех/четырехточечная;
— периферийная.
Равномерные и неравномерные системы расположения скважин
Равномерные системы расположения скважин используются в случае
больших по площади и сравнительно однородных и изотропных по
фильтрационно-емкостным свойствам месторождений нефти и газа.
Некоторые из подобных систем расстановки скважин изображены
на рис. 4.7.
Линейная сетка Шахматная сетка ♦ • ♦ * Обращенная пятиточечная сетка
г-<-- • •- "1
▲ А А : i А 1 А : A 1 ! * * И
..«..J *-—♦---••—4 1
Обращенная Обращенная Равномерная
семиточечная сетка девятиточечная сетка трехточечная сетка
Л 4 ♦ ♦ • 4 • • •
4 4 Ъ"- 4 А . А . * < у2у...у4Д
•- • А А *--« А • —4 \ / \ /\ '
/ * >- • А 4 А * А * • 4 •
А •- . ..в i--4 •- 4--« » ¥
а Нагнетательная скважина • Добывающая скважина
Граница элемента симметрии Элемент симметрии
Рис. 4.7. Системы равномерной расстановки скважин
На практике эти системы расстановки часто используются как
прототипы для неравномерной или избирательной системы распо-
ложения скважин (рис. 4.8).
154
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.8. Примеры неравномерных систем расстановки скважин
Нерегулярные системы расстановки скважин используются для раз-
работки залежей с продуктивными породами, неоднородными по
своим фильтрационно-емкостным свойствам. В случае естественно
трещиноватых пластов преобладающая ориентация трещин должна
учитываться при расстановке скважин на площади, как показано
на рис. 4.9 [4].
Рис. 4.9. Пример системы расположения скважин неправильной формы при
разработке нефтеносного пласта с естественными нарушениями
Если по некоторым причинам (стратиграфические или структур-
ные нарушения, сильно неоднородный коллектор и т.п.) разме-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 155
щение скважин не может определяться некой системой, то может
использоваться так называемая избирательная система.
Любая система расстановки скважин может быть охарактеризована
с помощью следующих параметров:
— параметра плотности сетки скважин Sp — отношения площади
пласта к общему количеству нагнетательных и добывающих сква-
жин, то есть: S = А / п\
— параметра 5*, определяемого как извлекаемые запасы нефти N,
приходящиеся на одну скважину: SK =Nr/п;
— параметра ю=п./пр — отношения числа нагнетательных сква-
жин к фонду добывающих скважин.
Эти параметры обычно используются на стадии проектирования
разработки месторождения и позволяют оценить качество систе-
мы разработки.
Имеются также некоторые другие параметры, характеризующие
систему разработки месторождения, такие, например, как среднее
расстояние между скважинами, расстояние между рядами нагнета-
тельных и добывающих скважин и расстояние между скважинами
в ряду, отношение числа резервных скважин к общему фонду
скважин и другие.
Значения параметра плотности сетки скважин S в значительной
степени варьируются от месторождения к месторождению в зави-
симости от характеристик пласта и насыщающих его флюидов,
местоположения месторождения, экономических условий, поли-
тической ситуации и т.д. Таблица 4.1 содержит некоторые харак-
терные значения параметра S [4].
Таблица 4.1. Характерные значения параметра плотности сетки скважин Sf и
соответствующие им расстояния между скважинами
Характеристики пласта
.сГ, IO4 м2/скв. Тяжелая нефть Низкая проницаемость, К< 50 mD Высокая проницаемость, легкая нефть Высокая проницаемость, трещиноватая порода
1-2 10 20-30 100
Расстояние между скважинами, м 100-150 300 400-700 1 000
156
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Среднее значение параметра 5 для месторождений норвежского
континентального шельфа составляет около 36 га/скв. при рассто-
янии между скважинами, близком к 600 м [4].
Параметр Sx может также изменяться в зависимости от условий
разработки от десятков тысяч до миллионов кубометров нефти на
скважину.
В зависимости от значений параметра w системы размещения сква-
жин классифицируются как интенсивные (w ~ 1) и средней ин-
тенсивности (w ~ 0.5). Таблица 4.2 содержит характерные значения
параметра w для некоторых систем размещения скважин.
Таблица 4.2. Характерные значения параметра w для некоторых
систем расположения скважин
Система расположения скважин
Линейная Шахматная Обращенная пятиточечная Обращенная семиточсчпая Равномерная трехточечная
1 1 I 0.5 0
Интенсивные системы расстановки скважин обычно использу-
ются для разработки неоднородных пластов с низкой проницае-
мостью. Это позволяет поддерживать сравнительно высокий уро-
вень закачки воды и отбора жидкости (нефти и воды) из залежи.
Некоторые из интенсивных систем достаточно гибки. Например,
линейные и шахматные сетки скважин могут иметь различное
число скважин в разных рядах для обеспечения наилучших пока-
зателей разработки. С другой стороны, пяти-, семи- и девятито-
чечная системы, не являющиеся гибкими, позволяют применять
вторичные и третичные методы извлечения более равномерно в
пределах залежи. Это обстоятельство особенно важно в случае
высокой неоднородности пласта вдоль его простирания. Другое
преимущество этих систем заключается в возможности их кон-
версии. Например, пятиточечная система может быть легко пре-
образована в девятиточечную с помощью доразбуривания, кото-
рая, в свою очередь, может быть преобразована в пятиточечную
систему с помощью остановки четырех боковых добывающих сква-
жин.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 157
4.2.3. Оценка эффективности охвата пласта
процессом вытеснения
Одной из важнейших характеристик разработки является коэффици-
ент охвата пласта процессом вытеснения, называемый кратко коэф-
фициентам охвата ЕЛ и определяемый как часть объема залежи, вовле-
ченная в активную разработку. Несколько отличное определение дано
Уиллхайтом [5], в соответствии с которым коэффициентом охвата счи-
тается доля общей площади залежи, с которой нефть извлечена до
остаточного насыщения. Необходимо отметить, что в любом случае ко-
эффициент охвата ЕЛ не является постоянной величиной: он может
меняться с течением времени и в значительной степени зависит от
системы расстановки скважин. Его значение на момент начала эксплуа-
тации отражает качество системы расположения скважи н.
Согласно результатам стохастического моделирования процессов
извлечения нефти [6] коэффициент охвата зависит от расстояния
между скважинами L следующим образом:
Еа =
(4.1)
где df— так называемая фрактальная размерность',
D = 1, 2, 3 для линейного, двух- и трехмерного течения жидкости;
С — константа, зависящая от расположения скважин, свойств
пласта и насыщающих его флюидов.
Численные эксперименты указывают на следующие значения фрак-
тальной размерности df [6]:
линейное заводнение: df = 1.11 ±0.05;
площадное заводнение: d = 1.70 ±0.05;
обращенная пятиточечная система: d = 1.61 ±0.05.
Принимая во внимание этот результат, можно представить уравне-
ние (4.1) для случаев линейного и площадного заводнения следую-
щим образом:
£Л.о„~С-Ь0"; (4.2)
A,Areal (4-3)
Соотношение (4.2) означает, что при прямолинейном одномерном
вытеснении нефти водой (например, при исследовании процесса
158
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
вытеснения на кернах) эффективность охвата повышается с уве-
личением межскважинного расстояния (длины образца при вытес-
нении нефти водой на керне)*. Как следует из (4.3), в случая
площадного заводнения значение коэффициента охвата ЕА умень-
шается с увеличением расстояния между скважинами.
Учитывая, что коэффициент нефтеотдачи Ек может быть прибли-
женно определен как произведение коэффициента охвата ЁА и ко-
эффициента вытеснения EDi т.е
Е„=ЕЛ-Е„, (4.4)
мы приходим к важному заключению, что коэффициент нефтеотда-
чи уменьшается с увеличением расстояния между скважинами. С дру-
гой стороны, большие значения L означают большие извлекаемые
запасы на скважину (т.е. более высокие значения параметра \). Из
этого анализа следует, что при больших расстояниях между сква-
жинами (разреженная сетка скважин) объем извлеченной из плас-
та нефти может оказаться сравнительно небольшим, в то время
какдобыча по отдельным скважинам будет высокой. В другом край-
нем случае, при очень плотной сетке скважин, нефтеотдача может
быть очень высокой, но добыча по каждой из скважин может
оказаться значительно ниже, чем в первом случае. Это означает,
что существует оптимальное значение межскважинного расстоя-
ния L (или, что, в сущности, то же, что и параметр плотности
сетки скважин), обеспечивающее наилучшие показатели разработ-
ки месторождения при выбранной системе размещения скважин.
Точное определение этого значения сложно и является предметом
численного моделирования и оптимизации. Однако для приближен-
ной оценки эффективности системы расположения скважин может
использоваться следующая простая методика. Согласно статистичес-
кому анализу разработки, зависимость нефтеотдачи от расстояния
между скважинами L может быть записана в следующей форме [7,8]:
EK=ED-e~hT (4.5)
где b — коэффициент, зависящий от свойств пласта/жидкости и
выбранной системы расположения скважин.
* Следует помнить, что последний результат получен с помощью математического
моделирования и справедлив только для условий однородного и изотропного пласта.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 159
Выразим удельные извлекаемые запасы SK как функцию расстоя-
ния между скважинами L и нефтеотдачи ER:
SK^aERL2 , (4.6)
Параметр а, в свою очередь, может быть оценен следующим обра-
зом:
(4.7)
где в правой части представлены соответственно средние значения
эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, его пористости
и начальной нефтенасыщенности в части пласта, для которой про-
водится оценка.
Далее, вычисляя коэффициент нефтеотдачи и удельные извлекае-
мые запасы нефти на скважину в соответствии с соотношениями
(4.5) и (4.6) для одних и тех же значений L, можно построить
трафик зависимости З^от в которой бо'льшие значения обоих
параметров соответствуют лучшим показателям разработки.
Небходимо отметить, что оба параметра могут использоваться как
критерии оптимизации', нефтеотдача, умноженная на цену нефти,
дает полный доход, а величина SK, умноженная на цену нефти и
деленная на капиталовложения и эксплуатационные расходы, пред-
ставляет соотношение прибыли и инвестиций (см. главу 12).
В заключение позволим себе дать приблизительную оценку средних
значений межскважинных расстояний и удельных извлекаемых за-
пасов для месторождений норвежского континентального шельфа.
По данным Норвежского нефтяного директората [2], к 2000 году
будет добыто около 44% всех извлекаемых запасов нефти норвежс-
кого континентального шельфа. Определив среднее расстояние меж-
ду скважинами для этих месторождений приблизительно в 600 м и
полагая, что коэффициент вытеснения нефти водой из кернов со-
ставляет приблизительно 0.65, нетрудно получить следующие зна-
чения параметров ED и b в соотношении (4.5):
Е„ = 0.65-ехр(-1.08-106Л2). (4.8)
Оценка удельных извлекаемых запасов на скважину SK получается
при этом следующей:
SK = 3.2-\06 ESL2
(4.9)
160
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Результаты оценки обоих параметров для различных межскважин-
ных расстояний приведены в табл. 4.3 и на рис. 4.10.
Таблица 4.3. Соотношение Ея н 5Л.
4 ГП 4 4, ]06 М3/скв.
100 0.64 0.02
200 0.62 0.08
400 0.55 0.28
600 0.44 0.51
800 0.33 0.67
900 0.27 0.7
1000 0.22 0.71
1100 0.18 0.68
Рис. 4.10. Зависимость удельных извлекаемых запасов нефти
от коэффициента нефтеотдачи (4]
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 161
4.2.4. Факторы, осложняющие разработку месторождения
Существует множество различных факторов, так или иначе осложня-
ющих разработку залежей природных углеводородов и снижающих ее
эффективность. Последнее в гораздо большей степени относится к
нефтяным, нежели к газовым и газоконденсатным месторождениям.
Наиболее важными из таких факторов являются:
— неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи по
простиранию и вкрест простиранию;
— неблагоприятное соотношение подвижностей фильтрующихся в
пласте фаз;
— гравитационное разделение фаз, приводящее к преимуществен-
ной фильтрации газа по верхней части пласта и воды по его
нижней части;
— образование водяных и газовых конусов.
Все эти факторы, проявляющиеся отдельно или вместе, приводят к
низкому макроскопическому (т.е. проявляющемуся в пределах всей
залежи) охвату пластов воздействием и, как следствие, к низкой
нефтеотдаче. Другим фактором, влияющим на нефтеотдачу, являет-
ся эффективность вытеснения нефти водой. Этот фактор часто на-
зывают микроскопическим коэффициентом охвата*.
Образование целиков нефти
Образование целиков нефти (т.е. зон, из которых нефть практи-
чески не вытесняется) часто связано с процессом вытеснения не-
фти водой или газом из неоднородных по проницаемости пластов.
Этот эффект существенно возрастает в случае вытеснения высоко-
вязких нефтей, при котором неблагоприятное соотношение под-
вижностей вытесняющей (вода, газ) и вытесняемой (нефть) фаз
становится более очевидным. Неоднородность пласта по проницае-
мости при этом приводит к образованию так называемых языков
обводнения, которые, обходя участки пласта с низкой проницае-
мостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, суще-
ственно выше остаточной, и потому называемые целиками
(рис. 4.11).
* Вытеснение нефти водой имеет место при проявлении естественного упруго-
или жестко-водонапорного режима и при использовании большинства вто-
ричных методов добычи.
11. А. Б. Золотухин и др.
162
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4. II. Образование целика нефти: результат стохастического моделирова-
ния процесса линейного вытеснения нефти водой из однородного коллектора
при соотношении подвижностей воды и нефти 10:1 [91
Образование водяных и газовых конусов
В условиях статического равновесия, т.е. до начала процесса вытес-
нения, газ, нефть и вода в пластах распределены в соответствии с
их плотностями. В случае наличия свободного газа он располагается
в верхней части структуры, образуя так называемую газовую шап-
ку, за которой следует нефтенасышенная часть пласта или нефтя-
ная зона, подстилаемая подошвенной водой.
В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания гра-
диентов давления, принимающих особенно высокие значения в
призабойной зоне добывающих скважин. Наличие высоких гради-
ентов давления приводит к изменению формы условных границ
разделов фаз (т.е. водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов),
заставляя их изгибаться в сторону перфорационных отверстий сква-
жины, через которые осуществляется добыча. При превышении
градиентами давления (или перепадом давления между скважиной
и пластом) определенного уровня может наступить прорыв воды
и/или газа в скважину, в результате которого дебит нефти может
резко сократиться, а добыча газа и/или воды стать неоправданно
большой. Рис. 4.12 может служить в качестве иллюстрации подоб-
ного процесса образования водяного конуса.
Из-за более высокой подвижности газа и воды по сравнению с
нефтью конусообразование может привести к дальнейшему сокра-
щению охвата пласта процессом вытеснения и ухудшению уело-
Глава 4, Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 163
вий добычи нефти (высокий газовый фактор, высокая обводнен-
ность добываемой продукции, низкий дебит по нефти и т.п.).
Низкий коэффициент охвата пласта воздействием
Как уже было отмечено выше, сочетание неоднородности фильт-
рационно-емкостных свойств пласта с неблагоприятным соотно-
шением подвижностей и плотностей фильтрующихся в нем фаз
приводит к низкому охвату пласта воздействием и не позволяет,
как правило, добиться высоких показателей разработки. Иллюст-
рацией сказанного могут служить рис. 4.13, изображающий вытес-
нение нефти водой из слоистого пласта с резко отличными друг от
друга значениями проницаемости соседних пропластков, и рис. 4.14.
Рис.4.12. Процесс образования водяного конуса: а— стационарное распреде-
ление фаз, предшествующее добыче; б— первая стадия образования конуса:
искривление поверхности ВПК; в- прорыв конуса к перфорационным
отверстиям, начало одновременной добычи нефти и воды
164
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
НизкопронпцаемыН
пропласток
Рис. 4.13. Вытеснение нефти из двухслойного пласта с различной
проницаемостью пропластков [9]
Рис. 4.14. Вытеснение нефти водой из элемента системы расстановки скважин
при неблагоприятном соотношении подвижностей фаз [6]
показывающий продвижение границы вытеснения нефти водой на
различные моменты времени из элемента пласта с одной добыва-
ющей и одной нагнетательной скважинами при неблагоприятном
соотношении подвижностей нефти и воды.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 165
4.2.5. Расположение скважин на месторождении
и выбор интервалов перфорации скважин
Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного мес-
торождения является вариант, позволяющий отобрать максималь-
ный объем нефти из пласта минимальным числом скважин за
кратчайший период времени. Кажущаяся на вид простой, задача
оптимального расположения скважин по площади залежи, обеспе-
чивающего наилучшие показатели разработки, является одной из
наиболее сложных.
Решение задачи осложняется еще и тем. что оптимальное число
скважин, их взаимное расположение и характер заканчивания бу-
дут, вообще говоря, разными в зависимости от:
— типа залежи (нефтяная, газовая, нефтяная с газовой шапкой
и т.д.);
— запасов нефти и газа в пласте;
— свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газа;
— местоположения залежи (суша, шельф, глубоководный шельф);
— политической и экономической ситуации.
Решение указанной задачи зависит как от общего числа скважин,
их типа (добывающая, нагнетательная, наблюдательная и т.п.) и
взаимного расположения на площади, так и от применяемого мето-
да нефтедобычи.
Большую помощь в решении указанной задачи могут оказать не-
которые стандартные правила и подходы, накопленные специали-
стами в процессе разработки многих сотен залежей природных уг-
леводородов и которые кратко описаны ниже.
Газовая залежь
В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекто-
ров) залежи газа скважины следует располагать равномерно по пло-
щади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор
интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного
влияния на показатели разработки (рис. 4.15. а).
В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой,
рекомендуется интервал перфорации располагать как можно даль-
166
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
ше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза
(рис. 4.15, 6).
Рис. 4.15. Расположение скважин по площади при разработке газовой залежи |4):
а — запечатанная газовая залежь. Метод разработки — режим газовой шапки;
б — газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки —
сочетание режима газовой шапки и водонапорного режима
Нефтяная залежь
В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква-
жин должно учитывать форму залежи и водо-нефтяного контакта.
Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число та-
ких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от вели-
чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч-
но следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю-
щих (или нагнетательных) скважин (рис. 4.16, а).
В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения
пластов добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча-
сти структуры по равномерной трех- или четырехточечпой сетке с
предпочтительно низким интервалом перфорации (рис. 4.16, б). Такое
расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплу-
атации в силу следующих причин:
— при снижении пластового давления ниже давления насыщения
газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из не-
фти преимущественно в призабойной зоне скважин и в выше-
лежащих частях залежи, создавая тем самым более или менее
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 167
Рис. 4.16. Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи [4]:
а — нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой.
Метод разработки— естественный водонапорный режим;
б— запечатанная нефтяная залежь. Метод разработки — сочетание режима
растворенного газа и гравитационного режима
благоприятные условия добычи в условиях режима растворен-
ного газа;
— гравитационные силы при таком расположении скважин помо-
гают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к сква-
жинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкост-
ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых
случаях такой процесс добычи приводит к образованию вто-
ричной газовой шапки.
Нефтяная залежь с газовой шапкой
В случае изолированной нефтяной залежи с газовой шапкой распо-
ложение скважин должно учитывать начальное положение газонеф-
тяного контакта (ГНК) (рис. 4.17, а). Также, как и в случае нефтя-
ной залежи, подстилаемой подошвенной водой, в купольной части
залежи, вдоль длинной ее оси, следует пробурить центральный ряд
добывающих скважин. Интервал перфорации должен располагаться
в нижней части продуктивной толщи.
Подобного рода соображения могут быть использованы при рас-
становке скважин на нефтяной залежи с газовой шапкой и по-
168
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
дошвенной водой, но с одним существенным отличием: интер-
вал перфорации в этом случае должен находиться в нижней
части структуры и ближе к ВНК, чем к ГНК (рис. 4.17,5).
Рис. 4.17. Расположение скважин по площади при разработке нефтяной
залежи с газовой шапкой [4J: а — запечатанная нефтяная залежь с газовой
шапкой. Метод разработки — режим газовой шапки. Интервал перфорации —
в нижней части разреза; б — нефтяная залежь с газовой шапкой и подо-
швенной водой. Метод разработки — сочетание режима газовой шапки
и естестве!того водонапорного режима. Интервал перфорации — в нижней
части разреза, ближе к ВНК
Расположение скважин при вторичных/третичных
методах добычи
Основным недостатком методов добычи нефти на естественном ре-
жиме является падение пластового давления, ведущее к развитию
режима растворенного газа и, как следствие, снижению дебитов
добывающих скважин и неоправданно низкой конечной нефтеотда-
че. Даже водонапорный режим, будучи наиболее эффективным из
всех естественных режимов, часто не обеспечивает 100%-ной ком-
пенсации отобранной нефти,внедряемой из законтурной зоны во-
дой, что вынуждает прибегать к искусственному заводнению для
поддержания пластового давления на должном уровне. Заводнение с
закачкой предварительно обработанной морской воды является од-
ним из наиболее часто используемых методов поддержания пласто-
вого давления при разработке шельфовых месторождений. Другие
вторичные методы добычи, такие как закачка растворителей, за-
качка газа и/или воды с добавкой различных агентов, также явля-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 169
ются конкурентоспособными технологиями, используемыми при
разработке морских месторождений нефти.
При разработке относительно небольших по запасам месторождений
с использованием вторичных методов добычи, основанных на за-
качке воды в пласт, обычно применяется законтурное или прикон-
турное заводнение с системой расстановки скважин, повторяющей
форму залежи или водо-нефтяного контакта (рис. 4.18, а). В залежах
со средними запасами нефти регулярные и нерегулярные плошад-
Рис. 4.18. Расположение скважин по площади при разработке нефтяной
залежи с использованием вторичных методов добычи 14]: а — разработка
нефтяной или газовой залежи на режиме заводнения; б — разработка круто-
падающей нефтяной залежи на режиме заводнения; в — разработка крутопа-
дающей нефтяной залежи с помощью закачки в пласт газа
170
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
ные системы расстановки, как, например, обращенная пяти- или
семиточечная система, обеспечивают, как правило, хорошие по-
казатели разработки. При разработке крупных и гигантских место-
рождений залежи обычно «разрезаются» рядами нагнетательных
скважин на несколько частей, которые разрабатываются с исполь-
зованием наиболее подходящих для каждой из частей сеток распо-
ложения скважин.
В случае разработки крутопадающей нефтяной или газовой залежи
с использованием заводнения нагнетательные скважины распола-
гают в нижней части структуры, а отбор продукции осуществляет-
ся из ее верхней части (рис. 4.18, б). При использовании газа в
качестве агента, закачиваемого в пласт для поддержания пластово-
го давления, нагнетательные скважины располагаются в верхней
части структуры, а добывающие — в нижней ее части с интерва-
лом перфорации в нижней части продуктивной толщи (рис. 4.18, в).
Последнее правило остается справедливым при размещении сква-
жин на месторождении, разрабатываемом с помощью закачки в
пласт углеводородных растворителей.
Такое расположение скважин позволяет создать более благоприят-
ные условия вытеснения нефти из залежи и тем самым отсрочить
прорыв воды (газа, углеводородного растворителя) в добывающие
скважины и увеличить период стабильной добычи нефти. Нагнета-
ние в нижнюю часть структуры вытесняющего агента с плотнос-
тью выше плотности нефти (например, воды) позволяет избежать
более быстрого его продвижения по нижней части пласта и создает
условия для более равномерного продвижения фронта вытеснения
по всей продуктивной толще. Закачка газов или углеводородных
растворителей в вышележащие части структуры предотвращает их
преимущественное продвижение по верхней, прикровельной, час-
ти пласта и обеспечивает более равномерное продвижение фронта
вытеснения нефти. Как следует из теории фильтрации, создание
подобного рода фильтрационных потоков в пласте обеспечивает и
более полную степень вытеснения нефти фронтом вытесняющего
флюида, позволяя тем самым еще более отсрочить прорыв вытес-
няющего агента в добывающие скважины и повысить эффектив-
ность процесса разработки.
4.2.6. Заканчивание скважин
Как известно, скважина является единственным средством ком-
муникации с пластом и поэтому проводка скважин и их заканчи-
Глава 4. Буренке скважин, разработка и эксплуатация месторождений 171
вание представляет одну из основных статей затрат, связанных с
разработкой месторождения. Основной целью бурения и заканчи-
вания скважины является создание сооружения (т.е. самой скважи-
ны), которое сможет обеспечить максимальную прибыль в про-
цессе разработки всего месторождения. Идеальный тип заканчива-
ния скважины, который наилучшим образом отвечает поставлен-
ной цели, может быть определен следующим образом:
Идеальный тип заканчивания скважины означает такое
заканчивание, которое при наименьших полных затратах
(включая первоначальные затрат ы на установку оборудо-
вания и его обслуживание) полностью или почти полно-
стью соответствует требованиям по эксплуатации сква-
жины в течение всего ее жизненного цикла.
Факторы, влияющие на заканчивание скважины
Тип заканчивания скважины зависит от многих факторов, наибо-
лее важными из которых являются следующие [4]:
— темп отбора или дебит скважины — отправная точка проекта
конструкции и заканчивания скважины;
— многопластовые залежи — комбинированное заканчивание, под-
разумевающее, например, расположение нескольких насосно-
компрессорных труб (НКТ) или зацементированных эксплуа-
тационных колонн меньшего диаметра внутри единой обсадной
колонны, различные типы многоствольных и разветвленных сква-
жин*, совместно-раздельную эксплуатацию нескольких плас-
тов и т.п.;
— режим разработки — интервал перфорации должен располагать-
ся с учетом возможного изменения положения газо-нефтяного
и водо-нефтяного контактов. В случае применения МУН долж-
ны быть предусмотрены избирательные интервалы закачки и
отбора;
* Под многоствольной скважиной мы здесь понимаем скважину с несколькими
стволами, например скважину, вскрывшую несколько продуктивных пластов
с помощью ответвлений от главного ствола. Разветвленная скважина — част-
ный случай многоствольной скважины с горизонтальными ответвлениями, рас-
полагающимися в пределах одного и того же продуктивного пласта.
172
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
— методы интенсификации добычи — при применении методов
интенсификации (соляно-кислотная обработка призабойной
зоны скважины, гидроразрыв пласта, соляно-кислотный гид-
роразрыв и т.п.) необходимо предусмотреть возможность про-
ведения селективной изоляции отдельных интервалов, а также
высокие темпы отбора/закачки и рост пластового давления;
— контроль за выносом песка — выбранный тип заканчивания
скважины должен обеспечить максимальный дебит скважины
без разрушения призабойной зоны и выноса песка;
— частота проведения капитального ремонта скважины — тип за-
канчивания должен предусматривать возможность повторного
вскрытия пласта с помощью перфораторов, спускаемых на тро-
се, или внутритрубных перфораторов.
С точки зрения конструкции тип заканчивания скважины должен:
— максимизировать прибыль;
— обеспечить простоту конструкции;
— гарантировать надежность и безопасность эксплуатации и ре-
монтных работ;
— предвидеть возможное изменение условий эксплуатации.
На рис. 4.19 показаны некоторые типы заканчивания эксплуатаци-
онных скважин.
4.2.7. Горизонтальные, многоствольные
и разветвленные скважины
Впервые горизонтальное бурение было осуществлено в бывшем
Советском Союзе, где в начале 60-х годов было пробурено не-
сколько горизонтальных скважин небольшой протяженности. Од-
нако технология горизонтального бурения была несовершенна и
чрезмерно дорога по сравнению с традиционным бурением, и тех-
нология была «забыта» до середины 80-х гг.
Сегодня нефтяная и газовая отрасли промышленности немыслимы
без наклонных и горизонтальных скважин большой протяженнос-
ти, многоствольных и разветвленных скважин (рис. 4.20). Совре-
менная технология бурения позволяет достичь удаления забоя от
Глава 4. Бурение скважин, разработка ц эксплуатация месторождений 173
Рис. 4.19. Различные типы закапчивания скважин: а — простое заканчивание.
Добыча продукции через эксплуатационную колонну; б — простое заканчи-
вание. Добыча через колонну НК.Т; в — комплексное закапчивание с установ-
кой пакера и НКТ. Добыча продукции через НКТ и затрубное пространство;
г — комплексное заканчивание с установкой нескольких эксплуатационных
колонн, зацементированных в едином открытом стволе
центрального ствола скважины до 10000 м. В подавляющем боль-
шинстве случаев скважины большой протяженности бурятся с мор-
ских платформ на месторождениях континентального шельфа. Од-
нако в последнее время использование буровых судов с динами-
ческим позиционированием приостановило рост рекордов в буре-
нии горизонтальных стволов большой протяженности: во многих
174
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.20. Примеры использования скважин большой протяженности:
а — одновременная эксплуатация нескольких пефшных пластов одной
горизонтальной скважиной; б — проводка горизонтального ствола через
нефтенасыщенную часть залежи; в — вариант разветвленной скважины,
пробуренной с морской платформы
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождении 175
случаях использование судов оказывается экономически более вы-
годным по сравнению с бурением со стационарных платформ Тем не
менее в целом ряде случаев (бурение на Арктическом шельфе, в ус-
ловиях мелководья и т.п.) бурение скважин большой протяжен-
ности с платформ или насыпных и других искусственных основа-
ний будет использоваться в качестве одного из основных методов.
На рис. 4.21 изображены наиболее часто используемые типы закан-
чивания горизонтальных скважин. Как следует из рис. 4.21, наибо-
лее часто при заканчивании горизонтальных скважин используются
либо хвостовик с заранее просверленными в нем отверстиями, либо
зацементированный и перфорированный хвостовик. Необходимо
помнить, однако, что тип заканчивания скважины должен соответ-
ствовать условиям эксплуатации скважины.
Табл. 4.4 даст представление о наиболее часто используемых типах
заканчивания горизонтальных скважин.
Рис. 4.21. Тсхножния заканчивания, используемая при бурении
горизонтальных скважин |4]
176
Часть J. Геология и добыча нефти и газа
Таблица 4.4. Преимущества и недостатки различных типов
заканчивания горизонтальных скважин
। Недостатки 1 Повышенный риск использования | Не предусматривает изоляцию, возмож- ны частые ремонтные работы, возможен !вынос песка Не предусматривает изоляцию, возмож- 1 ны частые ремонтные работы, низкая на- | дежность, ограниченная применимость Повышенные затраты, не предусматри- вает изоляцию, возможны частые ремонт- ные работы, возможность образования пробок Повышенная стоимость 1 [Сложность проведения операции, [высокая стоимость
Преимущества J Простая конструкция, низкая стоимость^ допускает интерпретацию каротажа Простая конструкция, низкая стоимость, используется как «путепровод» или канал при проведении каротажа 'простая конструкция, низкая стоимость, используется как канал при проведении [каротажа, контроль выноса песка Используется как канал при проведении каротажа, контроль выноса песка 1 1 Используется как канал при проведении 'каротажа, легко адаптируемая конструк- ция, контроль проявлений в скважине, 1 1 допускает интерпретацию каротажа Легко адаптируемая конструкция, высо- кая избирательность, контроль проя- 1 влений в скважине, допускает интер- претацию каротажа
1 Тип заканчивания I Открытый (необсаженнын) ствол Хвостовик с просверленными в нем отверстиями Хвостовик с щелевидными отверстиями Песочный фильтр с проволочной обмоткой и предварительно смонтированный фильтр Зацементированный и перфорированный хвостовик Гидроразрыве расклинивающим трещину агентом
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 177
Заканчивание многоствольных и разветвленных скважин
Заканчивание многоствольных и разветвленных скважин должно
удовлетворять следующим критериям:
— сохранять целостность бокового ствола и места его соединения с
основным стволом скважины с целью возможного последующе-
го цементирования ответвления;
— обеспечивать возможность установки оборудования и проведения
ремонтных работ в основном и боковых стволах скважины;
— предусматривать необходимость отдельного вида работ в боко-
вых ответвлениях;
— возможность изоляции боковых стволов полностью или отдель-
ных их интервалов;
— возможность увеличения или изменения интервалов перфора-
ции в боковых стволах.
На рис. 4.22 схематично изображена многоствольная скважина с
двумя боковыми ответвлениями от основной скважины.
Различные типы разветвленных скважин изображены на рис. 4.23.
4.2.8. «Умные» скважины
Так называемые «умные» скважины являются новым направлени-
ем в скважинной технологии и управлении работой скважины.
Акцент при использовании «умных» скважин делается на приборы
и оборудование, которые обеспечивают постоянный контроль за
работой скважины. Преимущества от внедрения подобных систем
контроля наиболее полно проявляют себя при добыче нефти од-
ной скважиной одновременно из нескольких пластов (эта техно-
логия получила название совместно-раздельной добычи), когда опе-
ратор по добыче полностью контролирует процесс добычи как из
всей скважины, так и из каждого ее бокового ответвления.
«Умная» скважина представляет собой скважину, оснащенную за-
бойными датчиками и телеметрическими системами, позволяю-
щими получать различного рода информацию о работе скважины
и управлять ее работой в режиме реального времени. Типичная
конструкция подобного рода скважины представлена на рис. 4.24.
12. А. Б. Золотухин и др.
178
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.22. Скважина с двумя боковыми ответвлениями
от главного ствола |10J
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 179
Рис. 4.23. Различные конструкции разветвленных скважин: а — трехствольная;
б — с двумя ответвлениями, пробуренными на один пласт (так называемая
Y-скважина); в — трехствольная с ответвлениями в противоположных направ-
лениях; г — с тремя ответвлениями, пробуренными на один пласт;
д — «гребенка»; е — «рыбий скелет»; ж — трехствольная с наклонными
боковыми ответвлениями (так называемая U-скважина); з — радиальная
четырехствольная; и — радиальная трехствольная, пробуренная из основного
ствола; к — сложная, состоящая из двух радиальных четырехствольных (по
четыре ответвления на каждый пласт) [10|
(80
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Дистанционная телеметрическая
система
Рис. 4.24. Принципиальная схема оснащения «умной» скважины [Ю]
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 181
Литература
1. Желтов Ю. П. Оценка влияния разработки нефтяных и газовых место-
рождений на локальную геодинамическую обстановку. Препринт,
2000,18 с.
2. Improved Oil Recovery — Norwegian Continental Shelf. Norwegian Petro-
leum Directorate, Stavanger, 1993.
3. Rose, Buckwaiter J.F. and R.J. Woodhall. The Design Engineering Aspects
of Waterflooding. Society of Petroleum Engineers, First Edition,
Richardson, TX, 1989.
4. Zolotukhin A.B. and Risnes, R. Well Performance. Lecture notes, Pre-print,
Stavanger University College, Stavanger, 1999, 147 p.
5. Willhite P. Waterflooding. Society of Petroleum Engineers, 3rd Edition,
Richardson, TX, 1986.
6. Zolotukhin A.B. and Frick. T.P. A Mobility Driven Fingering Approach to
the Field-Scale Simulation of Oil Recovery. Proceedings of the Third Latin
American and Carribean Petroleum Engineering Conference, 1994, v. 1,
p. 187-194.
7. Щелкачев В. H. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и
их размещения, ж. Нефтяное хозяйство, 1974, №6, с. 35—39.
8. Желтов Ю. П., Золотухин А. Б., Пономарева И. А. Прогнозирование
развития нефтегазового комплекса.— М.: Наука, 1991.
9. Zolotukhin A.B. Dynamic Fractal Models of Two-Phase Flow Through Porous
Media. Proceedings of the International Conference Porous Media: Physics,
Models, Simulation», World Scientific Publ. Co., 2000, p. 105—123.
10. JPT, July 1997.
182
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
4.3. Методы добычи нефти
И. Т. Мищенко
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
4.3.1. Введение
4.3.2. Баланс энергии в скважине
4.3.3. Основные способы эксплуатации добывающих скважин
4.3.4. Гидродинамическая система «Пласт (призабойная зона) — скважина —
глубинное оборудование — лифт». Напорная характеристика скважины
4.3.5. Механизированная добыча нефти
4.3.5.1. Газлифтная эксплуатация
4.3.5.2. Глубиннонасосная эксплуатация
4.3.6. Новые средства добычи нефти
4.3.6.1. Схема и принцип действия струйного насоса
4.3.6.2. Струйные насосные установки с поверхностным приводом
4.3.6.3. Установки струйного насоса с погружным силовым приводом —
тандемные установки
4.3.1. Введение
Промышленная добыча нефти в настоящее время удовлетворяет
значительную часть потребностей общества в ценном нефтехими-
ческом сырье и энергоносителях. К сожалению, структура прирос-
та запасов углеводородов осложняется, что приводит к необходи-
мости увеличения затрат на их добычу. Особое место для некото-
рых стран в добыче нефти занимает шельф, а для таких стран, как
Россия и Норвегия, — Арктический шельф. С позиций научных
принципов разработки нефтяных месторождений не существует
различий между таковыми на суше, шельфе, в океанах и т.д.
С позиций же материальных затрат на освоение и разработку шель-
фовых месторождений углеводородов различия могут оказаться
очень существенными. Не останавливаясь на этих различиях, рас-
смотрим некоторые основные положения добычи нефти, приме-
няемые технические средства и их возможности.
Глава 4, Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 183
4.3.2. Баланс энергии в скважине
Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема
продукции скважины, представленной жидкостью или газожидко-
стной смесью, на дневную поверхность. Исходя из этого, можно
сформулировать основную задачу эксплуатации скважин — осуще-
ствление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эф-
фективностью и по возможности бесперебойно. Этот процесс может
протекать следующим образом:
1) за счет природной энергии нефтяной залежи Wn;
2) за счет энергии, искусственно вводимой в нефтяную залежь
или скважину с поверхности W*,
3) за счет природной и искусственно вводимой энергии W.
Так как процесс движения продукции скважин от забоя до повер-
хности связан с определенными энергетическими затратами, то
сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотноше-
нии энергии, которой обладает продукция скважины, и потерь
энергии при ее движении. Основными видами потерь при движе-
нии жидкости или газожидкостной смеси в скважине являются:
1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба
жидкости или смеси W’ гс (без учета скольжения газа);
2. Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным
трубам и через устьевое оборудование (в скважине) И'с;
3. Потери энергии за счет поддержания некоторого противодавле-
ния на устье скважины, необходимого для продвижения про-
дукции скважины по поверхностным коммуникациям .
Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого
участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую
потоком жидкости или смеси за пределы устья скважины И^.
В общем виде баланс энергии работающей скважины можно запи-
сать так:
w = г;с + и;с + и; = гл +и;. (4,ю)
Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным
трубам и через устьевое оборудование W , складываются из следу-
ющих потерь:
V
184
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
1. Потери на трение, связанные с движением смеси по трубам
IF , и потери на трение, связанные с относительным сколь-
жением газа в жидкости И'*.
2. Потери на местных сопротивлениях (движение смеси через
муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) И/мс.
3. Инерционные потери, связанные с ускоренным движением
смеси
С учетом этого выражение (4.10) можно переписать следующим
образом:
w= ц/„+ и; = + ifp + (4.11)
Анализ большого количества экспериментальных исследований,
проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составля-
ющие И^и в общем балансе энергии малы и ими можно в
практической деятельности пренебречь без большой ошибки:
w = гп + г;с + и;р + wcK + гу. (4.12)
Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба
смеси удобнее представить в виде, когда скольжение газа
учитывается через плотность газожидкостной смеси, т.е. записать:
И^И^+И^, (4-13)
где И' — потери энергии на преодоление веса гидростатического
столба смеси с учетом скольжения газа.
С учетом вышеизложенного выражение (4.11) примет вид:
И/= и/ + и/ и/с + и/р + и/. (4.14)
На забое скважины продукция обладает потенциальной энергией,
общее количество которой определяется суммой энергии жидко-
сти и энергии выделяющегося из нефти газа И'.
Для подъема продукции скважины на поверхность необходимо,
чтобы
IF >1И + W + IF. (4.15)
п г с тр у ' ’
В случае когда IFn < (IFrc + IF + IF), необходима дополнитель-
ная, искусственно подаваемая в скважину энергия IFH.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 185
4.3.3. Основные способы эксплуатации
добывающих скважин
Если подъем жидкости или смеси с забоя на дневную поверхность
происходит только за счет природной энергии Wn (№„= 0), то
такой способ будем называть естественно-фонтанным. Если давле-
ние на устье скважины больше давления’насыщения (Ру>Рас), то
свободный газ в подъемнике отсутствует, а жидкость поднимается
на поверхность только под действием собственной потенциальной
энергии. Такой способ эксплуатации называется артезианским фон-
танированием либо подъемом жидкости за счет гидростатического
напора пласта. Следует заметить, что в настоящее время этот спо-
соб имеет ограниченное распространение.
Если подъем продукции скважины на дневную поверхность про-
исходит либ^засчет природной ^искусственной энергии, либо
только за счет искусственной энергии, то такой способ эксплу-
атации называется механизированным. Механизированный спо-
соб эксплуатации может осуществляться в двух вариантах:
1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию цент-
рализованно, а распределение ее между добывающими скважи-
нами происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода
энергии в залежь и ее распределение осуществляются при ис-
пользовании методов поддержания пластового давления. Если при
этом каждая конкретная добывающая скважина оборудована только
колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механичес-
кие приспособления для подъема продукции скважины), указан-
ный способ будем называть искусственно-фонтанным^Искусст-
венно-фонтанный способ эксплуатации добывающих скважин
получил довольно широкое распространение, особенно в России.
2. Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конк-
ретную добывающую скважину с помощью какого-либо механи-
ческого, электрического или гидравлического устройства! Ввод ис-
кусственной энергии в скважину осуществляется различными спосо-
бами: компримированным газом (воздухом) или специальными
глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в сква-
жину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом
эксплуатации, при втором — с глубиннонасосным способом.
Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добываю-
щих скважин, осуществляемые за счет использования природной энер-
186
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
гии жидкости и газа с применением специального подземного (внут-
рискважинного) оборудования, не являющегося источником энер-
гии. К ним относятся:
а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным)
газлифтом, теоретические основы подъема продукции при ко-
торой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной экс-
плуатации. Разница заключается в том, что для подъема про-
дукции используется газ высокого давления, отбираемый из
газоносных пропластков в данной скважине либо из отдельной
газовой залежи. В этом случае отпадает необходимость использо-
вания компрессоров;
б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем
продукции происходит за счет природной энергии выделяюще-
гося из нефти газа с применением специальных плунжеров.
Таким образом, в общем виде схему используемых энергетических
источников для подъема продукции скважин (а следовательно,
и способов эксплуатации) можно представить, как показано на
рис. 4.25. Совершенно очевидно, что представленная схема не пре-
Подъем продукции скважин
За счет природной энергии
у
Естественное фонтаниро- вание Артезианское фонтаниро- вание
Безкомпрес-
сорный
газлифт
Плунжерный
лифт
За счет природной энергии
и энергии, вводимой извне
(искусственной)
Искусст-
венное
фонтани-
рование
Механизированная
эксплуатация скважин
Глубинно-
насосная
эксплуатация
Компрес-
сорный
газлифт
Установки
штанговых
насосов
Установки элек-
трических центро-
бежных насосов
Установки
винтовых
насосов
Установки гидрав-
лических поршне-
вых насосов
Установки Установки Установки Установки
диафрагменных струйных вибрационных насосов
насосов насосов насосов замещения
Рис. 4.25. Классификация различных энергетических источников подъема
продукции скважин и способов эксплуатации
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 187
тендует на абсолютную полноту, а должна рассматриваться только
в качестве классификационной.
4.3.4. Гидродинамическая система
«Пласт (призабойная зона) — скважина —
глубинное оборудование — лифт».
Напорная характеристика скважины
Добывающая скважина, пробуренная в нефтенасыщенный пласт,
часть которого примыкает к ней (призабойная зона), с погруж-
ным и наземным оборудованием представляет собой единую гид-
родинамическую систему, состоящую из отдельных элементов,
схема которой представлена на рис. 4.26.
1 — пласт (призабойная зона); 2 — скважина; 3 — область приема погружно-
го оборудования; 4 — насос; 5 — подъемник; 6 — затрубное пространство,
заполненное газожидкостной смесью; 7 — затрубное пространство, заполнен-
ное газовой фазой
188
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Для описания данной системы необходимо знать законы работы
каждого из элементов. Одни элементы рассматриваемой системы
изучены достаточно полно, другие — в меньшей степени. Основ-
ными параметрами этой системы при стационарном режиме ее ра-
боты являются: дебит жидкости 0ж= const; давления:
забойное — /Ззаб=const, на приеме — Рпр= const, на уровне жидко-
сти (смеси) — Рур— const, затрубное — Р = const и устьевое —
Ру= const; геометрические характеристики системы: диаметр Dc и
длина Lcскважины, диаметр dn и длина Нц подъемника; динами-
ческий уровень — Н ~ const.
На рис. 4.27 показана принципиальная схема гидродинамичес-
кой системы. Третий элемент является областью, в которой про-
исходит не только разветвление расчета давления, но и разделе-
ние материальных потоков: жидкая и часть газовой фазы попа-
дают в погружное оборудование, другая же часть газовой фазы
попадает в затрубное пространство.
4.3.5. Механизированная добыча нефти
Механизированная добыча нефти осуществляется за счет внешнего
энергетического источника с использованием либо компримиро-
ванного газа, либо специальных глубинных насосов.
4.3.5.1. Газлифтная эксплуатация
На рис. 4.28 представлена принципиальная схема газлифтной сква-
жины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газ-
лифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник ком-
примированного газа в объеме Иг.
Физической сущностью газлифтной эксплуатации является сни-
жение плотности образующейся при закачке газа в подъемник га-
зожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на при-
еме Р оказалось достаточным для преодоления всех сопротивле-
ний в подъемнике.
Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с техни-
ческой и технологической точек зрения, в определенных условиях
может оказаться экономически неэффективным. Для его реализа-
ции необходимы, как правило, посторонний источник газа и стро-
ительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подго-
товки газа и его распределения по добывающим скважинам.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 189
Рис. 4.27. Принципиальная схема гидродинамической системы
190
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.28. Газлифтная скважина:
I — добываемый газ; 2 — закачиваемый газ
Газлифтная эксплуатация характеризуется сравнительно невысо-
ким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удель-
ный расход газа на подъем единицы продукции из скважины уве-
личивается (иногда существенно!) при обводнении скважины. При
определенной обводненности продукции удельный расход газа и
низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами
экономически нерентабельной эксплуатации.
4.3.5.2. Глубиннонасосная эксплуатация
К настоящему времени известно большое количество различных
способов глубиннонасосной эксплуатации скважин, которые мо-
гут быть классифицированы по следующим признакам:
I. По принципу действия глубинного насоса
1. Плунжерные (поршневые).
2. Центробежные.
3. Винтовые.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 191
4. Струйные.
5. Вибрационные (звуковые).
6. Диафрагменные.
7. Роторно-поршневые.
8. Гравитационные и др.
II. По типу передачи энергии глубинному насосу
1. Механические.
2. Гидравлические.
3. Пневматические.
4. Электрические.
III. По местоположению привода глубинного насоса
1. Привод на поверхности земли.
2. Привод в скважине.
По фонду скважин наибольшее распространение получили уста-
новки скважинных штанговых насосов (УСШН), которые отно-
сятся к установкам с плунжерными насосами, механическим
способом передачи энергии глубинному насосу (с помощью ко-
лонны штанг), с приводом, установленным на поверхности.
Классификация скважинных плунжерных насосов
Основными классификационными признаками этих насосов явля-
ются:
I. Конструкция
1. Насосы простые (с одним плунжером постоянного диаметра).
2. Насосы дифференциальные (с двумя и более плунжерами
различного диаметра).
3. Насосы трубные (цилиндр насоса спускается в скважину на
насосно-компрессорных трубах раздельно от плунжера, кото-
рый спускается в скважину на штангах).
4. Насосы вставные (цилиндр и плунжер спускаются в сква-
жину на штангах).
5. Насосы с движущимся плунжером и неподвижным цилиндром.
6. Насосы с неподвижным плунжером и движущимся цилиндром.
192
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
II. Характер всасывания продукции скважины
1. Всасывание при ходе вверх.
2. Всасывание при ходе вниз.
3. Всасывание при ходе вверх и вниз.
Ш. Принцип действия
1. Насосы одинарного действия.
2. Насосы двойного действия.
IV. Назначение скважинного насоса
1. Для подъема жидкости в обычных условиях.
2. Для подъема жидкости со значительным содержанием в ней
свободного газа.
3. Для подъема вязкой жидкости.
4. Для отбора больших дебитов жидкости.
5. Для подъема жидкости со значительным содержанием
механических примесей (песка).
На рис. 4.29 представлены основные схемы плунжерных скважин-
ных насосов.
Рис. 4.29. Основные схемы плунжерных скважинных насосов:
1 — цилиндр; 2 — плунжер; 3 — всасывающий клапан;
4 — впускной клапан; 5 — штанга;
6 — сальниковое уплотнение; 7 — отверстие в цилиндре насоса;
8 — ловушки для песка; 9 — отверстия в плунжере
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 193
Схема и принцип действия скважинной штанговой насосной
установки (СШНУ)
Эти установки предназначены для эксплуатации низко- и средне-
дебитных скважин, как правило, со средней высотой подъема про-
дукции.
Схема скважинной штанговой насосной установки приведена на
рис. 4.30. Оборудование СШНУ делится на подземное и наземное.
Основными элементами подземного оборудования являются: сква-
жинный плунжерный насос, состоящий из цилиндра 3 со всасыва-
ющим клапаном 4, плунжера 5 с одним или двумя нагнетательны-
ми клапанами 6; колонна штанг 7, служащая для передачи воз-
вратно-поступательного движения от наземного оборудования плун-
жеру насоса; колонна насосно-компрессорных труб 8, спускаемая
на определенную глубину в скважину 2.
Наземное оборудование состоит из станка-качалки и устьевого обо-
рудования. К устьевому оборудованию относятся: полированный
шток 9, сальник 10, выкидной манифольд 11 с задвижкой, тра-
версы канатной (цепной) подвески 12, а также канатная или цеп-
ная подвеска 13, соединяющая станок-качалку с колонной штанг.
Станок-качалка включает в себя головку балансира 14, балансир
15, стойку балансира 16, шатун 17, кривошип 18, редуктор 19,
клиноременную передачу 20, приводной двигатель 21, контргру-
зы (противовесы) 22 и тормоз 23.
На приведенной схеме цилиндр насоса спущен в скважину на ко-
лонне насосно-компрессорных труб, а плунжер — на колонне штанг.
Редуктор служит для снижения числа оборотов вала приводного
двигателя и повышения крутящего момента на выходном валу, на
котором закреплены кривошипы. Шатунно-кривошипный меха-
низм преобразует вращательное движение выходного вала редук-
тора в возвратно-поступательное движение головки балансира,
которое передается через колонну штанг плунжеру насоса. Травер-
сы предназначены для соединения канатной подвески с колонной
штанги закрепления динамографа при проведении исследований
работы установки. Полированный шток является одним из ответ-
ственных элементов установки, так как воспринимает экстремаль-
ные нагрузки, действующие на колонну штанг при работе установ-
ки. Контргрузы (уравновешивающие грузы) предназначены для стаби-
лизации нагрузок в системе за время насосного цикла (ход вверх —
ход вниз), а также для облегчения условий работы редуктора.
13. А. Б. Золотухин и др.
194
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.30. Схема скважинной штанговой насосной установки
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 195
В течение насосного цикла на колонну штанг (головку балансира)
действуют максимальная нагрузка Ртм (при ходе вверх) и мини-
мальная — Pmin (при ходе вниз). Эти нагрузки во времени перемен-
ны по величине, что серьезно осложняет расчет колонны штанг.
Принцип действия СШНУ следующий: при ходе вверх колонны
штанг (плунжера) нагнетательные клапаны 6 закрываются под
действием нагрузки от веса столба продукции в насосно-компрес-
сорных трубах 8. Давление в цилиндре насоса 3 снижается, и, ког-
да оно становится меньше давления на приеме насоса, всасываю-
щий клапан 4 открывается и продукция скважины поступает в
цилиндр насоса — такт всасывания. При ходе колонны штанг (плун-
жера) вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасываю-
щий клапан 4 закрывается, открываются нагнетательные клапаны
6 и продукция из цилиндра поступает в колонну насосно-комп-
рессорных труб (такт нагнетания) и далее на поверхность. Такт
всасывания и такт нагнетания составляют насосный цикл.
Рассмотренные глубиннонасосные установки обладают рядом
положительных качеств: сравнительная простота конструкции,
легкость и удобство обслуживания, достаточная надежность и вы-
сокая ремонтопригодность, достаточно широкая область примене-
ния, легкость проведения подземного ремонта.’ Вместе с тем этим
установкам присущи и существенные недостатки: большая метал-
лоемкость, высокая стоимость строительно-монтажных работ, так
как под станок-качалку необходим мощный фундамент, а также
громоздкость наземного оборудования.
Установки погружных электрических
центробежных насосов (УЭЦН)
Эти установки относятся к классу бесштанговых, что делает их
более привлекательными. Во-первых, они предназначены для экс-
плуатации средне- и высокодебитных скважин с достаточно боль-
шим диапазоном высоты подъема продукции. Во-вторых, привод
глубинного насоса осуществляется электродвигателем, расположен-
ным в скважине. Питание двигателя осуществляется по силовому
электрическому кабелю. Схема установки представлена на рис. 4.31.
Установка состоит из погружного агрегата, включающего погруж-
ной электродвигатель (ПЭД) 1, протектор 2, многоступенчатый
центробежный насос 3, спускаемого в скважину на колонне на-
сосно-компрессорных труб 4. Электрический силовой кабель 5 за-
196
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
крепляется на трубах с помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в
устьевой арматуре осуществляется специальным сальником 7.
Наземное оборудование включает в себя кабельный барабан 8,
трансформатор 9 и станцию управления 10. При необходимости
установка комплектуется преобразователем частоты тока, позво-
ляющим регулировать параметры погружного агрегата в широком
диапазоне. Как погружной электродвигатель, так и погружной цен-
тробежный насос отличаются от обычных и характеризуются не-
большим диаметром и значительной длиной.
Характеристики погружного центробежного насоса показаны на
рис. 4.32. Каждый типоразмер погружного насоса предназначен для
добычи из скважины определенного количества жидкости, равно-
го оптимальной подаче насоса QonT, соответствующей максималь-
ному значению КПД — ртах. Это условие требует выпуска про-
мышленностью огромного количества типоразмеров погружных
насосов, что экономически является нерентабельным. С целью рас-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 197
Рис. 4.32. Характеристики погружного центробежного насоса
ширения области работы каждого типоразмера насоса допускается
его работа в определенном диапазоне по подаче (от Q. до (?2) и
напору (от Я, до Я2), который определяется следующим образом
01,
Л,.,= Пт„- 0,05. (4.16)
Указанный диапазон на рис. 4.32 заштрихован.
На работу погружного центробежного насоса определенное влия-
ние оказывает свободный газ, выделяющийся из нефти при сни-
жении давления ниже давления насыщения, что приводит к изме-
нению характеристик погружного центробежного насоса, как это
показано на рис. 4.33.
Изменение характеристик зависит от объемного расходного газо-
содержания на входе в насос Ргнх.
Как видно из рис. 4.33, увеличение Ргвх резко снижает подачу,
напор и КПД насоса, т.е. оказывает отрицательное воздействие на
эффективность работы погружного центробежного насоса.
198
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
Рис. 4.33. Влияние свободного газа на характеристики погружного
центробежного насоса:
1 - о; 2 - рг|1у з - вг1В2 ег<>р111(;> >р111(1
С целью защиты погружного центробежного насоса от вредного
влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специ-
альное устройство — насосный газосепаратор. В настоящее время
наиболее эффективным является газосепаратор МН-ГСЛ, выпус-
каемый в России и отвечающий мировому уровню.
Рассмотренные установки обладают существенными преимущества-
ми перед штанговыми насосными установками, главными из ко-
торых являются:
— более высокий КПД установки;
— высокая степень автоматизации установки;
— высокая надежность работы при низких температурах воздуха;
— достаточно широкая область применения как по дебиту, так и
по высоте подъема;
— компактность наземного оборудования.
Как показали результаты широкомасштабного и длительного при-
менения УЭЦН в России, этими установками могут эксплуатиро-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 199
ваться скважины с вязкостью продукции в несколько десятков
(а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа-с.
Добыча нефти в России этими установками превышает 60% об-
щей добычи.
Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим сред-
ством для эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.
Установки винтовых насосов
Эти установки, известные как установки с насосом типа
MOINEAU, представляют значительный интерес для эксплуата-
ции скважин на шельфе.
Глубинный винтовой насос (рис. 4.34) состоит из ротора
(рис. 4.34, а) в виде простой спирали (винта) с шагом /рот и
Рис. 4.34. Глубинный винтовой насос:
а — ротор; б — статор; в — насос в сборе; I — корпус насоса;
2 — полость между статором и ротором
200
Часть J. Геология и добыча нефти и газа
статора (рис. 4.34, б) в виде двойной спирали с шагом / в два
раза превышающим шаг ротора. На рис. 4.34, в показана часть
насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являют-
ся: диаметр ротора Z), длина шага статора / и эксцентриситет е.
Полости, сформированные между ротором и статором, разделены.
При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиу-
су, так и по оси. «Перемещение» полостей приводит к проталкива-
нию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют
насосом с перемещающейся полостью.
Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с
хромированным или иным покрытием против истирания. Статор
изготавливается из пластического материала и располагается в кор-
пусе. К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие
требования.
Приводы для данного насоса могут быть глубинными (погружной
электродвигатель) или поверхностными. При использовании по-
гружного электродвигателя агрегат спускается в скважину на на-
сосно-компрессорных трубах, а питание к электродвигателю под-
водится по специальному кабелю (аналогично, как в УЭЦН).
В случае использования наземного привода вращение ротору насо-
са передается через колонну штанг. В качестве приводного двигате-
ля служит электродвигатель, но могут использоваться и другие
двигатели. Обычно используются электродвигатели с фиксирован-
ной скоростью либо с изменяющейся. В качестве вариатора скоро-
сти применяют частотный преобразователь тока.
Двигатели с фиксированной скоростью используют в скважинах
с хорошей продуктивностью и небольшими динамическими уров-
нями, в других случаях — предпочтительнее двигатели с изменя-
ющейся скоростью.
Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон по пара-
метрам: подача от 20 до 240 м3/сут, напор до 2000 м и предназна-
чены для эксплуатации скважин с осложненными условиями:
— вязкость нефти — до 20 Па-с,
— повышенное содержание механических примесей (до 1%),
— повышенное содержание свободного газа,
— большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 201
Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низки-
ми капитальными вложениями, являются малогабаритными, име-
ют низкий уровень шума и достаточно высокий КПД. Эти уста-
новки являются хорошим средством добычи нефти на морских
платформах.
4.3.6. Новые средства добычи нефти
Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практи-
ки видов оборудования являются установки струйного насоса (СН).
Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различ-
ных отраслях промышленности, что связано с простотой их конст-
рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью
и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком
содержании механических примесей и свободного газа, в условиях
повышенных температур, высокой вязкости нефти, агрессивности
инжектируемой продукции и т.д.
В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих
странах идет за счет районов, характеризующихся сложными при-
родно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что
при этом существенно повышаются требования к надежности по-
гружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин,
к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное
оборудование должно работать в области повышенных температур,
в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободно-
го газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из сква-
жины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих усло-
виях существующее, широко известное, оборудование не всегда
представляется возможным.
Первое промышленное использование струйных аппаратов в добыче
нефти в бывшем СССР началось в 1958 г. В настоящее время струй-
ная техника широко применяется для добычи нефти на месторож-
дениях Западной Сибири в России, в Белоруссии, Украине, США.
Фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пла-
стов и освоении скважин (Trico Industries), при добыче нефти с
высоким газовым фактором и механическими примесями (Trico
Industries, Dresser Industries, National Supplay и др.), при эксплуа-
тации горизонтальных скважин с применением непрерывной ко-
202
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
лонны труб (Jet Production Systems), для подъема тяжелых нефтей
на морских месторождениях, для эксплуатации отдаленных сква-
жин с большим содержанием в продукции сероводорода, для очи-
стки скважин от песчаных пробок (Nowsco): Фирма «Теппесо Oil»
на месторождении Мэйн Пасс перешла с газлифтного способа эк-
сплуатации на струйные насосы после того, как началось обводне-
ние продукции. Это позволило увеличить депрессию на пласт и
увеличить отборы жидкости, что не удавалось при газлифтном
способе эксплуатации из-за низкого пластового давления и боль-
шого искривления скважин.
Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют до-
роги, линии электропередач и возможности бескомпрессорного газ-
лифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае
приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели,
работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых
скважин.
В настоящее время учеными и специалистами России и США со-
зданы различные компоновки струйных насосов: с погружным
силовым приводом и с поверхностным, когда силовой насос уста-
навливается на поверхности.
• Поверхностное оборудование струйных установок выпускается как
для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы
скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок си-
ловых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный
аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей.
Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в спе-
циальной емкости (установка «Econodraulic» фирмы «Dresser
Industries»), либо в емкости, совмещающей функции газосепара-
тора и хранилища рабочей жидкости (фирма «Tricodraulic»). В пос-
леднем случае в компоновку поверхностного оборудования входит
подпорный насос, который осуществляет рециркуляцию очищен-
ной рабочей жидкости через гидроциклон.
Погружное оборудование содержит стационарный или вставной
струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двух-
рядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб).
Устье скважины оборудуется 4-ходовым краном, позволяющим
менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спус-
ке или подъеме вставного струйного насоса.
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 203
4.3.6.1. Схема и принцип действия струйного насоса
Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном
понимании, так как он не создает избыточного напора на выходе.
В струйном насосе происходит двойное преобразование гидравли-
ческой энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости
преобразуется в кинетическую энергию, за счет чего в поток рабо-
чей жидкости подмешивается инжектируемый поток. Смешанный
поток (рабочий и инжектируемый), проходя через камеру смеше-
ния, поступает в диффузор, где происходит преобразование кине-
тической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.
Принципиальная схема струйного насоса представлена на
рис. 4.35. Насос состоит из следующих основных элементов: канала
подвода рабочего агента 1, активного сопла 2, канала подвода
инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто на-
зывают приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.
Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: ра-
бочий агент при значительной потенциальной энергии подводится
к соплу, где происходит преобразование потенциальной энергии в
кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла, по-
нижает давление в приемной камере, вследствие чего часть ин-
жектируемой жидкости (продукция скважины) смешивается со
струей рабочего агента и поступает в камеру смешения. В камере
смешения рабочий агент и инжектируемая жидкость перемешива-
ются, выравниваются их скорости и давления и смешанный поток
поступает в диффузор. В диффузоре происходит плавное снижение
кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциаль-
204
Часть 1. Геология и добыча нефти и газа
ной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток обладает
потенциальной энергией, достаточной для подъема на поверхность.
Несмотря надостаточно известный и понятный принцип работы
этого насоса, расчет его основных элеме! ггов является чрезвычай-
но сложным, что связано со сложностью продукции скважины
(инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены прак-
тически все трудности проектирования таких насосов и они начи-
нают широко использоваться при эксплуатации скважин с ослож-
ненными условиями.
4.3.6.2. Струйные насосные установки
с поверхностным приводом
В этом случае силовой насос для закачки, а также оборудование
для подготовки рабочего агента устанавливаются на поверхности.
Погружной струйный насос спускается в скважину. Как уже отме-
чалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная схема.
При однотрубной схеме в системе используется пакер, который
разделяет не только всасывающий трубопровод от нагнетательно-
го, но и указанные трубопроводы от затрубного пространства сква-
жины. При такой компоновке погружного оборудования возмож-
ны два варианта:
1. Рабочий агент под давлением от силового поверхностного насо-
са подается к соплу струйного погружного насоса через
затрубное пространство. Такая схема (прямая) наименее благо-
приятна, так как высокое давление рабочего агента действует
на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к
нарушению герметичности обсадной колонны в резьбовых со-
единениях.
2. Рабочий агент под давлением силового насоса подается через
насосно-компрессорные трубы к соплу струйного насоса,
а продукция скважины и рабочий агент поднимаются на повер-
хность по затрубному пространству (обратная схема).
На рис. 4.36 приведено погружное оборудование по обратной схеме.
При эксплуатации струйных насосных установок одной из глав-
ных задач является обеспечение надежного контроля за герметич-
ностью основных элементов погружного оборудования. При любой
схеме компоновки погружного оборудования имеются три смеж-
ные полости с различными давлениями движущейся в них жидко-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 205
сти. При этом каждая из полостей гидравлически связана с по-
гружным струйным насосом. Так, например, для однотрубной схе-
мы с пакером (см. рис. 4.36) по колонне насосно-компрессорных
труб к струйному насосу движется рабочий агент высокого давле-
ния, в подпакерном пространстве — инжектируемая жидкость низ-
кого давления, в затрубном пространстве — выходящий из струй-
ного насоса смешанный поток, давление в котором определяется
весом столба газожидкостной смеси над струйным насосом и гид-
Рис. 4.36. Погружное оборудование струйной насосной установки:
I — сопло; 2 — камера всасывания; 3 — камера смешения; 4 — диффузор;
5 — канал, связывающий всасывающую камеру и скважину; 6 — пакер
206
Часть I. Геология и добыча нефти и газа
равлическими потерями. Из сказанного следует, что одним из важ-
ных условий нормальной эксплуатации струйной насосной уста-
новки является герметичность элементов погружного оборудова-
ния, образующих указанные каналы движения основных потоков
в скважине. Поэтому контроль герметичности является основной
операцией при запуске струйной насосной установки в работу.
4.3.6.3. Установки струйного насоса с погружным
силовым приводом — тандемные установки
Широко применяемые для добычи нефти установки погруж-
ных электрических центробежных насосов (УЭЦН) могут быть
использованы в качестве силовых приводов струйных насосов
(СН) при формировании так называемых тандемных установок
«ЭЦН-СН».
При разработке принципиальных схем тандемных установок
«ЭЦН-СН» исходят из следующих основных требований:
1) возможности увеличения отбора продукции из добывающих
скважин;
2) максимального использования сепарирующегося на приеме ЭЦН
свободного газа для подъема жидкости из скважины;
3) повышения КПД установки, в том числе и за счет исключения
трубопровода для подачи рабочего агента (силовой жидкости);
4) упрощения конструкции установки со струйным насосом, по-
вышения надежности ее работы и снижения металлоемкости
(исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает не-
обходимость использования пакера, отпадает необходимость спе-
циальной подготовки рабочего агента и обслуживания всего по-
верхностного оборудования).
Кроме того, учитывая характеристики «напор—подача» как УЭЦН,
так и струйных насосов, можно утверждать об автоматической на-
стройке тандемной установки на наивысший КПД при изменении
условий эксплуатации скважины, связанных с изменением пласто-
вого давления, свойств продукции и продуктивности скважины.
Указанным требованиям отвечает тандемная установка, принци-
пиальная схема которой представлена на рис. 4.37. Установка состо-
ит из серийной установки ЭЦН 1 (погружной электродвигатель,
протектор, многоступенчатый центробежный насос), струйного на-
Глава 4. Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений 207
coca 2, которые спущены в скважину на колонне насосно-комп-
рессорных труб 3. Из схемы видно, что струйный насос установлен
выше ЭЦН. Струйный насос состоит из сопла 4, приемной камеры
5 с обратным клапаном 6, камеры смешения 7 и диффузора 8.
Тандемная установка работает следующим образом: продукция сква-
жины, откачиваемая центробежным насосом, подается к сошТу
струйного насоса, в котором скорость жидкосту.возрастает, и ис-
текающая из сопла струя попадает в приемную камеру, понижая
Рис. 4.37. Тандемная установка
208 Часть I. Геология и добыча нефти и газа
в ней давление. При этом обратный клапан приемной камеры от-
крывается и дополнительная продукция скважины поступает в при-
емную камеру.
Следует помнить, что в данном случае и рабочая жидкость, и
инжектируемая жидкость являются продукцией скважины. Сме-
шиваясь в камере смешения, продукция скважины поступает в
диффузор, а затем — в колонну насосно-компрессорных труб и
далее — на поверхность.
Рассмотренные тандемные установки существенно расширяют об-
ласть применения погружного оборудования, а дополненные спе-
циальным оборудованием (например, газосепараторами) становятся
энергосберегающими. Можно предполагать, что данный способ
эксплуатации станет одним из главных при разработке шельфовых
месторождений нефти.
Часть II
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО
НЕФТЯНЫХ СООРУЖЕНИЙ
14. А. Б. Золотухин и др.
Глава 5
УПРАВЛЕНИЕ МОРСКИМИ
НЕФТЕГАЗОВЫМИ ПРОЕКТАМИ
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 211
5.1. Управление проектированием
и строительством морских сооружений
для Арктического шельфа России
А.И.Ермаков ", О.Г. Гудместад21,31, Р. Якобсен2', Дж. Кукер3>
" Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
2> Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
5.1.1. Введение
5.1.2. Основные проблемы менеджмента при освоении Арктического шельфа
5.1.3. Нефтяное законодательство
5.1.4. Стадии разработки проекта нефтегазовых сооружений для шельфа
5.1.5. Организация и планирование проекта
5.1.5.1. Лицензирование
5.1.5.2. Организация выполнения проекта
5.1.5.3. «Базовая организация проекта»
5.1.6. Разработка концептуальных технических и технологических решений
5.1.6.1. Технические основы проектирования
5.1.6.2. Нормативная база проектирования
5.1.6.3. Основные этапы создания сооружений для освоения шельфа
5.1.6.4. Выбор технологии для проекта освоения морского месторождения
5.1.6.5. Потребность в дополнительных исследованиях и разработках
5.1.7. Реализация проекта
5.1.7.1. Пояснения
5.1.7.2. Планирование производства работ
5.1.7.3. Проектирование, изготовление и установка сооружений
5.1.7.4. Заключение договоров на поставку оборудования
и предоставление услуг
5.1.8. Выражение признательности
Литература
5.1.1. Введение
Россия и Норвегия являются соседями, имеющими общую грани-
цу. Опыт, приобретенный Норвегией при освоении морских неф-
212 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
тегазовых месторождений в Северном море за последние 25 лет,
может пригодиться при разработке технических средств для Рос-
сийского Арктического шельфа. Необходимо отметить, что для обес-
печения разработки проекта на хорошем инженерном и экономи-
ческом уровне необходим высокий уровень менеджмента. Это осо-
бенно важно, т.к. Российский Арктический шельф — это новый
неосвоенный район, а строительство морских сооружений — новая
для российской промышленности область технологии. В данной статье
обсуждаются вопросы менеджмента, относящиеся к проблеме раз-
работки морских сооружений. В статье обсуждаются вопросы и под-
ходы, развитые в «Петраде» — отделении по переподготовке специ-
алистов Норвежского нефтяного директората в курсе «Управление
разработкой месторождения и добычей нефти» [9]. Успешное управ-
ление созданием сооружений зависит от оптимального выбора тех-
нологии и рациональных методов выполнения проекта, чему в
работе уделено особое внимание.
Российский Арктический шельф (рис. 5.1) представляет собой об-
ширную территорию, где разведаны крупные месторождения нефти
и газа (Материалы Международных конференций по освоению Рос-
сийского Арктического шельфа, Санкт-Петербург, 1993—1999 гг.).
Рис. 5.1, Месторождения нефти и газа Российского Арктического шельфа
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
213
В настоящее время планируется освоение месторождений Баренце-
ва и Печорского морей. Залежи углеводородов обнаружены также в
Карском море. Регион Российского Арктического шельфа имеет
важное значение не только для России, но и для всего мира ввиду
сосредоточенности здесь огромных запасов углеводородов (табл. 5.1).
Таблица 5.1. Запасы углеводородов Российского Арктического шельфа
Регион Потенциальные ресурсы (оценочные) Разведочные ресурсы Разведанность ресурсов Кол- во место- рож- дений
Нефть + конденсат, КУм1 Газ, 109м3 Нефть + конденсат, Ю^м3 Газ, 109м’ Нефть, % Газ, %
Весь Российский шельф 16 767 52 308 582.5 4 744 3.4 9.1 24
Арктический 13415 46 170 147.5 3 870 1.1 8.4 9
Дальневос- точный 3 005 5 378 407.5 822 13.2 15.3 8
Каспийский 227 509 10 14 4.4 2.8 1
Азовского и Черного морей 50 251 6.25 38 12.5 15.1 4
Балтийский 70 - 11.25 - 16.1 - 2
Опыт России в научной, технической и нефтяной областях хорошо
известен, однако он недостаточен при освоении Арктического шель-
фа, особенно это касается проблемы охраны окружающей среды.
При создании морских нефтегазовых сооружений для Арктическо-
го шельфа России важно, чтобы вся деятельность была осуществ-
лена в рамках экономических, экологических правил в соответ-
ствии с нормами безопасности при использовании необходимой
современной технологии.
Освоение ресурсов Российского Арктического шельфа требует ог-
ромных капиталовложений. Это предъявляет к управлению разра-
боткой морских нефтегазовых сооружений особое внимание. Од-
ним из наиболее важных аспектов проблемы успешного осуществ-
ления проекта разработки месторождения на шельфе является управ-
214 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
ление его реализацией. Эффективный менеджмент гарантирует, что
будут спроектированы, подготовлены, смонтированы и начнут эк-
сплуатироваться рациональные морские нефтегазовые сооружения,
причем оптимальным образом. В данной статье описываются клю-
чевые аспекты управления. Основное внимание уделено роли ме-
неджера в выборе концепции и технологии для морских сооруже-
ний, а также роли менеджера в реализации проекта.
Целью данной статьи является рассмотрение следующих основных
вопросов:
— анализ основных нагрузок и воздействия, испытываемых соору-
жением в Российском секторе Арктического шельфа в течение
его жизненного цикла;
— - обзор современного менеджмента при освоении морских
месторождений;
— повышение экономических показателей будущих Российских
Арктических шельфовых проектов;
— мотивация к преодолению возникающих проблем при реализа-
ции проектов;
— использование мирового опыта освоения шельфа.
5.1.2. Основные проблемы менеджмента
нрн освоении Арктического шельфа
Основными функциями менеджмента являются планирование,
организация, руководство проектом и его мониторинг. Некоторые
его аспекты имеют особенную важность и интерес для нефтяных
проектов на Арктическом шельфе России, а именно:
— выбор партнеров для кооперации на различных этапах реали-
зации проекта;
— технические проблемы, включающие установление уровня на-
дежности проектных решений;
— требования по экономической эффективности в новой области
освоения шельфа, где еще не развита инфраструктура;
— акцентирование внимания на вопросах безопасности и охраны
окружающей среды.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
215
Выбор партнеров подразумевает:
— подбор персонала для нефтяных компаний, участвующих в проек-
те при использовании соответствующего авторитета и опыта;
— выбор советников и консультантов проекта, работающих в Рос-
сийских академических институтах и в промышленности, а так-
же зарубежных консультантов;
— выбор проектных институтов, работающих на начальных стади-
ях проекта;
— выбор проектных институтов/инженерных компаний (возмож-
но создание совместных предприятий) для выполнения работ
на стадии детального проектирования;
— выбор места для строительства платформы с учетом того, что от-
расльосвоения шельфа является относительно новой для России;
— выбор компании для выполнения строительно-монтажных ра-
бот на море;
— выбор компании для выполнения контроля качества работ на
различных стадиях проекта.
К техническим проблемам относятся:
— достоверный анализ ледовой информации за максимально воз-
можный продолжительный период для определения экстремаль-
ных значений ледовых нагрузок;
— реалистический анализ ледовых нагрузок (разброс результатов
при использовании различных моделей показывает, что неко-
торые расчетные формулы дают слишком высокие показатели
нагрузок от действия льда);
— учет относительной технологической новизны освоения шельфа
для Российской нефтяной промышленности;
— оптимальный выбор методов транспорта и хранения углеводо-
родов в арктических условиях, включающих лед и многолет-
нюю мерзлоту;
— выбор оптимальной модели разработки месторождения и техно-
логии подготовки углеводородов, предотвращающей образова-
ние парафинов (многообещающей является технология много-
фазной транспортировки углеводородов, хотя низкие темпера-
туры окружающей среды могут ограничить ее использование);
216 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружении
— выбор оптимальных технологий, согласованных со всеми участ-
никами контракта, а также с правительственными органами
(может возникнуть ситуация, когда руководители проекта бу-
дут испытывать давление со стороны партнеров с целью ис-
пользования специфических технологий, неподходящих для Рос-
сийского Арктического шельфа. В этом случае в функции ме-
неджмента будет входить задача принятия такого решения, ко-
торое удовлетворяло бы всех участников проекта).
Экономическая эффективность разработки месторождения явля-
ется важным условием как для государства, так и для партнеров
по проекту. В этом смысле проблемами менеджмента являются:
— выбор наиболее экономичного решения;
— разработка концептуальных целей проекта, удовлетворяющих
требованиям безопасности, охраны окружающей среды, а также
экономическим требованиям. Здесь наряду с максимальной чис-
той дисконтированной стоимостью (ЧДС) проекта рассматри-
вается удовлетворение уровню внутренней нормы прибыли
(ВНП) инвестиций. Значительные суммарные затраты на эксп-
луатационные и ремонтные работы могут уменьшить экономи-
ческую привлекательность проекта;
— выбор возможности кооперации с российскими предприятиями,
многие из которых находятся в стадии конверсии, наряду со
сбалансированным привлечением зарубежных компаний;
— выбор необходимых режимов эксплуатации сооружений при
учете того, что потребители газа, в особенности, требуют высо-
кой стабильности поставок;
— выбор принципов эффективной реализации проекта.
Необходимо отметить, что при проектировании, строительстве и
эксплуатации нефтегазовых сооружений во всем мире все большее
внимание уделяется проблеме безопасности и охраны окружающей
среды. Крупные аварии последних лет заставили общественность
осознать тот риск, который сопряжен с эксплуатацией некоторых
типов промышленных сооружений. Крупнейшими авариями Се-
верного моря были аварии на платформе «Александр Килланд» в
1981 году, а также взрыве последующим пожаром на платформе
«Пайпер Альфа» в 1988 году. Кроме этого, сообщалось об авариях
на российских наземных канденсато- и нефтепроводах. Следова-
тельно, задачами менеджмента в проекте являются:
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
217
— подготовка критериев принятия проектных решений по вопросам
безопасности людей, окружающей среды и капиталовложений;
— проведение анализа риска;
— управление безопасностью проекта с помощью «Программы бе-
зопасности» проекта;
Так как арктическая природа очень уязвима, менеджмент должен
включать в себя вопросы защиты окружающей среды от загрязне-
ний. Необходимо отметить, что в России значительно возросло
понимание необходимости защиты окружающей среды.
К вопросам защиты окружающей среды на морских нефтегазовых
сооружениях относятся:
— защита морской среды;
— защита воздушного бассейна.
Все утечки (выбросы) углеводородов, подразделяются на два класса:
— утечки в результате аварий;
— постоянные утечки.
Менеджер должен обеспечить реализацию политики проекта по
снижению риска загрязнения:
— через систему превентивных мер (уменьшения вероятности уте-
чек);
— через систему устранения последствий аварий.
Необходимо отметить, что любой проект трубопровода или другого
сооружения и в материковых условиях сталкивается с теми же про-
блемами, особенно, когда это касается уязвимой природы Арктики.
5.1.3. Нефтяное законодательство
Законодательство в области освоения Арктического шельфа в Рос-
сии в настоящее время развивается как на федеральном уровне,
так и на уровне автономных республик.
Предполагается, что законодательство в конечном итоге должно
обеспечить:
— участие российских предприятий на всех стадиях освоения мес-
торождений;
218 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
— государственный контроль в процессе добычи;
— управление такими важными факторами, как «Безопасность»,
«Здоровье людей» и «Состояние окружающей среды».
Среди принятых за последнее время законодательных актов необ-
ходимо отмстить «Закон о континентальном шельфе», «Закон о
разделе продукции», «Закон о территориальном море», «Закон о
экологической экспертизе», «Закон о промышленной безопаснос-
ти», «Водный кодекс».
5.1.4. Стадии разработки проекта нефтегазовых
сооружений для шельфа
Разработка проекта сооружения, как правило, делится на несколько
фаз. Количество фаз зависит от его сложности, государственных
норм регулирования и от соглашения между партнерами по лицен-
зии. Начальная фаза создания нефтяного сооружения может быть
разделена на стадии:
— «предпроектного обзора»;
— «анализа возможностей строительства»;
— «концептуальную».
В процессе анализа может быть рассмотрено множество альтерна-
тивных схем разработки месторождения. Чтобы сократить стои-
мость и время, первоначально, на стадии анализа, полезно прове-
сти относительно грубое сравнение стоимости альтернативных ва-
риантов.
Основой для оценки стоимостей в основном является опыт преды-
дущих разработок. Он обычно систематизирован в базах данных
компаний или университетов. Для адаптации этого подхода к ус-
ловиям Российского Арктического шельфа необходимо создать
информационную систему, которая бы постоянно обновлялась со-
ответствующими данными и опытом нефтяных компаний.
Экономические оценки, выполненные па стадии предварительно-
го анализа в основном используются для сравнения различных
альтернативных решений и выбора среди них лучшего.
Расчет стоимости и экономический анализ продолжаются в тече-
нии следующих двух стадий — «анализа возможностей» и «кон-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 219
цептуальной». На этих этапах точность оценки стоимостей и всего
экономического анализа повышаются до приемлемого уровня в
конце «концептуальной стадии», после чего выбирается одно ре-
шение для дальнейшей детальной инженерной проработки.
Для Северного моря многие из первых экономических оценок сто-
имости сооружения, выполненных в начале семидесятых и начале
восьмидесятых годов, были неточными и увеличение стоимости
на 50—100% в было достаточно частым явлением. Это происходило
из-за отсутствия опыта в проектировании подобных сооружений.
Однако теперь, на стадии концептуального проектирования, ожи-
даемая точность составляет 15—20%. Точно также, для того чтобы
повысить точность оценки стоимости будущих проектов Арктичес-
кого шельфа для России, нужно иметь соответствующую базу дан-
ных успешно реализованных проектов.
Рис. 5.2 показывает различные стадии проектирования и их состав-
ляющие элементы. Рассматривая начальные стадии проекта, необ-
ходимо отметить, что они частично могут выполняться параллельно
с целью сокращения периода планирования разработки.
I. Описание
месторождения
2. Описание
технологии добычи
3.Сооружение
для добычи
4.Транспорг
5.Выполнение
проекта
6. Эксплуатация
7.Соглашение
8.Экономика
9.Безопасность
Рис. 5.2. Начальные стадии планирования разработки проекта
На последующих стадиях (стадия строительства, стадия добычи)
(рис. 5.3) сооружения проектируются, строятся и оснащаются за-
купленным оборудованием, устанавливаются на место и сдаются в
эксплуатацию.
220 Часть И. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
Фаза
«Строительство»
Фаза
«Эксплуатация»
1 .Детальное проектирование
2 .Закупка оборудования
3 .Изготовление
4 . Установка
5 .Сдача в эксплуатацию
6 .Эксплуатация
7.Прекращение
эксплуатации и демонтаж
Сооружение
готово к
эксплуатации
Сооружение
демонтировано
Рис. 5.3. Стадии реализации проекта
После того как принято решение о начале проекта, контроль за
его выполнением становится функцией менеджмента.
Результатами начальных стадий проектирования должны быть от-
четы исследований, документирующие экономический потенциал
проекта. Эти документы должны быть представлены руководству
компании, партнерам и государственным органам. Итогом техни-
ко-экономических исследований должен быть разработанный план
освоения (ПО) месторождения, представляемый в правительствен-
ные организации и включающий описание сооружений. Докумен-
том стадии «Концептуальное проектирование» должен стать про-
ект, являющийся базой для дальнейшей детальной разработки. Ре-
зультатами окончательных этапов проекта должны быть полнос-
тью законченные сооружения и успешная их эксплуатация при
добыче нефти.
Необходимо отметить, что уровень детализации, представленный
в различных отчетах, должен соответствовать необходимым требо-
ваниям. Поэтому важно согласовать этот уровень детализации с
руководством компании, партнерами и правительственными орга-
нами (местными и центральными) заранее, настолько, насколько
это возможно.
Существует различие в стадийности проектирования в России и в
западных странах. Так российский СНиП 1.02.01-85 определяет две
стадии проектирования крупных и ответственных сооружений: ста-
дию «Проект», завершающуюся разработкой и государственным ут-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
221
верждением технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта;
стадию «Рабочие чертежи», на которой выполняется детальное про-
ектирование утвержденного ранее сооружения.
5.1.5. Организация и планирование проекта
5.1.5.1. Лицензирование
Лицензия на разработку месторождения нефти принадлежит груп-
пе компаний, которая может быть названа Лицензионная груп-
па. Одна из компаний, являющаяся «оператором», должна отве-
чать от имени других компаний в целом за управление разработ-
кой лицензионного месторождения.
В обязанности оператора входит оповещение всех партнеров
о ходе проекта, а также своевременное и безусловное информиро-
вание их о расходовании фондов.
Для обеспечения хорошего взаимодействия между партнерами по
проекту обычно создаются следующие комитеты:
— Комитет по управлению;
— Комитет по залежи;
— Технический комитет;
— Контрактный комитет;
— Финансовый комитет.
Эти комитеты, в соответствии с лицензионным соглашением, дол-
жны собираться регулярно. В особых случаях может возникнуть
необходимость внеочередного заседания комитетов, чтобы обеспе-
чить полную информированность партнеров перед принятием важ-
ных решений.
Комитет по управлению должен обсуждать и согласовывать все
основные решения по реализации проекта. Во многих случаях они
будут базироваться на рекомендациях других комитетов. Комитет
по управлению готовит проект решений для самого высокого уровня
участников лицензионного соглашения и, если это необходимо,
осуществляет связь с руководством каждой компании.
Комитет по залежи должен обсуждать и давать рекомендации Ко-
митету по управлению по всем аспектам освоения месторождения.
222 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
В отдельных случаях он может рекомендовать бурение дополни-
тельных геологических скважин для уточнения экономического
потен циала разработки.
Технический комитет должен обсуждать и давать рекомендации по
всем инженерным аспектам нефтегазовых сооружений.
Контрактный комитет рассматривает все вопросы контрактной фи-
лософии и разрабатывает рекомендации по заключению контрактов,
базирующихся на анализе различных контрактных предложений.
Финансовый комитет анализирует все финансовые аспекты про-
екта и рекомендует, какие расходы, связанные с разработкой,
должны нести различные компании-партнеры. Они могут изме-
няться от стадии к стадии. Финансовый комитет может также про-
водить аудиторскую проверку бухгалтерской системы оператора.
5.1.5.2. Организация выполнения проекта
Под «Организацией проекта» — понимается организационная струк-
тура, которая формируется для разработки сооружения. Организа-
ция обычно представляет из себя многодисциплинарную группу
специалистов компании оператора, персонала компании лицензи-
онной группы и проектных институтов.
Организация будет изменяться от стадии к стадии проекта и на
ранних его этапах будет иметь дисциплинарную ориентацию
(рис. 5.4). По мере перетекания проекта в стадию строительства,
организация превратится в административную структуру, управ-
ляющую проектом (рис. 5.5).
Функции организации проекта зависят от формы контракта, выб-
ранной для создания сооружения, чтобы обеспечить:
— достижение контрактных целей;
— выполнение работы с минимальными для компании затратами;
— своевременное изготовление и поставку оборудования;
— обеспечение необходимого уровня качества.
В обязанности организации проекта входит обеспечение необходи-
мого и своевременного документирования и согласования всех от-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
223
Менеджер
Инженер-
проектировщик
(Окружающая среда)
Контроль
качества
I ---------------1
Инженер- проектировщик (Бурение) Инженер- проектировщик (Залежь) Инженер- проектировщик (Безопасность) Инженер- проектировщик (Тех. система) Инженер- проектировщик (Сооружение)
Инженер- проектировщик (Компоновка оборудований и сооружения) Инженер- проектировщик (Планирование и затраты) Инженер- проектировщик (Контракты)
Рис. 5.4. Упрощенная структура организации проекта на начальных
стадиях разработки
Менеджер
Рис. 5.5. Упрощенная организационная структура стадий реализации проекта
разработки нефтегазовых сооружений
клонений от проектной технологии. «Организация проекта» долж-
на обеспечивать интересы будущего оператора, поддерживая с ним
хорошие контакты и учитывая его мнение по проектным решени-
ям. В некоторых случаях, например, выгоднее купить более доро-
гое оборудование, которое может значительно сократить эксплуа-
тационные затраты.
«Организация проекта» также отвечает за обеспечение разработки
необходимой документации для окончательного изготовления ус-
тановки. Это сложный процесс, где необходимо поддержание по-
стоянного контакта с оператором.
224 Часть И. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
5.1.5.3. «Базовая организация проекта»
«Базовую организацию проекта» составляют технические специа-
листы, которые работают в главном офисе компании-оператора.
В обязанности этого персонала входят установление технических
требований для компании и обеспечение проекта специалистами в
процессе разработки, особенно на начальных стадиях, когда опре-
деляются основные параметры сооружений. Во многих случаях эти
специалисты могут самостоятельно принять техническое решение
и/или решение по выбору оборудования. При необходимости из-
менения технических спецификаций проекта специалисты базовой
организации должны их проанализировать и согласовать.
В обязанности «Организации проекта» входит организация работы,
в то время как в обязанности «Базовой организации проекта» —
выполнение работы и формирование технических «рамок» для про-
ектирования нефтегазовых установок. Такая структура обычно на-
зывается матричной структурой организации (рис. 5.6).
Рис. 5.6. Принципы матричной организации
«Базовая организация проекта» может либо сама выполнить работу
внутри компании, либо заключить контракт с производственной
или сервисной компанией. Такая структура рациональна для ус-
пешного выполнения разработки. Существенно, что разработка про-
екта, выполненная только силами и по стандартам только одной
компании-оператора, может значительно увеличить эксплуатаци-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
225
онные расходы, связанные с адаптацией обслуживающего персо-
нала при переходе от одной установки к другой.
Для выполнения проекта для Российского Арктического шельфа
было бы естественным, чтобы опытные инженеры возможных ком-
паний-партнеров по лицензионной группе участвовали в работе
вместе с собственным персоналом компании-оператора с целью
усиления «Базовой организации проекта».
5.1.6. Разработка концептуальных технических
н технологических решении
5.1.6.1. Технические основы проектирования
При разработке каждого конкретного месторождения углеводоро-
дов необходимо подбирать соответствующую технологию. Для фор-
мирования технологических требований, предшествующих началу
планирования разработки, тщательно определяются основные на-
чальные параметры проектирования.
Наиболее важными начальными параметрами проектирования для
разработки месторождения и соответствующих ему сооружений
являются параметры залежи, состав скважинного потока и состав
получаемого продукта, так как:
— характеристики залежи определяют модель дренирования и
требуемое количество эксплуатационных и нагнетательных
(для закачки воды и газа) скважин;
— план разработки залежи возможно будет диктовать необхо-
димость закачки воды или газа с целью извлечения как мож-
но большего количества углеводородов;
— состав скважинного потока и спецификация добытого про-
дукта определяют требуемое оборудование для обработки
углеводородов. Особенно важна информация о возможных
H2S или С02 и других вредных газах или редких/радиоактив-
ных металлах. Кроме этого, очень важными показателями
являются соотношение газ/нефть, количество конденсата,
качество нефти (тяжелая, легкая и т.д.), содержание воды.
Наличие вредных составляющих может в ряде случаев по-
требовать использования специальной коррозионно стой-
кой композитной стали, а также применения специальных тех-
15. А. Б. Золотухин и др.
226 Часть П. Проектирование и строительство нефтяных сооружении
нологических процессов. Наличие воды, например, определяет
необходимость осушки газа. Для нефтяных месторождений очень
важно применение оборудования для отделения пластовой воды;
— давление на устье скважины определяет параметры трубопрово-
дов и обвязочного оборудования, а для газопроводной и нефте-
проводной транспортных систем будет определять необходимые
дополнительные потребности в компрессорах и насосах;
— в процессе проектирования и компоновки платформы необ-
ходимо учитывать технологические требования на всех ста-
диях освоения месторождения.
В дополнении к технологическим параметрам, о которых упомина-
лось выше, оператор должен принимать во внимание ограниче-
ния, накладываемые на проект особенностями окружающей среды
[7]. Поэтому необходима всеобъемлющая программа по сбору ин-
формации с целью определения статистических данных об экстре-
мальных проектных нагрузках:
— температуре;
— ветре;
— волнах и течении;
— ледовых полях и нагромождениях.
Для Арктического шельфа России такие данные собираются уже в
течение многих лет. Однако их недостаточно для статистическо-
го определения экстремальных ледовых условий при назначении
проектных нагрузок для всех районов этой территории, поэтому
сбор этих данных на протяжении эксплуатационного периода жиз-
ни шельфовых сооружений необходимо продолжить.
Для защиты окружающей среды, в частности морских организмов
и уязвимой арктической природы, необходимы специальные меры.
Это значит, что для добычи углеводородов в этих районах нужна
специально разработанная экологическая программа.
Значительное внимание должно быть уделено оценке геотехничес-
ких условий, так как недостаточные знания о них может значи-
тельно увеличить затраты на разработку месторождения. Особенно
это касается:
— вечной мерзлоты в местах, где положительные температуры при
эксплуатации платформ, кондукторов и трубопроводов могут
привести к разжижению грунта;
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
227
— территорий со скальными отложениями;
— участков проявлений газовых выбросов, ограничивающих уста-
новку кондукторов;
— участков с возможностью образования газовых гидратов в грунте;
— территорий со сложным профилем дна.
Геотехнические условия для мест установки платформ и проклад-
ки трубопроводов должны быть нанесены на карту на стадии тех-
нико-экономического обоснования и тщательно документированы
на стадии концептуального проектирования как базе для деталь-
ного проектирования.
Учитывая экстремальные отрицательные температуры арктической
зимы при изготовлении сооружений, компания должна уделить
значительное внимание используемым материалам.
5.1.6.2. Нормативная база проектирования
В настоящее время в России отсутствует всеобъемлющая норматив-
ная база, разработанная специально для Российского Арктическо-
го шельфа. Однако существуют отдельные общие и специальные
нормативные документы, которые можно использовать для про-
ектирования установок, сооружаемых в этих районах. Эти норма-
тивные документы перечислены в разделе 9.6.
Для российских и зарубежных нефтяных компаний очень важно знать
российские общегосударственные и ведомственные стандарты, атак-
же уметь сравнивать их с международными нормами. В будущем мы
могли бы рекомендовать также использование международных стан-
дартов API, ISO и DNV, которые, с нашей точки зрения, наибо-
лее приемлемы. Применение этих норм должно быть согласовано с
соответствующими государственными организациями.
5.1.6.3. Основные этапы создания сооружений
для освоения шельфа
Семинары и конференции в России и за ее пределами по вопросам,
связанным с освоением шельфа, показывают широкое разнообра-
зие идей относительно конструкций, применимых для использова-
ния в этих районах мира [2—5].
228 Часть JL Проектирование у строительство нефтяных сооружений
Эти идеи находятся в диапазоне от отдельных ледовых островов до
целых добывающих комплексов.
При выборе шельфовых конструкций, по нашему мнению, долж-
ны учитываться следующие основные аспекты:
— конструкция должна быть простой;
— конструкция должна быть легко изготавливаемой;
— конструкция должна быть легкой в управлении на всех этапах
ее жизненного цикла, в том числе и на стадии ее ликвидации;
— конструкция должна соответствовать хорошо отработанной
инженерной практике вязкого поведения металла и быть спо-
собна противостоять всем известным условиям нагружения,
а также иметь приемлемый уровень вероятности разрушения
при неожиданных условиях;
— диаграммы напряженного состояния материала конструкций
должны быть, насколько это возможно, простыми;
— должен быть принят во внимание возможный негативный
эффект от непредвиденных распределений и концентраций
напряжений;
— для противостояния коррозийным и эрозионным эффектам
должны быть предусмотрены простые защитные системы;
— для наблюдения за состоянием конструкции и поддержания
ее в рабочем состоянии должны быть предусмотрены простые
системы контроля.
Важными проблемами при разработке нефтегазовых сооружений
для Арктического шельфа России являются:
— проектирование технологического процесса обработки углево-
дорода;
— разработка технологии морской нефтедобычи;
— проектирование трубопроводов и других транспортных систем;
— проектирование и строительство терминалов.
Структура технологического процесса обработки углеводородов для
морской добычи нефти обычно проще по сравнению с соответ-
ствующей наземной технологией. Для Арктического шельфа Рос-
сии окончательная переработка продукта будет скорее всего про-
изводиться на суше.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
229
Необходимо отметить, что сооружения Российского Арктического
шельфа будут значительно дороже, чем наземные сооружения в силу
трудных погодных условий, необходимости компактной компоновки
конструкции, а также проведения работ в морских условиях.
В некоторых случаях расстояние до берега будет слишком велико и
нефть должна быть подготовлена (стабилизирована) для транспор-
та в морских условиях. Газ предполагается транспортировать на
берег как «жирный газ» и окончательно перерабатывать в товар-
ный на наземных установках.
Для проектирования оптимального технологического процесса под-
готовки продукции должны получены ответы на следующие воп-
росы.
— Каков состав продукции на выходе из установки?
— Передается ли скважинный поток па другие установки?
— Возможна ли частичная обработка углеводородов на установке с
полной ее обработкой на другой установке?
— Необходима ли стабилизация нефти и подготовка товарного газа?
— Прогнозируется ли извлечение пластовой воды, увеличится ли ее
объем на более поздних стадиях освоения месторождения?
— Необходима ли закачка воды для поддержания пластового дав-
ления?
— Каковы требования по вспомогательным системам (отопление,
охлаждение, дренирование, обеспечение электрической энер-
гией, химическими реагентами)?
— Какие технологические операции необходимы для обработки
углеводородов, поступающих из скважины?
— Какая требуется система безопасности?
— Каковы требования по очистке пластовой воды перед ее сбро-
сом в море?
— Каковы требования по замерам добытой жидкости?
Следом за принятием решения о модели разработки пласта и опреде-
лении состава получаемых продуктов, требуется решить задачу рас-
становки сооружений по площади месторождения. Типовой состав
сооружений обустройства арктического месторождения включает:
— комплексные добычные платформы;
230 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
— плавучие добычные системы (для территорий с легкими льдами);
— подводные добычные комплексы;
— сооружения транспорта и хранения.
При морской нефтедобыче в Арктике на платформах обычно рас-
полагают устья скважин, добычное и вспомогательное оборудова-
ние, вспомогательные модули, жилые комплексы для обслужива-
ющего персонала.
В некоторых случаях в качестве дополнительных к скважинам на
платформах могут использоваться подводные скважины. В этом слу-
чае продукция скважин транспортируется в виде многофазного по-
тока, т.к. установка подготовки углеводородов (платформа, терми-
нал) располагается на относительно далеком расстоянии.
С нашей точки зрения, для свободной ото льда глубоководной
части Баренцева моря могут быть применимы технические системы,
которые были использованы для Северного моря. Они включают
плавучие эксплуатационные системы в сочетании с подводными
добычными комплексами [7].
Для мелководной части Российского Арктического шельфа опти-
мальными представляются платформы кессонного типа (рис. 5.7).
— h— к - —
— ид г
100 100
Рис. 5.7. Платформы для арктических ледовых условий на мелководье
Оценки ледовых нагрузок на платформы достаточно неопределен-
ны, поэтому требуется проведение дальнейших исследований в об-
ласти ледовых нагрузок и поведения конструкций при ледовых воз-
действиях [11]. Оптимальная конструкция платформы в принципе
должна иметь близкие по значениям волновые и ледовые нагрузки.
Хотя Россия имеет длительный опыт изготовления морских судов
из стали, бетон также может быть рассмотрен как конструкцион-
ный материал для арктических сооружений [8].
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
231
Для более глубокой (примерно 50 м) покрытой льдом части Рос-
сийского Арктического шельфа приемлемого решения не суще-
ствует за исключением монолитных платформ типа «Гиберния».
Но для такой глубины воды это очень дорогая конструкция,
поэтому небходимы дальнейшие исследования с целью разработ-
ки более оптимальных технических решений.
Проектирование трубопроводов выполняется группой инженеров,
решающих следующие проектные задачи:
— проектирование трубопроводной системы, включая определе-
ние объема перекачиваемого продукта и результирующей по-
требности в компрессии, выявление числа ниток трубопрово-
дов, их диаметра и давления;
— определение проектного давления для расчета толщины стенки
стальной трубы;
— анализ состава перекачиваемого продукта, устанавливающего ка-
чество стали и потребность в возможном внутреннем покрытии.
Имея начальные данные, проектировщики должны реализовать
следующие инженерные задачи:
— определить оптимальную трассу прокладки трубопровода с мини-
мизацией стоимости, принимая во внимание морские условия;
— оценить устойчивость трубопроводов в условиях вечной мерзлоты;
— спроектировать внешнее антикоррозионное покрытие;
— спроектировать компрессорные станции, измерительные уста-
новки, пункты запуска и приема очистного устройства;
— спроектировать соединения между трубопроводами и платфор-
мами, учитывая тепловое расширение трубопроводов, перека-
чивающих нагретый продукт;
— провести анализ толщины стенки трубопровода с учетом сохра-
нения несущей способности трубы от внешнего давления воды
во время и после укладки;
— спроектировать утяжеляющее покрытие для обеспечения устой-
чивости уложенного трубопровода;
— определить величину необходимого заглубления, чтобы избе-
жать повреждения трубопровода якорями, ледовыми образова-
ниями и т.п.;
232 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
— спроектировать участок выхода трубопровода на сушу и участок
трубопровода, примыкающего к терминалу.
Такой же проектный анализ, как для основной трубопроводной
системы, необходимо выполнить и для внутрипромысловых тру-
бопроводов между платформами в пределах месторождения или же
между месторождениями.
Крупные проекты трубопроводов характеризуются большими капи-
таловложениями. Для их реализации, по нашему мнению, должны
использоваться те же этапы выполнения проекта, модели управле-
ния проектированием, как и для освоения месторождений.
Для коротких трубопроводов, должна быть проработана возмож-
ность использования гибких труб. При этом важен учет таких па-
раметров, как максимальное давление и температура.
Терминал является крупным предприятием и его проект должен
быть тщательно проработан. При выборе места размещения терми-
нала необходимо уделить особое внимание:
— безопасности персонала, живущего в данном районе, так же
как и безопасности персонала, работающего на терминале;
— размерам территории и возможным противоречиям с компани-
ями других отраслей, имеющими здесь интерес;
— расположению приурезного участка трубопровода (особенно в
ледовой зоне);
— оценке расстояния и способов транспортировки углеводородов
на рынки потребления;
— геотехническим условиям местности, особенно наличию участ-
ков вечной мерзлоты;
— максимальному использованию инфраструктуры (например,
системы водоснабжения, электрификации и т.д.);
— наличию воды для системы охлаждения;
— транспортным возможностям на этапе строительства (суда, же-
лезные дороги или автодороги).
5.1.6.4. Выбор технологии для проекта освоения
морского месторождения
Выбор технологии для проекта разработки морского месторожде-
ния базируется на множестве критериев [1], учитывающих науч-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 233
ный и технический потенциалы России, а также ее национальные
особенности, в частности:
— существующие технологии, не исключающие в необходимых
случаях дополнительные научные исследования и разработки;
— технологии, обеспечивающие охрану окружающей среды и бе-
зопасность;
— оценку стоимости, включая стоимость освоения, эсплуатацион-
ные расходы и т.д.;
— оценку стратегической важности проекта для лицензионной груп-
пы в России;
— выбор стратегии заключения контрактов;
— особенности финансирования проекта освоения..
При выборе технологии для проекта важны как технические, так
и экономические аспекты. При оценке стоимости реализации про-
екта необходимо использовать концепцию «Жизненного цикла
месторождения». Проект будет иметь плохие экономические па-
раметры, если принята неэффективная технология. С другой сто-
роны, ни один проект не может быть осуществлен успешно без
тщательной стоимостной оценки и соответствующего финанси-
рования.
5.1.6.5. Потребность в дополнительных исследованиях
и разработках
j Для разрешения технологических проблем, диктуемых современ-
; ными проектами, а также определяющих технологию для будущих
проектов, необходимо проведение научных исследований.
Научные исследования и разработки должны быть организованы как:
— исследования, выполняемые сотрудниками компании, при ис-
пользовании технического опыта всей организации;
— контрактные работы, выполняемые университетами и проект-
ными институтами;
— исследования по контрактам с подрядными организациями;
— работы по кооперации с другими нефтяными компаниями.
234 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
Необходимость плодотворной кооперации компании-оператора с
подрядчиками доказана многими проектами. Общая цель моби-
лизует компанию для использования новых технологий, поиску
лучших поставщиков и подрядчиков для реализации проекта,
что будет вести к максимальному использованию ресурсов всех
вовлеченных сторон.
। Например, компания «Статойл» более 10 лет активно ведет иссле-
дования по перекачке многофазных потоков по трубопроводам. Транс-
портирование продукта без предварительной подготовки может при-
вести к значительному снижению затрат. При использовании этой
технологии число единиц оборудования, применяемого в морских
условиях, может быть сведено к минимуму. При этом повышается
эффективность использования подводных систем добычи, так как
продукт из скважины посылается на сушу или на морской центр
подготовки углеводородов, расположенный за десятки километ-
ров, необработанным. Здесь будет производиться разделение неф-
ти, конденсата, газа и воды. При такой технологии особое вни-
мание должно быть обращено на введение ингибиторов корро-
зии в неподготовленный продукт, а также метанола, гликоля и
т.д. во избежание образования гидратных пробок. Чтобы подо-
брать соответствующий ингибитор, состав каждого продукта дол-
жен быть тщательно проанализирован. В некоторых случаях необхо-
дим подогрев трубопровода.
Транспорт многофазного потока может быть осуществлен анало-
гичным образом на суше, хотя изменение температуры (лето/зима)
может повлиять на его осуществимость для определенных жидко-
стей.
Такие разработки были недавно использованы для оптимизации
концепции освоения крупного морского газового месторождения
Тролль в Норвегии. Вместо того, чтобы комплектовать полностью
модуль подготовки углеводородов на морской платформе при глу-
бине воды 305 м, оборудование подготовки газа было размещено
на сухопутном терминале на расстоянии 70 км от месторождения,
при этом значительно снизились сложность и стоимость морской
части проекта.
В настоящее время нефтяные компании исследуют возможности
технологии многофазного потока для освоения морского газокон-
денсатного месторождения Северной Норвегии. Исследования свя-
заны с транспортом двухфазного потока по 150-километровому
трубопроводу к береговому комплексу подготовки газа.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 235
5.1.7, Реализация проекта
5. 1. 7.1. Пояснения
В большинстве случаев освоение месторождения состоит:
— из начальной фазы освоения месторождения с этапами «Обзор»
и «Оценка возможности» разработки и этапа «Концептуальная
проработка»;
— из последующей фазы «Выполнение проекта» с этапами «Проек-
тирование», «Строительство» и «Эксплуатация».
Фаза «Выполнение проекта» включает:
а) детальную инженерную проработку;
б) заключение контрактов;
в) изготовление и установку сооружения на место;
г) приемку в эксплуатацию.
Результатами детального (рабочего) проектирования, базирующе-
гося на концептуальном инженерном решении, являются:
— технические требования для закупку оборудования и материалов;
— рабочие чертежи и документация для изготовления сооруже-
ния, его монтажа и установки на место;
— процедуры и документация для приемки объекта и пуска его в
эксплуатацию.
5.1.7.2. Планирование производства работ
На стадии планирования разработки сооружения, а также во время
осуществления всего проекта составляются графики выполнения
работ. Они обычно представляются в линейно-графической форме.
При построении графика проект разбивается на отдельные незави-
симые виды работ с временем начала и окончания каждого из них
с учетом общей даты завершения всего проекта.
Такой график, служащий для управления проектом, подготовки
отчетов, формирующий основу для его дальнейшей детализации,
должен отвечать на вопросы, перечисленные ниже.
— Что необходимо сделать?
236 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
— Как это будет сделано?
— Когда это будет выполнено?
— Какие ресурсы требуются?
— Какова оценочная стоимость?
— Кто ответственный?
На стадии «Концептуальное проектирование» вырабатываются ин-
женерные основы проекта. Для поддержки технической концепции
проекта, наряду с «Главным графиком управления стоимостью»,
разрабатывается «Главный управляющий график». Этот график с
видами деятельности и ключевыми этапами выполнения работ опи-
сывается стандартными аналитическими сетями и моделями.
Во время реализации проекта график его выполнения является
одним из основных инструментов для анализа ситуации и подго-
товки корректирующих действий в соответствии с изменениями в
целях проекта или отклонениями от него. Задача состоит в том,
чтобы максимизировать выгодность проекта при заданных ограни-
чениях по качеству, безопасности, окружающим условиям и др.
Данные, касающиеся разработки графика работы, планирования
ресурсов, оценки стоимости, а также всех статей отчетности долж-
ны быть согласованы между собой. Это достигается с помощью
«Графика разбивки работ». Он представляет собой структурно-
иерархический график, верхний уровень которого отражает весь
объем работ, а нижний — отдельные, сгруппированные между
собой виды работ. «График разбивки работ» должен отражать тре-
бования к планированию, подготовке отчетов и управлению.
Следующие параметры являются типовыми и дают входные дан-
ные для «Главного управляющего графика»:
— необходимые одобрения от инвесторов и властей;
— компоненты с длительным сроком поставки (критические ком-
поненты);
— физические препятствия (например неблагоприятные природные
и погодные условия), включая ледовые условия;
— законы и нормативные документы (производство, безопасность,
окружающая среда);
— наличие ресурсов;
— взаимосвязь с другими проектами.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
237
При подготовке плана работ необходимо принимать во внимание
российские особенности, чтобы учесть их на этапе проектирова-
ния, изготовления и монтажа сооружений.
5.1.7.3. Проектирование, изготовление
и установка сооружений
В зависимости от стадии разработки проекта функции компании и
подрядчиков изменяются. Следует сказать, что и влияние отдель-
ных инженеров на принятие решений значительно уменьшается по
мере продвижения проекта.
Вся деятельность на этапе «Обзор» должна быть выполнена самой
компанией и партнерами по лицензии. Основной акцент должен
быть сделан на изучении свойств месторождения, в то время как
технические аспекты разрабатываются в виде обобщенных строи-
тельных блоков освоения месторождения.
На стадии «Оценка возможности» должны быть рассмотрены все
сценарии разработки проекта с наилучшим экономическим потен-
циалом. Это может быть сделано группой квалифицированных ин-
женеров, а также отделом планирования компании и партнеров по
лицензии. Однако, тем не менее, естественным является привлече-
ние подрядчиков (включая проектировщиков и строителей) для
изучения существующих и оптимальных технологий. На этой ста-
дии для сравнения обсуждаемых схем обустройства проектирова-
ние выполняется с достаточной детализацией. В частности, должно
быть обращено внимание:
— на определение приемлемого критерия, для выбора подходящей
предполагаемой технологии;
— надостаточную детализацию проектирования;
— на формальное описание новой рекомендованной технологии;
— на контакт с изготовителями и подрядчиками, позволяющий
быть уверенными в производственных мощностях завода,
и в том, что изготовляемое оборудование находится в пределах
грузоподъемности существующих судов-кранов, их вместимос-
ти и т.д.
Очень важной является стадия «Концептуальное проектирование». На
этом этапе вырабатывается концептуальная модель, определяющая
238 Часть 11. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
основу для всей дальнейшей деятельности компании. Любая ошибка
в проектировании может вырасти в проблему большой стоимости
на следующих этапах работы. Отчет о результатах концептуального
проектирования является документом компании, который должен
быть одобрен руководством. Этот отчет используется как основа для
детального проектирования и подготовки стадии строительства. Зап-
рошенные компанией спецификации оборудования и описание ра-
бот должны быть включены как часть этого отчета.
Стадия «Детальное проектирование» обычно ведется подрядчиком
в тесном взаимодействии с инженерами компании. На этом этапе
допускаются только минимальные отклонения от концептуально-
го проекта, так как улучшение одной детали может вести к полно-
му техническому пересмотру более крупной части проекта. Поэто-
му должна быть очень тщательно продумана процедура согласова-
ния таких отклонений отрешений, принятых на стадии «Концеп-
туальное проектирование».
Если концептуальный проект недостаточно проработан, то деталь-
ное проектирование большого объекта может разрастись и стать очень
дорогим. В этой связи важно, чтобы в контрактных документах функ-
ции компании и подрядчиков были тщательно определены.
Для успешного выполнения проекта имеют большое значение воп-
росы изготовления установок^Поэтому компания должна про-
анализировать потенциальных производителей еще до начала кон-
цептуальной разработки для того, чтобы убедиться, что проект
может быть выполнен эффективно на имеющихся мощностях^ Ком-
пания должна быть уверена в следующем:
— производитель имеет достаточно квалифицированный и опыт-
ный персонал с необходимым оборудованием для выполнения
планируемой работы;
— завод отвечает всем необходимым требованиям для изготовления
установки, включая строительную площадку, открытые и зак-
рытые склады, достроечные зоны и крановые мощности;
— прочность основания строительной площадки может гарантировать
выбранный метод сооружения и крановая техника может обес-
печить перемещение установки с берега на баржу. Глубина воды
и ширина канала должны быть достаточны для транспортирова-
ния и причаливания баржи;
— транспортирование от верфи к месту окончательной установки
должно быть тщательно спланировано, риск потери установки
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 239
оценен и максимально сокращен. Особенно важными парамет-
рами являются ширина и глубина выводного канала на пути к
месту установки платформы в море.
Для любого проекта крайне важно, чтобы проблемы установки
платформ рассматривались на самых ранних фазах разработки, и
чтобы эти аспекты тщательно отслеживались на всем его протяже-
нии. Поэтому компания должна быть уверена:
— что ограничения, существующие на установку оборудования
будут приняты подрядчиком во внимание, и что сам подрядчик
будет выбран на конкурсной основе среди других квалифици-
рованных монтажных организаций;
— что аспекты инженерного обеспечения монтажа серьезно оцене-
ны на концептуальном этапе разработки;
— что риск во время монтажных операций тщательно оценен с
помощью вероятностного анализа, при этом тщательно рассмот-
рены все критические ситуации;
— что в число критериев безопасного монтажа в соответствии с инст-
рукцией по ведению работ включены граничные погодные условия
для каждой операции. Они определяют «ветровые окна» с различ-
ной продолжительностью. Для операций, требующих большего
времени, чем период благоприятного прогноза погоды, должны
быть учтены и сезонные экстремальные погодные условия;
— что для обеспечения управления работой при четком разграни-
чении ответственности разработана ясная и однозначная систе-
ма команд.
В дополнение к инструктивным материалам по эксплуатации обо-
рудования для работ по монтажу и установке платформы должны
быть разработаны дополнительные инструкции и программы по
охране труда, обеспечивающие безопасность всего вовлеченного в
работу персонала.
В Северном море имеются большие крановые суда со сдвоенными
кранами грузоподъемностью более 9000 т, но они очень дороги в
эксплуатации и транспортировке. Используемая предельная грузо-
подъемность обычно составляет 1000—2000 т. Краны в основном
смонтированы на барже или корабле, что ограничивает их грузо-
подъемность.Однако маневренность таких крановых судов выше,
чем у судов полупогружного типа.
Применение прогрессивной технологии сверхкрупных модулей для
проектов освоения морских месторождений имеет ограничения,
240 Часть П. Проектирование и строительство нефтяных сооружений
связанные с грузоподъемностью транспортных барж, перемещаю-
щих модули от мест изготовления. Эта проблема тем не менее мо-
жет быть разрешена при использовании тяжелых грузоподъемных
транспортных судов.
Одним из наиболее важных аспектов реализации проектов являет-
ся контроль качества выполнения работ, который охватывает сле-
дующие аспекты:
— внутренний контроль качества в пределах компании;
— контроль качества проектирования;
— контроль качества закупаемого оборудования;
— контроль качества рабочих чертежей, выполненных подрядны-
ми инженерными фирмами;
— контроль качества изготовления;
— контроль качества монтажа;
— контроль качества всего объекта перед пуском в эксплуатацию.
Оценка качества может быть выполнена с различной степенью
детализации. Уровень детализации контроля качества зависит от
влияния:
— на безопасность персонала;
— на окружающую среду;
— на безопасность объекта;
— на конечную стоимость;
— на план работ.
Руководство компании должно на ранней стадии проекта опреде-
лить критерии приемлемости для всех важных параметров соору-
жения. Это может быть достигнуто за счет использования требова-
ний компании или же посредством ее руководящих указаний к
разработке проекта, или же с.помощью того и другого.
Для удовлетворения критериев приемлемости проекта необходимо
разработать систему управления их достижением.
Для эффективной реализации проекта важен правильный выбор обо-
рудования. При этом нужно обеспечить его требуемую надежность. Ча-
сто, как часть контракта, необходимо бывает предусмотреть испыта-
ние оборудования, что должно быть оговорено в контракте.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 241
Эффективность проекта зависит от правильного выбора материала
для сооружений. Часто наиболее дешевый материал может потре-
бовать неоднократной замены агрегата в течение планируемого срока
эксплуатации объекта. Подрядчик должен выполнять требования
по спецификации материалов. Это требует инспекции сертифика-
тов испытаний или лабораторных тестов в течение всего периода
изготовления.
Важно, чтобы компания четко поставила задачу подрядчикам, что-
бы случаи недопонимания были минимальны. Обеспечение заяв-
ленного качества является ответственностью компании.
5.1.7.4. Заключение договоров на поставку оборудования
и предоставление услуг
Поставки оборудования и выполнение услуг являются очень важ-
ными элементами в разработке нефтяных объектов. Несмотря на то,
что проектирование, описанное выше, имеет важное значение, тем
не менее, суммы средств, расходуемые на этом этапе, относительно
малы. Первыми большими капиталовложениями, как правило, яв-
ляются расходы на выполнение подрядчиком детального (рабочего)
проектирования и на подготовку к закупке оборудования.
Следующим важным этапом является закупка основного оборудова-
ния (газотурбины, компрессоры и т.д.) Эти контракты размещаются
заранее, чтобы получить достаточную информацию для окончатель-
ного проектирования. Следующим крупным этапом должны быть раз-
мещение контрактов и изготовление всего сооружения.
Заключительным обычно бывает контракт на монтаж установки и
приемку его в эксплуатацию. Его размер зависит от технического
решения, расположения сооружения и контрактной философии
подрядчика.
Философия контракта на выполнение основных услуг, закупку
оборудования и монтажные работы может повлиять на техничес-
кие решения, поэтому важно, чтобы контрактная идеология и сам
проект развивались взаимосвязанно с ранних этапов. Имеется много
различных форм контракта и каждая из них имеет преимущества и
недостатки. Формы контрактов обычно различаются в случае по-
купки оборудования и в случае предоставления услуг. Они могут
быть в виде контрактов с фиксированной ценой, контрактов с
возмещаемыми затратами и их комбинации.
16. А. Б. Золотухин и др.
242 Часть II. Проектирование и строительство нефтяных сооружении
Пример контрактной стратегии проиллюстрирован на рис. 5.8.
_ Сооружения Состав X
работ Опорный блок 1 Верхнее строение 1 Трубопровод X. платформы I платформы |
Концептуальное проектирование КВЗ | КВЗ I I КВЗ I
Детальное проектирование КФС |кфс/квз| I КВЗ I
Закупка оборудования | КФС I I КФС 1
Строительство
| 1 КФС 1
Монтаж и установка
Выполняется компанией |
Наладка и сдача в эксплуатацию
Рис. 5.8. Пример контрактной стратегии: КВЗ — контракт с возмещаемыми
затратами; КФС — контракт с фиксированной стоимостью
Контрактная политика — возможно одно из наиболее важных ре-
шений, которые должны быть приняты при разработке проекта.
С ее помощью будет определено:
— какие компании будут вовлечены в проект;
— каковы ответственность и обязательства подрядчиков при раз-
работке проекта;
— где эксплуатационные компании имеют наибольший риск и
где должны быть сконцентрированы максимальные ресурсы;
— каков размер компенсации компании, если объект выполнен с
отклонениями от требований или не введен в эксплуатацию в
срок;
Важно, чтобы эксплуатацмоная компания и проектанты-подряд-
чики имели хорошие деловые отношения на этапе детального про-
ектирования.
Компания должна:
— соблюдать контракт;
— быть уверенной, что работа выполняется в соответствии с гра-
фиком, эффективно и с минимальными затратами;
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
243
— управлять качеством проекта;
— анализировать критические точки проекта, которые могут иметь
большое финансовое влияние на экономику освоения (высо-
кий риск), и сосредоточивать в этих точках достаточные ре-
сурсы.
5.1.8. Выражение признательности
Авторы желают выразить свою благодарность доктору О. Бергу из
«Петрада»за предоставление возможностей использования выдер-
жек из пособия по курсу «Управление освоением месторождений
нефти и эксплуатацией». Работа была частично финансирована Нор-
вежским советом по исследованиям в соответствии с грантом
№110181/730. Авторы также выражают благодарность Российско-
му государственному университету нефти и газа им. И.М. Губкина
и компании «Статойл».
Мнения, высказанные здесь, отражают точку зрения авторов и
могут не полностью совпадать с мнением руководителей органи-
заций, где они работают.
Литература
1. Ермаков А.И., Бесхижко В.В., Иванова А.М., Васильев М.Н. Систем-
ные исследования проблемы проектирования объектов освоения
шельфа. В сборнике научных трудов межвузовской научно-техничес-
кой программы «Нефтегазовые ресурсы». М.: ГАНГ им. Губкина, 1994,
с. 147-152,
2. Материалы 1 Международной конференции по освоению Российско-
го Арктического шельфа. Санкт-Петербург, 1993.
3. Материалы И Международной конференции по освоению Российско-
го Арктического шельфа. Санкт-Петербург, 1995.
4. Материалы 111 Междупароднойконференции по освоению Российс-
кого Арктического шельфа. Санкт-Петербург, 1997.
5. Материалы VI Международной конференции по освоению Российс-
кого Артического шельфа. Санкт-Петербург, 1999.
244 Часть II, Проектирование и строительство нефтяных сооружений
6. Gudmcstad О.Т., Warland Т. Aas, Stead B.L. (Statoil A/S). Concrete structures
for Development of Offshore Fields. JPT. August 1993, pp. 762—770.
7. Gudmestad, O.T. and Strass, P.: «Technological Callenges for Hydrocarbon
Production in the Barents Sea». Hydrotechnical Construction, Vol. 28,
No. 8,1994.
8. Gudmcstad, O.T.: «Requirements for Construction of Offshore Concrete
Structures». Russian Energy Police Journal, Russian Academy of Sciences
No. 3/4, 1995.
9. Petrad: «Management of Petroleum Development and Operations».
Compendium Pctrad/The Norwegian Petroleum Directorate, 1995.
10. Reshetnyak, Y.M., Frethein, I.B., Surkov, A.V., Churcher, A.C. and Jakub
Ciring: «Future Development of the Russian Arctic Offshore». OTC paper
7457, Proc. OTC, Houston, May 1994.
11. Shkhinek, K.N. ct. al: «Comparison of the Russian and Foreign Codes and
Methods for Global Load Estimations». Proc. Offshore Mechanics and
Arctic Engineering, OMAE, Vol. IV, pp. 75—82, 1994.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
5.2. Менеджмент проекта
Г. Сэверунд
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
5.2.1. Планирование и организация проекта
5.2. 1J. Задачи планирования проекта
5.2. ] .2. Управление
5.2. 1.3. Последовательная разработка проекта - фазы проекта
5.2.2. Основы управления проектом
5.2.2.1. Введение
5.2.2.2. Объем работы
5.2.2.3. График работы
5,2.2.4. Планирование ресурсов
5.2.2.5. Требования к оценке затрат
5.2.2.6. Оценка риска
5.2.2.7. Бюджет
5.2.3. Осуществление проекта
5.2.3.1. Общие положения
5.2.3.2. Поставка оборудования
5.2.3.3. Оценка прогресса в работе
5.2.3.4. Производительность
5.2.3.5. Управление стоимостью
5.2.4. Проектный анализ
5.2.4.1. Отклонения от проекта
5.2.4.2. Прогноз
5.2.4.3. Исправления
5.2.4.4. Передача опыта
Литература
5.2.1. Планирование и организация проекта
5.2.1.1. Задачи планирования проекта
В качестве задачи проектирования следует рассмотреть разработку
проекта морского сооружения, т.е. набора задач, которые должны
быть выполнены за определенный период врем и при использо-
246
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
вании ограниченных ресурсов, но это не только набор задач. По-
мимо них, должен быть установлен организационный порядок про-
екта с указанием ответственных за выполнение каждой из задач.
Проект служит связующим звеном, где эффективность и качество
зависят от взаимодействия между различными звеньями: заказчи-
ком проекта, проектом и поставщиком (рис. 5.9).
Рис. 5.9. Описание проекта как связующего звена цепи
Таким образом, целью планирования проекта ставятся:
— распределение ответственности, полномочий и задач;
— достижение высокого качества продукции проекта;
— управление ресурсами, временем и затратами;
— уменьшение дублирования в работе и количества ненужных про-
ектных задач.
5.2,1.2. Управление
Для достижения целей планирования проекта важно организовать
контрольные мероприятия, позволяющие убедиться в правильно-
сти выполнения этих целей (рис. 5.10).
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
247
Деятельность по управлению включает:
— постановку целей;
— составление плана действий для достижения целей;
— контроль за выполнением проекта в соответствии с планом:;
— наблюдение за выполнением плана;
— выявление и анализ отклонений от проекта;
— планирование и введение усовершенствований и, если это не-
обходимо, исправлений.
Проектирование морского сооружения является отдельным (под)
проектом в рамках основного проекта инвестиции. Инвестицион-
ный проект характеризуется большим риском капиталовложений в
сочетании с высокой неопределенностью его реализации, которая
связана с затратами на сооружения и с будущими доходами.
Разработка проекта инвестиций может продолжаться в течение ряда
лет, когда принимается несколько важных решений, в соответствии
с которыми проект может быть разделен на проектные фазы [1].
5.2.1.3. Последовательная разработка
проекта — фазы проекта
При последовательной разработке проекта, группы видов деятель-
ности и решений связаны между собой по времени и по своей
248
Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
логике. Предполагается, что каждая фаза имеет своим результатом
документы, которые, как правило, должны быть завершены до
начала следующей фазы. Чаще же всего последующая фаза начина-
ется еще до конца предыдущей.
Разработка проекта морского сооружения состоит из нескольких
последовательных фаз, которые, в свою очередь, можно сгруппи-
ровать в две основные фазы. Они называются:
— фаза планирования;
— фаза выполнения.
Первая фаза включает обзор и определение проекта. Эта фаза ведет
к принятию окончательного решения о том, будет проект осуще-
ствляться или нет. Часто это представляет собой многоступенчатый
процесс, когда на каждом этапе принимается решение «пойдет —
не пойдет». Фаза планирования состоит из следующих последова-
тельных стадий:
— обзор;
— оценка возможностей разработки проекта;
— концептуальное проектирование.
Фаза выполнения делится на следующие шаги:
— детальное проектирование;
— строительство.
Должны быть указаны цели и ожидаемый результат каждой фазы,
составляющие основу принципиальных решений, принимающих-
ся, как правило, в конце каждой фазы.
Стадия обзора
На стадии обзора проводятся перспективные оценки решений и
экономических соображений, которые могут служить основой для
оценки новых технических и деловых идей.
Основное внимание уделяется выявлению приемлемых концеп-
туальных решений и оценке затрат, графиков их реализации и
связанных с ними возможных проблем. Результат изучения со-
ставляет основу для оценки риска и экономического анализа.
Перспективные оценки составляют основу также для дальнейших
геологических исследований, будь то буровые или сейсмические
работы.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
249
Далее проводится оценка месторождения для создания основы пос-
ледующих разработки и оценки экономического потенциала. На этой
стадии изучения проводится первая реалистичная оценка проекта
разработки с момента открытия нефтегазового месторождения.
Таким образом, создаются основы для дальнейших технических и
коммерческих исследований с определенной степенью детализации.
Стадия возможности разработки
На этой стадии изучается возможность осуществления проекта и
оцениваются потенциальные решения разработки месторождения.
Эта работа носит уже более всеобъемлющий характер, чем на пре-
дыдущей стадии, больше требований предъявляется к планирова-
нию и координации. Основой для этой работы служат обновлен-
ные данные, полученные на стадии обзора.
Основываясь на результатах анализа параметров залежи, должны
быть выбраны возможные решения разработки месторождения.
Первым шагом является грубая оценка альтернативных решений на
общем уровне детализации. Во многих отношениях эта работа явля-
ется наиболее важной, поскольку она создает основу для дальней-
шего выбора технических решений. Последующие стадии заключа-
ются в более детальной проработке выбранных решений. На этом
этапе очень важны творческая работа, нестандартное мышление и
выработка новых идей. Если эти идеи потребуют создания новой
технологии, то ее разработка должна пойти-достаточно далеко,
чтобы можно было сделать вывод о принципиальной возможности
внедрения такой технологии. В ходе работы внимание, как прави-
ло, сосредоточивается на критических элементах, а сама работа
должна носить достаточно всеобъемлющий характер, чтобы самое
лучшее решение действительно находилось среди альтернатив, ко-
торым было отдано предпочтение.
Основываясь на результатах экономического анализа и оценки раз-
личных вариантов, принимается решение о создании «Плана раз-
работки и эксплуатации» или о необходимости проведения снача-
ла дополнительных исследований.
Выводы анализа возможности осуществления проекта могут со-
держать в себе более одной альтернативы разработки. Обычно от-
бирается одно решение для более подробной проработки в ходе
дальнейшего изучения разработки месторождения, наряду с про-
ведением оценок и составлением графиков в «Плане разработки и
эксплуатации».
Рис. 5.12. Стандартная система кодирования затрат
Сочетание физического объема, стандартной деятельности и типа
ресурса составляет основу для стандартной подготовки планов,
оценки затрат и накоплению опытных данных.
На фазе осуществления проекта объем работы разбивается на от-
дельные пакеты работ (рис. 5.13).
Структура разбивки работ — СРР
Проект
Частичный проект
Согласование затрат
Пакет подрядов
Пакет макетов
контрактов
Пакет работ
Рис. 5.13. Структура разбивки работ
При разбивке на пакеты работ следует учитывать следующее:
— организацию и права собственности;
— философию контракта;
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
253
— возможность для поставщика выходить на рынок;
— сложность работы;
внешнее и внутреннее взаимодействия в рамках проекта;
— методы оценки и управления качеством работы.
На стадии разработки проекта кодирование затрат должно быть
продолжено в соответствии со стандартной системой кодирования
затрат (ССКЗ).
На фазе выполнения проекта основа управления проектом разбива-
ется на пакеты работ. Далее происходит разбиение пакетов работ
(уровень 3 плана).
В проекте формулируются требования к системе поставок, кото-
рые должны отражать взаимодействие между проектом и допол-
нительными продавцами, что позволяет им использовать свои соб-
ственные системы.
План осуществления проекта
План осуществления проекта должен быть подготовлен в соответ-
ствии и с учетом ограничений:
— времени:
— ресурсов:
— затрат.
Степень подробности Плана осуществления проекта зависит от за-
данных целей и от уровня неопределенности.
План осуществления проекта является соглашением между заказ-
чиком и проектом и связан с Главным планом, что создает основу
для принятия проектных решений. Прогресс, этапы и другие эле-
менты осуществления проекта должны постоянно отражаться в
Главном плане проекта. Поэтому Планы осуществления проекта
являются важными управляющими и справочными механизмами.
План осуществления проекта должен включать:
— объемы работы с техническими спецификациями;
— план продвижения вперед (с учетом этапов продвижения);
— ресурсное планирование;
— оценки затрат (включая бюджеты).
254 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Отношения между объемом работы, временем и затратами увяза-
ны на низшем уровне (уровень 0 плана) в структурной схеме
разбивки работ (СРР) проекта.
5.2.2.2. Объем работы
Заказчик несет ответственность за правильное формулирование
целей проекта и за обеспечение их понимания всеми заинтересова-
ными сторонами.
Основная цель проекта всегда заключается в стремлении добиться
эффективности затрат, т.е. максимального увеличения прибыли с
вложенного капитала.
Для участников проекта может оказаться затруднительным сле-
дить за соотношением между подцелями проекта и его главными
целями. Поэтому требуется четко определить параметры управле-
ния проектом, чтобы достичь полного взаимопонимания относи-
тельно общих целей, задач и ограничений проекта на протяжении
всей цепочки, связывающей заказчика и подрядчиков.
Проектное соглашение
Цель проекта и его общие параметры должны быть занесены в
документы, входящие в проектное соглашение. Кроме этого в со-
глашении дается описание задач, основополагающих условий, пла-
нов, оценок, ответственности и полномочий. Этот документ дол-
жен быть подготовлен заказчиком.
Подряды
Потребность общих задач, объемов работ и основополагающих ус-
ловий в равной степени относится и к поставщикам в тех частях
проекта, за которые они несут ответственность.
В ходе формулирования подряда и контроля за его выполнением
необходимо обеспечить необходимый уровень менеджмента для
достижения целей проекта. Указав подрядчикам контрактные тре-
бования к контролю качества, можно снизить вероятность воз-
можных отрицательных проектных отклонений.
5.2.2.3. График работы
Общий план продвижения вперед (прогресса) составляет основу
для осуществления проекта и называется главный управляющим
графиком (ГУГ).
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 255
В ходе осуществления проекта неизбежны отклонения от графика,
который, в связи с этим, следует пересматривать и исправлять. Та-
кой график называется текущим управляющим графиком (ТУГ).
Пакеты работ проекта, содержащие объем, сроки и затраты, дол-
жны быть разбиты на рабочие заказы — РЗ — (затраты, сроки,
оценки ресурсов) для каждого подрядчика.
Как правило, графики составляются двумя способами. В виде схемы,
содержащей необходимую для проведения анализа информацию о
последовательности выполнения работ и их логике, а также в виде
диаграммы Ганта, на которой показаны задачи проекта [2].
Структурная схема
Взаимозависимость видов деятельности определяют структурную
схему проекта (рис. 5.14). Степень подробности и сложности схе-
мы зависит от сложности самого проекта, его масштаба и требова-
ний к качеству. Схема состоит из указания:
— зависимости видов деятельности и характера связи между ними;
— самых ранних сроков начала/завершения;
— самых поздних сроков начала/завершения;
— изменения сроков работ.
Изготовление
опорного блока
платформы
Рис. 5.14. Структурная схема проекта
256
Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Анализ и презентация (диаграмма Ганта)
Окончательный график с включенными в него указаниями возмож-
ных изменений сроков дня видов деятельности, должен быть состав-
лен и определен исходя из оптимизации экономики проекта в целом.
Следует также указать условия своевременного достижения срока за-
вершения проекта или промежуточных этапов (рис. 5.15).
Рис. 5.15. Диаграмма Ганта
Временной график (рис. 5.16) представляется в форме диаграммы
с указанием продолжительности, начала, завершения и оставшей-
ся работы дня каждого вида деятельности. В том случае, когда объем
работы по каждому виду деятельности точно не обозначен в пла-
не, его следует указать отдельно.
Взаимозависимость видов деятельности, системная структура и
предполагаемое использование ресурсов для каждого вида дея-
тельности тщательно заносится в соответствующие документы.
5.2.2.4. Планирование ресурсов
Планирование ресурсов (рис. 5.17) и последующая работа должны
быть сведены в единую систему. Код ресурса (КР) используется
для каждой системы, где это считается необходимым с учетом
оценок затрат, продолжительности анализа и планирования физи-
ческого прогресса.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
Рис. 5.16. Упрощенный график проекта (пример)
17. А. Б. Золотухин и др.
258
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 5.17. Планирование ресурсов
Основные направления выделения ресурсов используются для пла-
нирования, регистрации и управления физическим прогрессом.
Минимальная продолжительность каждого вида деятельности оп-
ределяется вместе с требующимися ресурсами и вытекающими из
этого затратами. Одновременно учитываются ограничения, накла-
дываемые такими факторами, как безопасность и окружающая
среда. Требуется указать продолжительность деятельности как ре-
зультат наиболее эффективного использования ресурсов и фондов.
В целом использование ресурсов и фондов является функцией про-
должительности деятельности.
5.2.2.5. Требования к оценке затрат
Оценка затрат
Оценка затрат — это основанное на фактах и здравом смысле пред-
положение об объеме итоговых затрат проекта.
Оценка проводится согласно соответствующей системе кодирова-
ния затрат для каждой фазы проекта. Следует документально за-
фиксировать такие основания для оценки затрат, как:
— объем работы/техническое решение;
— инфляция, обменный курс;
— уровень неопределенности;
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
259
Метод оценки будет зависеть от того, сколько переменных из пе-
речисленных будет указано:
— объем работы;
— сложность;
— производительность;
— цена.
Методы оценки (рис. 5.18)
Метод оценки выбирается в зависимости от фазы проекта, уровня
технической определенности и доступа к опытным данным.
На ранних фазах проекта, когда размер и сложность технической
определенности ограничены, используется синтетический метод,
т.е. оценка по соотношениям и факторам опытных данных, ос-
новных параметров и технического описания.
Аналитический метод, т.е. прямая оценка всех входящих элемен-
тов, когда техническая концепция хорошо сформулирована и можно
определить объем работы и ее сложность, применяется на поздних
фазах проекта, когда можно указать составляющие факторы и про-
извести их подробную оценку.
Аналитический метод можно применять и на ранних фазах, когда
предлагаются новые решения концепции. Этот метод всегда дол-
жен использоваться для разработки проекта, формулирования кон-
цепции и осуществления проекта.
Синтетическая оценка
(Функция, отношения, факторы)
Аналитическая оценка
(Прямые, делающие вклад факторы)
Рис. 5.18. Методы оценки
260 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Неопределенность
Количество ресурсов для осуществления проекта или его стоимость
определяется на основе оценок.
Оценки затрат выражают предположительную стоимость проекта.
Мы исходим из того, что базовые параметры остаются неизмен-
ными в течение всего проекта. Сама оценка подсчитывается на
основе наиболее вероятных объективных критериев с указанием
норм, применявшихся для оценки и профессиональных суждений.
Проект оценивается на основе установленной структурной разбив-
ки работ (СРР) и главного управляющего графика (ГУГ).
Оценки затрат, методы и стоимости за единицу продукции (про-
изводительность, ставки за единицу продукции и т.д.) докумен-
тируются.
Нормы оценок устанавливаются равновероятностными, как пре-
вышающими, так и находящимися ниже индивидуальной ставки
за единицу продукции (оценка 50/50).
Оценка указывается со значением ожидаемости (оценка 50/50, т.е. зна-
чение, показывающее ту же вероятность для пере-/недооценки), ми-
нимальные/максимальные значения и степеньдостоверности.
Все четыре переменные: объем, сложность, производительность
и цена относятся к факторам неопределенности и должны в зави-
симости от применяемого метода быть интерпретированы на базе
имеющихся данных и описаны в соответствии с распределением
степени вероятности (рис. 5.J9). В упрощенном виде это может
быть оценка 50/50 в дополнение к низким/высоким значениям.
Требования для оценки затрат и классификация графиков
Требования для оценки затрат и классификации временного гра-
фика представляют собой систему классификации с установлен-
ными требованиями:
— к основной информации, объему работы;
— к методу оценки;
— к уровню детализации;
— к составлению временных графиков;
— к анализу неопределенности;
— к форме представления и документирования.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
261
Объем работы
Сложность
Производительность
Цена
Рис. 5.19- Неуверенность в оценке затрат
В классификационных требованиях указывается метод оценки затрат и
составления временных трафиков. Кроме того, даются требования к
технической информации, необходимой для осуществления планиро-
вания и достижения точности оценок (рис. 5.20 и табл. 5.2).
В процессе выполнения проекта оценки затрат обновляются на ос-
нове появления новых данных.
5.2.2.6. Оценка риска
При реализации проекта с целью максимизации результатов положи-
тельных событий и минимизации негативных явлений производится
оценкариска проекта. Определение риска состоит из идентификации
вероятных рисков, относящихся к проекту, и документирования ха-
рактеристик каждого из них. В контексте проекта идентификация рис-
ка касается возможности реализации проекта (положительный исход)
и угрозы этой возможности (отрицательный исход).
Показатели риска должны быть оценены количественно для того,
чтобы оценить уровень возможности положительного исхода проек-
та. В анализ риска входит определение шагов по повышению вероят-
ности положительного исхода и противостоянию угрозе проекту.
262
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 5.2. Оценка затрат
Класс
оценок
Задача
Стеиень
точности
А
В
С
D
Е
F
Перспективные оценки
Оценка экономического потенциала
Оценка/градация альтернатив
План разработки и эксплуатацции
Техническая концепция
Основа контроля проекта
+/-40%
+/-30%
+/-20%
+/-15%
+/-10%
5.2.2.7. Бюджет
Оценка бюджета
Бюджет устанавливается административным путем в соответствии
с решением руководства. Основой для принятия такого решения
может быть оценка затрат, но сам по себе бюджет не содержит
элементов неопределенности. Бюджет — это известная, установ-
ленная цифра.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
263
Бюджет может:
— устанавливать рамки стоимости проекта, в пределах которых его
надо держать;
— выражать предполагаемый размер общих издержек проекта;
— задавать цифру, к которой должна стремиться организация про-
екта.
Различное понимание бюджета отражает степень, до которой ру-
ководство проекта может распоряжаться денежными средствами.
Составление бюджета проекта
В начале проекта бюджет (ГКО — главная контрольная оценка)
приравнивается к предполагаемым издержкам проекта (оценка
50/50) (рис. 5.21). Издержки оцениваются на основе установ-
ленной системы разбивки проекта на составные части и наибо-
лее вероятных сроков выполнения (графиков). Бюджет не ме-
няется в течение всего времени осуществления проекта за ис-
ключением случаев, когда изменения, касающиеся объема ра-
бот и условий, были согласованы между заказчиком и руко-
водством проекта. Изменения всегда вносятся на основе выб-
ранных стандартов оценки, взятых для первоначального варианта
бюджета. Пересмотренные бюджеты обозначаются как ГКО (1),
ГКО (2) и т.д.
Частота
50/50 = Бюджет
Издержки
Рис. 5.21. Бюджет проекта
264
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
5.2.3. Осуществление проекта
5.2.3.1. Общие положения
Сотрудничество, согласованная отчетность и координация деятель-
ности между заказчиком, руководством проекта и поставщиком
должны следовать процедурам, разработанным в соответствии с до-
говором о проекте, исполнительным планом и контрактом.
Эти вопросы должны охватывать:
— организацию, персонал, ресурсы;
— передачу опыта;
— требования к обеспечению качества;
— контроль и наблюдение за проектом;
— координацию действий руководства;
— выполнение действий, связанных с обнаружением отклонений
от проекта и их исправлениями;
— проведение проверки;
— обновление основы управления проектом;
— одобрение расходов и одобрение полномочий на их ведение;
— систему отчетности;
— измерение темпов продвижения работы.
План но обесиечеиию качества
Для успешного выполнения проекта разрабатывается план по обес-
печению качества. Он включает проведение оценок, тестирова-
ния и обследований с тем, чтобы выяснить, отвечаетли продук-
ция проекта специально оговоренным и установленным требова-
ниям. Проверка должна иметь отношение как к системе в целом,
так и к отдельным задачам, и представлять собой сочетание от-
дельных мероприятий и периодического контроля.
Особенности каждого отдельного проекта определяют характер
проверки. Некоторые ее виды универсальны для всех проектов.
Это:
— техническое качество продукции;
— безопасность;
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
265
— обеспечение качества;
— способы осуществления проекта.
План осуществления проекта должен содержать график проверки
качества выполняемой работы. План проверки обновляется в соот-
ветствии с установленным порядком в процессе выполнения рабо-
ты. Кроме этого, принимаются необходимые меры для достижения
нужного качества проверки.
Обновление основы контроля проекта
Соглашение о проекте должно содержать необходимые указания
для обновления основы контроля проекта. Правила проекта, ка-
сающиеся обновления основы на уровне контракта, должны со-
ответствовать процедурам, применяющимся на уровне проекта.
Все одобренные изменения должны быть включены в новые дан-
ные основы контроля проекта. Необходимо составить прогноз ожи-
даемой итоговой стоимости проекта. Эта стоимость обозначается
ТКО (1), ТКО (2) и т.д. (ГКО — текущие контрольные оценки)
и должны соответствовать по времени с ГКО (1), ГКО (2) и т.д.
Прогноз является оценкой ожидаемой итоговой стоимости проек-
та, независимой от согласованного бюджета.
Сопоставление ТКО (я) и ГКО (л) проводится для того чтобы
показать, как ожидаемые издержки выглядят по отношению к пер-
воначальным оценкам и исправляются в соответствии с изменения-
ми в объеме работы, одобренными заказчиком.
Система отчетности
Руководство проекта несет ответственность за отчет о его состоя-
нии, отклонениях и изменениях (выявленных и возможных), ана-
лизе тенденций и деятельности, направленной на корректировку
проекта.
Отчет о статусе проекта и отклонениях от основы контроля дол-
жен быть оформлен в соответствии с соглашением о проекте и
планом осуществления проекта.
В отчете содержится информация для заказчика, касающаяся ста-
туса проекта. В дополнение отчет включает соответствующую ин-
формацию для внутреннего пользования, создавая таким образом
базу для проведения необходимого анализа (рис. 5.22).
В отчете акцент делается на отклонениях от плана, анализе послед-
ствий и возможных исправлениях.
266
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
5.2.3.2. Поставка оборудования
Формулирование и оценка контракта
Контракт представляет собой сборник документов, в которых све-
дены права и обязанности участников соглашения, относящиеся к
определенному виду поставок. Контрактные документы разделяют-
ся на условия контракта и дополнения.
Условия контракта включают юридические и общие правила. В них
описывается, как следует использовать дополнения, распределять
ответственность, обязательства и права между участниками кон-
тракта. Дополнения определяют физические аспекты поставок (опи-
сание работы, спецификации, чертежи); в них указываются под-
рядчик, субподрядчик, поставщик, компания и перечисляются ад-
министративные условия.
В контракте также приведены правила определения порядка при-
оритетности в случае возникновения двусмысленного толкования
различных документов. Как правило, документы располагаются в
следующем порядке приоритетности:
— статья соглашений;
— все дополнения за исключением административных требований;
— административные требования.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовым и проектами
267
Условия контракта подразделяются на статьи, которые можно
сгруппировать следующим образом:
— общие условия (определения);
— выполнение работы (обеспечение качества);
— требования к квалификациям;
— прогресс в работе;
— отклонения от проекта;
— внесение изменений в проект;
— поставки и платежи (гарантия оплаты);
— условия прекращения контракта (отсрочки, разногласия, отме-
на работ);
— форсмажорные обстоятельства;
— ответственность сторон и страхование;
— права собственности и т.д. (документы).
Дополнения часто располагаются в особом порядке и в крупных
контрактах могут выглядеть так:
А — объем работы;
В — компенсационные платежи;
С — график выполнения контракта;
D — административные требования;
Е — спецификации и технические требования;
F — чертежи;
G —продукция, предоставляемая компанией;
Н — субподрядчики;
I — страховой полис компании;
J — стандартные банковские гарантии;
К —информация о правах собственности подрядчика;
L— гарантия головной компании.
При разработке тендеров определяются:
— структура и подробное описание объема работы;
— степень важности, которая уделяется в контракте контролю
выполнения проекта и качеству работ;
268 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— структура и подробное описание формы компенсации;
— планирование и оценка темпов работы и компенсация за их
ускорение;
— матрицы с описанием продукции, получаемой от других под-
рядчиков и передаваемой по текущему контракту. Следует ука-
зать содержание, время и т.д.;
— использование премий/штрафов;
— отчет о текущем состоянии;
— порядок внесения изменений, степень подробности и отноше-
ние к предыдущим пунктам;
— параметры оценки.
От момента представления тендерной документации до поставки
продукции все проектные требования должны быть обеспечены.
В дополнение к опенке, контролю поставляемого продукта в соот-
ветствии с поставками должна быть соответствующим образом рас-
смотрена и контрольная деятельность продавца. Отклонения от про-
екта выявляются путем традиционного контроля после их возник-
новения.
Проект должен иметь описание общей системы контроля вместе с
указанием характера взаимодействия между заказчиком и постав-
щиком (рис. 5.23).
Рис. 5.23. Контроль за взаимодействием между заказчиком и поставщиком
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
269
Особое внимание следует уделить составлению документации:
— для изменений в объеме работы, сделанных по инициативе за-
казчика или руководства проекта;
— для изменений в проекте, сделанных по инициативе поставщика
или руководства проекта и меняющих условия контракта.
Прочие изменения, являющиеся необязательными изменениями в
объеме работы или контракте, также должны стать частью анализа
и системы отчетности.
Формы контракта
При планировании проекта компания решает вопрос об исполни-
теле проекта: будет ли работа выполнена силами компании или
подрядчика.
Контракт является соглашением о сотрудничестве между заказчи-
ком и подрядчиком.
При формулировании контракта оцениваются различные типы
подрядов, например:
— подряд на изготовление (строительство);
— подряд на проектирование;
— комплексные работы (проектирование, закупка оборудования,
строительство).
В процессе подготовки контракта в зависимости от характера рабо-
ты определяются различные виды компенсации.
5.2.3.3. Оценка прогресса в работе
Оценка прогресса реализации проекта осуществляется по тем же
методологическим принципам, которые были заложены при его
планировании. На основании этой оценки определяются его состо-
яние и необходимые ресурсы для достижения его целей. Основны-
ми параметрами оценки являются время, ресурсы и затраты, в
ряде случаев используются и другие контрольные параметры.
Действительное состояние проекта дает возможность сопоставле-
ния с запланированным по следующим показателям:
— прогресс (что уже сделано и какую работу осталось проделать с
указанием отклонений от критического пути);
— затраты на данный момент времени;
270
Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— обязательства;
— использование ресурсов;
— качество (каково качество продукции по сравнению с требуемым);
— этапы (достигнутые этапы, отклонения от поставленной задачи);
— производительность (соотношение между действительным про-
грессом, издержками, ресурсами и первоначальными планами);
— прогноз (время, издержки, прогресс, использование ресурсов);
— выполненные усовершенствования.
Оценка состояния производится подрядчиками в соответствии с
контрактом и одобренными планами. Полученные значения и про-
гресс контракта оцениваются на уровне всего проекта.
Достигнутый прогресс в выполнении той или иной работы коли-
чественно выражается в метрах, тоннах, процентах и т.д.
Оценка прогресса в объемном выражении проводится:
— при регистрации завершенной деятельности;
— при оценке проделанной работы;
— при достижении этапов в пределах одной деятельности;
— при физическом измерении проделанной работы.
Общий объем работы разбивается на большое число отдельных
работ, каждая небольшой продолжительности. Измерение прогрес-
са достигается путем регистрации работ по мере того, как поступа-
ет сообщение об их завершении. Метод дает консервативную оцен-
ку реального физического прогресса, поскольку есть неопределен-
ность в отношении к продолжающимся работам.
5.2.3.4. Производительность
При оценке потребности в ресурсах для выражения объема работы
используются физические единицы измерения, например, тонны,
метры и т.д. Эквивалент их трудозатрат оценивается в человеко-
часах. При таком подсчете мы применяем опытные данные.
В ходе осуществления проекта мы заинтересованы в измерении
реальной производительности путем деления общего числа по-
траченных на число плановых человеко-часов.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
271
Через сопоставление действительной и запланированной произво-
дительности мы получаем ценную информацию о реальном про-
грессе проекта.
Если производительность ниже запланированной, то производится
меньше тонн на человеко-час. При прочих равных условиях, низкая
производительность приведет к отсрочке времени завершения проек-
та. Этой отсрочки можно избежать, увеличив количество ресурсов,
т.е. увеличив число людей для выполнения работы.
В обоих случаях низкая производительность ведет к повышенному
использованию ресурсов и, таким образом, к более высоким из-
держкам. Оценивая производительность, можно найти объяснение
тому, почему она оказывается ниже, чем было предусмотрено, с
тем, чтобы уже на ранней стадии провести необходимую коррек-
тировку.
5.2.3.5. Управление стоимостью
Информация о затратах проекта используется для документаль-
ного учета и определения общей стоимости проекта и управления
этой стоимостью.
Регистрация затрат (финансовый учет) сосредоточивается на про-
шлом, в то время, как управление затратами всегда смотрит вперед.
Анализируемый отрезок времени лежит между настоящим мо-
ментом и концом проекта. Усилия концетрируются на обеспе-
чении продвижения по выбранному пути. Встречаемые препят-
ствия регистрируются, оцениваются и, если необходимо, даль-
нейший прогресс приспосабливается к новым обстоятельствам.
На этом фоне управление затратами можно описать как непрерыв-
ное прогнозирование ожидаемых итоговых затрат с учетом способ-
ности и желания руководства проекта производить исправления
для поддержания общей стоимости ниже заданного уровня или на
самом низком возможном уровне.
5.2.4. Проектный анализ
5.2.4.1. Отклонения от проекта
Общие положения
Отклонения от плана работы выявляются при регистрации ее сос-
тояния. При анализе указываются отклонения, возникшие в связи
111 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
с изменениями в соглашении о проекте. Кроме этого, прорабаты-
ваются все последствия взаимоотношений с другими участниками
проекта и их целями независимо от категории отклонения. Если
отклонение считается положительным, то для него проводится от-
дельный анализ и составлен отчет.
Анализ отклонения от проекта должен содержать:
— описание причин отклонения и изменений в условиях;
— характеристику воздействия на другие показатели проекта, та-
кие, как виды работ и затраты;
— анализ вероятности достижения поставленной первоначальной
цели;
— выработку прогноза, основанного на отклонениях, обстоятельст-
вах и тенденциях;
— оценку пересмотренных целей;
— подготовку пересмотренного плана действий.
Причина отклонения указывается, когда отклонение:
1. Достаточно большое, чтобы изменить условия соглашения о проекте.
2. Отличное от общих условий проекта, но остающиеся в пределах
соглашения о проекте.
3. Относящиеся к отдельным видам работ или поставщикам, но
имеющее последствия для других работ и поставщиков.
Необходимо проработать также все последствия для других отно-
шений и целей, независимо от категории отклонения.
Для отклонений категории 1 следует указать последствия ддя исход-
ной контрольной основы, которую надо в связи с этим обновить.
Если потребуется, то отклонения в категориях 2 и 3 должны быть
включены в обновленную контрольную основу.
Описание отклонения
В реальной жизни мы сталкиваемся как с положительными, так и
с отрицательными отклонениями.
Отрицательные отклонения ухудшают ситуацию пропорциональ-
но их размерам.
Большинство отклонений от проектов небольшие по масштабам и
не имеют значительных последствий. Поэтому отклонения следует
подвергнуть классификации до начала исправлений.
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами 273
Отклонения классифицируются по различным уровням в зависи-
мости от серьезности и их последствия, которые могут быть:
— исправлены без дополнительных затрат;
— исправлены в пределах ограниченной группы видов деятельнос-
ти, но с повышением затрат;
— исправлены путем переноса работы на другие виды деятельности;
— исправлены через отсрочку даты завершения проекта или внесе-
ние изменений в бюджет.
Положительное отклонение в издержках возникает в том случае,
когда реальные затраты оказываются меньше запланированных. Если
затраты на выполнение данной части работ будут меньше заплани-
рованных, то это не значит, что расходуется пропорционально
большее количество средств в другой области. Положительное от-
клонение в затратах — это реальные сбережения. Соответствую-
щим образом поддерживается изначальный стандарт издержек для
других областей. Если существует связь между затратами в нескольких
пакетах работ, то положительное отклонение в издержках в одном
из них приведет непосредственно к положительному отклонению
в издержках в других пакетах, связанных с отклонением.
Положительное прогрессивное отклонение по-разному представ-
ляет собой реальные сбережения. Краткая продолжительность мо-
жет быть результатом эффективности, оказавшейся более высо-
кой, чем было запланировано. Поэтому было задействовано мень-
ше ресурсов и издержек. Более короткая продолжительность работ
может привести к уменьшению времени полного завершения про-
екта. Этим снижаются издержки проекта, связанные со временем,
а соответственно, снижаются и общие затраты. Наконец, если ис-
пользуется более ранняя, чем запланировано, дата завершения, то
увеличивается и дисконтированный чистый доход проекта.
5.2.4.2. Прогноз
Общие положения
Оценка и анализ действительно проделанной работы в сочетании
с постоянным наблюдением за условиям контрольной основы,
должны послужить опорой для выработки прогноза, касающего-
ся выполнения промежуточных этапов, прогресса в объемном вы-
18. А. Б. Золотухин и др.
274
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ражении и издержек. Прогноз должен быть составлен как послед-
ствие отклонений без внесения каких-либо исправлений. Следует
четко указать все действия, связанные с ускорением прогресса,
и соотношение между итоговыми затратами и временем.
Все условия проекта подвергаются постоянной оценке с тем, что-
бы, в случае появления изменений, проверить, зарегистрированы
ли условия контрольной основы и параметры прибыли.
Подготовка прогноза
После того как отклонение было выявлено, проводится оценка
последствий для будущей работы.
Отклонения, относящиеся к ошибкам и дефектам, возникшим в
процессе производства, должны быть по возможности исправлены
или же работа переделывается вплоть до достижения удовлетвори-
тельного результата.
Отклонения и повышения затрат могут, безусловно, возникнуть,
даже если они не являются результатом дефектов и ошибок.
При анализе отклонения от намеченного прогресса в первую оче-
редь выясняется, есть ли какие-то препятствия, мешающие завер-
шить проект в назначенный срок.
Возможная информация, показывающая производительность, до-
стигнутую к настоящему моменту, делает естественной попытку
подогнать производительность под уровень, необходимый для пос-
ледующих работ.
Далее выполняется прогноз того, что может произойти, если
исправления не будут сделаны.
В прогнозе гарантируется, что запланированный уровень рабочей
силы остается неизменным. При реальной производительности ниже
запланированной, персонал должен работать дольше, чем было
предусмотрен но, т.е. возникает отсрочка в завершении работ.
Если это не сказывается на других видах работ и не требует уве-
личения затрат, то у отклонения нет последствий. В противном
случае эта деятельность приведет к отсрочке даты завершения
проекта и дополнительным издержкам.
Примером этого может служить стоимость издержек, связанных с
простоем, например, когда материалы не были поставлены в срок.
При увеличении продолжительности проекта, повышаются затра-
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
275
ты, связанные со временем аренды территории и другой инфра-
структуры, включая косвенные издержки на администрацию, ру-
ководство.
Приводит ли отклонение в производительности к отсрочке проек-
та или нет, зависит оттого, оказывает ли оно влияние на крити-
ческий путь проекта. Вытекающие из этого затраты, связанные с
продлением работ могут влиять проанализированы с помощью се-
тевого графика проекта.
В прогнозе делается обзор тех воздействий, в которых выявленные
отклонения могут влиять на общие издержки и дату завершения
проекта при внесении исправлений или без них.
5.2.4.3. Исправления
Общие положения
На основе подготовленных прогнозов, производится анализ веро-
ятности достижения цели проекта.
Оставшаяся работа анализируется на основе текущего состояния и
новых условий для оставшейся работы. Кроме этого, оцениваются
цели проекта и его структура. О необходимых исправлениях докла-
дывается на руководящий уровень, имеющий полномочия осуще-
ствлять подобные действия.
В принципе проект должен усовершенствоваться каждый раз, ког-
да обновляется контрольная основа или же тогда, когда это счита-
ется необходимым. Усовершенствования вносятся относительно те-
кущего состояния. Для оставшейся работы проводится анализ до-
ходности и необходимых структурных условий. Это обеспечивает
выявление необходимых исправлений и внесения их в документа-
цию. Результат такого анализа создает фундамент для пересмот-
ренной контрольной основы.
Прогнозы готовятся на основе текущих достижений по отноше-
нию к конечным затратам.
Последствия анализируются на основе изменений с учетом затрат,
времени, ресурсов и технической осуществимости путем:
— сопоставления текущего состояния с плановым;
— установления причины изменений;
276 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— составления плана оставшейся работы;
— оценки итоговых затрат;
— выяснения возможности влияния на работу;
— управляемости.
Управляемость проекта означает осуществление всех его задач без
выхода за рамки имеющейся структуры и разрешений.
Неопределенность, связанная с исходом работы, заставляет вклю-
чить ее как главный параметр в процесс управления проектом.
При взгляде на проект, где не было внесено никаких изменений
в соглашение о проекте, можно увидеть, что временные и стои-
мостные рамки остаются неизменными на протяжении всего осу-
ществления проекта. С другой стороны, наиболее вероятные зна-
чения оценок времени и затрат непрерывно меняются в соответ-
ствии со статистическими колебаниями и действиями руковод-
ства проекта.
5.2.4.4. Передача опыта
Передача опыта (рис. 5.24) выделяется как отдельный вид дея-
тельности в пределах проекта. Передача опыта приводит к более
эффективному и единообразному осуществлению проектов. Осо-
бое внимание уделяется улучшению:
Рис. 5.24. Передача опыта
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
277
— безопасности;
— способов осуществления проекта;
— внутренних процедур и распорядка;
— использования продавцов;
— технических решений.
В ходе выполнения каждой фазы проекта отчеты о полученном
опыте подготавливаются регулярно, а по завершении фазы ее ре-
зультаты вносятся в итоговый отчет.
Форма итогового отчета должна быть приспособлена к потребнос-
тям в информации для анализа другого проекта с тем, чтобы при
подготовке контрольной основы можно было сослаться на исполь-
зованные опытные данные.
Отчет о накопленном опыте концентрирует внимание на приме-
нявшихся или запланированных для применения способах предот-
вращения предыдущих ошибок и для достижения лучших резуль-
татов по сравнению с предыдущими сходными проектами. Указы-
вается применявшийся тип подготовки и обучения персонала для
проекта и подрядчиков. Передача опыта включается в систему не-
прерывного усовершенствования качества осуществления проекта.
Она используется для разработки контрольной основы при завер-
шении одной фазы и до начала следующей, а также для всех реви-
зий в течение всего времени осуществления проекта.
Нужно подробно описать соответствующий накопленный опыт, и
в особенности надо информировать о положительном опыте, по-
лученном в ходе осуществления проекта.
Корректирующие действия
Все отрицательные отклонения в производительности приводят к
увеличению продолжительности работ. В большинстве случаев это
ведет к отсрочке начала других видов деятельности или простаива-
нии в ожидании уже идущих работ.
Такая тесная взаимозависимость видов деятельности делает их очень
уязвимыми со стороны отрицательных отклонений. Когда откло-
нение происходит в одном месте, то по эффекту «домино» посте-
пенно распространяется и на остальные виды работ.
Независимо от причины любое отклонение должно исправляться
путем предотвращения его распространения. С этим можно спра-
виться через предупредительные меры, включая буферы времени,
а также частично через ускорение деятельности, являющейся при-
чиной задержки.
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Примером скрытого резерва времени в проекте служит сверхуроч-
ная, посменная работа, а также отпуски и выходные дни.
Ускорения используются чтобы нагнать отставание. Ускорение при-
меняется в особенности для компенсации задержек поставок доку-
ментации и материалов путем использования более быстрых средств
транспортировки, таких как воздушные перевозки, или же при-
менением общепринятой стратегии добавления ресурсов, повыша-
ющихтсмпы работ.
Использование запланированных или скрытых буферов времени и
различных средств ускорения представляет собой самые вероятные
меры борьбы с отрицательными отклонениями. Если эти меры не
увенчались успехом, то оставшуюся работу можно перенести на сле-
дующее звено в рабочей цепи. Если же и это невозможно, то мы
должны будем признать, что отклонение было окончательным.
К другим видам возможных исправлений относятся:
— изменения в логике работы;
— изменения в стратегии снабжения;
— замена товаров и услуг;
— изменения в объеме работы или уровне претензий;
— введение новых стимулов;
— изменения в уровне безопасности.
Не останавливаясь на этих стратегиях, подчеркнем, что надо раз-
личать между тем, что можно сделать в рамках имеющейся струк-
туры проекта, и тем, что потребует внесения изменений в эту
структуру.
Литература
1. P.W. Hetland: «Prosjcktledclsc, Tcorctisk Grunnlag». The Norwegian
Government’s Oil Company and Norsk Forcning for Prosjcktlcdclse.
1992.
2. G. Soeverud: «Project Management». In «Handbook for Design of Offshore
Concrete Structures», Statoil 1993.
Глава б
ХАРАКТЕРИСТИКИ
ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ ШЕЛЬФА И НАГРУЗКИ
НА МОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ
СООРУЖЕНИЯ
280 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.1. Метеорологические
и гидрологические условия
О.Т. Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
6.1.1. Метеорологические и гидрологические данные
6.1.2. Влияние глубины воды на возможность ведения работ в Арктике
6.1.1. Метеорологические н гидрологические данные
Метеорологические и гидрологические данные необходимы для
того, чтобы при расчете шельфовые сооружения могли быть рас-
считаны на выносливость к комбинированным нагрузкам. Кроме
того, статистические метеорологические и гидрологические дан-
ные требуются для планирования хода изготовления, установки
и функционирования шельфовых сооружений.
Проектируемые шельфовые сооружения должны удовлетворять
определенным требованиям безопасности, например, по со-
противляемости воздействиям метеорологических и гидрологи-
ческих условий;
— имеющих обеспеченность 10'2 без каких-либо повреждений
сооружения (I-я группа предельных состояний);
— имеющих обеспеченность 10’4 без разрушения сооружения
(2-я группа предельных состояний). V
Волны обычно определяют проектные нагрузки на сооружения шельфа.
Поэтому в интересующем регионе должны быть собраны и проана-
лизированы статистические данные относительно волн. Новые чис-
ленные географические модели и в особенности длина открытой воды
(длина разгона), на которой ветер может генерировать волны в соче-
тании с численным моделированием систем низкого давления дают
возможность оценить имеющие место волновые условия. Сравнение
численных результатов с данными имевшихся штормовых ситуаций,
должно обеспечить основу для оценки наиболее суровых волновых
условий для целей проектирования.
Глава 6, Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 281
Кроме того, что информация о волнах необходимадля проектирова-
ния конструкции, она нужна и для планирования особых видов ра-
бот, таких как буксировка и установка шельфовых сооружений.
Помимо волновых, ледовые нагрузки могут являться проектными
нагрузками на сооружения в Арктике. Главная проблема — нагруз-
ки от плавающих айсбергов (млн т) в тех областях, где они могут
присутствовать. В других регионах, ледовые нагрузки, в особеннос-
ти от торосов, представляют наиболее серьезную угрозу для проек-
тируемого сооружения. Оптимальная форма шельфового сооружения
должна быть по возможности такой, чтобы проектные ледовые и
волновые нагрузки имели значения одного порядка (см. гл. 7).
Для определения максимальных ледовых нагрузок должны быть со-
браны и проанализированы статистические данные о толщине льда,
размерах торосов и ихдвижении. В некоторых областях многолетний
лед вызывает особое беспокойство ввиду своей высокой прочности.
Кроме того, необходимо отметить, что плавающие торосы во
время раннего летнего сезона оказывают очень большие мест-
ные воздействия на сооружения при сильном волнении. Они также
представляют угрозу для морских операций (например, судам
снабжения) в течение этого сезона.
В дополнение к данным о волнах и льде для проектирования эле-
ментов сооружения и для оценки отклонения под действием волн
необходима информация о ветровом воздействии, что особенно
важно для расчета плавучих сооружений, оценки их отклонения
от местоположения и проектирования их анкерных систем.
Для определения нагрузок, вызванных движением льда, требуют-
ся данные о морских приливно-отливных и вызванных ветром те-
чениях. Течения также важны при оценках нагрузок, связанных со
скоростью воды и должны быть определены особым образом в
случае плавучих производственных модулей. Нагрузка от течения,
например, на связи, является для них проектой нагрузкой.
Кроме этого, требуется множество дополнительных метеорологи-
ческих и гидрологических данных. Например:
— информация о температурах (для организации производства
работ, выбора материалов в случае ведения работ в Арктике,
проектирования систем охлаждения и т. д.);
— информация о снеге (в особенности при проектировании бере-
говых сооружений);
— информация о изменении уровня моря вследствие приливов-отли-
вов и ветрового нагона (для определения высоты надводной час-
282 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ти стационарных платформ и планирования морских операций.
Особая осторожность должна быть проявлена во время буксиров-
ки морских сооружений в узких каналах, мелких водах);
— данные о биогенных наростах на подводной части сооружения, в
случае, когда этот процесс вызывает значительные нагрузки на
его элементы.
Существуют регионы, где ни один из вышеупомянутых метеоро-
логических или гидрологических параметров не обеспечит проект-
ную нагрузку на шельфовое сооружение, поскольку нагрузка от
землетрясения может оказаться выше нагрузок, вызванных лю-
бым из метеорологических или гидрологических условий. Для та-
ких областей необходимо установить уровень сейсмической опас-
ности путем изучения местных условий. Необходимо отметить, что
для внутренних областей тектонических плит различие между зем-
летрясением, имеющим обеспеченность 1(У2, и землетрясением,
имеющим вероятность 104, может быть очень большим. Это требу-
ет дальнейшего изучения сейсмической активности района для до-
стижения необходимого уровня безопасности сооружения.
6.1.2. Влияние глубины воды на возможность
ведения работ в Арктике
Глубина воды — определяющий фактор при рассмотрении воз-
можности разработки шельфовых нефтегазовых месторождений.
С точки зрения добычи нефти и газа на Арктическом шельфе наи-
больший интерес представляют воды к северу от штата Аляска
(рис. 6.1), Баренцево и Карское моря в Российской Арктике
(рис. 6.2 и 6.3), воды около южной части о-ва Гренландия
(рис. 6.4) и шельф Сахалина (рис. 6.5). Рис. 6.1—6.4 взяты из Рос-
сийского атласа Арктики, Москва 1985.
Работы на мелководье (меньше 10—15 м) допускали сооружение
из песчаных или гравийных островов (штат .Аляска), которые
служили основой для разработки месторождений [14]. Однако та-
кие сооружения подвержены значительной эрозии и поврежде-
ниям в результате воздействий волн и льда. Для более глубоких
вод были использованы стальные (или бетонные) кессоныгЧ^ни
гораздо предпочтительнее, поскольку могут использоваться Мно-
гократно, не нанося ущерба окружающей среде. В мелких водах
Российской Арктики использовались исключительно самоподъ-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 283
Рис. 6.1. Карта глубин моря Бофорта
емные буровые установки, работающие в течение короткого лет-
него сезона. В более глубоких водах (40—50 м) полупогружные
буровые установки могут работать в течение короткого свободно-
го ото льда летнего периода.
Для разработки шельфовых нефтегазовых месторождений в Аркти-
ке предполагается использовать большие ледостойкие кессоны^Га-_
кие кессоны уже созданы для разработки двух месторождений к
востоку от Сахалина на глубине 20—25 м? Операторы: Exxon (про-
ект нового кессонного сооружения) и Sakhalin Energy (усовер-
шенствование буровой установки кессона Molikpaq). Огромный
' ледостойкий бетонный кессон, спроектированный, чтобы проти-
I востоять нагрузкам от айсбергов был также установлен на шельфе
/ Ньюфаундленда на глубине 80 м летом 1997 г. Российская компа-
/ ния «Росшельф» в настоящее время завершает проектирование и
' строительство большого (126х 126 м) кессона для разработки место-
рождения Приразломное на глубине 20 м в Печорском море. Плани-
руемая добыча должна составлять 120тыс. баррелей вдень. Кессон и
верхнее строение будут изготовлены на российских верфях, располо-
женных в Северодвинске. Предположения о разработке нефтяного
месторождения Варандей (глубина 13—15 м) показывают необхо-
284 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Рис. 6.2. Карта глубин Печорского. Баренцева и Карского морей
димость использования платформы кессонного типа. Это будет либо
новая стальная конструкция, либо восстановленная, наподобие сталь-
ного бурового кессона Canmar.
Таким образом, в большинстве мелководных районов Арктики,
где планируется разработка нефтегазовых месторождений, ис-
пользуются ледостойкие кессонные сооружения, стальные или
бетонные. Главное правильно определить значение ледовых на-
грузок, так как знания о льде ведут к постепенному сокращению
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 285
Рис. 6.3. Карта глубин Печорского и южного Баренцева морей
286 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.4. Карта глубин шельфа о-ва Гренландия
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 287
Рис. 6.5. Карта глубин Охотского моря (шельф Сахалина)
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
оцененной ледовой нагрузки. В настоящее время к реализации го-
товится международный проект (LOLE1F), включающий заинте-
ресованные компании, который призван дать базу для точного
определения ледовых нагрузок.
Лед в арктических морях налагает ограничения также и на грави-
тационные сооружения. Использование любого подводного обору-
дования будет затруднено недоступностью для бурения или обслу-
живания в течение ледового сезона. Кроме того, оборудование дол-
жно быть заглублено настолько, чтобы лед не мог его повредить.
Заглубление требуется при 15—20 м и наличии ледовых торосов
или до определенной глубины (до 100 м) в районах, где возможно
присутствие айсбергов. Необходимо отметить, что заглубление в
грунт требуется также для большинства шельфовых трубопроводов.
Основная проблема связана с прибрежным участком трубопрово-
да, где заглубление на 6—8 м ниже морского дна представляет
особенно сложную задачу, так же как и из-за условий вечной
мерзлоты в Арктике.
Для глубоководных арктических областей предполагается подводная
разработка с добычей непосредственно на берег или на ледостойкую
платформу, расположенную в более мелких водах (например, к западу
от о-ва Гренландия). Для более глубокой части Баренцева моря, где
айсберги не наблюдались, и где дрейф льдов ограничен, могут быть
рассмотрены решения, использованные в Северном море. Известно,
что большая платформа с натяжными связями рассматривается для
разработки Штокмановского газового месторождения расположенного
к западу от Новой Земли на глубине около 330 м.
Для производства работ в Арктике малая глубина на больших тер-
риториях также ограничивает использование судов с глубокой осад-
кой в период волнения в открытой воде. Для большинства судов
зазор под килем при волнении определяется в нескольких метров.
Эти требования также относятся к судам, участвующим в возведе-
нии шельфовых сооружений: буксиров, плавучих кранов, трубо-
укладывающих судов и т.д.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 289
6.2. Обзор метеорологических условий
Баренцева и Карского морей
fl. Страсс1, С. Лосепг*, О.Т. Гудместад" , 'Г. Карпа41 и Е. Б. Михаленко1
''Статойл, Ставангер, Норвегия
21 Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
3>Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
41 Технический центр Финляндии, Эспоо, Финляндия
СОДЕРЖАНИЕ
6.2.1. Введение
6.2.2. Западная пасть Баренцева моря
6.2.2.1. Ветер
6.2.2.2. Тс м псратура
6.2.2.3. Течения
6.2.2.4. Волнение
6.2.3. Печорское море
6.2.3.1. Ветер
6.2.3.2. Температура воздуха
6.2.3.3. Колебания уровня воды
6.2.3.4. Течения
6.2.3.5. Волнение
6.2.4. Карское море
6.2.4.1. Ветер
6.2.4.2. Температура воздуха
6.2.4.3. Уровень воды
6.2.4.4. Течения
6.2.4.5. Волнение
6.2.5. Заключение
Литература
6.2.1. Введение
Для организации освоения нефтяных и газовых месторождений Ба-
ренцева и Карского морей необходима объективная оценка состоя-
19. А. Б. Золотухин и др.
290 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
пия окружающей среды. Основные данные получены в результате
долгосрочных наблюдений на метеорологических станциях в данном
регионе, а также погодных наблюдений на судах. В данном разделе
представлен краткий обзор некоторых метеорологических характе-
ристик западной части Баренцева, Печорского и Карского морей,
включающих ветер, температуру воздуха и моря, волны, течения и
колебания уровня воды. Ледовые условия описаны в гл. 11 [15]. Кли-
мат этих морей играет решающую роль при выборе средств транс-
портировки нефти и газа из региона.
Параллельно с получением лицензий на разработку новых участ-
ков и продолжением работ по разведывательному бурению в за-
падной части Баренцева моря многие нефтяные компании заин-
тересованы в освоении российского сектора Баренцева моря, Пе-
чорского и Карского морей. Разрабатываются планы добычи нефти
Приразломного месторождения в районе Варандея, также рассмат-
риваются проекты добычи газа и конденсата Штокмановского ме-
сторождения, расположенного севернее. В целом несколько нефтя-
ных компаний задействованы в развитии этих регионов со слабо
развитой инфраструктурой.
Рассматриваются проекты транспортировки газа через Ямальский
центральный газопровод и экспорта нефти танкерами через Карс-
кое и Баренцево моря в Западную Европу [9]. Основными составля-
ющими экспортной системы в этом регионе являются шельфовые
терминалы, трубопроводы, ледоколы и танкеры. Основные факто-
ры, влияющие на проектирование и эксплуатацию этих систем,
должны быть тщательно определены.
6.2.2. Западная часть Баренцева моря
6.2.2.1. Ветер
Характерные параметры ветра в западной части Баренцева моря
показаны на рис. 6.6. На рисунке указаны средняя скорость и
направление ветра на основании 10-летнего периода наблюдений с
1977 по 1986 годы. Наибольшая скорость ветра наблюдается в
районе о-ва Медвежий и уменьшается к востоку и северу. В этих
направлениях скорость ветра распределена равномерно. Три сплош-
ные линии, изображенные на рис. 6.6, являются изолиниями сред-
ней скорости ветра 8; 8.5; 9.0 м/с.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 291
Рис. 6.6. Средняя скорость ьетра в западной части Баренцева моря 118]
На рис. 6.7 показано изменение скорости ветра с периодом по-
вторяе-мости 1 раз в 100 лет по месяцам и направлениям. Наибо-
лее высокие значения, превышающие 36 м/с, характерны для
района о-ва Медвежий с последующим понижением к востоку.
График в верхней правой части рисунка показывает, что проис-
ходит изменение наиболее сильного для района Тромсофлакет
юго-западного направления ветра в сторону западных ветров на
севере и востоке региона.
Распределение по времени (по месяцам) скорости ветра с перио-
дом повторяемости 1 раз в 100 лет показано в верхнем левом углу
рис. 6.7. Характер распределения одинаков для всех четырех метео-
станций, экстремальные ветры соответствуют периоду с октября
по март, а минимальные июлю. Пространственные колебания наи-
более существенны весной.
292 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Рис. 6.7. Изменение скорости ветра повторяемостью 100 лет в западной части
Баренцева моря [18]
6.2.2.2. Температура
И температура морского воздуха, и температура морской поверхнос-
ти имеют тенденцию к уменьшению с юга на север и с запада на
восток, отражая не только атмосферные, но и гидрологические пара-
метры. Температурные условия, как в атмосфере, так и на поверх-
ности воды наиболее мягки на юге региона. Здесь происходит разде-
ление теплого Норвежского атлантического течения на ограниченное
с севера западное течение Шпицберген и ограниченное с востока
течение Северного мыса и Мурманское течение.
Локальные изменения происходят в пределах общей тенденции
увеличения суровости с юго-запада на северо-запад. Например,
выход холодной арктической воды к востоку о-ва Медвежий приво-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условии шельфа 293
дит к существенно более холодным океанологическим условиям в
непосредственной близости от острова по сравнению с западом и
востоком. Условия на юго-востоке время от времени могут быть
столь же суровыми, как и на севере, из-за континентальных воз-
душных масс [13].
Морской лед постоянно присутствует в северной части и к востоку
от о-ва Медвежий с ноября по май. Ледовая кромка подходит к
полярному кругу, что оказывает существенное влияние на условия
на севере региона. Наиболее низкие температуры воздуха и морской
поверхности характерны для поздней зимы и ранней весны. Наибо-
лее высокие температуры соответствуют позднему лету.
Средняя температура воздуха в течен ис года изменяется в пределах
от 0 до 10°С. Минимальные наблюдаемые температуры воздуха (°C)
в западной части Баренцева моря [11] представлены на рис. 6.8. Сред-
няя температура на поверхности воды изменяется от 3°С зимой на
севере до 12°С летом на юго-западе. Сезонные колебания темпера-
туры морской поверхности наиболее ярко выражены в южных рай-
онах. Низкие температуры (температуры воздуха минус 10°С и ниже
и температуры морской поверхности 0°С и ниже) могут наблю-
даться по всему региону во все месяцы за исключением летних.
Наиболее часто они отмечаются в северных районах.
Рис. 6.8. Минимальная наблюдаемая температура воздуха (’С) в западной
части Баренцева моря 111]
294 Часть II, Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.2.2.3. Течения
Водные массы Баренцева моря в основном состоят из прибрежных
вод Норвегии, относительно теплых вод Атлантики и холодных
вод Арктики (рис. 6.9). Норвежские атлантические и прибрежные
течения приходят в Баренцево море с юга и юго-запада. Скорости
течения на поверхности 0.75—0.80 м/с измерены в зоне между
прибрежным течением и Норвежским атлантическим течением в
районе Тромсофлакет.
В районе Финмарка Норвежское атлантическое течение разделяется
на несколько ветвей, одно из которых — течение Северного мыса.
Оно огибает побережье, являясь продолжением наружной стороны
Рис. 6.9. Особенности поверхностных течений в Баренцевом морс. Относитель-
но теплые воды Атлантики приходят в юго-западную часть моря и распрост-
раняются па северо-восток, относительно холодные арктические водные
массы в северо-западной части приобретают юго-западное направление 112J
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условии шельфа 295
прибрежного потока. Течение Северного мыса может быть ограни-
чено 30° в.д., его средняя скорость составляет 0.10—0.12 м/с. Далее
к востоку течение разделяется на несколько ветвей с основным
потоком вдоль побережья Мурманска до поворота на север к Но-
вой Земле.
Другая ветвь Норвежского атлантического течения направлена к
о-ву Медвежий и исчезает к юго-западу от Центральной впадины.
Течение на поверхности в районе Центральной впадины слабее,
чем в районе Тромсофлакет. Согласно измерениям средняя ско-
рость в районах Тромсофлакет и Центральной впадины составляет
около 0.30 м/с и 0.20 м/с, соответственно.
Основной ветвью Норвежского атлантического потока является
течение Шпицберген, направленное к северу до западной части
о-ва Медвежий, и затем далее вдоль побережья Шпицбергена.
Воды западного течения Шпицбергена смешиваются с арктичес-
кими водами течения Южного мыса в губе Сторфорден.
Наиболее сильный поток в Баренцевом море — течение восточной
части Шпицбергена. Оно приходит с северо-востока, минует
о-в Надежды и продолжает свой путь вдоль банки Шпицбергена
пока не достигнет юга о-ва Медвежий и не соединится с северной
границей течения западной части Шпицбергена. Наиболее сильное
приливно-отливное течение в районе Шпицбергена.
6.2.2.4. Волнение
В основном волновой режим Баренцева моря представляется более
мягким, чем в Северном и Норвежском морях. Большинство штор-
мов в Баренцевом море вызываются юго-западными ветрами, име-
ющими наиболее длинный разгон. Зыбь в Баренцево море прихо-
дит из Атлантического океана и постепенно уменьшается к восто-
ку Норвежского моря.
Пространственное изменение средней высоты значительной волны
(высоты волны 13% обеспеченности) и ее направления показаны
на рис. 6.10. Средняя высота волны уменьшается к востоку. Распре-
деление по направлениям показывает, что волны наибольшей вы-
соты приходят к о-ву Медвежий и району Тромсофлакет с юго-
запада, в то время, как волны других направлений распределены
более равномерно.
296 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рио. 6.10. Средняя высота значительной волны в западной части Баренцева
моря и ее распределение по площади |18J
На рис. 6.11 продемонстрированы распределения высот значи-
тельных волн повторяемостью 1 раз в 100 лет по направлениям
и по месяцам. Наибольшие значения характерны для Тромсоф-
лакет, уменьшаясь к востоку и северу. Неопределенность в се-
верных районах весьма существенна (±1.5 м) из-за ограниченных
данных и влияния морского льда [18]. Сезонные изменения экст-
ремальных волн имеют ту же тенденцию, что и ветер, с незначи-
тельными пространственными колебаниями для всех сезонов.
6.2.3. Печорское море
Несколько метеорологических станций расположены на побере-
жье Печорского и Карского морей (рис. 6.12). На одной из них,
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условии шельфа 297
Рис. 6.11. Изменение высоты значительной волны с периодом повторяемости
1 раз в 100 лет в западной части Баренцева моря 1181
находящейся в северной части о-ва Колгуев, регулярные наблю-
дения ведутся с 1945 г. На метеостанциях Варандей и Ходовариха
статистические данные накапливаются с 1945 г. и 1940 г., соот-
ветственно. Гидрометеорологический справочник [6] включает дан-
ные о температуре воздуха, параметрах волнения, течениях и льде
для нескольких периодов продолжительностью от 15 до 45 лет.
6.2.3.1. Ветер
Главенствующее направление ветра зависит от времени года. Зи-
мой преобладает ветер юго-западного направления. Летом ветры
умеренны и непостоянны с превалирующим северным или северо-
западным направлением. Продолжительность шторма в этот период
в 80—85% случаев не превышает 12 ч. Согласно схеме районирова-
298 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.12. Схема расположения метеорологических станций
ним территории России [4], береговая область рассматриваемого
района принадлежит к 7-й зоне, характеризуемой в зимний пери-
од средней скоростью ветра 10-минутной продолжительности до
37 м/с (период повторяемости 5 лет).
Скорость ветра продолжительностью 6—7 ч (длительный период
осреднения) с периодом повторяемости 50 лет равна 26 м/с.
Повторяемость скорости ветра свыше 16 м/с составляет около
12%. Самая высокая скорость ветра наблюдается с декабря по
февраль [7—8]. Значения скорости ветра на высоте 10 м в раз-
личные сезоны, основанные на данных 30-летних наблюдений,
приведены в табл. 6.1.
Скорости ветра измерялись на высоте 10 м в течение 10 мин, 3—4
раза в день.
Табл. 6.2 демонстрирует частоту (%) появления ветра со скоростью,
превышающей 16 м/с, в сравнении с продолжительностью, в соот-
ветствии с наблюдениями метеостанции Ходовариха. Данные осно-
ваны на наблюдениях с 1940 г. по 1956 г. и с 1959 г. по 1965 г. [6].
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 299
Таблица 6.1. Среднемесячная скорость ветра по направлениям (U, м/с),
среднеквадратичное отклонение (ои, м/с) скорости ветра,
среднемесячная частота (л, %) скоростей о-ва Колгуев.
Период наблюдений: 1945—1951, 1953—1977 гг. [6]
Месяц Параметр Направление ветра
С СВ В ЮВ 10 ЮЗ 3 СЗ
Январь и 1,0 9.4 9.9 8.5 8.8 10.1 9.4 10.5
с 5.5 4.6 4.6 4.4 5.2 5.2 5.0 5.4
п 7 11 9 15 31 32 11 8
и 7.5 7.4 8.1 8.2 7.1 7.2 6.5 7.2
Май G 4.3 3.9 4.3 4.6 3.8 3.6 3.4 4.1
п 17 15 16 10 10 17 19 20
Июль и 7.2 6.1 6.4 6.7 6.6 7.0 6.0 6.9
<7 4.1 3.5 3.4 3.4 3.5 3.5 3.1 3.8
п 2.1 17 18 14 11 10 14 19
Октябрь й О, 10.8 5.6 10.3 4.9 9.3 4.9 7.9 4.4 6.9 4.3 7.7 4.4 7.9 4.1 10.4 5.0
п 16 14 9 16 21 22 12 14
Таблица 6.2. Частота (%) скоростей ветра свыше 16 м/с, Ходовариха.
Период наблюдений 1940—1956, 1959—1965 гг. [6]
Период Непрерывная продолжительность, ч
6 7-12 13-24 25-48 49-72 >72
Зима 50.0 25.9 14.0 6.6 2.9 0.6
Веспа 44.5 25.9 21.7 7.9 - -
Лето 60.4 21.4 18.2 - - -
Осень 52.6 18.0 15.7 10.9 2.8 -
6.2.3.2. Температура воздуха
Количество дней с температурой воздуха ниже 0°С — около 230
в году. Февраль — наиболее холодный месяц со средней температу-
300 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
рой в районе Варандея — 18.3°С и абсолютным минимумом наблю-
даемых температур — 48°С [6]. Изменение средней температуры с
декабря по март невелико. Рис. 6.13 показывает существенное по-
нижение температуры воздуха с запада (Северный Колгуев) к
востоку (Варандей) [6]. Среднегодовая температура в районе Се-
Рис. 6.13. Средняя и экстремальная минимальная температуры воздуха в
Северном Колгуеве и Варандее, Печорское море. Данные относятся к перио-
ду 1936—1979 гг. для Северного Колгуева и 1940—1980 гг. для Варандея [6]
Табл. 6.3 и 6.4 содержат данные о периодах непрерывной продол-
жительности (в часах) температуры воздуха менее установленного
Таблица 6.3. Период (в часах) непрерывной продолжительности температу-
ры воздуха менее установленного предела. Период наблюдений на
метеостанции Ходовариха: 1934—1959, 1961—1980 гг. [6]
Темпера- тура, ° С Т От Период повторяемости лет
5 10 20 50
-10 37 42 1140 1500 1920 2400
-20 23 30 288 380 456 600
-30 11 10 37 45 54 66
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условии шельфа 301
Таблица 6.4. Период (в часах) непрерывной продолжительности температу-
ры воздуха менее установленного предела (Варандей)
Темпера- тура, ° С Т От Период повторяемости лет
5 10 20 50
-10 38 43 1950 2620 3600 4800
-20 26 31 312 390 480 590
-30 14 16 90 120 150 200
уровня для рассматриваемых регионов. Используемые обозначе-
ния: т — среднее значение; от — среднеквадратичное отклонение.
6.2.3.3. Колебания уровня воды
Приливы в Печорском море в основном полусуточные. Табл. 6.5
показывает изменения уровня воды с различными периодами
повторяемости в восточной части Печорского моря.
Таблица 6.5. Колебания уровня воды в восточной части Печорского моря [6], [16]
Характер колебаний Период повторяемости Яр, лет
1 5 20 50
Циркулярный прилив ±0.9 ± 1.15 ± 1.2 ± 1.25
Непериодический штормовой пагоп ± 1.3 ± 1.85 ± 2.75 ±3.35
6.2.3.4. Течения
Основное направление движения водных масс (течения) во время
приливов — с юго-востока на северо-запад. Во время отливов —
наоборот. Скорость приливного течения (весной) может дости-
гать 0.4 м/с. Максимум скорости ветровых отливных течений со-
ставляет I м/с.
302 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.2.3.5. Волнение
Существенное влияние на волновой режим оказывает очертание
береговой линии. Район полностью защищен с севера, востока и
юга, глубина воды относительно мала. Наиболее высокие волны
имеют северо-западное направление и интенсивность волнения
уменьшается с запада на восток. Штормовой сезон обычно начина-
ется в октябре и на глубинах 20—30 м в октябре—ноябре может
вызывать волны высотой до 12 м [5]. Как правило, преобладают
волны со средней высотой 2—3 м.
Наличие морского льда полностью определяет волновой режим в
зимние и весенние месяцы. Летом преобладает спокойная поверх-
ность, и очень редко высота волны превышает 3—4 м. В табл. 6.6
Таблица 6.6. Параметры расчетной волны в Печорском море [3]. Н — высота
значительной волны в расчетном шторме; Нт — высота волны 1% обеспечен-
ности; тт - средний период волны; пиковый волновой период (максималь-
ный в спектре плотности волновой энергии); Хш, — длина волны, соответ-
ствующая rm и тр
Глубина, м м 'А»,- м м W ТП1’ М т м
10.0 4.3 6.9 Л, ~ 5л 8.2 УГ 7.9 9.5 75 94
15.0 5.1 7.3 8.8 8.1 9.7 87 111
20.0 5.2 7.6 9.1 8.2 9.8 94 123
25.0 5.3 7.8 9.4 8.3 10.0 100 133
50.0 5.7 8.4 10.2 8.6 10.3 114 159
10.0 5.7 8.1 Я, = 25л ’ 8.4 ст 8.5 10.2 82 102
15.0 6.0 8.6 10.3 8.7 10.4 95 121
20.0 6.2 8.9 10.8 8.8 10.6 105 134
25.0 6.3 9.2 11.1 8.9 10.7 112 146
50.0 6.7 9.9 12.1 9.2 11.0 130 179
10.0 6.1 8.4 Л = 50 1 8.4 ст 8.7 10.4 84 105
15.0 6.4 9.1 10.9 8.9 10.7 98 124
20.0 6.5 9.4 11.3 9.0 10.8 108 138
25.0 6.7 9.7 11.7 9.1 10.9 116 150
50.0 7.1 10.5 12.7 9.4 11.2 135 185
10.0 6.4 8.4 Я = 100 " 8.4 лет 8.9 10.7 86 107
15.0 6.7 9.5 11.4 9.1 10.9 101 127
20.0 6.9 9.9 11.9 9.2 11.1 119 154
50.0 7.5 11.0 13-4 9.5 11.5 139 190
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 303
приведены значения параметров расчетной волны различной по-
вторяемости и обеспеченности. В табл. 6.7 приводятся характеристи-
ки ветра, используемые при расчете волнового режима.
Таблица 6.7. Ветровые характеристики, используемые при вычислении
параметров расчетных воли
Период повторяемости лет 5 25 50 100
Скорость ветра с периодом осреднения 6—7 ч для расчета волн в период открытой воды, м/с 21 25 26 28
6.2.4. Карское море
Для последующего анализа использованы данные наблюдений ме-
теорологических станций, расположенных в Марресале, Хараса-
вее, о-ве Белый (см. рис. 6.12). Метеорологическая станция Марре-
салс была основана в 1914 г., в то время как наблюдения на метео-
станциях Харасавей и о-ве Белый были начаты в 1953 и 1933 гг.
К сожалению, в литературе продолжительность периода накопле-
ния данных о гидрометеорологических условиях четко не указыва-
ется. Однако можно предположить, что данные наблюдений за
скоростью и направлением ветра, а также температурой воздуха
охватывают период 40—50 лет.
6.2.4.1. Ветер
Согласно схеме районирования территории России побережье Карс-
кого моря относится к 7-й зоне. Здесь средняя скорость ветра в
порыве с периодом осреднения 1 ч (10 мин) в зимний сезон состав-
ляет 37 м/с с периодом повторяемости (/?) 5 лет. Частота ветра
юго-западного и юго-восточного направления зимой достигает 44%.
Суммарная частота восточного и юго-восточного ветров в Харасавее
равна 38%, а для ветра северного направления — 18%.
В летнее время преобладают ветры северных направлений. Средняя ско-
рость ветра на открытой воде составляет 5—6 м/с летом и 7—8 м/с
304 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
осенью. Скорость экстремальных длительных ветров лежит в пределах
20—25 м/с. Экстремальная скорость ветра в порыве, зарегистрирован-
ная на метеостанции Марресале, достигает 40 м/с.
6.2.4.2. Температура воздуха
Продолжительность периодов со средней температурой воздуха ниже
0°С может достигать250 дней. Среднегодовая температура составляет
около минус 8°С, а абсолютный минимум температур минус 55°С.
Нарис. 6.14 поданным наблюдений с 1914 по 1939 гг. [2] показана
среднемесячная температура воздуха, экстремальная температура
воздуха зимой и весной и среднесуточная минимальная температура
воздуха в каждом месяце. Несколько иные значения средней темпе-
ратуры воздуха приведены в справочнике [7]. Период наблюдений
Рис. 6.14. Среднемесячная (I), экстремальная минимальная (2) и минималь-
ная среднесуточная (3) температура воздуха в Марресале, Карское
морс. Источник |: |2] за период 1914—1939 гг. Источник 2:
17] средняя температура воздуха за период 1933—1980 гг.
6.2.4.3. Уровень воды
Уровень воды характеризуется сезонными колебаниями. Минималь-
ный уровень воды наблюдается в апреле, а максимальный в октяб-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 305
ре—декабре. Суммарное сезонное колебание среднемесячного уровня
воды составляет 0,6—0,75 м. Приливы — в основном полусуточные.
Амплитуда приливных колебаний приблизительно равна 0,5—0,8 м.
Экстремальные колебания уровня воды периода повторяемости
100 лет, вызванные действием ветра, могут достигать 1,45 м.
6.2.4.4. Течения
Главенствующее направление течения в Карском море — с юга на
север. Суммарная скорость течения на отметке 10 м ниже уровня
воды составляет 0,4—0,7 м/с, а у поверхности дна — 0,2—0,5 м/с. Но
при условии действия штормового ветра, указанные значения ско-
рости течения могут достигать 2 м/с и 0,7 м/с соответственно [1].
6.2.4.5. Волнение
Волновой режим в основном определяется влиянием ледового по-
крова на севере, ограничивающего ветровой разгон. Во время уме-
ренных годов разгон изменяется от 150 км в начале июля до 700 км
в сентябре. Волновой режим в различных районах имеет неодина-
ковую интенсивность. Юго-западная и северо-западная части Кар-
ского моря характеризуются наиболее неблагоприятными волно-
выми условиями. Параметры расчетных волн различной частоты в
Карском море приведены в табл. 6.8, в табл. 6.9 указываются ис-
ходные данные для расчета воли.
6.2.5. Заключение
В данной работе приведен обзор метеорологических условий запад-
ной части Баренцева моря, Печорского и Карского морей.
Из обзора следует:
— наибольшая скорость ветра в западной части Баренцева моря
характерна для района о-ва Медвежий с последующим уменьшени-
ем к востоку и северу. И температура воздуха, и температура на
поверхности воды в западной части Баренцева моря имеет тен-
денцию к снижению с юга на север и с запада на восток;
— средняя высота волны в западной части Баренцева моря умень-
шается к востоку. Распределение по направлениям свидетель-
ствует о действии наиболее высоких волн с юго-запада;
20. А. Б. Золотухин и др.
306 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 6.8. Параметры расчетной волны в Карском море
(обозначения указаны в табл. 6.6)
Глубина, м | //„ М | Н1%, « | ^0 1Ж’ м 1 с 1 Ч-с 1 т...м 1 т , м
R = 5 лет
10.0 3.9 5.6 6.7 7.1 8.5 65 82
20.0 4.2 6.1 7.4 7.4 8.9 80 106
30.0 4.4 6.4 7.8 7.5 9-0 87 119
40.0 4.4 6.6 8.0 7.6 9.1 90 126
60.0 4.5 6.6 8.1 7.6 9.1 90 130
80.0 4.5 6.7 8.1 7.6 9.1 90 130
R = 25 лет
10.0 5.1 7.2 8.4 8.0 9.5 75 94
20.0 5.5 8.0 9.6 8.3 9.9 95 124
30.0 5.7 8.4 10.2 8.4 10.1 106 142
40.0 5.9 8.7 10.5 8.5 10.3 112 154
60.0 6.0 8.9 10.9 8.6 10.4 116 165
80.0 6.0 9.0 11.0 8.6 10.4 117 167
Я - 50 ст
10.0 5.5 7.8 8.4 8.2 9.9 79 98
20.0 6.0 8.7 10.4 8.5 10.2 100 129
30.0 6.2 9.1 11.0 8.7 10.4 112 149
40.0 6.4 9.4 11.4 8.8 10.6 119 162
60.0 6.6 9.8 11.9 9.0 10.8 125 176
80.0 6.6 9.8 12.0 9.0 10.8 125 180
R = 100 лет
10.0 5.9 8.3 8.4 8.5 10.2 82 102
20.0 6.4 9.3 11.2 8.8 10.5 104 134
30.0 6.7 9.8 11.8 8.9 10.7 117 155
40.0 6.9 10.1 12.3 9.1 10.9 125 169
60.0 7.1 10.5 12.8 9.2 11.1 132 186
80.0 7.1 10.6 12.9 9.2 11.1 133 190
Таблица 6.9. Ветровые характеристики, используемые при вычислении
параметров расчетных волн
Период повторяемости лет 5 25 50 100
Скорость ветра с периодом осреднения 6—7 ч для расчета волн в период открытой воды, м/с 22 25 26 28
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 307
— преобладающее направление действия ветра в Печорском море
зимой юго-западное. Летом ветры — умеренные с господствую-
щим северо-западным направлением. Продолжительность штор-
мов в этот период не превышает 12 часов в 80—85% случаев.
Частота действия ветра со скоростью выше 16 м/с близка к
12%. Наибольшие скорости ветра наблюдаются с декабря по
февраль;
— число дней в году со средней температурой воздуха ниже 0°С
в Печорском море составляет около 230. Февраль является наибо-
лее холодным месяцем со средней температурой — 18.3°С и ми-
нимальной температурой —48°С. Изменение средней темпера-
туры с декабря по март мало'. Средняя годовая температура в
районе Колгуева составляет —2.9°С, а в районе Варандея —
5.6°С;
— наиболее высокие волны в Печорском море приходят с северо-
запада. Интенсивность волнения уменьшается с запада на вос-
ток. Штормовой сезон обычно начинается в октябре и в октяб-
ре — ноябре вызывает появление экстремальных волн высотой
до 12 м на глубинах 20—30 м. Как правило, преобладают волны
высотой 2—3 м;
— в Карском море в летнее время преобладают ветры северного
направления. Средняя скорость ветра на открытой воде состав-
ляет 5—6 м/с летом и 7—8 м/с осенью. Скорость экстремальных
длительных ветров изменяется от 20 до 25 м/с;
— продолжительность периода со средней температурой воздуха
ниже 0вС в Карском море достигает 250 дней. Средняя годовая
температура составляет около —8°С.
Сопоставление метеорологических данных рассматриваемых морей
указывает на тенденцию снижения большинства параметров по на-
правлению к востоку за исключением температур воды и воздуха.
Литература
1. Горшков С. Г., Фалеев, В. И. Атлас океанов. Северный Ледовитый оке-
ан. Министерство обороны СССР, 1986, 181с.
2. Прик 3. М. Климатический очерк Карского моря. Труды ААНИИ.
Т.187, 1946.
3. СНиП (1986): Строительные нормы и правила. Нагрузки и воздействия
на гидротехнические сооружения (ледовые, волновые и от судов).
СНиП 2.06.04-82*. Госстрой СССР, М.: 1986, 34 с.
308 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
4. СНиП (1987): Строительные нормы и правила. Нагрузки и воздействия.
СНиП 2.01.07-85. Госстрой СССР, М.: 1987. Приложение: Схемы рай-
онирования территории СССР на основе климатических характери-
стик, 34 с.
5. СССР (1974): Ветры и волнение в океанах и морях. Справочные дан-
ные. Государственный регистр СССР, Ленинград, Транспорт, 359 с.
6. СССР (1986а): Гидрометеорологические условия шельфовой зоны мо-
рей СССР (в 13 томах). Справочник. Т. 6, Баренцево морс. Выпуск 1,2.
Ленинград, Гидромстсоиздат, 1986, 95 с.
7. СССР (19866): Гидрометеорологические условия шельфовой зоны морей
СССР (в 13 томах). Справочник. Т. 7, Карское море. Ленинград, Гид-
рометсоиздат, 1986, 95 с.
8. СССР (1990): Гидрометеорология и гидрохимия морей СССР
(в 10 томах). Справочник. Т. I, Баренцево море. Выпуск 1. Ленинград,
Гидромстсоиздат, 1990, 280 с.
9. Bhat S., К. Juurmaa, L. G. Tsoy, V. D. Fomenko, V. Trjaskin,
A. 1. Brovin, R, K. McRae and D. Blanchet (1995): Arctic Tanker Studies
for Yamal. Proceedings of the 13th International Conference on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC), Murmansk, 15—
18 August 1995, 8 p.
10. Bjerkc P. L. and K. Torsethaugcn (1989): Environmental Conditions on the
Norwegian Continental Shelf. NHL Report STF60 A89052, Trondheim, 281 p.
11. Iden K. A. and H. Tonnesen (1988): Kart over lufttemperatur i omradet
mel/om Norge og Svalbard. The Norwegian Meteorological Institute,
Report No. 24/88 Klima, Oslo, 20 p. (in Norwegian).
12. Locng H. (1991): Features of the Physical Oceanographic Conditions in
the Barents Sea. Polar Research, Vol. 10(1), pp. 5—18.
13. Loesct S., S. Vefsnmo, J. Karas and M. Kelly (1988): Environmental
Conditions in the Barents Sea in Regard to Icing. Proceedings of the
International Conference on Technology for Polar Areas (Polartech),
Trondheim, Vol. 2, pp. 393—407.
14. Loesct S. (1995): Science and Technology for Exploitation ofOil and Gas —
an Environmental Challenge. European Networking Conference on
Research in the North, Svalbard, 12—16 Sep. 1995, 23 p.
15. Loeset S., K. Shkhinek, P. Strass О. T. Gudmestad,E. B. Michalcnko and
T. Kama (1997): Ice Conditions in the Barents and Kara Seas. Proceedings
of the 16th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic
Engineering, Yokohama, 13 — 18 April 1997, Vol. 1V, pp. 173—181.
16. Korppoo S., S. Kobus and P. Salonen (1988): Problems of Using Floating
Production Units in Arctic Conditions. Proceedings of the International
Conference on Technology for Polar Areas (Polartech), Trondheim,
Vol. 2, pp. 507-521.
17. Mischenko S. M. (1996): Wave Parameters in the Kara and Pechora Seas.
St. Petersburg State Technical University, 21 p.
18. Torsethaugcn K. (1989): Wind and Waves in the Barents Sea. Naturda-
takonferansc, Harstad, 26—28. Sept. 1989. S1NTEF Report STF60 A89094,33 p.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 309
6.3. Ледовые условия Баренцева и Карского морей
С.Лосет1, К. Н. Шхинек*, П. Страсс1, О.Т Гудместад", Е. Б. Михаленко'1,
Т. Карна41
" Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
21 Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
Статойл, Ставангер, Норвегия
4> Технический центр Финляндии, Эспоо, Финляндия
СОДЕРЖАНИЕ
6.3.1. Введение
6.3.2. Западная часть Баренцева моря (регионы I и 2)
6.3.2.1. Общая характеристика ледовых условий
6.3.2.2. Зона взаимодействия
6.3.2.3. Торосы
6.3.2.4. Айсберги
6.3.3. Печорское море (регион 6)
6.3.3.1. Припай
6.3.3.2. Дрейфующий'лед
6.3.3.3. Зона взаимодействия
6.3.3.4. Торосы
6.3.3.5. Стамухи
6.3.4. Карское море
6.З.4.1. Припай
6.3.4.2. Дрейфующий лсд
6.3.4.3. Переходная зона
6.3.5. Заключение
Литература
6.3.1. Введение
До начала работ по разведке и добыче нефти и газа в арктических
районах Евразии требуется детальное исследование свойств окру-
жающей среды с целью обеспечения работ по освоению место-
310 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
рождений при условии безопасности персонала, регулярности
функционирования, надежности сооружения и защиты окружаю-
щей среды. Нагрузки ото льда являются одним из определяющих
при проектировании и эксплуатации шельфовых сооружений для
добычи и транспортировки углеводородов. Разработка шельфа тре-
бует знания характеристик окружающей среды: тип льда (соотно-
шение однолетнего и многолетнего льда), механические характе-
ристики, распределение размеров полей, толщина льда, торосис-
тость, пространственное и временное распределения ледового по-
крова, преобладающие направления и скорость дрейфа льда. Для
айсбергов особый интерес представляют скорость дрейфа, числен-
ность, размер и форма.
До 1987 г. данные о морском льде и айсбергах в западной части
Баренцева моря были достаточно скудными и несистематизиро-
ванными. Для морского льда Британский метеорологический ин-
ститут публиковал ледовые карты, начиная с 1963 г. и вплоть до
тех пор, пока Норвежский метеорологический институт не начал
выпускать по 2 ледовые карты моря в неделю (с 1971 г. по 1981 г.),
а после — по одной карте в неделю. Данные о морском льде также
накапливались флотом США в рамках ледовой разведывательной
программы «Birds Буе» в период с 1962 г. по 1972 г. Совместный
Ледовый центр флота США и NOAA также выпускал ледовые
карты для этого региона с 1972 г. До 1970 г. все перечисленные
карты морского льда были основаны на визуальных наблюдениях,
позднее они также включали данные спутниковых наблюдений.
Наблюдения за айсбергами были менее регулярными и в основном
основывались на визуальных оценках с судов обеспечения, таких
как шведская экспедиция ледокола «Ymer> в 1980 г. [23] и иссле-
дованиях [6].
Упоминается [21] о наблюдении айсбергов в Баренцевом море в
районе 74—80° с.ш. и 15—40° в.д. за период 1946—1991 гг. Эти
наблюдения дают некоторое представление о долговременном при-
сутствии айсбергов в Баренцевом море. Закон распределения коли-
чества айсбергов за период наблюдений является бимодальным с
первым пиком в начале 60-х и последующим в середине 80-х.
В среднем за год наблюдается 25 айсбергов, однако в 1986 г. было
зарегистрировано появление 63 айсбергов, а в 1987 г. и 1988 г. их
число достигло 27 и 50, соответственно.
В этом разделе дается очень приближенное описание ледовых усло-
вий в Баренцевом и Карском морях. Выделяются факторы окружа-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условии шельфа 311
юшеЙ среды, имеющие первостепенное значение в процессе осво-
ения нефтегазовых месторождений шельфа.
6.3.2. Западная часть Баренцева моря (регионы 1 и 2)
Согласно работе [31], Баренцево море может быть разделено на 7
районов с приблизительно одинаковыми ледовыми условиями
(рис. 6.15). Основные нефтяные и газовые месторождения, извест-
ные сегодня обычно относятся к районам 5, 6 и 7.
Рис. 6.15. Районирование Печорского моря ]31|
312 Часть I]. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.3.2.1. Общая характеристика ледовых условий
Северная часть Баренцева моря связана с океаном через пролив,
расположенный между Северной Землей на западе и Землей Франца-
Иосифа на востоке. В западной части Баренцева моря площадь ле-
дяною покрова подвержена сезонным изменениям [37]. В некото-
рые годы летом лсд тает или отступает полностью. В другие годы
лед остается в северо-западной и северо-восточной частях Баренце-
ва моря. Обмен водных масс к северу и востоку не носит четко
выраженный характер [18]. Поэтому движение льда в основном
вызывается действием ветра.
Анализ ветрового дрейфа указывает, что во время холодного сезо-
на Баренцево море является источником появления льда в Север-
ном Ледовитом океане и, наоборот, местом исчезновения во вре-
мя теплого времени года [38]. Только в некоторые годы под воз-
действием сильных северных и северо-восточных ветров, дрейф
льда направлен из Северного Ледовитого океана и Карскою моря.
Таким образом, однолетний лед наиболее характерен для условий
Баренцева моря. Толщина однолетнего льда может достигать 2 м,
а многолетнего 3—5 м [29], [38].
Сезонное изменение протяженности ледового покрова существен-
но в сентябре (рис. 6.16). Эти данные основаны на длительных
наблюдениях [3]. Процессы, протекающие в окружающей среде,
оказывают значительное влияние на положение кромки ледового
покрова. На рис. 6.17 показано изменение максимальной протя-
женности ледового покрова за период 1966—1989 гг., а также по-
ложение границы ледового покрова различного периода повторяе-
мости (рис. 6.18). Изменения положения кромки ледового покрова
в восточной части Баренцева моря существенны, в то время как
годичные колебания в окрестности о-ва Медвежий незначительны
[37]. Однако существуют исключения; так, зимой 1990/91 г. из-за
сильных южных ветров, действующих по всей Северной Европе,
ледовая кромка на западе проходила через широту о-ва Надежды
(76.5° с.ш).
К югу от о-ва Надежды многолетние плавучие льды наблюдаются
при определенных обстоятельствах, но достаточно редко. По на-
блюдениям, проводимым в 1988—1992 гг. в рамках Программы
сбора данных о льде IDAP, изменение количества многолетнего
льда от года к году весьма существенно. Большое количество мио-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 313
Рис. 6.16. Минимальная и максимальная протяженности покрова морского
льда в марте и сентябре |3J
Рис. 6.17. Годичная максимальная протяженность ледового покрова
в Баренцевом море за период 1966—1989 гг. [37J
314 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.18, Период повторяемости максимальной ледовой границы [37]
1— раз в 10 лет; 2 — раз п 20 лет; 3 — раз в 100 лет
голетнего льда было зарегистрировано в 1989 и 1990 гг. В другие
годы количество его было незначительным [36]. В 1989 г. плавучие
льдины, достигающие в диаметре до 1 км, наблюдались в районе
о-ва Надежды и севернее.
6.3.2.2. Зона взаимодействия
Зона взаимодействия определяется как промежуточная между зо-
нами открытой воды и постоянного ледового покрова. Она состоит
из отдельных ледовых полей различного размера. Площадь между
ледовыми нолями занята либо битым льдом, либо открытой водой.
Действие волн из зоны открытой воды вызывает движение ледо-
вых полей и битого льда. Льдины могут подниматься, изгибаться,
наклоняться, а также поворачиваться, способствуя рассеиванию
волновой энергии. Это приводит к ослаблению волн по мере их
распространения в зоне взаимодействия.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 315
Зона взаимодействия Баренцева моря обычно представлена отдель-
ными ледовыми полями, увеличивающимися в размерах по мере
отдаления от кромки льда. Например, по наблюдениям IDAP 1988
/ода в западной части Баренцева моря зона взаимодействия состо-
яла из относительно узкой полосы (шириной менее 5 км) с поля-
ми 5—10 м в поперечнике. Битый лед занимал большую часть
поверхности между полями в нрикромочной зоне. В переходной
зоне, в 5—65 км от кромки, средний размер полей, в основном,
увеличивался с расстоянием от границы, как показано на рис. 6.19.
Фрагмент фото/рафической съемки охватывал ширину активного
слоя зоны взаимодействия, и пределах которого во время действия
шторма происходило разрушение ледового покрова. Анализ 9 фо-
тографических образов (каждый из которых охватывал площадь
790x790 м2) позволяет оценить величину стандартного отклонения
2.8—5.5 м для участков, расположенных на расстоянии от 30 до 68
км от ледовой кромки. Последующий участок (расположенный
в 68 км от границы) принадлежит к внутренней зоне.
В 1990 г. и 1991 г., IDAP наблюдало ледовую кромку с полями
менее 5 м в диаметре. Из-за постоянного действия ветра южного
направления эти годы не были суровыми [36]. По результатам эк-
спедиции в конце апреля 1990 г. в районе западнее о-ва Надежды,
Лосет [25] и Франкенштейн [19] оценили толщину граничной зоны
Рис. 6.19. Увеличение, среднего размера ледовых образований с увеличением
расстояния по нормали к ледовой кромке [24]
316 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
этой зоне. Переходная зона простиралась на 50 км от границы
открытой воды, за ней следовала внутренняя зона. Каждая зона
имела характерное распределение размера полей, как указывается
в табл. 6.10. Типичный размер поля во внутренней зоне достигал
100 м. Взаимодействие полей между собой послужило источником
формирования вновь образованного льда. На основе визуальных
наблюдений установлено, что многолетний лед составляет менее
5% общего количества льда.
Таблица 6.10. Ледовые условия в зоне взаимодействия западнее о-ва Надеж-
ды, 23.04.1990. Поверхность покрыта вновь образованным льдом с участками
открытой воды и льдинами различных размеров [19]
Расстояние от кромки, км Концентрация вновь битого льда Концентрация открытой воды Концентрация льда Размеры льдин, м
0.6 0.8 0.0 0.1 0.1 20 8-10
5.0 0.6 0.0 0.1 0.1 0.2 20 8-10 <2
10.5 0.35 0.0 0.15 0.2 о.з 20 8-Ю <2
16.0 0.05 0.05 0.5 0.4 28 5
21.0 0.05 0.05 0.55 0.35 30-35 5
6.3.2.3. Торосы
Генерирование торосов обычно происходит в результате взаимодей-
ствия полей льда. Они могут образовываться из однолетнего или много-
летнего льда, или являться комбинациями этих двух типов. В целом
данные о торосах в Баренцевом море довольно разрозненны.
В 1980 г. были проведены обширные исследования с борта
шведского ледокола «Ymer». По известным данным [32], протя-
женность ледового покрова в 1980 г. была близка к средней, на-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 317
блюдаемой за период 1971 — 1980 гг., но в восточной части объем
льда превышал обычный. В конце июня этого года наблюдался
дрейф льда из Северного Ледовитого океана в Баренцево море.
Во время экспедиции в Баренцевом море было установлено, что
на 90% лед был однолетним. Концетрация льда в исследуемом
районе очень сильно изменялась. К северу от линии Шпицберген —
Квитоя — Земля Франца-Иосифа она составляла 8/10, при этом
преобладал многолетний лед. Средняя толщина льда в Баренце-
вом море была оценена равной 0.9—1.2 м. В зоне многолетнего
льда средняя толщина льда превышала 1.5—2 м.
Топографическая съемка ледовой поверхности осуществлялась
лазерным оборудованием, установленным на мостике «Ymer». При
использовании высоты отсечения в 1 м, была замерена средняя
плотность в 2.1 паруса тороса на километр, при средней высоте
паруса 1.34 м. Высота паруса тороса превышала 3.0 м менее чем в
1.2% случаев.
6.3.2.4. Айсберги
Можно предсказать, какие ледники являются причиной больших
айсбергов и, по крайней мере, выявить их происхождение путем
анализа температуры айсберга. Как отмечается в литературе [26],
[27] внутри айсберга сохраняется температура ледника, из которо-
го он образовался. Из данных исследований становится очевидным,
что основным источником ледников в Баренцевом морей служит
архипелаг Земли Франца-Иосифа. Этот архипелаг состоит пример-
но из 40 островов (большей частью покрытых льдом), содержащих
ледовые обрывы протяженностью примерно 2600 км. Большинство
островов расположены на глубокой воде, поэтому здесь возможно
наличие больших площадей плавучих ледовых образований и, соот-
ветственно, формирование столообразных айсбергов.
Предполагая, что процесс образования айсбергов происходит анало-
гично наблюдаемому на Шпицбергене, можно ожидать одновремен-
ный сброс айсбергов с каждого из островов с последующими длин-
ными периодами низкой интенсивности айсбергообразования.
В литературе [17] дана оценка объемов айсбергов, отрывающихся
от ледников, в 3 км3/годдля архипелага Земли Франца-Иосифа.
Направление течений и циркуляция водных масс позволяют пред-
318 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
положить, что половина из образуемых айсбергов попадает в Ба-
ренцево море (1.5 км3 в год). В противоположность этому мощный
ледник вокруг Новой Земли имеет относительно мелководное океа-
ническое побережье шириной всего несколько километров и не
может создавать больших айсбергов.
Сандфорд [34] обобщил данные наблюдений за айсбергами в Ба-
ренцевом море и прилегающих водах, выполненных исследовате-
лями и учеными, начиная с 1861 г. Основываясь на данных нере-
гулярных отчетов, он заключил, что ледники Земли Франца-Иоси-
фа, периодически образовывали потоки цепочек айсбергов, дрефу-
ющих в сторону полюса. Он также считает, что Северная Земля
может являться источником поступления айсбергов.
Айсберги в Баренцевом море могут также образовываться за счет
откола ледовых масс от ледовых островов, дрейфующих в анти-
циклоническом круговороте. Отколовшиеся ледовые массы фор-
мируют айсберги, которые могут дрейфовать в Баренцево море
между Северной Землей и Землей Франца-Иосифа.
Многоуровневая программа сбора данных о ледовых образова-
ниях (ICEBASE) в западной части Баренцева моря была прове-
дена во время трех кампаний осенью и в середине зимы 1987 г.
Статистические данные об айсбергах были получены из 52 изоб-
ражений, полученных с помощью аэро-, стереофотосъемки. Гео-
метрическая форма айсберга на уровне поверхности воды может
характеризоваться коэффициентом формы
где А и р — площадь и периметр поперечного сечения на уровне
водной поверхности, соответственно. Значение этого коэффици-
ента для кругового сечения равно 1, для квадратного поперечно-
го сечения 0.785, и уменьшается для удлиненных очертаний.
Геометрическая форма надводной части может быть охарактери-
зована коэффициентом объемной формы
S'a)i Н / W
“ max^max'' max
(6.2)
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 319
где Ида;— надводный обьем. Для правильного столообразного айс-
берга коэффициент объемной формы равен 1. По результатам ана-
лиза данных аэро-, стереофотосьемки программы 1CEBASE (сред-
нее значение + одно среднее квадратичное отклонение) получены
следующие характеристики айсбергов:
— максимальная высота паруса айсберга, Нтп= 15.4 ± 8.0 м
— максимальная длина айсберга, £ /= 117.9 ± 97.5 м
— максимальная ширина айсберга, JF = 80.9 ±65.1 м
— коэффициент геометрической формы Spen = 0.78 ± 0.09
— коэффициент объемной формы S = 0.32 ±0.10
— общая масса айсберга, — 847 ±2173 тыс. т.
Основные параметры айсбергов подчиняются описанию трехпара-
метрического закона распределения вероятности Вейбулла:
гдех(>е) — статистическая переменная; е— параметр расположения,
0(>0) — параметр масштаба; у (>0) — параметр формы [16]. Функ-
ция распределения вероятностей определяется как
5(х)=1-ехр|ДТр^ j. (6.4)
Для оценки параметров сдвига, масштаба и формы закона Вей-
булла используется метод моментов. Значения этих параметров,
а также максимальной высоты Ятдх паруса тороса и максималь-
ной длины LmM тороса с периодом повторяемости Rp 10, 50
и 100 лет приведены в табл. 6.11. Следует особо внимательно
отнестись к введению в рассмотрение значений периода повторя-
емости, поскольку для их оценки использованы данные только
одного года наблюдений.
Согласно данным ICEBASE о свойствах айсбергов, средняя макси-
мальная высота айсбергов составляла 15.4 м. Айсберг наибольшей вы-
соты имел парус 43.5 м, а вероятность встречи айсберга, превышаю-
щего 30 м, составляла 5.8%. В среднем максимальная длина айсберга
достигала 118 м, а масса айсберга насчитывала 0.847 млн т. Вероят-
320 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 6.11. Параметры закона распределения Вейбулла и значения харак-
теристик /7тах, £тах с периодом повторяемости Я,, равным 10, 50 и 100 лет
Параметр располо- жения, с Масштабный коэффициент, е Коэффициент формы, У Я, (лст)
10 50 100
Максималь- ная нысота паруса айсберга, Нтп 4.5 13.0 1.45 27.6 м 37.7м 41.7м
Максималь- ная длина айсберга, Гпш 44.97 4.4 0.83 249 м 432 м 516 м
ность встречи айсберга массой, превышающей 1 млн. т, составляла
13.5%. Появление столообразных айсбергов было зафиксировано к
югу от Свенскоя. Айсберг имел высоту надводной части 12 м, макси-
мальную длину 500 м и массу ориентировочно 6.4 млн. т.
Сопоставление данных наблюдений ICEBASE и ЮАР, нако-
пивших в (988—(992 гг. статистическую информацию о пара-
метрах айсбергов, свидетельствует о существенной вариации,
как их числа, так и массы. Табл. 6.12 содержит обобщенные
данные по материалам аэро-, стереофотоанализа, осуществлен-
ного ЮАР [30].
Таблица 6.12. Обобщенные данные о свойствах айсбергов по материалам
аэро-, стереофотоанализа, осуществленного ЮАР, 1988—1992 гг.
(среднее значение ± среднее квадратичное отклонение)
Год Число Максимальная высота паруса айсберга, м Максимальная длина айсберга, м Общая масса айсберга, тыс.т,
1988 109 17.8 + 7.1 101.8 ± 60.3 453.3+ 738.8
1989 68 17.5 + 7.2 83.4 + 39.8 276.7+ 306.7
1990 89 13.3 ± 6.1 84.9 ±46.6 196.6 ± 244.3
1991 41 (3.2+ 5.0 83.1+61.9 284.3 ± 516.9
1992 23 10.2 ± 3.8 104.2 ± 48.8 221.2+ 19.4
1988-1992 330 15.4 ± 6.9 92.3+ 52.9 311.2 ± 5(2.2
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 321
Данные табл. 6.12 свидетельствуют, что 1988 г. (согласно базе дан-
ных 1CEBASE) был наиболее суровым за рассматриваемый пери-
од, что вызвало появление 17 айсбергов массой выше 1 млн. т.
В 1988 г. в рамках исследований, проведенных IDAP, были осуще-
ствлены лабораторные опыты отобранных образцов льда айсбергов
с целью определения его механических характеристик. Опыты по-
казали, что среднее значение прочности на одноосное сжатие дос-
тигло 5.4 МПа, а диапазон изменения за 16 тестирований при
температуре -10°С составил 2.3—7.3 МПа [36].
Дрейф айсберга определяется распределением давления на его по-
верхности. Как отмечается в литературе [28] высокие скорости ветра
могут оказывать существенное влияние на дрейф айсберга.
В западной части Баренцева моря они проследили движение айсбер-
га со средней скоростью 1.13 м/с (среднее квадратичное отклонение
0.12 м/с) в течение 31 ч. Максимальная скорость достигла 1.38 м/с
в конце этого интервала времени при действии сильного ветра.
6.3.3. Печорское море (регион 6)
Наличие в основном однолетнего льда местного происхождения
является одной из характерных черт Печорского моря. Однако иногда
из Карского моря через Карские ворота и Белого моря через По-
морский пролив лед дрейфует в восточную часть Печорского моря.
Ледовый сезон длится с конца октября — середины ноября до
конца июля — начала августа [3] и [9]. Ледовые условия в восточ-
ной части Печорского моря более суровые по сравнению с запад-
ной частью. В частности, средняя продолжительность ледового се-
зона в западной части составляет 185 суток, в то время как в
восточной части — 240 суток (максимально 300 суток). Наиболее
протяженный ледовый покров наблюдается в марте—апреле, когда
10/10 поверхности воды покрыто льдом [12].
Наблюдается большой разброс времени образования и взлома ус-
тойчивого ледового покрова. Период свободной воды может длится
от 0 до 130 суток. Например, период свободной воды в районе
Приразломного месторождения составляет 110 дней [31]. Гистог-
раммы распределения даты очищения водной поверхности ото льда,
образования ледового покрова и продолжительности периода от-
крытой воды приведены на рис. 6.20. За последние 54 года наблюда-
21. А. Б. Золотухин и др,
322 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Рис. 6.20. Гистограммы дат: а — очищения ледового покрода;
б — ледообразования; в — продолжительности периода свободной воды в
Печорском море 131 {
лись4 периода значительной и 4 периода малой продолжительности
наличия ледового покрова [12]. В Печорском море формируются 3 раз-
личные ледовые зоны: зона припайного льда, зона дрейфующего льда
и промежуточная зона (зона взаимодействия), где происходит взаимо-
действие дрейфующего льда и припая.
6.3.3.1. Припай
В экстремальные годы зона припая распространяется на 10—15 км
от берега, достигая глубин 12—15 м. Образование его происхо-
дит до конца февраля, взлом начинается в апреле—мае в запад-
ной части моря и в конце июня — в восточной. В частности,
в районе Приразломного месторождения формирование устойчивого
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 323
ледового покрова наблюдается в середине декабря, очищение пло-
щади происходит во второй половине июня [9].
Припай не устойчив, и часто его взлом происходит во время зимы.
Это может привести к формированию гряд торосов и 60—80%
всей морской поверхности может быть занято торосами (торосис-
тость составляет 3—4 балла, т.е. 1 балл указывает, что 20% морс-
кой поверхности покрыто льдом). Толщина ровного льда в среднем
составляет 0.8—1.1м. На границе зон припая и дрейфующего льда
происходит интенсивный процесс торошения льда. В результате
образуются гряды торосов и стамухи. Стамухи заслоняют прибреж-
ный лед, защищая его от разрушения.
6.3.3.2. Дрейфующий лед
В основном дрейф льда вызывается действием ветра и течения
(в том числе приливного и отливного). Преобладающее направ-
ление дрейфа льда зимой — северное, а весной — западное и
юго-западное. Ветровой дрейф может характеризоваться коэффи-
циентом дрейфа, связывающим скорость ветра и льда. В табл. 6.13
приведены значения коэффициента дрейфа для западного, цент-
рального и восточного райнов Печорского моря [5].
Таблица 6.13. Коэффициент дрейфа льда в Печорском море
Район Скорость ветрового дрейфа льда, м/с
средняя максимальная
Западный 0.005 0.05
Центральный 0.005 0.03
Восточный 0.005 0,02
Максимальная толщина морского льда в восточной части Печорс-
кого моря в среднем составляет 1.1 м, абсолютный максимум дос-
тигает 1.6м [33]. На рис. 6.21 показан график распределения плотно-
сти вероятности толщины льда в апреле (месяце с максимальной
толщиной льда). Образование наслоенного льда толщиной до 2.5 м
является возможным в условиях динамического взаимодействия ле-
довых полей. Но вероятность подобного явления не определена.
В большинстве случаев площадь дрейфующих ледовых полей со-
324 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Рис. 6.21. Плотность распределения вероятности толщины льда
в Печорском и Карском морях (апрель)
ставляет 0.2—4 м2, но иногда могут встретиться ледовые образова-
ния площадью до 78 м2 [20].
Структура льда зернистая,с хаотичной ориентацией оптической
оси. Соленость льда зимой практически не меняется и составляет
5—6 %. Весной соленость льда уменьшается до 2.5—3 %.
Данные о прочности льда, приводимые в различных источниках,
вызывают некоторые сомнения. Поэтому определение прочности
льда, предполагающее учет его толщины, температуры и соле-
ности, согласно Российским Нормам СНиП 2.06.04-82* [11],
представляется наиболее обоснованным. В этом случае предпола-
галось, что средняя температура льда в рассматриваемом месяце
зависит от средней температуры воздуха за некоторый предше-
ствующий период и от толщины льда. Рассматривалось два раз-
личных закона вероятностного распределения температуры:
Вейбулла и Релея. На основе этих законов было получено распре-
деление прочности льда. Последующие вычисления показывают,
что вид закона распределения температуры и прочности не оказы-
вал существенного влияния на ледовую нагрузку. График плотности
распределения вероятности прочности льда на одноосное сжатие
показан на рис. 6.22.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 325
Рис. 6.22. Плотность распределения вероятности прочности льда на одноосное
сжатие в Печорском и Карском морях (апрель)
6.3.3.3. Зона взаимодействия
Эта зона расположена между зонами прибрежного и дрейфующего
льда и характеризуется наиболее интенсивным взаимодействием
ледовых полей. Большое количество торосов, гряд торосов и стамух
образуется в промежуточной зоне. Ширина зоны может варьировать-
ся от нескольких сотен метров до нескольких километров.
6.3.3.4. Торосы
Интенсивность торошения (бальность) увеличивается от берега к внеш-
ней границе зоны припая и с запада на восток. В зоне дрейфующего
льда число торосов уменьшается по мере отдаления от зоны взаимо-
действия. В средней части Печорского моря интенсивность торошения в
феврале может достигать 3—4 баллов (60—80% морской поверхности
покрыто торосами), а в апреле 4—5 баллов [10). В зоне припая интен-
сивность торошения может быть равной 3—4 баллам.
Торосы состоят из блоков толщиной 0.3—0.6 м (иногда до 1.1м)
и длиной 2—4 м. Высота паруса в 80% случаев лежит в пределах
0.5—2.5 м, а в 10% ситуаций превышает 2.5 м. Максимальная вы-
326 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
сота паруса тороса наблюдалась в южной части Печорского моря
[20]. Толщина консолидированной части тороса в 2 раза (а по неко-
торым источникам в 2.5 раза) больше толщины ровного льда.
6.3.3.5. Стамухи
Стамухи большей частью образуются на границе зоны прибрежно-
го льда. Они располагаются на водных глубинах 7—15 м. Как ука-
зывается в литературе [12] и [8] стамухи не наблюдались на
глубинах свыше 20 м. Очень часто стамухи образуют цепочки па
одном и том же месте от года к году. В Печорском море они в
основном располагаются в окрестности островов Матвеев и Дол-
гий и вдоль южного очертания Новой Земли.
Стамухи в основном состоят из неконсолидированных блоков
[12]. Их пористость составляет 30—35%. Высота паруса может до-
стигать 7—12 м, а длина — нескольких сот метров. Преобладают
стамухи длиной 30—150 м.
6.3.4. Карское море
Согласно [4], в Карском море может быть выделено 7 зон с при-
мерно одинаковыми ледовыми условиями. В отношении добычи
нефти юго-западный регион представляет наибольший интерес.
Ледовые образования в основном имеют местное происхождение
и представлены однолетним льдом. Обломки айсбергов могут
появляться в районе Новой Земли. Многолетние ледовые образова-
ния толщиной 3—4 м были зарегистрированы в восточной части
моря [33]. Однако присутствие многолетнего льда является более
типичным для северной части моря. Вероятность его наличия в
районе углеводородных месторождений низка, но при планирова-
нии работы танкеров должна быть принята во внимание.
В среднем процесс льдообразования начинается в середине октяб-
ря, зона припайного льда устанавливается в начале ноября. Вскры-
тие прибрежного льда происходит в начале июля, а очищение
Карского моря ото льда, приводящее к началу периода открытой
воды — в конце июля, начале августа [9]. Ледовый покров может
быть разделен на зону припая, зону дрейфующего льда и зону
взаимодействия.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 327
6.З.4.1. Припай
Формирование прибрежного льда происходит за 10—20 дней с мо-
мента начала ледообразования. Прибрежный лед в западной части
Ямальского полуострова может достигать глубины 20 м. Макси-
мальную толщину припайный лед имеет в апреле—мае. Распреде-
ление плотности вероятности толщины льда показано на рис. 6.21.
Прочность льда может быть оценена с использованием методики,
заложенной в изменениях к Российским Нормам СНиП 2.06.04-82*
[11] и [14]. График плотности распределения вероятности прочно-
сти льда на одноосное сжатие представлен на рис. 6.22. Среднее и
максимальное значения прочности льда на сжатие составляют
1.44 МПа и 2.10 МПа соответственно.
Внешняя граница зоны прибрежного льда заторошена. Интенсив-
ность торошения прибрежного льда увеличивается от 0—1 балла
возле береговой черты до 3—4 баллов возле кромки зоны. Торосы
обычно ориентированы параллельно береговой линии. Высота па-
руса торосов в прибрежной зоне лежит в пределах 0.5—2.5 м, но
может достигать 3 м. В среднем высота тороса составляет 1.2—1.8 м,
глубина киля равняется 8—10 м, а ширина киля достигает 20 м.
Поля торосов могут иметь протяженность до 1 км [Ю].
Стамухи обычно расположены на глубинах 5—15 м. Они имеют
высоту до 3—7 м (редко до 10—15 м) и длину 30—150 м. Очень
часто высота паруса равна глубине воды.
Подводные обследования [12] показывают, что в Печорском море
и в южной части Карского моря стамухи однолетние и неконсоли-
дированные. Многолетние торосы и стамухи в этих регионах не
наблюдались. Многолетние стамухи очень больших размеров обра-
зуются на мелководье центральной части Карского моря. Стамухи
обычно разрушаются летом при начале движения прибрежного льда.
Плавающие стамухи не были зарегистрированы. Разрушение ста-
мух сопровождается образованием несяков. Данные о свойствах не-
сяков очень скудны.
6.3.4.2. Дрейфующий лед
Дрейф льда в основном вызван действием ветра, но влияние также
могут оказывать приливы и течения. Поэтому направление дрейфа
льда не является стабильным и может меняться влечение коротко-
328 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
го промежутка времени. Преобладающее направление дрейфа ориен-
тировано с юга на север. Максимальная скорость дрейфа достигает
0.5—0.6 м/с [2]. Скорость дрейфа торосов и битого льда выше ско-
рости дрейфа ровного льда. В период действия умеренных ветров
ледовый покров в течение нескольких дней может находиться в
покое. Однако вероятность этого явления мала.
В результате действия ветра и динамических ледовых процессов воз-
можно боковое сжатие льда. Боковое сжатие затрудняет условия на-
вигации и оказывает влияние на значение ледовой нагрузки на со-
оружение. Это явление в полной мере не учитывается в существую-
щих нормах и методологиях проектирования сооружений [11] и [15].
Ровный лед в Карском море характеризуется толщиной 1.4—1.6 м,
порой достигающей 2 м [1] и [2]. Толщина отдельных наслоений
может достигать 3 м. Сплоченность льда может достигать 10 бал-
лов (вся водная поверхность покрыта льдом). Большинство ледо-
вых образований имеет размер 300—800 м, а иногда встречаются
поля 2—3 км в поперечнике.
6.3.4.3. Переходная зона
Переходная зона является зоной взаимодействия между льдом при-
брежной и дрейфующей зон. Часто она характеризуется процесса-
ми сжатия льда. Большинство торосов и стамух образуется в этой
зоне. Зона взаимодействия в Карском море подобна переходной
зоне в Печорском море.
6.3.5. Заключение
В данной работе осуществляется общий обзор ледовых условий в
Баренцевом и Карском морях. Для айсбергов основное внимание
при описании сосредоточено на численности и распределении
геометрических параметров. Основные выводы следующие:
— однолетний лед является наиболее характерным для условий
Баренцева моря. Толщина однолетнего льда может достигать
2 м, а многолетнего — 3—5 м. Присутствие многолетнего льда
наблюдалось всего в нескольких случаях;
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 329
— статистика айсбергов (1988—1992) в западной части Баренцева
моря указывает назначение средней максимальной высоты пару-
са тороса 15 м, среднюю длину 92 м и среднюю массу 311000 т.
Прочность льда айсбергов на одноосное сжатие при температуре
-10°С составляет 5.4 МПа;
— зона прибрежного льда в Печорском море может простираться на
10—15 км от берега, достигая глубин 12—15 м. Средняя скорость
ветрового дрейфа в Печорском море составляет 0.09 м/с на
востоке и 0.15 м/с на западе; максимальная скорость равна со-
ответственно 0.6 м/с и 1.0 м/с;
— средняя толщина морского льда в восточной части Печорского
моря составляет 1.1м, абсолютный максимум — 1.6 м. Спло-
ченность торосов увеличивается от берега к внешней границе
прибрежной зоны и с запада на восток;
— торосы в Печорском море состоят из блоков толщиной 0.3—0.6 м
(иногда до 1.1 м) и длиной 2—4 м. Высота паруса в 80% случаев
находится в диапазоне 0.50—2.5 м, а в 10% случаев превышает
2.5 м;
— лед в Карском морс в основном местного происхождения и
представлен однолетним льдом. В районе Новой Земли воз-
можно появление обломков айсбергов. Многолетние образо-
вания толщиной 3—4 м наблюдались в восточной части моря;
— гряды торосов в Карском море в большинстве случаев имеют
ориентацию параллельную берегу. Высота паруса тороса в зоне
прибрежного льда преимущественно изменяется в пределах 0.5—
2.5 м, максимальное значение может достигать 3 м. Средняя
высота паруса тороса — 1.2—1.8 м, глубина и ширина киля
8—10 и 20 м соответственно. Стамухи в основном расположе-
ны на глубинах 5—15 м.
Литература
1. Бланше Д„ Вилкман Г., Головин Н. и Дс Франко С. Карская экспеди-
ция 1993 года: изучение ледовых условий. Труды II Международной
конференции «Освоение Арктического шельфа России», Санкт-Пе-
тербург, 1995.
2. Бланше Д., Де Франко С., Кокс Г., Миронов Ю., Смирнов В. и Цой Л.
Исследования физико-механических свойств морского льда в районе
330 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Ямала. Труды II Международной конференции «Освоение Арктическо-
го шельфа России», Санкт-Петербург, 1995.
3. Горшков Г.С., Фалеев В.И. Атлас оксанов. Северный Ледовитый оксан.
Главное управление навигации и картографии. МО СССР, 1980. —
181 с.
4. ЕгоровА., Спичкин В. Районирование морей Российского Арктичес-
кого шельфа по ледово-географическим признакам. Труды 1 Между-
народной конференции «Освоение Арктического шельфа России»,
Санкт-Петербург, 1993, 102—107 с.
5. Зубакин Г.К. Крупномасштабная изменчивость состояния ледяного
покрова морей северо-европейского бассейна. Л., Гидрометсоиздат,
1980, 160 с.
б. Зубов Н. Н. Льды Арктики. М., Издательство Главссвморпути, 1945, 360 с.
7. Кокс Г,, Бланше Д. Арктический инжиниринг для российского шель-
фа. Труды II Международной конференции «Освоение Арктического
шельфа России», Санкт-Петербург, 1995.
8. Лосев С.М., Горбунов 10.А. Изучение стамух по аэрофотоснимкам.
Труды ААНИИ - Т. 343, 127-132 с.
9. Миронов Е., Спичкин В., Егоров А. Сезонные изменения ледовых
условий и их межгодовые вариации в районах освоения шельфа Ба-
ренцева и Карского морей. Труды I Международной конференции
«Освоение Арктического шельфа России», Санкт-Петербург, 1993,
116-122 с.
10. Романов Н.П. Ледяной покров арктического бассейна. Л., 1991,211 с.
11. СНиП 1996. Изменения к Строительным Нормам и Правилам
СНиП 2.06.04-82*. Госстрой, Москва.
12. Спичкин В., Егоров А. Обзор опасных ледовых явлений па шельфе
Баренцева и Карского морей. Труды 1/ Международной конферен-
ции «Освоение Арктического шельфа России», Санкт-Петербург,
1995.
13. СССР (1986а): Гидрометеорологические условия шельфовой зоны мо-
рей СССР (в 13 томах): Справочник. Т.6. Баренцево морс. Выпуск 1,2.
Ленинград, Гидрометсоиздат, 1986, 95 с.
14. СССР (19866): Гидрометеорологические условия шельфовой зоны
морей СССР (в 13 томах): Справочник. Т.7. Карское морс. Ленинград,
Гидрометсоиздат, 1986, 95 с.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 331
15. API RP 2N (1988): Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Fixed Offshore Structures in Ice Environments. First Edition,
June 1, 1988. American Petroleum Institute, Washington, DC 20005, 51 p.
16. Bury, К. V. (1975): Statistical Models in Applied Science. John Wiley &
Sons, 625 p.
17. Carstens, T., S. Vefsnmo, S.M. Lovaasand G. Eidnes (1989): Ice Drift —
Preliminary Model Development. ESARC Report No. 16, SFT60 F89004,
SINTEF NHL, Trondheim, 90 p.
18. Coachman, L.K. and K. Aagaard: Physical Oceanography of the Arctic and
Subarctic Seas. In Marine Geology and Oceanography of the Arctic Seas,
Ed. Y. Herman, Springer, New York, pp. 1 — 72.
19. Frankenstein, S., S. Locsct and H. Shen (1996): Wave-Ice Interactions in the
Barents Sea Marginal Ice Zone. Report No. 96—5, Department of Civil and
Environmental Engineering, Clarkson University, Potsdam, USA, 23 p.
20. Golovin, N.V., N.S. Koptcv, O.N. Majorov and Khvedinych (1996); The
Ice Investigations in the Pechora and Kara Seas. Proceedings of the Polar.
Tech. Conference, St.Petersburg, Vol.4, pp. 38—39.
21. Gudoshnikov, Y., G. Zubakin and A. Naumov (1996): Iceberg Dis-tribution
in the Region of Svalbard. Polar Research, Oslo (unpublished).
22. Judge (1958): The Kara Sea. Marine Obs. 28, 182 p.
23. Lepparanta, M. (1982): Observations of Icebergs in the Barents Sea in July 1980.
Iceberg Research Newsletter 2, SPRI, Cambridge, 2 p.
24. Locsct, S., T. Vinje, S.M. Lovaas, E. Johnsen, H. Jensen and B. Erlingsson
(1989): 1DAP 88 Vessel Deployment, Vol. 2: Field Observations and
Analysis. Report prepared for the 1DAP program of OKN, NHL Report
STF60 F88093, Trondheim, 148 p.
25. Locsct, S. (1991): Ice Dynamics in the Marginal Ice Zone. SINTEF NHL
Report STF60 F9I011, Trondheim, 40 p.
26. Locsct, S. (1993a): Numerical Modelling of the Temperature Distribution
in Tabular Icebergs. Cold Regions Science and Technology, Vol. 21(2),
pp. 105—115.
27. Loeset, S. (1993b): Thermal Energy Conservation in Icebergs and Tracking
by Temperature. Journal of Geophysical Research, Vol. 98, No. C6,
pp. 10001-10012.
28. Loeset, S. and T. Carstens (1993): Production of Icebergs and Observed
Extreme Drift Speeds in the Barents Sea. The 12th International Conference
332 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC),
Hamburg, 17—20 August 1993, Volume I, pp. 425—438.
29. Loesct, S. and T. Carstens (1996): Sea Ice and Icebergs in the Western
Barents Sea in 1987, Cold Regions Science and Technology, Vol. 24(4),
pp. 323-340.
30. Lovaas, S.M., W. Spring and A. Holm (1993): Stereo Photogram-metric
Analysis of Icebergs and Sea Ice from the Barents Sea Ice Data Acquisition
Program (IDAP). Proceedings of the 12th International Conference on
Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions, 17.—20. August
1993, Hamburg, Vol. 1, pp. 439-449.
31. Mironov, E. (1996): Uniform Icc Regions of the Barents Sea Ice Regime.
Proceedings of the 13th International Symposium on Ice (IAHR), Beijing,
27-30 Aug. 1996, Vol. 1, pp. 361-368.
32. Ovcrgaard, S., P. Wadhams and M. Lcpparanta (1983): Ice Properties in the
Greenland and Barents Seas during Summer. Journal of Glaciology.
Vol. 29, pp. 142-164.
33. Riska, K. (1995): Ice Conditions along the North-East Passage in View of
Ship Trafficability Studies.Proceedings of the Fifth (1995) International
Offshore and Polar Engineering Conference, The Hague, Vol. II,
pp. 420—427.
34. Sandford, K.S. (1955): Tabular Icebergs Between Spitsbergen and Franz
Josef Land. Geographical Journal, Vol. 121, pp. 164—170.
35. СНиП (1996): Изменения в Российских СНиП 2.06.04-82*. Госстрой,
Москва.
36. Spring, W„ Т. Vinje and Н. Jensen (1993): Iceberg and Sea Ice Data Obtained
in the Annual Expeditions of the Barents Sea Ice Data Acquisition Program
(IDAP). Proceedings of the 12th International Conference on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions, 17—20 August 1993,
Hamburg, Vol. 1, pp. 462—472.
37. Vcfsnmo, S., M. Mathicsen and S.M. Lovaas (1990): IDAP 90 — Statistical
Analysis of Sea Ice Data. Volume 1: Extreme Southern Limit Analysis. SINTEF
NHL Report STF60 F90079, Trondheim, 52 p.
38. Vinje, T. (1985): The Physical Environment, Western Barents Sea. Drift,
Composition, Morphology Distribution of the Sea lee Field in the Barents
Sea. In Norsk Polarinstitutt Skrifter Nr. 179 c, 26 p.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 333
6.4. Сравнение условий окружающей среды
некоторых морей Северного Ледовитого океана
С. Лосет" , К.Н. Шхинек' , О.Т. Гудместад" , П. Страсс", Е. Михаленко23,
Р. Фредеркинг' и Т. Карна5'
"норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
21Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
3>Статойл, Ставангер, Норвегия
"Канадский гидравлический центр
"Технический центр Финляндии, Эспоо, Финляндия
СОДЕРЖАНИЕ
6.4.1. Введение
6.4.2. Ветер и температура воздуха
6.4.3. Волнения и течения
6.4.4. Ледовые условия
6.4.4.1. Ледовый покров
6.4.4.2. Ледовые образования
6.4.5. Обзор
6.4.6. Заключение
Литература
6.4.1. Введение
В настоящее время начинаются работы по освоению месторожде-
ний углеводородов российских арктических морей. Поэтому боль-
шое значение приобретает опыт проектирования, строительства и
эксплуатации шельфовых сооружений в Арктике, полученный за-
падными нефтяными компаниями в заливе Кука и море Бофорта.
Однако для того, чтобы перенести опыт с одного континента на
другой, представляется полезным сравнить условия окружающей
среды для месторождений моря Бофорта и Российской части Арк-
тики, например, Баренцева, Печорского и Карского морей. Прово-
дится сопоставление условий окружающей среды по температуре
воздуха, скорости ветра, волнению и ледовым условиям регионов.
334 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Наблюдения показывают, что ледовые условия в Европейской и
Канадской частях Северного Ледовитого океана значительно отли-
чаются. Это отличие вызвано, главным образом, поступлением теп-
лой воды из Гольфстрима, которое даже зимой создает район, сво-
бодный от льда на юге западной части Баренцева моря. Кроме того,
Новая Земля прикрывает прибрежную Российскую часть Арктики
от зыби, идущей в Баренцево море с запада. В противоположность
этому циклоническая циркуляция, которая переносит лед из по-
лярного бассейна в южную часть моря Бофорта, является причиной
более суровых ледовых условий в канадских регионах (рис.6,23).
В данном разделе приводится общее описание физических условий в
море Бофорта, Карском, Печорском и Баренцевом морях. Физичес-
кие условия могут сильно отличаться даже в пределах одного моря
(например, поданным работ [7] и [13], Карское и Печорское моря
можно разделить на 6—7 зон с примерно однородными условиями).
Тем не менее полезно провести такое сравнение для того, чтобы
можно было использовать западный опыт к освоению Российского
Арктического шельфа.
Рис. 6.23. Направления течений в северных морях
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 335
6.4.2. Ветер и температура воздуха
Море Бофорта
Самые сильные ветры дуют с северо-запада, но преобладающее на-
правление (летом) — с востока. Значение скорости ветра и порывов
ветра, возможные 1 раз в 20 лет — 27 м/с и 34 м/с [23]. По данным
Атласа океанов [5], скорость порыва ветра может равняться 40 м/с
в западной части моря и 42 м/с — в его центральной части.
Карское море
Зимой преобладают юго-западные и юго-восточные ветры. Летом до-
минируют ветры с севера. В соответствии с Российским территориаль-
ным делением [ 15], этот регион относится к зоне 7 со скоростью ветра
зимой (при 10-минутном периоде осреднения) до 37 м/с. Максималь-
ная зарегистрированная скорость порыва ветра — 40 м/с.
Печорское море
Преобладающее направление ветра сильно зависит от времени года.
Зимой дует юго-западный ветер. Летом ветры умеренные и неус-
тойчивые; в основном северные и северо-западные. В соответствии
с Российским территориальным делением [15], этот регион отно-
сится к зоне 7, где скорость ветра доходит до 37 м/с (при
10-минутном осреднении). Скорость порыва ветра за срок наблю-
дений 50 лет составляет 41 м/с.
Баренцево море
Средняя скорость ветра в северной части моря составляет 8.5—
9.0 м/с [31]. Максимальная скорость ветра наблюдается вокруг
о-ва Медвежий и уменьшается в восточном и северном направ-
лениях. В этом же районе зарегистрированы экстремальные зна-
чения скорости ветра, превышающие 36 м/с. В центральной час-
ти моря наиболее вероятная средняя скорость — 6—10 м/с; ско-
рость порыва ветра (за 50-летний срок наблюдений) — 40 м/с.
За исключением января море Бофорта имеет самую низкую тем-
пературу воздуха из всех сравниваемых морей. Температура воздуха
Баренцева моря значительно выше, чем трех других. Самая низкая
средняя (—18.3°С) и минимальная (—50°С) температуры в январе
наблюдаются в Карском море. Однако начиная с февраля самым
холодным является море Бофорта. В феврале средняя температура в
нем на 5—7°С ниже, чем в Карском море и на 7—8°С ниже, чем в
восточной части Печорского; в марте эта разница составляет соот-
336 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ветственно 2 и 11°С, а в апреле 5 и 7°С. Вместе с тем абсолютные
минимумы температур воздуха в море Бофорта, Карского и вос-
точной части Печорского морей близки.
6.4.3. Волнение и течения
Волновой режим в северных морях, особенно в море Бофорта и
Карском, определяется главным образом наличием ледового пок-
рова, который ограничивает разгон волны. Тем не менее парамет-
ры волны могут быть очень большими. По данным работы [23],
экстремальная высота значительных волн при глубине воды 45 м в
море Бофорта, соответствующая шторму, наблюдаемому раз в 20
лет, составляет 6,3 м. Высоты волн (для тех же исходных данных),
определенные по методу Санкт-Петербургского государственного
технического университета (1996) для Печорского и Карского мо-
рей, составляют 6.2 и 5.7 м соответственно. Высота волны от
района к району сильно не изменяется. Аналогично, длина волны
во всех районах лежит в пределах 150— 180 м.
В рассматриваемых акваториях течения сильно отличаются одно от
другого, что обуславливает различные ледовые условия и климат.
Море Бофорта
Циклический круговорот создает циркуляцию в море Бофорта,
перенося холодный многолетний лед с севера в южные прибреж-
ные районы. Средняя скорость круговорота — 0.02—0.03 м/с, но на
его южной кромке она может достигать 0.05—0.1 м/с. Макси-
мальная скорость приливного течения составляет 0.05 м/с. На по-
верхностные течения очень сильно влияет ветер; под его воздей-
ствием их скорость может достигать 0.5 м/с.
Карское море
Существует три основных течения: Новоземельское, Ямальское и
Обь-Енисейское, которые создают в море феномен постоянного
потока. Средняя скорость этих течений на поверхности составляет
около 0.02—0.05 м/с [5]. Максимальные скорости течения могут
быть вызваны ветровым дрейфом и приливно-отливными явления-
ми. В совокупности скорость может достигать 1.8—2.0 м/с.
Печорское море
Постоянное движение воды в основном вызвано Канинским и Кол-
гуевским течениями, а также течением Литке (через прол. Карские
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 337
Ворота). Поданным работы [5], скорость этого движения состав-
ляет около 0.02—0.05 м/с. Значительно большие скорости вызыва-
ются ветровым дрейфом и приливно-отливными явлениями. Со
100-летним периодом повторения наблюдается скорость дрейфа
0.60—0.65 м/с, а дрейфовая скорость вместе со скоростью прилив-
но-отливных течений достигает 1.0 м/с [25].
Баренцево море
Водные массы северо-западной части Баренцева моря, в основ-
ном, состоят из прибрежных вод Норвегии, относительно теп-
лой воды Атлантики и холодной воды Арктики. Норвежское ат-
лантическое и норвежско-прибрежные течения входят в Барен-
цево море с юга и юго-запада. Скорости поверхностных течений
0.75—0.80 м/с замерены в зоне между прибрежным течением и
норвежским атлантическим течением в Тромсофлакет. В цент-
ральной части моря на циркуляцию воды влияют Мурманское,
Канинское и Колгуевское течения [16].
6.4.4. Ледовые условия
Как показано в разделах 2 и 3, температуры воздуха, скорости
ветра и параметры волнения в рассматриваемых акваториях срав-
нимы, особенно в случае моря Бофорта и Карского моря. Но ледо-
вые условия в этих морях сильно отличаются. Это хорошо можно
видеть на рис. 6.24, где отображена средняя осадка толщины
подводной части торосов весной (рис. 6.24, а) и зимой (рис. 6.24, б).
Основная причина этого явления — направления течений, пока-
занные на рис. 6.23.
6.4.4.1. Ледовый покров
Море Бофорта
В зимнее время существуют три зоны ледового покрова: зона при-
пайного льда, зона дрейфующего льда, и переходная зона. В теп-
лые годы море Бофорта замерзает в середине октября и освобож-
дается от льда в начале июля. В год с низкими температурами лед
замерзает к 1 октября, а сходит в середине августа. Сезон, когда
вода частично свободна от льда, может составлять 5—19 недель,
если брать за основу условия, когда льдом покрыто 2/10 поверх-
22. А. Б. Золотухин и др.
338 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6,24. Региональное распределение средней осадки подводной части
торосов в Северном Ледовитом океане: а— весной; б — зимой.
Данные основаны на солярном профилировании с 17 подводных
лодок, курсировавших с I960 по 1982 гг. [21J
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 339
ности моря [23]. В середине зимы море обычно полностью (10/10)
покрыто льдом, а в период между 1 ноября и 15 мая лед регулярно
покрывает более 5/10 поверхности моря. Средняя продолжитель-
ность сезона, характеризуемого ледовым покровом 5/10 и менее,
в который возможна навигация, составляет 57 суток при средне-
квадратичном отклонении 24 сутки. В средний год лед полностью
взламывается к середине июля, что определяет продолжительность
периода открытой воды в 90 суток [22].
Карское море
Образование льда начинается в конце сентября или начале октяб-
ря. Наиболее интенсивное нарастание льда происходит в середине
октября, Береговой припай начинает взламываться в начёте или
середине июня. Поверхность воды освобождается от льда в середи-
не июля или середине августа [24] и [12]. Период отсутствия льда
может изменяться в пределах 0—130 суток [16]. Обычно поверх-
ность моря покрыта льдом примерно 9 месяцев в году (Blanchet et
al., 1995). Вероятность позднего полного освобождения от льда
южных районов Карского моря — Ю—20%. Береговой припай об-
разуется примерно за 20 суток. Он простирается до районов с глу-
бинами 20 м. У внешней границы припая лед очень сильно всторо-
шен; некоторые торосы сидят на мели, образуя стамухи. Дрейфую-
щий лед обычно состоит из однолетнего льда. Иногда бывает воз-
можным появление многолетнего льда. Оно вызывается юго-за-
падным течением вдоль восточного побережья Новой Земли. По
данным работ [19] и [28], доля многолетнего льда может состав-
лять 40% в мае и 20% в июне. В работе [28] отмечается, что эти
значения, по-видимому, завышены. Вероятно, они действительно
являются завышенными, особенно для полей, расположенных в
южной части моря, вблизи п-ва Ямал. Однако при проектирова-
нии вероятность наличия многолетнего льда должна быть учтена.
Печорское море
Зона берегового припая относительно узкая, и в годы с самыми
суровыми погодными условиями простирается от берега на 10—
15 км до районов с глубинами 12—15 м. До начала января припай
в основном состоит из молодого льда толщиной 0,1—0,3 м [12].
Нарастание припая продолжается до февраля, а взлом льда начи-
нается в апреле—мае в западной части моря и в конце июня —
в его восточной части [5]. В районе Приразломного месторожде-
ния самый быстрый рост льда наблюдается в середине ноября,
340 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
устойчивое нарастание идет с середины декабря. Ледовый покров
полностью взламывается во второй половине июня [27]. Лед бере-
гового припая неустойчив и зимой очень часто ломается, что при-
водит к образованию большого числа торосов. Несмотря на то, что
Печорское море является частью Баренцева моря, где может появ-
ляться многолетний лед, здесь, как правило, лед бывает местного
происхождения. Многолетний лед из Карского моря в этом регио-
не появляется редко. Скорость дрейфа льда зависит от силы ветра,
скорости течения и приливных явлений. Скорость движения льда,
обусловленная ветром и определяемая как 0.03—0.04 от скорости
последнего, может лежать в пределах 0.1—0.9 м/с. Суммарная ско-
рость дрейфа (вызванного ветром, течением и приливными явле-
ниями) может достигать 1.1 —1.3 м/с [25] и [27].
Баренцево море
Северная часть Баренцева моря является зоной сезонного наличия
льда. В некоторые годы летом лед тает или полностью уходит из
этих вод. В другие годы лед остается в северо-западных и северо-
восточных частях Баренцева моря. Обширные данные, полученные
в результате ряда исследований за два последних десятилетия, по-
казывают, что многолетний лед в западной части Баренцева моря
появляется редко [30] и [32]. Таким образом, наиболее типичным
в Баренцевом море является однолетний лед. Толщина его может
доходить до 1.8 м для ровного однолетнего и 3—5 м — для много-
летнего льда.
6.4.4.2. Ледовые образования
В прибрежной зоне можно встретить следующие виды льда: ровный
лед, наслоенный лед, торосы, гряды торосов, стамухи и айсберги.
Ровный (однолетний) лед
Толщина ровного льда возрастает во время зимнего сезона и достига-
ет максимума весной или в начале лета. Предельная толщина ровного
льда 1.8—2.1 м в море Бофорта [20], 2 м в Карском морс [12], 1.6 м
в Печорском море и 1.8 м в западной части Баренцева моря [32].
Весной, когда лед достигает максимальной толщины, ледовый по-
кров обычно неоднороден. Например, в Карском море он содержит
равные части осеннего льда (1.2—1.8 м), зимнего льда (0.8—1.4 м),
позднего зимнего льда (0.4—0.8 м) [8]. Табл. 6.15 показывает, что
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 341
Таблица 6.15. Сопоставление условий в некоторых морях
Параметр Море Бофорта Карское морс Северная часть Баренцева моря Централь- ная часть Баренцева моря Печорское морс
Широта 70“с.ш, 70° с.ш, 77° с.ш. 77° с.ш. 70“ с.ш
Максимальная скорость ветра в порывах, м/с 40-42 40 36 40 41
Минимальная температура воздуха, °C -(48-52) -50 -35 -24 -48
Высота значительных волн, м 6,3" 5.7" 10" 12.5" 6.2"
Скорость течений, м/с 0.5 1.8-2 0.8 0.5 1
Период образования льда (среднее) Октябрь Октябрь —ноябрь Конец ноября Декабрь Ноябрь (октябрь)
Период очищения ото льда (среднее) Июль —август Июль —август Июль Май Июнь
Период чистой воды (среднее), сут. 90 0-130 190 - НО
Многолетний лсд, % 20/804’ 40" - - -
Максимальная толщина ровного льда, м 2.1 1.8 1.8 1.0 1.3
Толщина наслоенного льда, м 4.6—6.1 3.6'" 2.0 2. О'" 2.6"
Толшина однолетних торосистых гряд, м (//<18 м)7 31-43 (//>18 м) 18-20 - - 12-18
Толщина многолетних торосистых гряд, м //+3.0 (//<18 м)7 31-43 (//>18 м) - - - -
Примечание: ” при глубине воды 45 м; 5) для мест расположения нефтяных месторождений; " восточная частьморя; ft’ двойная толщина ровного льда; 4’ среднее экстремальное значение; 7> Н — глубина воды, м.
342 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
толщина однолетнего ровного льда в море Бофорта и Карском море
примерно одинакова. Это главным образом обусловлено одинако-
вым режимом температуры воздуха.
Наслоенный лед
Толщина наслоенного льда в море Бофорта может составлять пример-
но 4—6 м, а по данным, приведенным в Нормах США API RP 2N
(1988), даже 7 м. В некоторых местах Северо-Американской части
Арктики она, как указывается в работе Ванга [33] достигает 9 м.
По некоторым оценкам, толщина наслоенного льда в Печорском
море составляет 2.5—3 м и в Карском море — 3—3.5 м.
Торосы
Море Бофорта
В море Бофорта имеются однолетние и многолетние торосы. Одно-
летние торосы могут иметь парус высотой до 5 м и киль до 20 м
[23]. По данным Американского института нефти [20], глубина
киля может достигать 30—35 м. Иногда торосы сидят на мели,
образуя стамухи. Стамухи наблюдались на глубине 19 м. Был заре-
гистрирован многолетний полностью консолидированный торос с
глубиной киля 14 м и высотой паруса 6 м, обладающий малой
соленостью. Данные аэроразведки подтверждают, что многолетние
торосы с осадкой 20 м встречаются довольно часто [22].
Карское море
В юго-западной части Карского моря были замечены только однолет-
ние торосы. Обычно они состоят из блоков толщиной 0.2—0.6 м Средняя
степень торошения — 2—3 балла (около 40—60% ледового покрова).
Количество торосов на километр — менее 4 в 88% случаев. Средняя
высота паруса — 2 м, а максимальная — 5 м [14]. Последнее значение
наблюдалось в северных районах и завышено для районов перспек-
тивных месторождений углеводородов. При отношении осадки киля
к высоте паруса равном 4.5 возможна осадка киля 18—20 м.
Печорское море
В этом регионе зарегистрированы только однолетние торосы. Ими
покрыта большая часть поверхности льда. Торошение в дрейфовой
зоне может достигать 3—4 баллов в феврале (60—80% морской
поверхности покрыто торосами) и 5 баллов (100%) в апреле.
В зоне прибрежного льда, средняя степень торошения составляет
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 343
3—4 балла. Обычно торосы сложены из блоков толщиной 0.3—0.6 м,
но иногда могут встречаться части припая толщиной 1.2 м. Длина
блоков обычно меньше 3 м. Средняя высота паруса лежит в пределах
0.5—2.5 м, но иногда может достигать 4 м [14] и [16]. Осадка киля
в среднем составляет 3—6 м, но может достигать 12—18 м.
Баренцево море
Торосы в большинстве случаев покрывают 30—50% поверхности в
северной части Баренцева моря (77° с.ш.) В первой половине года
наиболее частая максимальная высота паруса составляет около 2 м
[32]. В более поздний период чаще встречается высота свыше 1 м.
Степень торошения в центральной части Баренцева моря (74° с.ш.,
о-ва Медвежий) в общем аналогична. Аэрофотонаблюдения дают
некоторую информацию о частоте торосов в различные времена
года [32]. Характерным является наличие 1—6 торосов на I км в
начале зимы, наибольшее число — около 7 торосов на 1 км на-
блюдается в конце зимы (март, апрель и май) и около 9 торосов
на 1 км в период разрушения ледового покрова (июнь—август).
Айсберги
Иногда айсберги могут встречаться в Карском море, наличие айс-
бергов в Печорском море не было зарегистрировано. Тем не менее,
регулярное появление айсбергов в Баренцевом море вызвано их
дрейфом от архипелага Земли Франца-Иосифа или отколом от
ледников на восточном побережье Шпицбергена [26] и [30]. В море
Бофорта айсберги не встречаются, однако, иногда в южную его
часть могут заплывать обломки ледовых островов максимальной
толщиной до 30 м.
6.4.5. Обзор
В предыдущих разделах дается общая характеристика условий ок-
ружающей среды моря Бофорта, Карского, Печорского и Барен-
цева морей. В табл. 6.15 приведен обзор основных данных.
6.4.6. Заключение
В настоящем разделе осуществляется краткое сопоставление усло-
вий окружающей среды моря Бофорта, Карского, Печорского и
Баренцева морей. Основное внимание уделяется описанию ветра,
344 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
волнения, температуры воздуха и ледовым условиям. Наиболее важ-
ные результаты следующие:
— Печорское море имеет самый мягкий ветровой климат. Скорос-
ти ветра в каждом из трех морей очень сходны;
— за исключением января море Бофорта имеет самую низкую
температуру воздуха. Температура воздуха Баренцева моря зна-
чительно выше, чем в трех других морях;
— волновые режимы моря Бофорта и Печорского моря примерно
одинаковы. Карское море хорошо прикрыто. В результате высота
волны там самая малая — в противоположность западной части
Баренцева моря, в которое волны приходят с юго-запада, и где
имеет место самый суровый волновой климат;
— экстремальные значения скоростей течений характерны для Ба-
ренцева моря;
— лед в Карском море большей частью местного происхождения и
однолетен. Обломки айсбергов могут появляться вблизи Новой
Земли. Некоторые многолетние образования толщиной 3—4 м
наблюдались в восточной части моря;
— торосы в Карском море главным образом имеют ориентацию,
параллельную береговой линии. Высоты парусов торосов в зоне
прибрежного льда обычно лежат в пределах 0.5—2.5 м, но мак-
симально могут достигать 3 м. В среднем, высота паруса со-
ставляет 1.2—1.8 м, а глубина и ширина киля — 8—10 м и 20 м,
соответственно. Стамухи обычно расположены на водных глуби-
нах 5—15 м.
Ледовый режим в море Бофорта значительно отличается от режи-
ма некоторых российских (например, Карского) морей. Особенно
важно, что в море Бофорта имеется существенный процент много-
летнего льда. Доля многолетнего льда в российских морях много
меньше. Таким образом, ледовые условия в море Бофорта более
суровые и ледовые нагрузки, используемые при проектировании
сооружений в море Бофорта, могут считаться максимальными для
конструкций в восточных морях.
Литература
1. Бланше Д., Вилкман Г., Головин Н., Де-Франко С. Карская экспеди-
ция 1993 года: изучение ледовых условий. Труды II Международной
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 345
конференции «Освоение Арктического шельфа России» (РАО-95),
1995,с. 242-251.
2. Гидродинамические условия шельфовой зоны морей СССР. Справоч-
ник, Т. 7. Карское море. Метеорологические условия. Л., Гидрометео-
издат, 1986, — 95 с.
3. Гидрометеорологические условия шельфовой зоны СССР. Справоч-
ник, Т. 6. Баренцево морс. Вып.1. Метеорологические условия. Л., Гид-
ромстсоиздат, 1985, —253 с.
4. Гидрометсорология и гидрохимия морей СССР. Т. 1. Баренцево море. Вып. 1.
Гидрометеорологические условия. Л., Гидромстсоиздат, 1990, —280 с.
5. Горшков С. Г., Фалеев В. И. Атлас океанов. Северный Ледовитый оксан.
Главное управление навигации и океанографии. МО СССР, 1980, —
181 с.
б. Денисов В. В., Зубакин Г. К., Соболева Д. Р. Некоторые результаты
исследования течения и дрейфа льда в юго-восточной части Барен-
цева моря (по материалам рейса 4 НИЛ «Отто Шмидт»). Труды
ААНИИ, 1987, Т. 410, с. 105-112.
7. Егоров А. Г., Спичкип В. А. Районирование морей Российского Аркти-
ческого шельфа по ледово-географическим признакам. Труды 1 Меж-
дународной конференции «Освоение Арктического шельфа России»,
М., 1994, с. 102-106.
8. Егоров А. Г., Спичкип В. А., Миронов Е. У., Тюряков А. Б. Оценка
средней и максимальной толщины ровного ледового покрова па
шельфе Баренцева и Карского морей. Тезисы докладов II Междуна-
родной конференции «Освоение Арктического шельфа России»
(РАО-95), 1995, с. 163-165.
9. Зубакин Г. К. Крупномасштабная изменчивость состояния ледового
покрова морей Европейского бассейна. Л., Гидромстсоиздат, 1987, —
160 с.
10. Кондратьев К. Я., Мелентьев В. В., Бобылев Л. П., Йоханнессен О.,
Петтерссси Л., Сандвсп С. Опыт мониторинга ледового покрова
шельфа арктических морей с использованием EPC—1. САР-изобра-
жспий. Труды II Международной конференции «Освоение Аркти-
ческого шельфа России» (РАО-95), 1995, с, 299—306.
11. Кулаков М. Ю., Павлов В. К. Диагностическая модель циркуляции вод
Северного Ледовитого океана. Труды ААНИИ, 1988, Т. 413, с. 5—17.
12. Миронов Е. У., Спичкип В. А., ЕгоровА. Г. Сезонные изменения ледо-
вых условий и их межгодовые вариации в районах освоения шельфа
Баренцева и Карского морей. Труды 1 Международной конферен-
346 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ции «Освоение Арктического шельфа России» (РАО—93), 1994,
с. 116-121.
13. Мищенко С. М. Методология определения параметров волн. Санкт-Пе-
тербургский государственный технический университет, 1996, —12 с.
14. Романов И.П. Ледяной покров арктического бассейна. Л., 1991, —
211 с.
15. СНиП 2.01,07-85. Нагрузки и воздействия. Госстрой СССР, —М.: ЦИТП
Госстроя СССР, 1987.—34 с.
16. Спичкип В. А., ЕгоровА. Г. Обзор опасных ледовитых явлений на шельфе
Баренцева и Карского морей. Тезисы докладов II Международной
конференции «Освоение Арктического шельфа России» (РАО-95),
1995, с. 134-135.
17. Танцюра А. И. Сезонные изменения течений Баренцева моря. Труды
ПИНРО, 1973, Вып.34. с. 108-112.
18. Танцюра А. И. Течения в Баренцевом море. Труды ПИНРО. Вып. 7. 1959,
с. 35-53.
19. Anderson, М, R. Grane and R. Barry (1985): Characteristics of Arctic Ocean
Ice Determined from SMMR Data for 1979. Adv. Space Res. 1995, pp. 257—261.
20. API RP 2N (1988): Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Fixed Offshore Structures in Ice Environments. First Edition,
June 1, 1988. American Petroleum Institute, Washington, DC 20005, 51 p.
21. Bourkc, R.and R. Garett (1987): Sea Ice Thickness Distribution in the Arctic
Ocean. Cold Regions Science and Technology, Vol. 13, pp. 259—280.
22. Croasdale, K. (1977): Ice Engineering for Offshore Petroleum Exploration
in Canada. The 4th International Conference on Port and Ocean
Engineering under Arctic Conditions (POAC), Newfoundland,
September 26—30, 1977, pp.l —32.
23. Hnatiuk, J. (1976): Results of an Environmental Research Program in the
Canadian Beaufort Sea. Offshore Technology Conference, OTC 2445,
Vol. I, pp. 221-234.
24. Judge (1958): The Kara Sea. Marine Obs. 28, 182 p.
25. Korppoo, S., S. Kobus and P. Salonen (1988): Problems of Using Floating
Production Units in Arctic Conditions. Proceedings of the International
Conference on Technology for Polar Areas (Polartech), Trondheim,
Vol. 2, pp. 507—521.
26. Locset, S. andT. Carstens (1996): Sea Ice and Icebergs in the Western Barents Sea
in 1987, Cold Regions Science and Technology, Vol. 24, No. 4, pp. 323—340.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 347
27. Mironov, Е. (1996): Uniform Ice Regions of the Barents Sea Ice Regime.
Proceedings of the 13th International Symposium on Ice (IAHR), Beijing,
27-30 Aug. 1996, Vol. 1, pp. 361—368.
28. Riska, K. (1995): Ice Conditions along the North-East Passage in View of
Ship Trafficability Studies. Proceedings of the 5th International and
Offshore Polar Engineering Conference (1SOPE), The Hague, 1995,
Vol. Il, pp. 420-427.
29. Sanderson, T. (1988): Ice Mechanics: Risk to Offshore Structures, 253 p.
30. Spring, W., T. Vinje and H. Jensen (1993): Iceberg and Sea Ice Data Obtained
in the Annual Expeditions of the Barents Sea Ice Data Acquisition Program
(IDAP). Proceedings of the 12th International Conference on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions, 17—20 August 1993,
Hamburg, Vol. 1, pp. 462—472.
31. Torsethaugen, K. (1989): Wind and Waves in the Barents Sea.
Naturdatakonferanse, Harstad, 26—28. Sept. 1989. SINTEF Report STF60
A89094, 33 p.
32. Vinje, T. (1985): Physical Environment, Western Barents Sea. Drift,
Composition, Morphology and Distribution of Sea Ice Fields in the Barents
Sea. In Norsk Polarinstitutt SkriftcrNr. 179 C, 26 p.
33. Wang, A.T,, J.P. Poplin and C.E. Heuer (1993): Hydrocarbon Production
Concepts for Dynamic Annual Sea Ice Regions. Proceedings of the First
International Conference on Development of the Russian Arctic Offshore
(RAO-93), St. Petersburg, September 20—24, 1993, pp. 58—182.
348
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.5. Метеорологические и гидрогеологические условия
северо-восточного шельфа острова Сахалин
в Охотском море
А. И Ермаков,
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
В. С. Вовк,
АО А «Газпром», Москва, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
6.5.1 Введение
6.5.2. Метеорологические условия
6.5.3. Гидрологические условия
6.5.4. Ледовые условия
6.5.5. Геотехнические условия
6.5.6. Сейсмическая активность
Литература
6.5.1. Введение
Особенностями северо-восточного шельфа острова Сахалин явля-
ются суровые природно-климатические условия. Это затрудняет
реализацию нефтяных проектов, а иногда требует специальных
инженерных решений для обеспечения технологической и эколо-
гической безопасности проекта и сведения потенциального ущерба
окружающей среде к минимуму.
Низкие температуры, ветер, волны, цунами, сложные ледовые ус-
ловия, сейсмическая активность, неотекгонические процессы, а также
многие другие природные явления могут не только усложнить нор-
мальную эксплуатацию месторождений в этом районе (рис. 6.25),
но и спровоцировать чрезвычайные ситуации, усугубить развитие
аварийных процессов, а также затруднить борьбу с последствиями
возможных аварий, эвакуацию и спасение персонала.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 349
Рис. 6.25. Карта Сахалина с месторождениями северо-восточного шельфа
350 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Этот регион считается исключительным по своему рыбохозяйствен-
ному значению. Сахалинский шельф Охотского моря является глав-
ным российским источником рыбопромысловых продуктов. Это
предъявляет исключительные требования к безопасной работе мор-
ских нефтедобывающих платформ, так же как и сведение к мини-
муму вредного воздействия любых работ на шельфе и создание
надежных условий для управления локализацией и ликвидацией
возможных аварийных разливов нефти.
Как известно, Сахалин является самым большим из российских
островов. От материковой части России остров отделен Татарским
проливом. Занимая площадь 78 тыс. км2, он имеет протяженность с
севера на юг 950 км. Остров Сахалин, расположенные рядом с ним
острова Монерон и Тюлений, а также Курильские острова состав-
ляют Сахалинскую область Российской Федерации, администра-
тивным центром которой является город Южно-Сахалинск. Ку-
рильские острова имеют площадь 10,6 тыс. км2 и простираются с
северо-востока на юго-запад от Камчатки до о-ва Хоккайдо на
1200 км. Общая площадь области составляет 87 тыс. км2.
Двойная цепь гор пересекает о-в Сахалин с севера на юг. Топо-
графия местности, за исключением равнинной части острова на
севере, холмистая и среднегористая. Самые высокие отметки вер-
шин горной цепи составляют от 1300 до 1400 м. Южная часть
острова — это продолжение горной цепи, идущей с запада.
Численность населения области составляет немногим более
600 тыс. человек. Общая численность малых народов Севера — око-
ло 3,5 тыс. человек.
Север Сахалина расположен в зоне тундры с характерной для этой
местности редкой кустарниковой растительностью. Центральная же
часть острова покрыта лесом. Здесь наиболее распространены ель,
лиственница, пихта. В лесах Сахалина обитают пушные породы
зверей (соболь, лиса, ондатра, норка, белка и др.).
Морские пространства, окружающие область, богаты крабами,
рыбой (лосось, сельдь, треска), морским зверем (морской котик,
сивуч), морскими водорослями и другими биологическими ресур-
сами моря.
На Сахалине известны многие виды полезных ископаемых. Глав-
ные из них — энергетические (нефть, газ, каменный и бурый
уголь). Кроме этого на острове имеются запасы черных (хром,
Глава б. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 351
марганец, титан, железо) цветных (медь, свинец, цинк, никель,
кобальт), редких (ртуть, сурьма, вольфрам) металлов, редкозе-
мельных элементов, а также месторождения неметаллических по-
лезных ископаемых. Сахалин богат также минеральными водами и
лечебными грязями.
Разведанные запасы углеводородов сахалинского шельфа состав-
ляют: природного газа — свыше 630 млрд м3, нефти — около
400 млн м3, газового конденсата — более 35 млрд м3 [ 1 ]. Имею-
щиеся данные позволяют рассчитывать на увеличение прогноз-
ных запасов на шельфе, как минимум, в 1,5 раза. К наиболее
богатым месторождениям углеводородов, открытым на Сахали-
не в семидесятые годы, относятся: Чайво, Одопту, Аркутун-
Даги, Пильтун-Астохское (ПА), Лунское (табл. 6.16). Они рас-
положены в северо-восточной части Сахалинского шельфа. Раз-
работка этих месторождений осуществляется в соответствии
с соглашениями о разделе продукции с зарубежными компани-
ями в рамках проектов Сахалин-1 и Сахалин-2 [2].
Будущее нефтяной промышленности острова также связывается с
реализацией проектов Сахалин-3, Сахалин-4, Сахалин-5.
Таблица 6.16. Основные месторождения северо-восточного
шельфа о-ва Сахалин
Месторождение Тип углеводородов Запас Глубина воды, м Расстояние от берега, км
Одопту Нефть Газ Конденсат 42 млн м3 198 млрд м3 11 млн м3 25-30 6-10
Чайво Нефть Газ Конденсат 26 млн м3 173 млрд м’ 13 млн м3 20-25 10-13
Аркутун-Даги Нефть Газ Конденсат 113 млн м3 292 млрд м3 16 млн м3 35-50 23-33
Астохскос Нефть Газ Конденсат 140 млн м3 183 млрд м3 10 млн м’ 30 16
Лунское Нефть Газ Конденсат 8 млн м3 400 млрд м3 32 млн м3 50 13
352 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Для успешной реализации проектов и принятия правильных кри-
териев при проектирования нефтегазовых сооружений необходимо
иметь объективную информацию об условия,х местности. Данная
статья посвящена описанию метеорологических, гидрогеологичес-
ких и других проектных условий северо-восточного шельфа
о-ва Сахалин.
6.5.2. Метеорологические условия
Из-за влияния континентальной части Сибири климат Сахалина
чрезвычайно суров. Несмотря на то, что средняя температура воз-
духа на острове выше, чем на материке, сильные ветры, типич-
ные ддя холодного времени года — основная причина экстремаль-
но низких температур.
Большая протяженность территории с севера на юг сказывается на
широтных климатических различиях острова, которые в зимний
период весьма существенны. Зима в северных и центральных райо-
нах Сахалина суровая. В южных районах зима более мягкая, но
отличается частыми метелями, сильными ветрами, большой об-
лачностью. Лето прохладное, влажное, с туманом и моросящими
осадками. Только вторая половина августа и сентябрь обычно ха-
рактеризуются ясной и теплой погодой за исключением периода,
когда на Сахалин выходят тропические циклоны (тайфуны), при-
носящие с собой штормовые ветры и обильные осадки со средней
продолжительностью 4—5 суток.
Температура воздуха в летние месяцы на северо-восточном побе-
режье о-ва Сахалин более низкая по сравнению с соответствую-
щими широтами западного побережья, что связано с наличием
холодного Восточно-Сахалинского течения, атакже влиянием дрей-
фующего льда (в отдельные годы до июля). Средняя годовая тем-
пература воздуха в районах месторождений отрицательная и прак-
тически мало различается. Так, для месторождения Чайво она со-
ставляет минус 3.0°С, для месторождения Одопту — минус 3.6°С,
Аркутун-Даги и Пильтун-Астохское — минус 2.6°С. Длительность
холодного периода колеблется и составляет 195—217 дней в году.
Самым холодным месяцем является январь: месторождение Чайво —
минус 20.3°С, месторождение Одопту — минус 21.ГС, Аркутун-
Даги и Пильтун-Астохское — минус 19.8°С. Данные о среднегодо-
вой температуре воздуха по месяцам для района Пильтун-Астохс-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 353
кого месторождения, полученные в результате исследований Са-
халинского агентства по гидрометеорологии и контролю за окру-
жающей средой (Сахгидромет) и наблюдений, проведенных на
береговых метеорологических станциях в Одопту, Чайво, Комро-
во в 1996 году показаны в табл. 6.17.
Таблица 6.17. Среднегодовая температура но месяцам,
зарегистрированная в 1996 г.
Характе- ристика Температура воздуха и районе месторождения ПА, °C
Яив. Фев. Март Апр. Май Июнь Июль Авг. Сент. Окт. нояб. Дек.
Средняя -19.8 -17.8 -12.5 -4.2 0.6 4.9 9.6 13.) 10.3 4 -4 -15.4
Макси- мальная 1 2 8 12 24 31 34 36 27 22 11 2
Мини- мальная -39 -38 -36 -30 11 -4 -1 3 -2 -J5 -28 -35
Переход среднесуточной температуры воздуха через 0°С в весенний
период происходит, в основном, для всех площадей одинаково
(с разницей на несколько дней) в первой половине мая, а в осен-
ний период — в третьей декаде октября.
Специфической особенностью климата северо-восточной части
шельфа Сахалина, особенно в районе месторождений Чайво, Одопту
и Аркутун-Даги, является муссонная циркуляция воздушных масс.
Условия ветра характеризуются сезонной направленностью с ма-
терика и с океана. В холодное время года наблюдается преоблада-
ние северного, северо-западного и западного направлений, в зна-
чительной степени вызванное деловитостью Охотского моря. По
мере приближения теплого периода над прогретым материком ус-
танавливается область пониженного давления, а над более холод-
ным Охотским морем образуется ядро повышенного давления. Пре-
обладающими становятся ветры юго-восточных, восточных направ-
лений и наступает летний муссон, с которым связано влажное,
прохладное лето, с частыми осадками и туманами.
Муссоны умеренных широт оказывают влияние на ветровой ре-
жим этого района, имеющий хорошо выраженную сезонную пе-
риодичность. Средняя годовая скорость ветра, например для райо-
на месторождения Чайво, составляет 6.0 м/с, для района место-
рождения Одопту — 7 м/с и для района месторождения Аркутун-
23. А. Б. Золотухин и др.
354 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Даги — 7.3 м/с. Максимальные скорости ветра наблюдаются в ос-
новном в холодный период года (ноябрь—январь) и при прохож-
дении глубоких циклонов и тайфунов (скорость ветра
20 м/с и более и порывами до 25—30 м/с).
Через остров проходит около ста глубоких циклонов и 5—7 тайфу-
нов со скоростью ветра 50—60 метров в секунду. Спокойная погода
наблюдается редко. Число дней с сильными ветрами (15 м/с и более)
колеблется в среднем от 40 до 90 дней, а наибольшее число состав-
ляет 62—128 дней. Повторяемость штилей и слабых ветров в зим-
ний период минимальна и не превышает 20—30%, а в летний
период составляет до 50—60%. Скорости ветра в районе Пильтун-
Астохского месторождения приведены в табл. 6.18.
Таблица 6.18. Скорость ветра (м/с) повторяемостью п лет
(на высоте 10 м над уровнем моря)
Период осреднения Период повторяемости п, лет
2 10 25 50 100
1 ч 25 32 34 38 41
1 мин 33 42 46 50 54
Зс 36 46 50 55 59
Муссонная циркуляция воздуха и наличие большого водного бас-
сейна особенно влияют на влажность и осадки. Относительная влаж-
ность в районах месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги
высокая в течение всего года. Особенностью муссонного характера
осадков этих районов является то, что за теплый период их выпа-
дает до 65—80% годовой нормы.
Снег в этом районе Сахалина обычно лежит до 200 дней. При
прохождении циклонов и тайфунов возникают метели. Наиболь-
шее число дней с метелью наблюдается в основном в ноябре-
январе, но для данного района метели бывают и в октябре, а
также в мае. Особенностью метелей на Сахалине является их соче-
тание с низкими температурами воздуха.
На северо-восточном шельфе Сахалина в течение октября—мая
возможны атмосферное и морское обледенение морских сооруже-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 355
ний, отложение гололеда и налипание мокрого снега на поверхно-
сти строений, линиях связи и электропередач, образование измо-
рози, когда температура воздуха становится 0°С и ниже (табл. 6.19).
Таблица 6.19. Число дней вероятного обледенения верхних строений
морских нефтегазовых сооружений
Характеристика Месяц
Октябрь 11оябрь Декабрь
Максимум 2.0 14.0 21.0
Средняя 0.2 6.4 11.7
Минимум 0.0 3.0 6.0
Метеорологические наблюдения показывают, что верхние строе-
ния платформ могут быть покрыты льдом 21 день в году, преиму-
щественно в декабре. Ледовое покрытие возникает вследствие влаж-
ного воздуха, холодного дождя, аккумуляции на строении плот-
ного тумана (атмосферный лед) или брызг воды в случае ударов
волн о сооружение. Наиболее опасная ситуация для конструкции
характеризуется сочетанием атмосферного и брызгового обледене-
ния, которое наиболее опасно для антенн и систем связи. Средний
годовой вес при обледенении проводов составляет 49 г/м, а мак-
симальный 660 г/м. При экстремальных условиях нагрузка на про-
вода может достигнуть от 8 до 14 кг/м. Имеющиеся наблюдения за
состоянием судов в Охотском море показывают, что в подавляю-
щем большинстве случаев их обледенение происходит от забрыз-
гивания и заливания забортной водой (98.6% или около 200 слу-
чаев) и редко (1.4%) от других причин (атмосферное и смешан-
ное обледенения). Наблюдения на самоподъемной буровой уста-
новке Оха-1 для температуры воздуха минус 15°С и скорости ветра
15 м/с показывает, что толщина льда для ноября составила 1.1м.
Максимальная же толщина может достигать значений 3.3 м.
Среди негативных характеристик климата этого региона — час-
тые и продолжительные туманы, преимущественно в теплое вре-
мя года.
Особенностью региона является низкая облачность. В летнее время
облака высотой 100 метров и меньше с облачностью класса 5 от-
356 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
мечались в 25—45% зарегистрированных наблюдений. Облачность
класса 5 с высотой облаков менее 1000 метров зафиксированы в
65—80% всех наблюдений в течение 18—24 дней из 31 дня летнего
периода.
При прохождении холодных фронтов возможны грозы. Грозовая
деятельность для данного района характерна в основном в летние
месяцы, но бывает и в ноябре.
Выпадение града — редкое явление, однако, отмечаемое в ряде
случаев. Чаще всего это происходит в августе—октябре.
6.5.3. Гидрологические условия
Акватория северо-восточного шельфа острова Сахалин находится
под влиянием холодных течений меридионального направления и
характеризуется среднегодовой температурой воды от 2 до 3°С.
Максимальная температура воды в наиболее теплый период (с июля
по сентябрь) не превышает 15°С.
Общий характер волнения тесно связан с циркуляцией атмосферы
над Охотским морем. В период летнего муссона (июнь—август)
наблюдается волнение в основном юго-восточного и южного на-
правлений с высотами волн 0.5—1.5 м. С началом зимнего муссона
возрастает повторяемость волнения северо-восточного и северного
направлений с преобладающими высотами волн 1.5—2.5 м. Мак-
симальная высота волны была зафиксирована в октябре—ноябре
1988 г. и составила 11.4 м.
По результатам наблюдений максимальная амплитуда колебаний
уровня моря на акватории месторождения Чайво составила 233 см
(максимум 87 см, минимум 146 см). Спектральный анализ пока-
зал, что колебания уровня моря в этом районе определяются
сезонной, приливно-отливной и метеорологической составляю-
щей (табл. 6.20).
Для акваторий месторождений северо-восточного шельфа Сахали-
на характерен перенос водных масс по оси север—юг. Преобладают
приливные течения суточного типа, причем приливные течения
направлены на юг, а отливные на север. Расчетные параметры те-
чений повторяемостью п лет на различных глубинах моря приведе-
ны в табл. 6.21.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 357
Т аблица 6.20. Расчетные параметры уровня моря
Параметр Уровеньморя, м
Наивысший уровеньморя с повторяемостью в 100 лет 2.2
Приливной уровень плюс ветровой нагон 2
Наивысший среднегодовой уровеньморя 1.05
Наивысший уровень прилива с повторяемостью в 100 лет 0.9
Средний уровеньморя 0
Наинизший уровеньморя -1.2
Наинизший уровеньморя с повторяемостью ц 100 лет -1.7
Таблица 6.21. Расчетные параметры течений повторяемостью п лет
Период повторяемости я лет
Глубина моря, м 100 5 L 2
Расчетный профиль (см/с) по глубине
0 189 165 165
5 184 149 148
10 184 149 Ц8
20 178 144 143
25 152 118 117
30 87 53 52
Территория северо-восточного шельфа расположена недалеко от
Курильских островов, являющихся одним из наиболее сейсми-
чески активных районов земного шара и одним из зон возникнове-
ния цунами. Тем не менее, при глубине воды более 40 метров
максимальная амплитуда цунами, вызванная землетрясением мощ-
ностью выше, чем 7.5 баллов по шкале Рихтера, не будет превы-
шать 1.9 м и не окажет разрушающего воздействия на морские
нефтегазовые сооружения.
6.5.4. Ледовые условия
Единственным типом льда, представленным в Охотском море,
является однолетний лед [3|. Средняя продолжительность ледового
358 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
периода, например в районе Пильтуи-Астохского месторождения,
составляет 180— 190 дней. Интересно отметить, что за последнее время
максимальная продолжительность ледового периода, наблюдавшая-
ся зимой 1990—1991 гг., составила 218 дней, в то время как мини-
мальная продолжительность (зима 1983/84) составила 162 дня. Обычно
ледообразование начинается 6 декабря (± 7 дней), а первая чистая
вода (сплоченность льда меньше 1 балла) — 10 июня (± 10 дней).
Самос раннее формирование льда наблюдалось в 1989 г. (21 нояб-
ря), а самое позднее очищение — в 1991 г. (9 июля).
Дрейфующий лед у побережья о-ва Сахалин формируется в севе-
ро-западной части Охотского моря, где толщина ровного льда в
конце зимы достигает 1.6—1.7 м.
Максимальная толщина наслоенного льда, измеренная в 1995 г.,
составила 2.7 м. Имеются данные, указывающие на то, что макси-
мальная толщина наслоенного льда может составлять от 3.5 до 4 м,
что, по-видимому, не превышает максимальную толщину льда
в Арктике. Под воздействием сильных параллельных берегу при-
брежных течений генеральный дрейф льда направлен на юг. Сред-
няя скорость перемещения льда в январе—феврале составила
0.5—0.6 м/с в направлении на юго-восток, и 0.3—0.4 м/с в на-
правлении на юг в период с марта по июнь. Скорость перемеще-
ния льда 1.7 м/с, представляющая обеспеченность 99%, наблюда-
лась в январе, когда толщина и сплоченность льда невелики. Ско-
рость 1.0 и 1.1 м/с с 99% обеспеченностью наблюдались соответ-
ственно в марте и апреле (табл. 6.22).
Среднее значение прочности льда на сжатие в этом районе состав-
ляет 1.9 МПа. В апреле среднее значение прочности на сжатие сни-
жается до 1.2 МПа. Предельные значения находятся в диапазоне
3.5—4.0 МПа в феврале—марте и 2.0—2.5 МПа в апреле. Значения
средней прочности льда на изгиб по результатам испытания кон-
сольных балок на плаву не превышали 0.5 МПа для однолетнего
толстого льда (табл. 6.23).
В середине зимы (февраль—апрель) среднее количество гряд льда с
высотой надводной части торосов (паруса) более 1 м составляет
5—7 на км. Средняя высота паруса для всех торосов с высотой над-
водной части более I м в районе месторождения 1.4— 1.8 м (табл. 6.24).
Средняя высота паруса высоких торосов составляет 2.8 м, в то
время как значения высоты паруса тороса, используемые для вы-
работки проектных критериев ледовых нагрузок, распределяются
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 359
Таблица 6.22. Ледовые условия
Бсзлсдоный период (открытая вода) Около 6 мес. (с конца июня до середины ноября) в среднем 173+15 дней, в зависимости от месторождения)
Период строительных работ (из-за воли, ветра, тумана и льда) 55+10 дней (с июля по октябрь)
Размер ледяных полей: максимальные замеченные площадь 33x21 км 518 км2
Максимальная средняя толщина ровного льда 1 раз в 100 лет: термического происхождения наслоенного (.5 м 3.0 м
Скорость дрейфа льда: средняя Одопту Чайво Аркутуц-Дагинскос максимальная Одопту Чайво Аркутуп-Даги некое 0.2 м/с 0.4 м/с 0.5 м/с 1.8 м/с 2.1 м/с 1.9 м/с
Таблица 6.23. Механические характеристики льда
Прочностьконсолидированногольда на дробление при воздействии на опору ледостойкой стационарной платформы 2.4 МПа
Прочность на изгиб: ровный дед консолидированное ледяное образование 0.6 МПа 0.45 МПа
Локальное давление льда (площадь контакта около 10 м2): консолидированная часть— нагроможденный и ровный лед неконсолидированные нагромождения 4.0 МПа 2.0 МПа
Параметры прочности нагромождений: эффективное сцепление эффективный угол внутреннего трения расчетная соленостьльда 0.034 МПа 450 3-4%
в диапазоне 5.5—6.0 м. Соответствующие им значения глубины
киля распределяются в диапазоне 22—24 м. Выполненные расчеты
показали, что частота появления торосов со средней высотой паруса
360 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 6.24. Максимальные геометрические размеры стамух (м)
в районе месторождений (включая неконсолидированные и
консолидированные нагромождения)
Высота надводной части (макс.) 18
Глубина подводной части 18
Общая толщина (макс.) 36
Ширина (макс.) 135
Длина (макс.) 300
Параметры торосов и гряд торосов (1 раз в 100 лет):
Высота паруса (сред./макс.) 1,5/5.5
Глубина киля (сред./макс.) 11/30
Общая толщина (срсд./макс.) 13.5/35
Ширина (сред./макс.) 16.6/60
Длина (сред./макс.) 25/60
Максимальная толщина консолидированной части тороса 5.0
(2.7—2.9 м) — один торос на 250—600 км. Типичные
и предельные значения ширины гряды торосов составляют, соот-
ветственно, 50—70 м и 100—120 м. Измерения показали, что сред-
нее 31 качение толщины консолидированной части тороса составляет
2.4 м при максимальном значении 2.8 м.
6.5.5. Геотехнические условия
В результате инженерно-геологических исследований, проведенных
на северо-восточном шельфе Сахалина, было установлено, что в
этом районе существует мощная толща складчатых пород неогено-
вого образования. Она перекрыта тонким поверхностным слоем
(мощностью менее 4 м) песков и гравия четвертичного периода.
Неогеновые осадки представлены неподатливыми суглинками и
супесью, залегающими под углом 2—5° вследствие поднятия и
деформации. Осадочные породы переуплотнены.
Местами мощность четвертичных отложений увеличивается в па-
леодолинах, заполненных осадочными породами. Эти палеорусла
имеют ширину 0.5—1.5 км, глубину 12—25 м и занимают
10—20% площади района.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 361
Поверхностные донные отложения в этом районе представлены
крупным песком и гравием в виде подвижных песчаных гряд вы-
сотой 0.5—1 м.
Проведенными исследованиями установлено наличие газа в верх-
них слоях горных пород (табл. 6.25).
Таблица 6.25. Геотехнические данные для разработки проекта освоения
месторождений Одопту, Чайво и Аркутуи-Даги
Типы грунтов на площадках установки платформ (0—100 м)
Одопту и Чайво Аркутун-Даги Переслаивание плотных песков и глин Переслаивание песчаных и мягких глинистых грунтов
Угол внутреннего трения грунтов: Одопту и Чайво Аркутун-Даги Сопротивление педрснированному сдвигу 30-35“ Менсе 23° 0.1-0.3 МПА
Мощность литодинамичсского активного слоя при глубине воды, м: менее 10 м от 10 до 40 м более 40 м 2.0-4.0 м 1.5-3.0 м 1.0 м
Ледовое пропахивание: диапазон глубин глубина борозд От 0 до 30 м До 3.0 м
6.5.6. Сейсмическая активность
В соответствии с проектом международного стандарта (ISO) на
проектирование сейсмостойких морских платформ северо-восточ-
ный шельф Сахалина относится к зоне с ускорением 0.1g, что
соответствует зоне 2 по классификации Американского нефтяного
института.
СНиП 11-7-81 «Строительство в сейсмических районах» область
нефтегазовых месторождений на шельфе Сахалина относит к зоне
7-балльной сейсмической опасности с повторяемостью таких со-
трясений один раз в 1000 лет. По составленной после землетрясе-
ния в поселке Нефтегорск 27 мая 1995 года «Временной схеме
сейсмического районирования Сахалинской области» опасность этой
зоны повышена до 9 баллов с тем же периодом повторения воз-
действий (табл. 6.26).
362 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 6.26. Сейсмические условия (данные по землетрясениям)
1 раз n 100 лет
Ускорение Интенсивность (MSK-64) Магнитуда 0.16g 7.6 6.0
1 раз в 1000 лет
Ускорение Интенсивность (MSK.-64) Магнитуда 0.25 g 8.5 6.5
Литература
1. Нефть и газ Сахалина // Нефтегазовая вертикаль, 1998.
2. Ермаков А.И., Трусков П.А. Первый на шельфе России проект на
основе соглашения о разделе продукции. Труды III Международной
конференции «Освоение Арктического шельфа России» (РАО-97).
3. Астафьев В.Н., Сурков Г.А., Трусков П.А. Торосы и стамухи Охотско-
го моря, 1997, 197с.
4. Sakhalin plans to set tougher terms in upcoming tender for offshore fields.
Russian petroleum investor. Dcscmbcr 1997/January 1998.
Глава б. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 363
6.6. Нагрузки от волн и течений
Г. Мое
Норвежский университет науки и техники, Троидхейм, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
6.6.1. Линейная волновая теория
6.6.2. Волновые нагрузки
6.6.3. Теория потенциалов
6.6.3.1. Общие замечания
6.6.3.2. Обтекание цилиндра установившимся потоком
6.6.3.3. Обтекание цилиндра колеблющимся потоком (Л/£»5)
6.6.3.4. Колебание цилиндра и спокойной воде
6.6.4. Результаты экспериментов по определению нагрузок в вязкой жидкости
6.6.4.1. Разделение потоков при обтекании неподвижного цилиндра
в установившемся режиме
6.6.5. Разделение потока за неподвижным цилиндром в колеблющемся
потоке: формула Морисона
6.6.6. Определение волновых нагрузок
6.6.7. Осевое растяжение
Литература
6.6.1. Линейная волновая теория
Данные о профиле, гидродинамическом давлении, а также о ско-
рости и ускорении частиц жидкости в установившейся гармони-
ческой волне приведены в табл. 6.27. Отметим, что волны распрос-
траняются в направлении, совпадающим с положительным на-
правлением оси х Поскольку фаза волны выбрана произвольно,
угол сдвига фаз 0о должен быть учтен во всех выражениях типа
0 = tyst—kx. Например, при 0о = я/2 функция sin (0 +я/2)= cos 0.
Тогда, во всех выражениях для потенциала, вертикальной скорос-
ти и т.д. следует учитывать параметр — sin(co/—kx), а в выражении
Таблица 6.27. Профиль, гидродинамическое давление, скорость и ускорение
частиц жидкости в установившейся гармонической волне
Линейная волновая теория
Параметр Мелководье d/X <1/20 Средние глубины 1/20 <d/X< 1/2 Глубокие воды d/X >1/2
Скоростной потенциал и — 7Ф . ag coshk(z+ d) , , , ф = — i cos (coz - kx) co cos h kd ag coshA-(c + d) / , \ ф = — cos (cor - kx) co cos h kd Ф = — ek' cos(coz -kx) co
co2 = gk:d co2 = gk tan \ikd
Длина волны . g , 2nd X = — T' tanh 2л A. . _g_T2L J 56 T1) 2n K '
Профиль волны т) = asin(coZ-kx) T) = as\nfat-kx) T) = osin(coz - kx)
Динамическое давление pd ^p^asin(coz-Lr) „ coshk(z + d) . t , , /> pga sin(w/ kx) cos h kd pd = pgaek: sin(cor-/cv)
Горизонтальная скорость частицы воды и = — sin(w/- kx) kd coshk(z + d) . , , x и - сод -sin (со/ -kx) cosh kd и = (aaekz sin (со/- kx)
Вертикальная скорость частицы воды w = aa ~+ cos(coz - kx) d sin hA’(c + c/) / , , w = coo cos (co/ - kx ) sin h kd w = соде*г cos(co/ - kx)
Горизонтальное ускорение частицы воды Вертикальное ускорение частицы воды Групповая скорость й = cos(co/ - kx) kd w = -со2д z + sfn fa/ - kx) d cx ~ c , cosh£(j+ d) t , \ и = co-д cos (со/ -kx) sinh kd х sin h k (z + d) . / , \ iv = —to - a 5 si n (coz - kx ) sinh W c = f 2 sinh2^J й = (x>2aekz cQsfat - kx) vv = -co2aex’ sin(co/ - kx) “ 2C
со = 2л/Т; k=2nJX Т — период волны 2. — длина волны а — амплитуда волны g — ускорение свободного падения с -Х/Т — фазовая скорость t — время x — направление распростране- ния z — вертикальная координата, направленная вверх, с началом на уровне спокойной волны d — глубина воды pd— динамическое давление Px-o +p — обшее давление в воде r a ‘ gz г о (-p^)— гидростатическое давление ро — атмосферное давление E~\/2pga2 — волновая энергия (на единицу поверхности) P=Ecg — волновая энергия потока (на единицу ширины вдоль гребня волны)
364 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений I Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа
366 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
волнового профиля, горизонтальной скорости и т.д. — параметр
cos((or—Ах). Комплексная форма, в которой гармонические функции
выражены через действительные или мнимые части exp(or—kx), также
могут быть использованы.
6.6.2. Волновые нагрузки
Шельфовые сооружения Арктики могут быть подвержены влия-
нию различных видов нагрузок, таких как гравитационное и гид-
ростатическое давление, внешние нагрузки от волнения, течения,
ветра, льда, снега и, наконец, случайных нагрузок, таких как зем-
летрясения, столкновения (с судами и воздушными транспортными
средствами) или пожары. Рассмотрим нагрузки, вызванные действи-
ем волнения и течений. Для большинства шельфовых сооружений
они представляют наиболее существенную часть общих нагрузок.
При движении воды относительно погруженного тела, создаются
силы, воздействующие на него. Эти нагрузки могут быть несколь-
ких типов. Некоторые из них легко описываются аналитически,
другие могут быть определены только на основе эксперименталь-
ных исследований.
Одним из первых, внесшим вклад в изучение гидродинамических
явлений, был Леонардо Да Винчи. Он писал: «Помните, при рас-
суждениях о воде, сначала нужно побуждать опыт, а затем разум».
Следуя этому совету рассмотрим рис. 6.26, демонстрирующий яв-
ления, развивающиеся при воздействии установившегося потока
со скоростью и0 на находящийся в воде цилиндр.
На рис. 6.26,а показан поток, примерно симметричный с фрон-
тальной и тыловой сторон. Затем с тыловой стороны можно заме-
тить небольшие вихри, постепенно начинающие возрастать
(рис. 6.26,б,в,г.) На рис. 6.26,д вихри в тыловой части цилиндра
настолько велики, что могут начать срываться. На рис. 6.26,е пока-
зан установившийся поток, действующий в течение длительного
времени с образованием большого числа вихрей.
Эксперимент наглядно демонстрирует, что явления, сопровожда-
ющие обтекание, зависят не только от скорости потока одинако-
вой для всех примеров. Очевидно, что процесс развивается во време-
ни. На рис. 6.26.а явление обтекания схоже с происходящим
в идеальной жидкости (теория потенциалов). Стечением времени
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 367
Рис. 6.26. Стадии развития потока (слева направо) вдоль круглого цилиндра.
Скорость потока быстро увеличивается, а затем сохраняется постоянной [2]
начинают развиваться другие процессы с образованием вихрей,
развивающихся и срывающихся с фронтальной и тыловой частей
цилиндра. При срыве вихрей возникает поперечная сила и проис-
ходят пульсации продольной силы. Таким образом, доказано, что
нагрузка на тело зависит не только от мгновенного значения ско-
рости потока, но также и от «истории воздействия потока».
«Формирование вихрей» является общим термином для обозначе-
ния явлений, изображенных на рис. 6.26,а — 6.26,д. На рис. 6.26,<?
демонстрируется срыв вихрей.
368 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
В фундаментальных теориях чаще рассматривается идеальная жид-
кость, когда силами, возникающими за счет вязкости (касатель-
ными напряжениями), можно пренебречь по сравнению с нор-
мальными напряжениями, которые, будучи равными во всех на-
правлениях, известны как давление жидкости.
Если движение безвихревое, то явления могут рассматриваться на
основании уравнения для потенциала скорости. Это так называе-
мое уравнение Лапласа. Безвихревым является движение, при ко-
тором в каждой частице отсутствует вращательная часть движе-
ния, например вокруг своего центра тяжести. В идеальной жидко-
сти не возникает касательных напряжений, приводящих к враще-
нию частиц жидкости.
Довольно часто использование теории потенциалов дает хорошие
результаты при оценке нагрузок на тела, но иногда этот метод
полностью непригоден. Одной из проблем потенциальной теории
является то, что она завышает скорости частиц жидкости на по-
верхности тела. Скорость на поверхности должна быть равна нулю
как результат адгезии между молекулами воды и неподвижными
телами. В большинстве случаев возможно получить верное реше-
ние, используя более точную модель, рассматривающую тонкий
пограничный слой, обладающий вязкостью. Теория потенциалов
используется за пределами такого слоя. В пределах пограничного
слоя, скорость деформаций на срез столь велика, что перерезыва-
ющие силы существенны, даже при малой вязкости (модуле сдви-
га). Этот подход дает хорошее решение для обтекаемых преград,
таких как суда и самолеты.
Если поперечное сечение имеет необтекаемую форму, возникает
дополнительное явление, называемое срывом вихрей. Это означа-
ет, что движущийся вдоль поверхности тела поток срывается
в некоторых точках. Позади тела возникает зона движения вод-
ных масс, называемая застойной (рис. 6.27). Аналогичное явление
показано на рис. 6.26,е. Из рис. 6.26 также следует, что до срыва
потока должно пройти какое-то время. Если течение изменит на-
правление до того, как произойдет срыв, решение, основанное
на теории потенциалов с учетом граничного слоя, будет прибли-
зительно точным.
Среда, которая не может быть описана на основании теории иде-
альной жидкости, называется вязкой. Например, в случаях, когда
внутренним трением жидкости нельзя пренебречь. Для тел плохо-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 369
Рис. 6.27. Течение вокруг круглого цилиндра
обтекаемого поперечного сечения, силы трения по поверхности
в направлении движения потока, обычно вносят меньший вклад
в силу вязкости. Такие силы трения характерны для всех ситуаций
движения потоков, указанных на рис. 6.26,а—д, в то время как
для случая на рис. 6.26,е наибольшее влияние на продольную на-
грузку оказывают силы нормального давления. Это относится ко
всем примерам, представляющим интерес в инженерной практи-
ке, но только если цилиндр не очень мал.
Используя уравнение Бернулли для описания движения потока
вдоль поверхности тела от точки А до точки Р, легко заметить,
что наибольшее давление будет там, где скорость равна нулю,
а наименьшее в точке Р', где скорость максимальная. С тыловой
стороны цилиндра, давление будет приблизительно равным дей-
ствующему в точке Р'. Это следует из баланса давлений на отдель-
ных слоях. В итоге на цилиндр действует результирующая сила,
вызванная разницей давлений на поверхности цилиндра. Эта сила
обычно называется силой лобового сопротивления. Силы, действу-
ющие по нормали к направлению потока, называются подьемны-
ми, поскольку они аналогичны силам, действующим на крыло
самолета. Заметим, что обычно подьемные силы на крыло самолета
направлены в одну сторону, в то время как поперечная сила,
действующая на цилиндр, изменяется по направлению в зависи-
мости от того, где происходит срыв вихрей — на верхней или
нижней сторонах цилиндра.
24. А. Б. Золотухин и др.
370 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
При проектировании обтекаемых элементов морских сооружений
важно знать происходит срыв потока или нет. Как указывалось
ранее, это зависит от того, как быстро изменяется поток, и в
дальнейшем будет показано, что для волн заданной скорости, ам-
плитуды и периода срыв происходит для тел, имеющих наимень-
шее поперечное сечение. Поэтому преграды, для которых волно-
вые нагрузки могут быть определены исходя из теории потенциа-
лов, обычно называются преградами больших поперечных разме-
ров. Следует подчеркнуть, что, кроме размеров преграды, суще-
ствуют другие решающие факторы. Но термин «преграды больших
поперечных размеров» достаточно распространен и будет исполь-
зоваться в тексте для обозначения ситуаций, когда волновые на-
грузки могут быть определены согласно теории потенциалов.
6.6.3. Теория потенциалов
6.6.3.1. Общие замечания
Идеальная жидкость является несжимаемой и безвихревой. Несжи-
маемость жидкости означает, что
Это уравнение легко может быть получено при рассмотрении
потока жидкости через выделенный в ней призматический эле-
мент. В направлении оси х входной поток в единицу времени
в рассматриваемый обьем будет составлять udydz, а выходной
поток [u+(du/dx)dx]dydz. Поток внутри элемента в направлении
оси х составит (du/dx)dxdydz- Далее, рассматривая все три направле-
ния и разделив на величину dxdydz, получим уравнение (6.5). Этот
вывод приведен в большинстве книг по основам гидромеханики.
Согласно рис. 6.28 среднее значение поворота сторон элемента жид-
кости вокруг оси z в точке с координатами (х, у, z) составит
1/2(Эу/Эх—ди/ду). Отсутствие вращательной части движения вок-
руг любой оси означает
ди/ду—Эу/Эх = 0;
Эу/Э^—dw/dy = 0;
Sw/Sx—Эи/Э^ = 0.
(6.6, а)
(6.6,6)
(6.6, в)
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 371
Определяем потенциал ф как:
Эф/'Э.х ~ и\ (6.7,а)
Эф/Эу = v; (6.7,6)
Эф/Э^ = iv. (6.7,в)
Тогда уравнение (6.6) будет автоматически удовлетворено.
Подставляя уравнение (6.7) в уравнение (6.5), получим:
Э2ф Э2ф Э2ф
дх2 ду2 д%2
= о.
(6.8)
Это уравнение называется уравнением Лапласа. Поскольку уравне-
ние (6.8) основано на уравнениях (6.7), вводящих в рассмотрение
потенциал скорости ф, мы говорим, что использование уравнения
(6.8) является решением на основе теории потенциалов. Отметим,
что скорость в произвольном направлении п определяется как Эф/Э/z.
Зная потенциал скоростей, можно определить скорость частиц
жидкости в любой точке пространства. При выборе новой системы
координат (д, t, s), потенциал не изменится. Согласно определе-
нию потенциала (уравнение (6.7), скорости по трем новым на-
правлениям выражаются как Эф/Эя, Эф/Э/, Эф/Эу.
372 Часть Ц. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Разработано много эффективных математических приемов реше-
ния уравнения Лапласа. Мы рассмотрим только наиболее распрост-
раненные. Часто мы просто будем приводить готовые решения и
показывать их справедливость.
Постановка задачи
Решение теории потенциалов для стационарного тела и несжимае-
мой, безвихревой, невязкой жидкости должно удовлетворять трем
требованиям:
— уравнение Лапласа 72ф = 0 должно быть справедливо для всей
жидкости.
— нормальная составляющая скорости частицы на поверхности
неподвижного тела (-Ув) должна быть равна нулю, Эф/Эл = 0.
— потенциал скоростей вдали от тела должен быть близок к ис-
ходному потенциалу ф().
6.6.3.2. Обтекание цилиндра установившимся потоком
Начальный потенциал установившегося потока, распространяю-
щегося в положительном направлении оси .г со скоростью U, будет
(рис. 6.29):
ф0= Ux = Urcos 9. (6.9)
Использование полярных координат в решении для преград ци-
линдрической формы упрощает формулировку граничных усло-
вий.
Рис. 6.29. Система координат, картина обтекания и скорость на поверхности
цилиндра
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 373
Для удовлетворения приведенным выше условиям должен учиты-
ваться дифракционный потенциал. Для стационарного цилиндра с
продольной осью, перпендикулярной направлению течения, этот
потенциал будет
ф, = U(R2/r) cos 9. (6.10)
Таким образом полный потенциал составляет
ф = ф„+ ф,-
Этот потенциал отвечает приводимым выше требованиям.
Воспользовавшись представлением уравнения Лапласа в полярных
координатах легко убедиться, что потенциал удовлетворяет ему:
Г dr dr ) г1 3Q2
Составляющая скорости, перпендикулярная к поверхности:
и,=^о.
дг
Можно легко показать, что если ф —»ф то г—><».
Составляющая скорости, направленная по касательной к поверх-
ности, будет
l/s=i|| = -2l/sine.
Г 00
Рис.6.29 показывает, что составляющая параметра uQ вдоль оси х
всегда ориентирована в положительном направлении данной оси,
как и следовало ожидать. Нагрузки на цилиндрическую преграду
на поверхности при r~ R могут быть легко определены при интег-
рировании составляющей давления вдоль оси х.
Мы видим, что течение симметрично, поскольку скорости при
9 и л-0 равны. Давления при 0 и л-0 также равны и равнодейству-
ющая давления на преграду будет равна нулю. Этот результат изве-
стен как парадокс д'Аламбера.
Согласно изложенному в 6.6.2, предположение, на котором бази-
руется данный результат заключается в том, что вязкостью и яв-
лением срыва потока можно пренебречь. Когда происходит срыв,
то, как указывается в 6.6.2.1, распределение давлений вдоль ты-
374 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ловой стороны цилиндра полностью отлично. С другой стороны,
если скорость потока столь мала, что срыва не происходит, вяз-
кость приобретет первостепенное значение. В этом случае решение,
не принимающее во внимание наличие трения, будет абсолютно
бессмысленным. С другой стороны, очень простое решение для случая
колеблющегося движения (волнения) может оказаться очень по-
лезным.
6.6.3.3. Обтекание цилиндра
колеблющимся потоком (k/D>5)
Рассмотрим вертикальный цилиндр, на который действует волнение
(рис. 6.30). Определим нагрузку, приходящуюся на единицу длины
цилиндра. Предполагается, что диаметр опоры мал по сравнению с
длиной волны X. Вначале рассмотрим нагрузку невозмущенного вол-
нения, так называемую нагрузку Фруда—Крылова. В действитель-
ности, наличие преграды изменит набегающий поток, и нагрузка
Фруда—Крылова может быть рассмотрена только в качестве пер-
вичной оценки.
Рис. 6.30. Вертикальный цилиндр под действием волнения
Эта нагрузка может быть определена путем интегрирования компо-
ненты давления по поверхности цилиндра и спроектированной вдоль
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 375
оси х, но можно обойтись и без формального интегрирования. Рас-
смотрим элемент жидкости, ограниченный той же самой цилинд-
рической поверхностью. Тогда можно заметить, что горизонтальная
нагрузка на поверхность элемента жидкости может придать этому
элементу горизонтальное ускорение й (z), как указано в табл. 6.27.
Масса элемента равна p~D2/4. Тогда, согласно второму закону Нью-
тона, полная нагрузка на элемент жидкости составит:
(6.11)
В действительности и/геи м являются функциями координаты z,
значение параметра х без потери общности может быть принято
равным нулю. Предполагая, что явление обтекания рассматрива-
ется для исходной волны вокруг цилиндрической опоры, можно
считать, что нагрузка будет такой же, как и для элемента жидко-
сти идентичной формы.
Рассмотрим другое решение, включающее влияние опоры на яв-
ление обтекания. Потенциал исходной волны, согласно данным
табл. 6.27, будет:
Фо =?„cos(<o/-fa),
g _ j?T|„ cosh +
° w cosh kd
Наличие горизонтальной координаты столько в выражении ар-
гумента функции косинуса, при выполнении условия кх <1, при-
водит к тому, что cos кх =1, sin кх — кх = кг cos 9, и формула (6.12)
может быть переписана в виде:
Фо = go {cos +sin Mt кг cos 9} • (6-13)
В случае установившегося движения, потенциал исходной волны
был равен Ur cos 9. В данном же случае, учитывающем малые разме-
ры цилиндра, потенциал при колеблющемся движении определяет-
ся выражением (6.13), где зависимость от г и 9 остается прежней.
Так как функции V2 и скорости содержат только производные по г
и 9, очевидно, что постоянное слагаемое в потенциале не изменит
значения Т2ф. Тогда по аналогии со случаем установившегося дви-
376 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
женим (формула 6.9), полный потенциал ф = ф()+ф может быть
определен как
/ «И
ф = cos со/ + sin со/ • k\ г + — cos 0
(6.U)
Подобно случаю установившегося движения, условие \72ф = 0 бу-
дет выполнено для всех точек жидкости, а на поверхности цилин-
дра иг - Эф/dr = 0. В итоге добавленная часть потенциала
#0 sin со/ k (r 2 / г) cos 9 при больших значениях г будет пренебре-
жимо мала по сравнению с потенциалом исходной волны.
Динамическое давление на поверхности цилиндра будет
/?,; =“рт“ = -р£0(О {-sincor + coscof -2A7?cos0}. (6.15)
Теперь компонент нагрузки на единицу длины цилиндра вдоль
оси д’может быть определен путем интегрирования (рис. 6.31).
Рис. 6.31. Цилиндр, совершающий колебания вдоль оси х
f = ~j pD cos QRd 9 .
о
(6.16)
Подставляя формулу (6.15) в выражение (6.16), получим, что один
из членов содержит параметр cos 9, а другой cos2 9. Поскольку при
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 377
используемых пределах интегрирования первый член обращается в
ноль, получим
2я
f = pg()cocoscor-2Zr/?21 cos2 9 c79 =
<’ (6.17)
= 2рлЯЧсо,?() cos cor = 2рл7? 2й I (=0.
Этот результат в точности равен удвоенному решению для случая
исходной волны (формула 6.11). Он справедлив в случае безвих-
ревого обтекания цилиндрической преграды малых размеров по
сравнению с длиной волны. Условие л/£»5 оказывается достаточ-
ным, Однако, если Остановится очень мало, частицы жидкости
при каждом полуколебании, могут перемещаться на расстояние
нескольких диаметров, способствуя срыву потока. В этом случае
теория потенциалов не может быть применена. Мы вернемся к
этому позднее.
Из уравнений (6.14) следует:
= Эф = Щ, cosht(z + rf)„inMf<
Эг со cosh kd
1 Эф А₽тт, cosh k(z + d) ,
= —- = -z-^-----------------sin cor-
г Э9 со cosh kd
cos9; (6.14, а)
»ine. (6.14, б)
6.6.3.4. Колебание цилиндра в спокойной воде
Длинный, горизонтально расположенный цилиндр совершает ко-
лебания с частотой со и амплитудой скоростей (/0. Скорость в
направлении движения определяется величиной (/()coscor. Данный
случай подобен случаю колеблющегося движения жидкости вок-
руг неподвижного цилиндра, рассмотренному ранее. Потенциал
скоростей для цилиндра при использовании системы цилиндри-
ческих координат описывается выражением
( R2 }
ср, = (70cos9 — cos со?
(6.18)
378 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
По аналогии с формулой (6.6) для неподвижного цилиндра 9,
удовлетворяет уравнению Лапласа, а компонента скорости, на-
правленная по нормали к поверхности цилиндра, будет
иг I = ^-1 = £/0 cos Geos cor (6 19)
Ъг
Легко заметить, что при 0 = 0 и л имеем желаемую скорость.
Кроме того, в любой точке на границе контакта жидкости и
цилиндрической поверхности скорость жидкости должна быть
равна нормальной составляющей скорости цилиндра. Эта вели-
чина составляет (</0cos wt) cos(x,«), и поскольку угол между
осью х и нормалью п равен 9, можно убедиться, что формула
(6.19) верна.
Из теории потенциалов, касательная составляющая скорости час-
тицы жидкости вблизи поверхности цилиндра
«е 1-S = ~ 1.« = К = о0 sin 9 cos wr. (6.20)
г сЮ
Это скорость на внешней кромке пограничного слоя. Скорость, на-
правленная по касательной к поверхности тела, определяется как
(70(cos cor)cos(х,f) = -UQ sin Geos cor, (6.21)
поскольку угол между осью х и касательной равен (л/2+0). Теперь
можно найти динамическое давление на поверхности цилиндра
р° = = -p^co^sinco/cos 0 . (6.22)
Подставляя формулу (6.16) в выражение (6.22), получим:
fhL- p(y>U{)KR2L sin cor = - рл/ЛГ/Л, (6.23)
где U - ускорение центра цилиндра, равное (- (/Осо sin сог/
Величина fn представляет собой силу сопротивления жидкости дви-
жению цилиндра, пропорциональную произведению присоединен-
ной массы жидкости и ускорения. Если тело имеет массу М и
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 379
подвержено действию механической силы F, приводящей его в
колебание (в дополнение к силе жидкости F), то второй закон
Ньютона приобретает вид:
ми = Fin-f„L (6.24)
или, используя формулу (6.23) и предполагая, что полная гидро-
динамическая сила F = fnL, где L — длина цилиндра, имеем
{м +p^L)u = Fm. (6.25)
Таким образом, согласно теории потенциалов, при рассмотрении
гидродинамических реакций для безграничной жидкости, вводит-
ся понятие присоединенной массы, которая для кругового цилин-
дра равна массе воды, смещаемой телом.
6.6.4. Результаты экспериментов по определению нагрузок в
вязкой жидкости
6.6.4.1. Разделение потоков при обтекании неподвижного
цилиндра в установившемся режиме
Рассмотрим случай, показанный на рис. 6.26 (см. главу 6.6.1) для
опоры в форме кругового цилиндра. Как отмечалось ранее, лобо-
вая сила на опору при установившемся течении состоит из двух
компонент, обусловленных силами трения, действующими по по-
верхности опоры и составляющей формы, вызванной разницей
давления по поверхности опоры. Случай формирования только сил
трения будет наблюдаться, если тонкая длинная пластинка распо-
ложена параллельно направлению установившегося течения.
С другой стороны, возникновение только составляющей формы
соответствует расположению пластинки под определенным углом
к направлению течения.
Для круговых цилиндров, с точки зрения ситуаций, представля-
ющих интерес в инженерной практике, наибольшего внимания
заслуживает составляющая формы. Лобовая нагрузка на единицу
длины цилиндра^, составит
Л=|рС„Д(/|(/|, (6.26)
380 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
где U— скорость частиц воды набегающего потока;
D — диаметр опоры;
р - плотность воды;
С - безразмерный коэффициент (коэффициент формы).
Абсолютное значение скорости используется для того, чтобы под-
черкнуть ее одинаковую направленность с силой, действующей на
цилиндр. Часто вместо выражения U\U\ применяется выражение
U . В этом случае следует убедиться, что положительное направле-
ние силы совпадает с направлением течения. Во многих работах
рассматривается сила, действующая на элемент бесконечно малой
длины dl вдоль оси цилиндра. Тогда при определении силы dfd
правую часть уравнения следует умножить на величину dl-.
Далее в тексте мы предпочтем использовать силу на единицу дли-
ны, определяемую выражением (6.25).
Коэффициент формы зависит от числа Рейнольдса Re, определяе-
мого как
Re = UD/v, (6.27)
где v — кинематический коэффициент вязкости жидкости. Шеро-
ховатость поверхности цилиндра и степень турбулентности потока
также оказывают влияние на значение этого коэффициента. Это
влияние может быть оценено эквивалентной средней шероховато-
стью к, тогда
C„=C^Re,^. (6.28)
Обьясним, почему величина С, зависит только от двух безразмер-
ных параметров. Согласно теории размерностей, может быть пока-
зано, что если сила зависит от т независимых переменных, и
имеется г независимых основных физических размерностей ис-
пользуемых при описании проблемы, тогда безразмерная сила мо-
жет быть представлена функцией (т—г) безразмерных комбина-
ций параметров.
Мы предполагали, что лобовая сила fd зависит от диаметра D,
средней шероховатости к, скорости течения U, плотности жидко-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 381
сти р и кинематической вязкости v. Таким образом при описании
проблемы используется сила fd и 5 других физических величин, то
есть т — 5.
4 = f(D, k, и, р, V).
Число независимых размерностей равно 3. Например, длина, вре-
мя и сила, то есть г= 3. Безразмерная нагрузка
|Роф|
зависит только от двух безразмерных групп параметров т—г = 2,
и их возможный выбор указан в уравнении (6.28), использующем
число Рейнольдса Re и относительную шероховатость k/D. Безус-
ловно, возможно сформировать другие безразмерные сочетания
параметров, например произведения (Re k/D) и (Re D/k), и вы-
бор безразмерных комбинаций может быть осуществлен произ-
вольно. Но некоторые определенные безразмерные сочетания мо-
гут лучше отражать физическую сущность явления, чем осталь-
ные, и поэтому большинство отдаст предпочтение именно им.
Коль скоро мы сконцентрировали внимание на рассмотрении кру-
гового цилиндра при установившемся режиме течения, отметим,
что аналогичные рассуждения могут быть проведены и для тел
другой формы. Обобщая уравнение (6.25), лобовая нагрузка может
быть определена как
^ = ~рс^им.
Здесь использованы те же обозначения, что и в уравнении (6.25).
за исключением параметра А, обозначающего площадь проек-
ции преграды на плоскость, перпендикулярную направлению те-
чения, и параметра Fd, обозначающего суммарную нагрузку, а не
нагрузку на единицу длины.
Характеристики течения
Течение несжимаемой вязкой жидкости вокруг кругового цилин-
дра является сложной функцией числа Рейнольдса Re
Re-UD/v,
(6.29)
382 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
где U — скорость набегающего потока, обычно обозначаемая
как (/j
D - диаметр цилиндра;
v — кинематический коэффициент вязкости жидкости.
Характер течения во многом зависит от шероховатости цилиндра и
турбулентности потока. При отсутствии влияния этих параметров,
картина течения вокруг кругового цилиндра, характеризуемая оп-
ределенным диапазоном значений числа Рейнольдса, показана на
рис. 6.32. Для шельфовых сооружений диапазон Re<150 представля-
Re<5 Режим ламинарного потока
5— 15s Re <40 Образование за
цилиндром двух вихрей
40<Re <90 и 90<Re <150
Два потока, в которых
вихревой путь ламииарен
150^ Re g300 Переходная зона
к турбулентности
Зоо< Re ^ЗхЮ5 Вихревой поток
полностью турбулентен
3xlOs< Re <3,5х106 Превращение
граничных ламинарных слоев в
турбулентные
3.5х1Об< Re Установление режима
турбулентного вихревого потока
Рис. 6.32. Потоки жидкости вдоль кругового цилиндра |1|
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 383
ет наименьший интерес. Заметим, что при Re<5 уравнение Навье—
Стокса может быть решено аналитически, когда инерционными чле-
нами можно пренебречь и рассматривать только скоростные состав-
ляющие. При значениях числа Рейнольдса порядка 150 поток на
некотором расстоянии за цилиндром начинает турбулизироваться.
При более высоких значениях числа Рейнольдса точка перехода от
ламинарного к турбулентному движению перемещается вверх по
течению. При значениях числа Рейнольдса свыше 300 вся вихревая
цепочка турбулизирована, а поток вдоль цилиндра ламинарен. В диа-
пазоне докритических значений (3OO<Re<3xlO ) условия обтека-
ния устойчивы. Дальнейшее изменение вихревой картины по мере
увеличения числа Рейнольдса показано на рис. 6.33.
Рис. 6.33. Разделение потока при критическом значении числа Рейнольдса
При обтекании жидкостью цилиндра на его поверхность действу-
ют нагрузки. Динамические нагрузки от жидкости могут быть раз-
делены на осредненные во времени и пульсирующие вдоль и по-
перек направления потока. Поперечные силы часто называются
подъемными силами, а продольные — лобовым сопротивлением.
Как и указывалось ранее, характер течения вдоль цилиндра, а соот-
ветственно, и нагрузки являются функцией числа Рейнольдса. По-
стоянная по направлению нагрузка, нормализованная в отноше-
нии 1/2р IPDL называется коэффициентом лобового сопротивле-
ния С(1. Значения этого коэффициента приведены на рис. 6.34.
Другим параметром, характеризующим условия обтекания,
а следовательно, и нагрузку от течения, является частота срыва
384 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.34. Коэффициент лобового сопротивления щи] кругового цилиндра,
как функция числа Рейнольдса |3]
вихрей. Струхаль в 1878 году установил связь между частотой сры-
ва вихрей, диаметром цилиндра и скоростью набегающего потока.
Функция
f D
= (630)
известна как число Струхаля, где7^ частота срыва вихрей, то есть
число пар вихрей, отделяющихся от преграды за одну секунду. На
рис. 6.35 число Струхаля показано как функция числа Рейнольдса.
Как следует из рис. 6.34. ирис. 6.35 зависимости параметров Cd и 1/50
от числа Рейнольдса подобны. В докритической зоне условия обте-
кания устойчивы, и значения Cd и приблизительно равны 1.1
и 0.2, соответственно.
В критической зоне сложные процессы, связанные с отрывом вих-
рей, сужением вихревой дорожки и т.д., приводят к снижению
коэффициента лобового сопротивления.
В сверхкритической зоне происходит непрерывное возрастание ко-
эффициента лобового сопротивления.
При гиперкритическом режиме пограничный слой полностью
турбулизирован и параметр Cd имеет постоянное значение при-
мерно равное 0.6—0.8. Срыв вихрей снова становится периоди-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 385
Рис. 6.35. Зависимость числа Струхаля от числа Рейнольдса для гладкого
цилиндра 13J
ческим, и число Струхаля приблизительно составляет 0.24—0.30.
При более высоких значениях числа Рейнольдса, можно пред-
положить, что существенных изменений значений параметров
С, и не происходит.
Чередующийся (переменный) срыв вихрей от цилиндра вызывает
в жидкости нагрузки, переменные по направлению. Ряд исследо-
ваний был проведен с целью определения значений коэффициен-
тов, связанных с этими силами. Результаты характеризуются зна-
чительным разбросом.
Эти коэффициенты могут быть представлены в безразмерной
форме и обозначаются CL и С'а для подьемной силы и лобового
сопротивления при неустановившемся движении, соответствен-
но. При Re= 1 ОМ О5, С; величина параметра на порядок выше
c;(Ct=o.w,2).
6.6.5. Разделение потока за неподвижным цилиндром
в колеблющемся потоке: формула Морисона
Возвращаясь к примеру в начале этого раздела, а именно к цилинд-
ру в устойчивом потоке (см. рис. 6.26) напомним одно из ключе-
вых наблюдений: формирование вихря требует времени. На первых
рисунках имелись небольшие отклонения от потока, совершенно
25. А. Б. Золотухин и др.
386 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
симметричного с обеих сторон цилиндра. Затем постепенно, по
прошествии времени, пограничный слой сворачивается в вихрь, и
вихрь постепенно распространяется, оставляя «след».
Для цилиндров, обтекаемых волнами, ситуация аналогична. Воз-
никает вопрос о том, сформируется ли вихрь или разойдется при
изменении потока. Если вихрь не сформировался, то решение мо-
жет быть достаточно точно представлено в соответствии с теорией
потенциалов. Если сформировалось очень большое количество вих-
рей в потоке, то задача представляется как квазиустойчивая, то
есть может рассматриваться как случай нескольких последователь-
ных устойчивых ситуаций потока.
Между этими двумя граничными случаями может быть примени-
ма формула Морисона. Морисоном и др. предложено представлять
силу как сумму лобового сопротивления и нагрузки от ускорения.
Таким образом, может использоваться следующая эмпирическая
зависимость, известная как формула Морисона:
/ = lP7tD!C„l/ + iDpC„|l/|l/, (6.31)
в которой, как и ранее, f является нагрузкой на единицу длины
цилиндра. Эта формула использовалась фактически во всех иссле-
дованиях.
Примечание. Весьма неудобно, что коэффициенты Сши С(1 на-
зываются так же, как и использующиеся в граничных ситуациях
(то есть для случаев неотделенного потока и устойчивого потока,
соответственно).
Как объяснялось ранее, коэффициент лобового сопротивления
в устойчивом потоке зависит от D, k, U, р, v, так, чтобы могли быть
получены два безразмерных числа (Re, k/D). Поведение в колеблю-
щемся потоке будет, кроме того, зависеть от периода волны Т,
и поэтому необходимо ввести дополнительный безразмерный па-
раметр. Обычно это — число Кулегана—Карпентера, определяемое
как
где U является амплитудой колебаний потока. Число Рейнольдса:
= (6.33)
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 387
Коэффициенты в формуле Морисона (6.31) зависят от следую-
щих трех параметров:
С„=С(/(Ке,КД/.О) ,
(6.34)
C„=C„(Re,K,VD) .
(6.35)
Кроме этого, применяется ряд безразмерных параметров. Сарпкайа
[3] часто использует (Re, |3, k/D) вместо (Re, К, k/D), где 0 — па-
раметр частоты, определяемый как
Для определения значений С, и Ст для гладких цилиндров в ко-
леблющихся потоках Сарпкайа провел ряд экспериментов, по ре-
зультатам которых были рассчитаны коэффициент лобового со-
противления и коэффициент инерции.
Эти данные представлены на рис. 6.36 и 6.37 как функция Re для
постоянных значений К. Заметно, что Cd уменьшаются с увеличе-
ние. 6.36. Зависимость С^от числа Рейнольдса для различных значений К (3J
388 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
нием Re до величины приблизительно 0.5 (в зависимости от К)
и затем постепенно увеличиваются до постоянного (гиперкритичес-
кого) значения в пределах данного диапазона чисел Рейнольдса.
Коэффициенты инерции увеличиваются при возрастании Re, дос-
тигают максимума, и затем постепенно приближаются к значению
приблизительно 1.85. Наименьшее значение К соответствует умень-
шающимся значениям Cd и С — приблизительно 2.0.
Изрис. 6.36 видно, что коэффициент лобового сопротивления для
цилиндра в гармонично колеблющемся потоке больше, чем для
случая устойчивого потока при докритическом числе Рейнольдса
(например, для Re меньше 20 000) и при критических числах
Рейнольдса (например, Re больше 400 000). В диапазоне чисел Рей-
нольдса между двумя указанными значениями коэффициент ло-
бового сопротивления для колеблющегося потока значительно ниже
чем для устойчивого потока. Причина этого — в более раннем
переходе к турбулентности в граничных случаях, то есть критичес-
кое состояние достигается в колеблющихся потоках раньше.
В результате жизнедеятельности организмов сооружения в морской
среде постепенно покрываются как твердыми, так и мягкими мор-
Глава б. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 389
скими наростами. Таким образом, нагрузка на сооружение и реак-
ция сооружения для идентичных условий окружающей среды мо-
жет значительно отличаться от испытываемой до образования на-
ростов, главным образом, из-за влияния шероховатости на откло-
нения от линий тока (пограничный слой), а также из-за увеличе-
ния «эффективного диаметра».
Для шероховатых цилиндров часто рассматривается поток вокруг
неровностей размера к, что используется как основание для числа
Рейнольдса с учетом поправки
УЛ
Ксл
(6.37)
На рис. 6.38 и 6.39 показаны кривые рекомендуемых значений Cd
и С для шероховатых цилиндров.
Рис. 6.38. Рекомендуемые коэффициенты лобового сопротивления и инерции
для шероховатых цилиндров, К = 20 [3|
390 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис, 6.39. Рекомендуемые коэффициенты лобового сопротивления и инерции
для шероховатых цилиндров, К = 100 [3|
6.6.6. Определение волновых нагрузок
Рис. 6.40 показывает, как определить, разделен ли поток, а также
возможность применения теории потенциалов. Для последнего случая
Рис. 6.40. Волновая нагрузка на вертикальный цилиндр
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 391
коэффициент массы Сш - 2, если диаметр меньше, чем 0.2 длины
волны. Иначе Ст может быть определен по графику на рис. 6.41.
Рис. 6.41. Коэффициент инерции Ст в неразделенном потоке как функция
отношения диаметра к длине волны, потенциальная теория
6.6.7. Осевое растяжение
В данном разделе акцент делался на гидродинамические силы, то
есть силы, связанные с движущимся потоком. Однако нагрузка от
покоящейся воды часто будет определять внешние воздействия на
сооружение в океане, чем нельзя пренебрегать. В данном разделе
внимание уделяется эффекту гидростатического давления на ли-
нейное тело, которое подвергается деформациям при погружении
в неподвижную воду. Этот раздел не охватывается в вводных кур-
сах по гидромеханике, но может быть весьма полезен при проек-
тировании морских инженерных сооружений. Результирующая дав-
ления воды, действующего на поверхность трубы постоянного се-
чения, зависит от изменения формы тела, что влияет на поведе-
ние сооружения. Например, изменятся собственная частота соору-
жений и изгибающая нагрузка.
392 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Гидростатическое давление настенки водоотделяющей колонны
может быть заменено эквивалентными составляющими осевой силы
и веса трубы следующим образом.
Внешнее давление жидкости на отрезок трубы длиной ds может
быть найдено с учетом сил, действующих на элементарный объем
жидкости такой же формы (рис. 6.42). Результирующая сила на
внешней поверхности элементарного объема жидкости (Pwds). Эта
сила, гидростатические силы на границах элементарного объема
жидкости и вес жидкости в элементарном объеме находятся в
равновесии, то есть (Pwds) может быть заменена на (-реЛ t/s)
плюс (-PeiAei- Ре2Аа2). (Положительные направления обозначены
на рис. 6.42.)
Рис. 6.42. Гидростатические силы, действующие на элементарный
цилиндрический объем воды
Рассмотрим теперь элементарный отрезок трубы в воде с (сухим)
весом w на единицу длины, напряжение в стенках канала 7 и
силу внешнего давления (Pwds). Эта ситуация — (статически) экви-
валентна примеру с отрезком трубы в воздухе (то есть без силы
давления), но для «влажного» веса ww= w—£р/с и откорректиро-
ванного «эффективного напряжения» Те ~Tw+PeAc. Г —положи-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 393
тельное напряжение, таким образом {-РА) на рис. 6.42 представ-
ляет положительное дополнение к Tw)
Результирующая сила от давления на внутреннюю поверхность
трубы Т может быть заменена двумя осевыми силами, плюс вес.
Тогда нагрузка на внутренние стенки трубы равна весу содержа-
щейся жидкости (ptgA}ds) плюс осевое сжатие {PtiAit+Р^А^).
Ситуация с внутренним и внешним давлениями и напряжением
стенок трубы Г статически эквивалентна ситуации без внешних и
внутренних давлений, но со следующими осевым напряжением и
весом:
(6.38)
Ч. = w - gp,.Ae - gr^ ,
(6.39)
где Т, обозначает «эффективное растяжение» или в многих источ-
никах «растяжение», ww называется «влажный вес» и w — вес во-
доотделяющей колонны на единицу длины в воздухе. Ре — внеш-
нее гидростатическое давление и Р. — внутреннее давление в тру-
бе, ре и р — плотности внешней и внутренней жидкости, соот-
ветственно. Т является силой осевого напряжения в стенке трубы.
Фактически уравнение (6.38) — весьма общее, и приемлемо как
для постепенных, так и для резких изменений сечения трубы,
и верно независимо от угла наклона между осью канала и верти-
калью.
Литература
1. Licnhard, J. Н. (1966): Synopsis of Lift, Drag and Vortex Trail Dynamics.
Physics of Fluids, Vol. 31, pp. 991—998.
2. Prandtl, L. (1925): Uber die AusgcbildetcTurbulenz. ZAMM 5:136. (See also
Schlichting, H. (1955): Boundary Layer Theory. Pcrgamon Press. Chapter
XIX
3. Sarpkaya, T. and M. Isaacson (1981): Mechanics of Wave Forces on Offshore
Structures. Van Nostrand Reinhold, New York, New York, 651 p.
394 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.7. Ледовые нагрузки
на шельфовые сооружения
К. И. Шхинек
Санкт-Петербургский государственный технический университет
С. Лосет
Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
6.7.1. Введение
6.7.2. Типы ледовых образований
6.7.3. Свойства льда
6.7.4. Сценарии взаимодействия
6.7.4.1. Сценарий ограниченного напряжения
6.7.4.2. Сценарий ограниченного количества движения
6.7.4.3. Сценарий ограниченной силы
6.7.4.4. Раскалывание
6.7.5. Скорость внедрения
6.7.6. Форма сооружения
6.7.6.1. Наклонные элементы
6.7.6.2. Многоопорные сооружения
Литература
6.7.1. Введение
Величина ледовой нагрузки зависит от многих факторов, часть из
которых характеризует лед, а часть — сооружение.
Ледовая нагрузка определяется или видом деформации, типом раз-
рушения и очищения льда перед сооружением, или внешними
движущими силами. В обеих ситуациях значение нагрузки не явля-
ется постоянной во времени. Это особенно справедливо в случаях,
когда скорость льда достаточно велика, чтобы вызвать его хрупкое
разрушение. Тогда ледовая нагрузка достигает пика, а затем быст-
ро уменьшается и начинает увеличиваться вновь. Традиционным в
настоящее время является определение максимальной пиковой на-
грузки и ее трактовка как квазистатического расчетного значения.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 395
Рис. 6.43. Параметры, влияющие на ледовую нагрузку, действующую на сооружение
396 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Наиболее важными параметрами, оказывающими влияние на ле-
довую нагрузку, являются (рис. 6.43):
— тип ледового образования;
— свойства льда;
— сценарий взаимодействия;
— геометрия сооружения;
— масштабный эффект.
Из-за использования различных сценариев при выводе, применя-
емых для расчета нагрузок эмпирических формул (например типа
ледовых образований, вида взаимодействия, прочности льда и т. д.)
возникает большой разброс в оценке ледовой нагрузки эксперта-
ми из различных стран и компаний. В недавнем прошлом было
проведено три опроса, в которых экспертам из различных стран и
компаний было предложено оценить ледовые нагрузки при одних
и тех же исходных данных. Первый из них был осуществлен Сан-
дерсоном [48], последующие Шхинеком и др. [51] и Кроасдейлом
[17]. Каждый из опросов свидетельствовал о существенных разли-
чиях в прогнозе ледовой нагрузки. Несмотря на 10-летний интервал
между опросами, разброс оценок по-прежнему составлял 10—15 раз.
Особо важно, что оценки, основанные на трактовке данных круп-
номасштабных измерений нагрузки на функционирующие соору-
жения в одном и том же регионе, отличаются в 2.5 раза поданным
опроса, проведенного как Шхинеком, так и Кроасдейлом.
Можно сделать 2 важных вывода:
— ледовая нагрузка носит стохастический характер и только при-
менение вероятностных методов может дать более или менее
надежные результаты;
— для развития вероятностных методов, необходимо лучше знать
корреляцию между различными параметрами, влияющими на
нагрузку. Существующие знания неполны.
6.7.2. Типы ледовых образований
При определении ледовой нагрузки обычно выделяют следующие
типы ледовых образований (см. рис. 6.43):
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 391
— ровный лед;
— наслоенный лед;
— торосы;
— стамухи;
— айсберги.
Ровный лед
Ровный лед часто используется в качестве прототипа как в теоре-
тических, так и лабораторных исследованиях. Многие норматив-
ные документы рассматривают ровный лед как основу оценки на-
грузки для большинства ледовых образований. Разделяют однолет-
ний и многолетний льды. Многолетний лед прочнее однолетнего и
поэтому создает большие нагрузки при взаимодействии с соору-
жением. В районах наиболее перспективных месторождений углево-
дородов в европейских морях доминирует однолетний лед.
Толщина однолетнего ровного льда изменяется в течение зимы и
весны, а также от года к году. Она зависит от температурного
режима, волнения, течения и т.д. Для Баренцева моря наиболее
характерным является однолетний лед. Его толщина обычно со-
ставляет 1 — 1.2 м, максимальное значение 1.7 м было зарегистри-
ровано в районе о-ва Надежды [63]. Толщина многолетнего льда в
Баренцевом море равна 3—5 м. В восточной части Баренцева моря
(Печорское море) толщина льда может достигать 1.6—1.7 м (май-
июнь), в Карском море — 2 м, а в Охотском 1.6—1.8 м.
Наслоенный лед
В начале процесса замерзания поверхности воды происходит обра-
зование тонкого льда. Под действием ветра и течения отдельные
льдины начинают взаимодействовать — наползать одна на другую
без значительного формирования битого льда. Позднее слои льда
смерзаются и образуют наслоенный лед. В результате такого фор-
мирования наслоенный лед может быть существенно толще ровно-
го льда. Обычно наслоенный лед формируется из слоев ограничен-
ной длины, а его толщина может составлять 1—1.2 м. Однако иногда
встречаются образования наслоенного льда толщиной 3—4 м. Часто
условно предполагается, что толщина наслоенного льда в 2 раза
больше толщины окружающего ровного, что вызывает определен-
ные сомнения. Размеры в плане этих образований ограничены
и при проектировании сооружений они могут рассматриваться как
отдельные включения.
398 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Торосы
Взаимодействие ледовых образований большой толщины не может
сопровождаться их наползанием без разрушения. Поэтому при столк-
новении кромок ледовых образований могут возникать поля бито-
го льда.
Различают однолетние и многолетние торосы. Последние более кон-
солидированы и прочны. К счастью в районах перспективных мес-
торождений существуют в основном однолетние торосы.
Существуют различные механизмы образования торосов и соот-
ветственно выделяются торосы сжатия и сдвига. Последние образу-
ются при сдвиге толстых ледовых полей относительно друг друга.
Торосы сжатия могут возникать как в результате сжатия толстых
ледовых полей [48], так и встречного движения толстых полей
между которыми расположен молодой тонкий лед [6]. В любом
случае изначально торос состоит из блоков битого льда, воды,
шуги и воздуха, а также снега в надводной части. Размеры и тол-
щина блоков зависят от возраста льда, из которого они образова-
ны. Так толщина блоков может изменяться в пределах 0.14—0.9 м,
а длина 1—4 м [18], [39], [5].
Вертикальный размер подобного ледового образования может дос-
тигать 20—22 м. Подверженная влиянию низких температур, верх-
няя подводная часть смерзается и образует так называемый консо-
лидированный слой. В вертикальной плоскости торос состоит из
трех частей:
— паруса из отдельных блоков с воздухом и снегом в промежутках;
— консолидированного слоя из смерзшихся блоков (консолидиро-
ванный слой может включать поры, особенно в нижней части);
— киля из несмерсшихся блоков.
На рис. 6.44 показано типичное строение тороса.
Обычно торос представляется в виде треугольного паруса, консо-
лидированного слоя и треугольного или трапециевидного киля.
Однако такое представление условно. Киль и парус могут быть
смещены относительно друг друга, иногда встречается ледовое поле,
в котором кили накладываются друг на друга и это образование
имеет несколько парусов и т.д.
Степень торосистости определяется балльностью. Один балл соот-
ветствует ситуации, когда 20% поверхности льда составляют торо-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 399
систые образования. Довольно часто можно встретить торосистость
в 3—4 балла.
Ширинаторосов изменяется в пределах 25—100 м, а длина вдоль
гребня зависит от балльности. Так, в Охотском море средняя
длина тороса составляет 500 м при торосистости в 1 балл и 144 м
при 4 баллах. Количество торосов на 1 км там может меняться от
9 (1 балл) до 31 (4 балла) [1].
Высота паруса может изменяться от 0.5 до 5 м. Наиболее часто
встречается высота в 1 м, хотя в море Бофорта могут встречаться
даже семиметровые паруса [60].
Данные о толщине и свойствах консолидированной части весьма
ограничены и не точны. Обычно предполагается, что она в два раза
превосходит толщину окружающего ровного льда [40].
Киль тороса — среда, состоящая из блоков шуги и воды. Пористость
киля зависит от времени, прошедшего с момента его образования
и может достигать 29% [32]. Осадка киля в среднем в 4—5 раз боль-
ше высоты паруса.
Плавучие торосы могут касаться поверхности дна и останавли-
ваться. Движущийся ровный или наслоенный лед продолжает взаи-
модействовать с таким ледовым образованием, и какая-то часть
льда может наползать и спрессовывать его. В результате, торос мо-
жет вдавиться в дно и привести к формированию стамухи.
400 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Стамухи
Стамухи —это торосистые образования, сидящие на мели. Встреча-
ются отдельные стамухи и барьеры (цепочки) стамух. Обычно они
располагаются по границам припая, как бы пришпиливая его ко
дну и защищая от действия дрейфующих льдов. Высота надводной
части стамухи может составлять 5—7 м. Данные о подводной части
противоречивы. Она обладает меньшей пористостью, чем киль то-
роса. Одни источники утверждают, что подводная часть слабо кон-
солидирована [6], в то время как другие [1], показывают, что
степень консолидации значительна. По-видимому, это несогласова-
ние объясняется различием в возрасте наблюдаемых образований.
Стамухи разрушаются весной и отдельные их части (несяки) могут
дрейфовать в море как консолидированные образования. Мы не рас-
полагаем информацией о параметрах плавучих стамух в российских
морях, но в море Бофорта они могут иметь размеры в горизонталь-
ной плоскости порядка 10—40 м и толщину до 5—10 м [62].
Айсберги
В принципе возможно проследить происхождение айсбергов по-
средством температурных измерений. Как показывают исследова-
ния, проведенные Лосетом [36], температура образовывающего
ледника сохраняется внутри айсберга. Из этих исследований стано-
вится очевидным, что основным источником ледников в Баренце-
вом море является архипелаг Земли Франца-Иосифа. Этот архипе-
лаг состоит примерно из 40 островов (большей частью покрытых
льдом), включающих ледовые сбросы протяженностью примерно
2600 км. Большинство островов расположены на глубокой воде,
поэтому здесь возможно наличие больших площадей плавучих ле-
довых образований и, соответственно, формирование столообраз-
ных айсбергов.
Карстенс [14] оценил обьем айсбергов, образующихся в архипелаге
Земли Франца-Иосифа, равным 3.0 км3 в год. Направление течений
и циркуляция водных масс позволяют предположить, что полови-
на айсбергов попадает в Баренцево море (1.5 км3 в год). В проти-
воположность этому, мощные ледники вокруг хребта Новой Земли
имеют океанический фронт шириной всего несколько километров.
Эти фронты в основном расположены на неглубоких водах и не
могут способствовать образованию больших айсбергов.
Сандфорд [49] обобщил данные наблюдений за айсбергами в Ба-
ренцевом море и прилегающих водах, выполненных различными
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 401
исследователями и учеными начиная с 1861 г. Основываясь на
записях исследований, он заключил, что ледники Земли Франца-
Иосифа периодически способствовали образованию потоков айс-
бергов, распространяющихся по направлению арктического тече-
ния. Он также считает, что Северная Земля является возможным
источником поступления столообразных образований.
Айсберги в Баренцевом море могут также возникать за счет откола
ледовых масс от ледовых островов, дрейфующих в антициклони-
ческом круговороте. Отколотые куски способствуют формирова-
нию айсбергов, которые могут дрейфовать в Баренцево море меж-
ду Северной Землей и Землей Франца-Иосифа.
В целом появление многолетних ледовых образований было зафик-
сировано неоднократно, но редко к югу от о-ва Надежды. Как сви-
детельствуют ежегодные наблюдения, проводимые в рамках Про-
граммы сбора данных о льде IDAP за период 1988—1992 гг. [56],
изменения как количества, так и массы айсбергов от года к году
весьма существенны. Об этом свидетельствуют данные аэро-, сте-
реофотосъемки, приведенные в табл. 6.28. Согласно табл. 6.28,1988 г.
был наиболее суровым за этот период; в нем было зарегистрировано
17 айсбергов массой свыше 1 млн т.
Таблица 6.28. Обобщенные данные о свойствах айсбергов по материалам
аэро-, стерсофотоанализа, осуществленного ЮАР, 1988—1992 гг.
(среднее значение ± среднее квадратичное отклонение)
Год Число Максимальная высота паруса айсберга, м Максимальная длина айсберга, м Общая масса айсберга, тыс.т
1988 109 17.8 ± 7.1 101.8 ± 60.34 53.3± 738.8
1989 68 1 7.5 ± 7.2 83.4 ± 39.82 76.7 ± 306.7
1990 89 13.3 ± 6.1 84.9 ± 46.61 96.6 ± 244.3
1991 41 13.2 ± 5.0 83.1 ±61.92 84.3 ±516.9
1992 23 10.2 ± 3.8 104.2 ±48.82 21.2 ± 219.4
1988-1992 330 15.4 ± 6.9 92.3 ± 52.93 11.2 ± 512.2
Дрейф айсберга определяется распределением давления на его по-
верхности. Как отмечает Лосет [37] высокие скорости ветра могут
оказывать существенное влияние на дрейф айсберга. В западной час-
ти Баренцева моря они проследили движение айсберга со средней
скоростью 1.13 м/с (среднее квадратичное отклонение 0.12 м/с) в
течение 31 ч. Максимальная скорость достигла 1.38 м/с в конце
этого интервала времени при действии сильного порыва ветра.
26. А. Б. Золотухин и др.
402 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Движение льда
Движение льда может являться следствием действия ветра, тече-
ния, волнения и температурных изменений. Продолжительные,
крупномасштабные движения льда вызываются постоянными те-
чениями, приливными течениями или ветрами. Действие штормо-
вых ветров, волнения и течения является основной причиной ло-
кальных кратковременных подвижек ледового покрова.
В течение ледового сезона образуются зоны прибрежного и дрей-
фующего льда. Границы зон непостоянны и изменяются с тече-
нием сезона вследствие движения льда. Вблизи берега образуется
прибрежный лед. Время формирования льда зависит от климати-
ческих условий конкретного района и может меняться от декабря
до января в восточной части Баренцева моря до ноября—декабря в
Карском море. Обычно зона припая распространяется до глубин
10—12 м. За этой зоной припая расположены переходная зона и
дрейфующий лед. Дрейфующий лед состоит из отдельных полей
площадью 0.2—4.0 км2. Время от времени могут встречаться поля
площадью свыше 1000 км2. Эти поля образуются за счет отрыва от
припая при действии сильных ветров с материка. Сплоченность
дрейфующего льда зимой и весной может существенно меняться и
достигать 10/10 (т.е. морская поверхность полностью покрыта дрей-
фующим льдом).
Переходная зона расположена между зоной прибрежного и зоной
дрейфующего льда. В этой зоне могут происходить основные взаи-
модействия льда, вызванные действием ветра и течения. При дей-
ствии ветра с берега на внешней границе зоны припая могут обра-
зовываться большие площади открытой воды (полыньи). Последу-
ющее похолодание может привести к образованию тонкого льда в
этой зоне. Действие ветра по направлению к берегу вызовет дви-
жение льда в сторону зоны прибрежного льда. Намерзший молодой
лед при этом деформируется, приводя к образованию торосов и
стамух [6]. Наибольшая численность торосов и стамух наблюдается
в переходной зоне. Численность торосов уменьшается по мере уда-
ления в сторону береговой линии и открытого моря.
6.7.3. Свойства льда
Свойства льда оказывают существенное влияние на ледовую на-
грузку. Наиболее важным параметром является прочность льда,
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 403
поскольку ледовое давление не может превзойти прочность льда.
Исследованию прочности льда посвящено большое количество ра-
бот. Обзор их можно найти в [25] и [31].
Прочность льда зависит от целого ряда параметров: структуры льда,
вида напряженного состояния, солености и пористости льда, тем-
пературы, скорости деформирования, направления деформирова-
ния, масштабного эффекта.
Структура льда
Лед — кристаллическое образование, в котором кристаллы состоят
из атомов, расположенных гексагонально в параллельных плоско-
стях. Эти плоскости называются базальными, а нормаль к ним —
оптической осью или с-осью. Связей между базальными плоско-
стями относительно немного. Поэтому лед между этими плоско-
стями ослаблен.
Обычно ледяной покров состоит из нескольких слоев: верхнего —
смеси ледяных игл и снега, и нижнего конжеляционного, образую-
щегося при кристаллизации морской воды при ее замерзании. Верх-
няя часть последнего имеет мелкокристаллическое строение, а ниж-
няя состоит из длинных кристаллов, имеющих вид вертикальных
волокон.
Течения на морской поверхности способствуют преимущественно-
му расположению с-оси в горизонтальной плоскости. На поверх-
ности лед имеет случайную ориентацию с-осей (рис.6.45). Однако
нижние слои могут быть четко ориентированы, способствуя ани-
зотропии свойств льда.
Вид напряженного состояния
Прочность льда существенно зависит от вида напряженного состоя-
ния, в котором он находится. Во-первых, само значение прочности
и характер разрушения льда различны при растяжении и сжатии.
При растяжении материал в основном ведет себя хрупко, для расче-
тов могут использоваться методы теории разрушения, и, в частно-
сти, характеристикой прочности является значение коэффициента
интенсивности напряжений. Имеется целый ряд примеров эффек-
тивного использования теории разрушения для определения нагру-
зок на сооружения [43].
При сжатии лед ведет себя как пластическая или упругопластическая
среда, и его поведение и прочность могут описываться законами,
404 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.45. Схема внутреннего строения однолетнего льда: а — развитие
устойчивого припая происходит в условиях действия морских течений,
нижние слои состоят из ориентированных волокнистых кристаллов льда;
б — ледообразование происходит в зоне динамических внешних процессов,
приводя к торошению и наслоению; I) гранулированный лед; 2) случайная
ориентация кристаллов; 3) строгая ориентация кристаллов [48]
применяемыми дня подобных сред (Треска, Мазеса и т.д.). В част-
ности, определенное применение получил закон Кулона—Мора,
характеризующийся пределами прочности при одноосном сжатии,
растяжении и углом внутреннего трения.
Прочность при сжатии значительно больше, чем при растяжении,
что вызывает существенную разницу в нагрузках при дроблении
льда или его изгибе.
При определении нагрузок на сооружение при сжатии льда часто
используется такая характеристика, как прочность льда при одно-
осном сжатии (Rc). Она сравнительно легко определяется, однако
следует учесть:
— что наличие бокового поджатия (сложное напряженное состоя-
ние) приводит к повышению прочности;
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 405
— что это повышение у льда не может происходить «до бесконеч-
ности». В случае двухосного сжатия прочность повышается до тех
пор, пока меньшее главное напряжение (сжимающие напряже-
ния положительны) не превосходит определенной доли от боль-
шего главного напряжения. При больших отношениях этих вели-
чин лед ведет себя как пластическая среда [48].
Соленость и пористость
Пористость, вызванная наличием как рассола, так и воздушных
пузырьков, приводит к снижению прочности. Два фактора влияют
на этот процесс:
— наличие пор приводит к уменьшению материала, воспринима-
ющего нагрузку в соответствующем сечении образца;
— вокруг пор возникает концентрация напряжений, приводящая
к разрушению образца при меньшей нагрузке.
Исследования влияния небольших воздушных пор на одноосную
прочность теплого морского льда были проведены Франссоном и
Стейном [19]. Образцы отбирались в Ботническом заливе, где со-
леность настолько низка, что влиянием объема рассола при оценке
пористости возможно пренебречь. Пористость ледовых образцов ва-
рьировалась между 2 и 20% из-за наличия воздушных пузырьков
сферической формы с характерным диаметром 1 —3 мм. Опыты на
сжатие были проведены в натурных условиях с использованием
образцов льда смешанной кристаллической структуры с различ-
ной степенью повреждения. Поэтому данные о прочности имели
существенный разброс. Кривая, описывающая верхнюю границу
данных Франссона и Стейна [19] свидетельствуете снижении проч-
ности на 50% при увеличении пористости от 2 до 16% (рис. 6.46).
В дальнейшем опыты по изучению влияния малых воздушных пу-
зырьков и объема рассола были проведены многими исследовате-
лями [34], [35], [44]. В опытах Ли Циуна [34] испытаны образцы,
взятые из Лиадуньского залива, в опытах научно-исследовательс-
кого центра Финляндии [44] — образцы с искусственной пористо-
стью. Большинство опытов проводилось при диапазоне температур
-2 + -5°С. Согласно данным этих исследований при увеличении
пористости от 2 до 16% происходит приблизительно 50%-ное сни-
жение прочности. На рис. 6.47 проведено сопоставление результа-
тов различных исследований пористых образцов льда. На этом ри-
сунке Rca — прочность при заданной пористости, R — прочность
образца без пор. В тех случаях, когда образцы без пор не испытыва-
лись, значение /?со определялось экстраполяцией.
406 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис.6.46. Зависимость прочности зернистого льда от пористости 119]
Рис. 6.47. Влияние пористости на прочность льда на одноосное сжатие:
1 — данные экспериментов Технического центра Финляндии для образцов со
сферическими порами 144]; 2 — аналитическое решение ]29];
3 — API RP 2N; 4 — опыты Ли Циуна (35); 5 — опыты Франссона и Стейна (19);
6 — опыты Технического центра Финляндии с образцами, включающими
поры различной формы и размеров (44]
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 407
Температура
Снижение температуры приводит к переходу рассола в твердое
состояние, т.е. уменьшению объема жидкой фазы и, следователь-
но, к повышению прочности. Существуют две критические темпе-
ратуры -8.2°С и -22.9вС, связанные с переходом в твердое состоя-
ние рассолов Na,SO4 и NaCl, соответственно.
Скорость деформирования
Скорость деформирования является одной из важнейших характе-
ристик, определяющих как характер деформирования льда, так и
его прочность. При малых скоростях деформирования £ лед ведет
себя как пластическая среда с низким пределом текучести. По мере
увеличения этой скорости предел текучести повышается, нако-
нец, при относительно большой скорости деформирования он на-
чинает вести себя как упругохрупкая среда. Считается, что граница
между областями пластичного и хрупкого разрушения находится в
районе ё = 10-3с-1. Этой границе соответствует и максимальная
прочность. Следует отметить, что влияние скорости деформирова-
ния на изменение прочности на сжатие больше, чем на растяжение.
На рис. 6.48 приводятся некоторые данные экспериментальных ис-
следований прочностей.
Рис. 6.48. Зависимость прочности льда от скорости деформирования (50|
Направление деформирования (анизотропия)
Как отмечалось ранее, во льду имеется слой со случайно ориенти-
рованными с-осями и слой со строго ориентированными. При
408 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
случайной ориентации с-осей лед может рассматриваться как изот-
ропная среда, т.е. прочностные характеристики льда не зависят от
направления деформирования. Однако при упорядоченном распо-
ложении с-осей лед анизотропен. Он имеет наименьшую проч-
ность, когда с-ось направлена под углом 45° к направлению мак-
симальных сжимающих напряжений. Это происходит потому, что
при данных условиях максимальное касательное напряжение дей-
ствует вдоль базальной плоскости ледового кристалла. При таком
направлении реализация сдвига требует наименьших усилий. Мак-
симальная прочность соответствует направлению приложения на-
грузки, совпадающему с нормалью к плоскости намерзания.
Масштабный эффект
Масштабный эффект является одной из причин расхождения ре-
зультатов измерения нагрузок на сооружения разных размеров. Раз-
личные причины приводят к его возникновению, в частности —
иерархическое распределение трещин во льду и изменение порис-
тости в соответствии с масштабом.
Во льду, как и в других твердых материалах, можно встретить
системы самых различных трещин, от глобальных, измеряемых
десятками метров, до микротрещиц [7] (рис. 6.49). Известно, что
наличие систем трещин, размеры которых стохастически распреде-
лены, вызывает зависимость прочности от размера образца.
По-видимому, то же относится к понятию пористости в опытах
[8] (рис. 6.50).
Два фактора влияют на определение прочности на образцах —
отбор образца и распределение трещин в нем. Очевидно, во-пер-
вых, что образцы, пересекаемые крупными трещинами, находя-
щимися в массиве, отбраковываются и не участвуют в оценке
общей прочности. Таким образом, крупные трещины, влияющие
на прочность массива, не учитываются при испытании образцов.
Во-вторых, чем больше размер образца, тем больше трещин раз-
ного масштаба содержит он, и, соответственно, тем меньше его
прочность. Это можно видеть нарис. 6.51 и рис. 6.52. Как видно,
в частности на рис. 6.50, при изменении диаметра образца до 20 см
ни объем пор, ни его прочность, в среднем, не зависят от диамет-
ра, однако при диаметре 50 см происходит резкое изменение как
пористости, так и прочности.
На основании исследования образцов разных размеров в статье [8]
высказана гипотеза о зависимости объема пустот в образце от его
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 409
Рис. 6.49. а — зависимость нормализованного экспериментального номи-
нального напряжения разрушения от нормализованного размера образца.
Нормализирующее напряжение принимается равным 1 МПа, а нормализи-
рующий размер — 1 м. В маломасштабиых опытах используется лабораторный
соленый лед типа S2. Данные крупномасштабных исследований получены из
испытаний ледовых пластин толщиной натурного ледяного покрова. Огибаю-
щая кривая, построенная на основании закона масштабного эффекта Базанта
и закона многофрактальпого масштабирования Карпинтсри, охватывает
данные крупномасштабных исследований по всему диапазону 0.5—80 м.
Номинальное напряжение разрушения в опытах малого масштаба описывает-
ся достаточно точно, несмотря па большой разброс в скорости нагружения;
о — то же в логарифмическом масштабе [7]
диаметра, представленная на рис. 6.51, также показывающая рез-
кое изменение параметров при размерах пор 30 см.
Согласно статистической концепции, высказанной Фрейденталем [21],
прочность образцов различного объема может быть определена как
।
/V,-)2", (6.40)
410 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 6.51. Гипотеза об увеличении пористости с увеличением размера образца 18|
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 411
где и <з1о прочность на растяжение образцов с объемами V. и /,
соответственно. Значение показателя степени правой части уравне-
ния (2а) зависит от свойств и структуры материала. Например для
волокон, могут быть справедливы значения 1—2, для скал и кера-
мики 5—10, для льда 1—3 [24].
Масштабный эффект, свойственный льду, характерен и для дру-
гих хрупких материалов [11], [22]. На рис. 6.52 показан график
измеренных значений прочности на сжатие кубических образцов
различных размеров угля [11] в тех же координатах, что и диаг-
рамма давление—площадь, рассмотренная в [47]. Для всего диапа-
зона измерений на образцах, степень зависимости от площади
в среднем составляет 1/4, но для кубов больших размеров имеет
меньшее значение, а в области кубов малых размеров имеет необъяс-
нимое уменьшение прочности.
— средние значения отклонения
* — среднеквадратичные отклонения
Рис. 6.52. Прочность кубических образцов угля [11], 143|
Приведенные результаты позволяют ожидать, что прочность мас-
сива в целом будет меньше, чем прочность образцов.
Адгезия
Адгезия определяет прочность контакта между сооружением и льдом.
Значение адгезии необходимо знать при оценке нагрузок на со-
оружения, вмерзшие в лед. Этот параметр зависит от строения
материала, температуры и шероховатости поверхности сооружения.
Данные о зависимости адгезии от различных параметров можно
найти в [42].
412 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.7.4. Сценарии взаимодействия
При определении ледовых нагрузок обычно рассматриваются сле-
дующие ситуации взаимодействия льда с сооружением:
а) изменение уровня воды (например, за счет действия прили-
вов) при условии смерзания льда с сооружением;
б) подвижка ледового покрова при смерзании льда с сооружением;
в) движение ледового покрова при отсутствии смерзания льда с
сооружением.
Первая ситуация не является характерной для шельфовых сооруже-
ний, поскольку обычно они расположены в открытом морс, где
изменения уровня морской поверхности часты и продолжительность
контакта лед/сооружение недостаточна для развития адгезии. Кроме
того, данные сооружения обладают достаточным весом, чтобы на-
грузки, вызванные примерзшим льдом при колебании морской по-
верхности, не оказывали заметного влияния на устойчивость кон-
струкций. Однако этот режим следует учитывать для закрытых во-
доемов. Ситуации (б) и (в) могут трактоваться как одна, посколь-
ку отличаются только по значению предсказываемой нагрузки.
При проектировании сооружений различают глобальные и мест-
ные ледовые нагрузки. Глобальная нагрузка представляет суммар-
ную нагрузку на сооружение и определяет общую устойчивость и
общую прочность конструкции. Местная нагрузка действует на от-
дельные элементы конструкции и принимается во внимание при
расчете на прочность данного конкретного элемента. Могут быть
рассмотрены следующие сценарии взаимодействия:
— ограниченного напряжения;
— ограниченного количества движения;
— ограниченной силы;
— раскалывания.
Термин «ограниченный» используется для обозначения определя-
ющих параметров при расчете пиковых нагрузок на сооружения.
Эти определяющие параметры, там где возможно, могут тракто-
ваться на основании вероятностного подхода — например, значе-
ние кинетической энергии айсберга. Модель разрушения, соответ-
ствующая ограниченному напряжению, наиболее вероятна для ре-
ализации. Обычно лед разрушается от сжатия при взаимодействии
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 413
с сооружениями с вертикальной передней гранью и от изгиба или
среза при взаимодействии с сооружениями с наклонными гранями.
6.7.4.1. Сценарий ограниченного напряжения
Сценарий ограниченного напряжения обычно подразумевает сжатие
ледового покрова перед поверхностью сооружения. Согласно этому
сценарию, максимальная нагрузка действует на сооружение в мо-
мент, когда нормальное напряжение на поверхности сооружения
достигает некоторого предела одновременно по всей площади кон-
такта. Ранее отмечалось, что прочность льда зависит от многих пара-
метров и, в частности, от бокового поджатия. Простейшая зависи-
мость, которая может быть получена, если принять в качестве ха-
рактерной прочность льда на одноосное сжатие (ас) используется
для характеристики этого сценария. В этом случае ледовая нагрузка
определяется как
ге/2
F = h jо. coscpTWcp =hoL2R = ocDh , (6.41)
-л/2
где oc — прочность льда на одноосное сжатие; D — диаметр соору-
жения; /? —радиус сооружения; h — толщина льда.
Позднее несколько дополнительных факторов были учтены в этой
формуле и оно приняло вид:
F = IKlK2oLDh, (6.42)
где / — коэффициент внедрения; Kt — коэффициент контакта;
К2 — коэффициент формы.
Это выражение основано на формуле Коржавина [3], который
предположил, что коэффициент внедрения / характеризует поле
деформаций и напряжений вокруг сооружения и учитывает влия-
ние сложного напряженного состояния перед сооружением на проч-
ность, которая в результате отличается от одноосной. Коэффи-
циент учитывает неполноту контакта между кромкой льда и
сооружения, а коэффициент К2 — форму поперечного сечения со-
оружения.
Указанная методология использовалась на начальных стадиях проек-
тирования сооружений, но позднее измерения ледовой нагрузки
414 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
в натурных условиях показали, что формула Коржавина завышает
значения действующей нагрузки. На сегодняшний день не суще-
ствует конечного ответа на вопрос, обьясняющий причины разли-
чия, которые, на наш взгляд, следующие:
— масштабный эффект;
— неоднородность ледовых образований;
— неодновременное™ разрушения льда.
Формула Коржавина основана на лабораторных опытах и данных
измерений ледовой нагрузки на опоры мостов. Диаметр опор в не-
сколько раз меньше характерных диаметров шельфовых сооруже-
ний. Поэтому масштаб наблюдений недостаточен. Как было указано,
прочность льда существенно уменьшается с увеличением масштаба.
Коржавин один из первых наблюдал масштабный эффект [48].
Известно, что обычно ледовые образования являются неоднород-
ными. В частности, как показывает рис. 6.53 в пределах полигона
100x100 м (сравнимого с размерами шельфового сооружения) проч-
ность льда изменяется в несколько раз. То есть, часть ледового
покрова, непосредственно находящаяся во взаимодействии с со-
й.см
ЩЦ -1.6sAsi.9 (МПа) -2.5«J?<;2.8 (МПа)
Щ -1.95Й<2.2 (МПа)
□ -2.2£Й£2.5 (МПа)
Е£] -2.8йЙ£3.1 (МПа)
g -3.1SA53.4 (МПа)
Ш -3.4<Я<3.7 (МПа)
Рис. 6.53. Распределение прочности на одноосноосное сжатие на участке
дрейфующего льда площадью 100x100 м |61]
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 415
оружением может быть значительно менее прочной, чем осталь-
ной лед. Поэтому разрушение льда начнется с участков с меньшей
прочностью, а это повлечет как неполноту контакта, так и нео-
дновременность разрушения.
Первоначально гипотеза неодновременного разрушения была пред-
ложена Краем [30]. Он предположил, что площадь контакта может
быть разделена на несколько зон, по длине сопоставимых с тол-
щиной льда, и что разрушение в каждой зоне может происходить
независимо от других зон. Если это предположение верно, то
P™J Рт№ (6.43)
где р — расчетное или пиковое давление в пределах п кон-
тактных зон; р — среднее давление в одной зоне; п — число зон,
п D/4h.
Давление определяется как нагрузка, деленная на площадь контакта.
Некоторые иные методы учета масштабного эффекта были предло-
жены Бланше [12]. Попытка обобщить множество эксперименталь-
ных данных была предпринята Сандерсоном [46] и [47]. Зависимость
давления от площади контакта по этим данным показана на рис. 6.54.
А — Лабораторные
испытания
В — Натурные
среднемасштабные
испытания
Площадь контакта, м’
С Полномасштабные
арктические
сооружения
D — Мезомасштабные
модели
Рис. 6.54. Зависимость давления от площади контакта,
предложенная Сандерсоном 112J
416 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
6.7.4.2. Сценарий ограниченного количества движения
Если кинетическая энергия ледового образования недостаточна
для внедрения на глубину радиуса сооружения, взаимодействие
льда с сооружением описывается согласно сценарию ограничен-
ного количества движения. Нагрузки в этом случае определяются
из условия равенства начальной кинетической энергии, затра-
ченной на разрушение при внедрении сооружения в лед. Поскольку
это внедрение меньше радиуса, нагрузка, соответствующая сце-
нарию ограниченного количества движения, меньше, чем энер-
гия, соответствующая сценарию ограниченного напряжения, но
учет этого сценария необходим при вероятностном подходе к оцен-
ке ледовых нагрузок, поскольку на сооружение может действо-
вать большое количество не очень крупных льдин. Обычно масса
и скорость, а следовательно, и кинетическая энергия трактуются
как случайные величины. Исследованию данного сценария по-
священо много трудов, особенно для случая взаимодействия проч-
ного ледового покрова с сооружением, когда может произойти
остановка первого. Анализ воздействия торосов на сооружения [4]
показывает, что иногда торосы могут останавливаться перед со-
оружением после небольшого прорезания.
6.7.4.3. Сценарий ограниченной силы
Сценарий ограниченной силы может реализовываться при навале
мощного ледяного поля на сооружение, когда оно останавливается
и на него передается нагрузка от разрушающегося следующего по-
зади более тонкого дрейфующего льда. В этом случае нагрузка на
сооружение определяется давлением ветра и течением на ледовое
образование, подходящее к сооружению, и движущей силой дрей-
фующего льда, подпирающего его сзади. Средняя сила торосообра-
зования, умноженная на ширину ледового образования может слу-
жить оценкой этой нагрузки.
В случае сценария ограниченной силы могут быть выделены сле-
дующие ситуации:
— ледовое образование может собирать нагрузки от окружающего
льда и передавать на сооружение. Если эта нагрузка достаточно
велика, произойдет прорезание, и сценарий ограниченного на-
пряжения будет доминирующим;
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 417
— если нагрузка недостаточно велика и окружающий лед слабее
льда, остановившегося перед сооружением, позади последнего
будет развиваться формирование торосов.
Анализ показывает, что при использовании детерминистичес-
кого подхода к оценке максимальной нагрузки, сценарий огра-
ниченного напряжения является доминирующим среди рассмот-
ренных и достаточным для определения нагрузки.
6.7.4.4. Раскалывание
Если размеры ледового образования достаточно малы, то после
небольшого внедрения может произойти раскалывание ледового
покрова на несколько частей. Это приводит к появлению нагру-
зок, меньших, чем в случае сценария ограниченного напряжения.
Вопросы раскалывания ледового покрова рассматриваются Бхатом
[9], [10], Соди и Чином [53]. Раскалывание вызывает низкие на-
грузки. Поэтому они могут представлять интерес только в случае
использования вероятностных методов расчета.
6.7.5. Скорость внедрения
Скорость движения ледовых образований оказывает существенное
влияние на нагрузку, так же как и на весь процесс взаимодей-
ствия. Лабораторные исследования, проведенные Карной [26], [27],
[28] и Соди [54], [55] показали, что при малых скоростях внедре-
ния разрушение происходит приблизительно одновременно вдоль
всей площади контакта. Неодновременное разрушение льда наблю-
дается при больших скоростях движения. В связи с этим нагрузки
при больших скоростях движения меньше нагрузок, соответству-
ющих малым скоростям.
Аналитические разработки подтверждают наблюдаемое экспери-
ментально явление зависимости нагрузки от скорости, и показы-
вают, что поле напряжений перед сооружением, а также его изме-
нение во времени, характер разрушения различны при малых и
больших скоростях. В частности, при высоких скоростях происхо-
дит экструзия, а длительность действия напряжений в каждой
точке площади контакта настолько мала, что, учитывая неодно-
родность разрушения льда, суммирование их максимумов с целью
определения глобальной нагрузки не имеет смысла.
27. А. Б. Золотухин и др.
418 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
6.7.6. Форма сооружения
6.7.6.1. Наклонные элементы
Сооружения в районе действия льда могут содержать ориентирован-
ные либо наклонные элементы. Считается, что использование на-
клонных элементов приводит к снижению нагрузок, т.к. лед при
этом работает не на сжатие, а на изгиб, а изгибная прочность льда
заметно меньше прочности при сжатии. Большое количество теоре-
тических и экспериментальных работ подтверждает эффективность
использования наклонных элементов [15].
Другим преимуществом сооружений с наклонными элементами
является изменение частотного состава нагрузки. При воздей-
ствии на сооружения с вертикальными гранями лед часто лома-
ется дроблением. При этом нагрузка имеет довольно высокую
частоту, часто близкую к высоким тонам собственных колеба-
ний сооружений. Возникающая вибрация создает затруднения в
нормальной эксплуатации сооружения. Использование наклон-
ных элементов приводит к заметному снижению частоты нагрузки
и удалению ее от резонанса.
Вместе с тем существует ряд причин, снижающих эффективность
наклонных элементов:
— использование таких элементов обычно приводит к увеличению
поперечных размеров сооружения в районе ватерлинии. Это сказы-
вается на ледовой нагрузке и особенно на волновой. Поэтому вол-
новая нагрузка может резко возрасти и превзойти ледовую;
— на наклонной поверхности могут собираться обломки льда, ко-
торые затрудняют работу льда на изгиб и вызывают его сжатие.
Наличие продольных сжимающих напряжений повышает несу-
щую способность льда при изгибе и, тем самым, действующую
нагрузку;
— обычно на определенной высоте над поверхностью воды наклон-
ные элементы переходят в вертикальные «воротники». В процессе
взаимодействия ледяные блоки, при определенных углах наклона
элементов, могут упереться в «воротник». Это приводит к возрас-
танию продольного сжатия льда, взаимодействующего с соору-
жением, и нагрузок;
— наклонные элементы эффективны, пока скорость движения
льда невелика, и он может скользить по поверхности сооруже-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 419
ния, работая на изгиб. При большой скорости движения кромка
льда вследствие инерционности ледяного блока не успевает спо-
койно скользить по поверхности, что приводит к сжатию ледя-
ного поля и повышению нагрузки. Целый ряд экспериментов
подтверждает возрастание нагрузки при больших скоростях дви-
жения льда.
6.7.6.2. Многоопорные сооружения
В случае использования многоопорных сооружений существуют две
проблемы:
— как учесть взаимное влияние опор;
— как влияет на нагрузки лед, скопившийся между опорами.
Первая из проблем рассмотрена в работах [57], [58], [59] идругих,
где приведены графики, позволяющие определить нагрузку на че-
тырехопорное сооружение в целом, в зависимости от диаметра
опор, расстояния между ними и направления движения льда.
Вторая пока что не имеет решения, поэтому часто предполагается,
что все пространство между опорами забито льдом и нагрузка оп-
ределяется на непроницаемую преграду с размерами, соответству-
ющими наружному контуру сооружения.
Литература
1. Астафьев В. Н., Сурков Г. А., Трусков П. А. (1995): Торосы и стамухи
Охотского моря. Санкт-Петербург, Прогресс-Погода, 197 с.
2. Демпси Д. Д., Адамсон Р. М., Мулмул С. Б.: Крупномасштабные экспе-
рименты по разрушению морского льда. Труды II Международной
конференции «Освоение Арктического шельфа России», Санкт-Пе-
тербург, 1995.
3. Коржавин К.Н.: Воздействие льда на инженерные сооружения, Акаде-
мия Наук СССР. Сибирское отделение. Новосибирск, 1962, 203 с.
4. Кроасдейл К., Шхинск К.: Проблемы ледотсхники при проектирова-
нии и строительстве сооружений на арктическом шельфе. Труды II
Международной конференции «Освоение Арктического шельфа Рос-
сии», Санкт-Петербург, 1995.
420 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
5. Романов И.П. (1991): Ледяной покров арктического бассейна. Ленинг-
рад, 192 с.
6. Спичкип, Егоров Е.: Обзор опасных явлений на шельфе Баренцева и
Карского морей. Труды II Международной конференции «Освоение
Арктического шельфа России», Санкт-Петербург, 1995.
7. Adamson, R. andJ. Dempsey (1996): Large-scale in-situ Arctic Cyclic Creep,
Recovery and Fracture Measurement. Proceedings of the 13th International
Symposium on Ice (1AHR), Beijing, Vol. 1, pp. 102—109.
8. Aota, M., M. Oshima, N. Yashima, E. Matsunaga, H. Matushita and
M. Konosu (1986): Effect of Natural Defects on Sea Ice Loading.
Proceedings of the 5th International Symposium on Offshore Mechanics
and Arctic Engineering (OMAE), Tokyo, 13—14 April 1986, Vol. IV,
pp. 521—527.
9. Bhat, S. U. (1988): Analysis for Splitting of Ice Floes during Summer Impact.
Journal of Cold Regions Science and Technology, Vol. 5, No. 1, pp. 51—63.
10. Bhat, S. U., S. K. Choi, T. Wierzbicki and D. G. Karr (1991): Failure Analysis
of Impacting Ice Flocs. ASME Journal of Offshore Mechanics and Arctic
Engineering, Vol. 113, pp. 171 — 178.
11. Bicnawski, Z. T. (1968): The Effect of Specimen Size on Compressive
Strength of Coal. International Journal of Rock Mechanics and Arctic
Engineering, Trans. Am. Soc. Meeh. Eng., Vol. 112, pp. 370—376.
12. Blanchet, D. (1990): Ice Design Criteria for Wide Arctic Structures. Canadian
Geotechnical Journal, Vol. 27, No. 6, pp. 701—725.
13. Blanchet, D. and S. J. DeFranco (1996): Global First-year Ice Loads: Scale
Effect and Non-simultaneous Failure. Proceedings of the 13th International
Symposium on Ice (1AHR), Beijing, Vol. I, pp. 203—213.
14. Carstens, T., S. Vcfsnmo, S. M. Linves and G. Eidnes (1989): Ice Drift —
Preliminary Model Development. ESARC Report No. 16, SFT60 F89004,
SINTEF NHL, Trondheim, 90 p.
15. Croasdale, K., N. R. Morgenstern and J. B. Nuttall (1977): Indentation Tests
to Investigate Ice Pressures on Vertical Piers. Journal of Glaciology,
Vol. 19, No. 81, pp. 301-312.
16. Croasdale, K., A. Cammaert, M. Mctge (1994): A Method for the Calculation
of Ice Sheet Loads on Sloping Structures. Proceedings of the International
Symposium on Ice (1AHR), pp. 874—881.
17. Croasdale, K. (1997): Ice Structure Interaction: Current State of Knowledge &
Implications for Future Developments. Development of the Russian Arctic
Offshore (RAO‘97), St. Petersburg, September 23—26 1997, (in press).
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 421
18. Coon, М., D. Echcrtand G. Кпоке (1995): Force-Displacement Measurement
of a First-Ycar Pressure Ridge Keel. ASM E Journal of Offshore Mechanics
and Arctic Engineering, AMD — Vol. 207,
19. Fransson, L. and L. Stchn (1993): Porosity Effect on Measured Strength of
Warm Ice. The 12th International Conference on Port and Ocean
Engineering under Arctic Conditions (POAC), Hamburg, 17—20 August
1993, Vol. I, pp. 23-36.
20. Frcdcrking, R. and L. W. Gold (1975): Experimental Study of Ice Edge Loading
of Ice Plates. Canadian Geotechnical Journal, Vol. 12, pp. 456—463.
21. Freidental, A. M. (1968): The Statistical Approach to the Brittle Failure
«Fracture», An advanced Treatise. H. Libowitz Editor. V2. Mathematical
Fundamentals. In a Russian Issue, pp. 616—645.
22. Heuze, F. (1980): Scale Effects in the Determination of the Rock Mass Strength
and Deformability. Journal of Rock Mechanics No. 12, pp. 167—192.
23. Hirayama, K., J. Schwarz and H. C. Wu (1974): An Investigation of lec
Forces on Vertical Structures. 11HR Report No. 158, University of Iowa,
Iowa City.
24. Iyer, S. H. (1983): Size-Effects in Ice and their Influence on Structural
Design of Offshore Structures. The 7th International Conference on Port
and Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC), Vol. 3,
pp. 414—432.
25. Kamainen, J. (1993): Studies in Ice Mechanics. Helsinki University of
Technology, Faculty of Mechanical Engineering. Laboratory of Strength
of Materials. Research Report No. 15, 184 p.
26. Kama, T. and A. Muhoncn (1990): Preliminary Results from Ice Indentation
Tests using Flexible and Rigid Indentors. Proceedings of the 10th
International Symposium on Ice (IAHR), Vol. 3, pp. 261—275.
27. Kama, T, E. Jarvinen, T. Nyman and I. Vuorio (1993a): Results From
Indentation Tests in Sea Ice. Proceedings of the 12th International
Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, Vol. IV,
pp. 177-185.
28 Kama, T., A.Muhoncn and M.Sippola(1993b): Rate Effect in Brittle Ice
Crushing. The 12th International Conference on Port and Ocean
Engineering under Arctic Conditions (POAC), Hamburg, 17—20 August
1993, Vol. I, pp. 59-71.
29. Kama, T., K. Shkhinek, A. Bolshev, S. Rogachko, E. Evdokimov and
S. Loeset (1997): Development of Models for First-Year Ice Loads.
Development of the Russian Arctic Offshore (RAO‘97), St. Petersburg,
September 23—26 1997, pp. 297—298 (8 p. in separate print).
422 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
30. Kry, D. R. (1980): Ice Forces on Wide Structures. Canadian Geotechnical
Journal, Vol. 17, pp. 97—113.
31. Lainey, L. and R. Tinawi (1984): The mechanical Properties of Sea lee —
A Compilation of Available Data. Canadian Journal of Civil Engineering,
Vol. 11, No. 4, pp. 884-923.
32. Lepparanta, M. and R. Hakala (1992) The Structure and Strength of First-
Ycar Ice Ridges in the Baltic Sea. Journal of Cold Regions Science and
Technology, Vol. 20, pp. 295—311
33. Lee, J., T. D. Ralston and D. H. Petrie (1986): Full-thickness Sea Ice Strength
Tests. Proceedings of the 8th International Symposium on Ice (IAHR),
Iowa City, Vol. 1, pp. 293—302.
34. Li Zhijun, Peng Wanwei, Zhang Tao, Lu Ming and Gao Shugang (1995):
Effect of Porosity on the Uniaxial Compressive Strength of Ice in
Liaodong Gulf. Proceedings of the 10th International Symposium on
Okhotsk Sea, Sea Ice &People, Mombctsu, Hokkaido, February 1995,
pp. 358—363.
35. Li Zhijun, Li and Wu Ziwang (1996): On the Application of Ice Porosity
in the Analysis of Ice Compressive Strength. Proceedings of the 13th
International Symposium on Ice (IAHR), Beijing, Vol. 1, pp. 80—85.
36. Loeset, S. (1993): Thermal Energy Conservation in Icebergs and Tracking
by Temperature. Journal of Geophysical Research, Vol. 98, No. C6,
pp. 10001-10012.
37. Loeset, S. and T. Carstens (1993): Production of Icebergs and Observed
Extreme Drift Speeds in the Barents Sea. The 12th International Conference
on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC),
Hamburg, 17—20 August 1993, Volume I, pp. 425—438.
38. Loeset, S. and T. Carstens (1996): Sea Ice and Icebergs in the Western
Barents Sea in 1987. Cold Regions Science and Technology, Vol. 24, No. 4,
pp. 323-340.
39. Loeset, S., K. Shkhinck, P. Strass, О. T. Gudmestad, E. B. Michalenko and
T. Kama (1997): Ice Conditions in the Barents and Kara Seas. Proceedings
of the 16th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic
Engineering, Yokohama, 13 —18 April 1997, Vol. IV, pp. 173—181.
40. Loeset, S., A. Langcland, B. Bergheim and К. V. Huiyland (1998): Geometry
and Physical Properties of a Stamucha Found on Spitsbergen. Proceedings
of the 14th International Symposium on Ice ( IAHR), Potsdam, New
York, July 27—31, 1998. (in press).
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 423
41. Michel, В. and N, Toussant (1977): Mechanisms and Theory of Indentation
of Ice Plates. Journal of Glaciology, Vol. 19, No. 81, pp. 285—300.
42. Ohtsuki, F., K. Suzuki, K. Sato, K. Sasaki, T. Ono, H. Sacki (1988):
Experimental Study on Adfreeze Bond Strengthof Sea Ice. Proceedings of
the International Symposium on Ice (IAHR), Vol.l, pp. 281—294.
43. Palmer, A. (1991): Ice Forces and Ice Crushing. The 11th International
Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions
(POAC), St. John’s, Vol. I, pp. 43—62.
44. Rogachko, S. 1., G. N. Evdokimov, M. V. Melnikov, T. Кдгпд and E. Lchmus
(1997): The Influence ofPorosity on Mechanical Strength of Hummocks.
Proceedings of the 16th International Conference on Offshore Mechanics
and Arctic Engineering, Yokohama, 13—18 April 1997, Vol. IV, pp. 151—157.
45. Sanderson, T. J. 0. (1984): Theoretical and Measured Ice Forces on Wide
Structures. Proceedings of the 7th International Symposium on Ice (IAHR),
Hamburg 27—31 August, Vol. IV, pp. 151—207.
46. Sanderson, T. J. 0. (1986a): The Ice Loads Question: Some Answers. State-
of-the-Art Report. IAHR Working Group of Ice Forces. Proceedings of
the 9th International Symposium on Ice (IAHR), Sapporo, Vol. 2,
pp. 740—748.
47. Sanderson, T. J. 0. (1986b): A Pressure — Area curve For Ice. In Working
Group on Ice Forces, State-of-the-Art Report. CRREL Special Report
No. 1987-17, pp. 75-98.
48. Sanderson, T. J. 0., (1988): Ice Mechanics — Risks to Offshore Structures.
Graham and Trotman Ltd, London, 253 p.
49. Sandford, K. S. (1955): Tabular Icebergs between Spitsbergen and Franz
Josef Land. Geographical Journal, Vol. 121, pp. 164—170.
50. Schwartz, J. (1970): The Pressure of the Floating Ice Fields on Piles.
Proceedings of the International Symposium on Ice (IAHR), Reykjavik,
Iceland. N 6—3, 12 p.
51. Shkhinek, K., D. Blanchet, K. R. Croasdale, D. G. Matskevitch and S. U. Bhat
(1994): Comparison of the Russian and Foreign Codes and Methods for
Global Loads Estimation. Proceedings of the 13th International Conference
on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, Houston, Vol. IV,
pp. 75-82.
52. Shkhinek, К., T. Кдгпд, О. T. Gudmestad, S. Loeset, A. Bolshev,
S. Mischenko, E. Chasovskih, E. Lehmus and P. Strass (1997): Potential
Structures for the Russian Arctic Offshore. Proceedings of the 16th
424 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering,
Yokohama, 13-18 April 1997, Vol. IV, pp. 183-190.
53. Sodhi, D. S. and S. N. Chin (1995): Indentation and Splitting of Freshwater
Ice Floes. Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering,
Vol. 117, pp. 63—69.
54. Sodhi, D. S. (1992): Ice-Structure Interaction with segmented Indentors.
Proceedings of the 11th International Symposium on Ice (1AHR), Banff,
Vol. 11, pp. 909—929.
55. Sodhi, D. S. (1991): Ice-Structure Interaction during Indentation Tests.
Proceedings of the IUTAM-IAHR Symposium, pp. 619—640.
56. Spring, W„ T. Vinje and H. Jensen (1993): Iceberg and Sea Ice Data Obtained
in the Annual Expeditions of the Barents Sea Ice Data Acquisition Program
(IDAP). Proceedings of the 12th International Conference on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions, 17-20 August 1993,
Hamburg, Vol. 1, pp. 462—472.
57. Takeuchi, T., H. Sacki, T. Yamashita, (1993): Total Ice Forces on Multi-
Legged Offshore Structures. Proceedings of the ISOPE Conference,
Vol. Il, pp. 36—40.
58. Timco, G. W. (1986a): Indentation and Penetration of Edge-loaded
Freshwater Ice Sheets in the Brittle Range. Proceedings of the 5th
International Symposium on Offshore Mechanics and Arctic Engineering
(OMAE), Tokyo, 13-14 April 1986, Vol. IV, pp. 444-452.
59. Timco, G. W. (1986b): Ice Forces on Multi-Legged Structures. Proceedings
of the International Symposium on Ice (IAHR), Vol. II, pp. 321—337.
60. Timco, G. W. and R. Burden (1997): An Analysis of the Shapes of Sea-Ice
Ridges. Journal of Cold Regions Science and Technology, Vol. 25, pp. 67—77.
61. Truskov, P. A., G. A. Surkov and V. N. Astafiev (1996): 3-D Variability of
Sea Ice Uniaxial Compressive Strength. Proceedings of the 13th International
Symposium on Ice (IAHR), Beijing, Vol. I, pp. 94—101.
62. Vaudrcy, K. (1992): Personal communication with K. Shkhinek.
63. Vinje, T. (1985): The Physical Environment Western Barents Sea. Drift,
Composition, Morphology and Distribution of the Sea Ice Fields in the
Barents Sea. Norsk Polarinstitutt, Oslo, 26 p.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 425
6.8. Сочетания внешних нагрузок
для проектирования шельфовых сооружений
К.Н. Шхикек
Санкт-Петербургский государственный технический университет
С. Лосет
Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
6.8.1. Введение
6.8.2. Нагрузки
6.8.2.1. Классификация нагрузок
6.8.2.2. Расчетные нагрузки
6.8.2.3. Сочетания нагрузок
6.8.3. Сооружения
6.8.4. Сопоставление нагрузки и расчетной предельной несущей способности
6.8.5. Пример
Литература
6.8.1. Введение
В данной главе рассматриваются некоторые подходы к оценке проч-
ности и устойчивости шельфовых сооружений, при проектирова-
нии которых определение прочности и устойчивости конструкции
является очень важным этапом. Эта проблема может быть решена,
если известны нагрузки и воздействия на сооружение, а также
способность сооружения противостоять этим нагрузкам. Могут быть
использованы два различных метода:
— вероятностный;
— детерминистический.
В действительности, методы, трактуемые как детерминистические,
больше являются полувероятностными, поскольку некоторые па-
раметры (нагрузки как таковые или исходные данные для их оп-
ределения) вводятся в рассмотрение с некоторой обеспеченнос-
тью. Развитие детерминистических методов происходило в течение
426 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
длительного времени. Эти методы действенны, однако имеют не-
которые недостатки:
1. При определении расчетных нагрузок, а также несущей
способности сооружения, для более консервативной оценки ис-
пользуются коэффициенты надежности, однако значения этих
коэффициентов определяются более или менее произвольно. Они
не учитывают нашего знания нагрузок, грунтов и материалов
сооружения для условий конкретного районаустановки соору-
жения.
2. Мы оцениваем несущую способность сооружения, предполагая
различные параметры независимыми, но иногда какие-либо из
параметров могут оказывать существенное влияние на другие.
3. Обычно детерминистические подходы весьма консервативны
в противовес вероятностным методам, позволяющим эконо-
мить материалы и затраты.
Использование вероятностного подхода требует знания функции
плотности распределения вероятности как нагрузки, так и несущей
способности сооружения. Применение таких функций часто указы-
вает на слабейшее звено в цепочке исходных данных, необходимых
для определения нагрузки или несущей способности. Оно позволя-
ет определить параметры, которые следует задавать особенно точно,
и случаи, когда вполне достаточно грубой оценки.
Нормативные документы трех государств-.США, Канады и России:
- Нормы США AP1-RP-2N [4];
— Нормы Канады CAN/CSA [6];
— Нормы России СНиП 2.01.07-85, СНиП 2.06.01-86 и ВСН 41-88
U1—[3]
рассматривают методы расчета ледовых нагрузок и проектирова-
ния сооружений. Рекомендации, содержащиеся в данных Нормах,
могут различаться. Цель данной главы продемонстрировать общие
принципы формирования нагрузок и их расчетных сочетаний.
6.8.2. Нагрузки
Все нагрузки, действующие на сооружение или его отдельные кон-
структивные элементы во время строительства, транспортировки,
установки, эксплуатации и демонтажа, должны быть учтены при
Глава 6, Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 427
проектировании. Согласно Нормам Канады, следует учитывать все
статические и динамические компоненты воздействий и деформа-
ционных нагрузок, оказывающих существенное влияние на проч-
ность, усталостное поведение, устойчивость и плавучесть соору-
жений при строительстве и установке, а также работопригодность.
В дальнейшем мы сосредоточим внимание на нагрузках, отвечаю-
щих эксплуатационной фазе, как наиболее опасной (о нагрузках,
действующих на других этапах существования сооружения, напри-
мер, CAN/CSA-S47I-92 [6]). В этом случае основные исходные дан-
ные включают:
— назначение сооружения и его тип;
— расчетный период эксплуатации;
— географическое положение;
— метеорологические условия;
— геологию и сейсмику.
6.8.2.1. Классификация нагрузок
Нагрузки, действующие на сооружение, имеют различную дли-
тельность и вероятность возникновения. Поэтому все норматив-
ные документы по проектированию сооружений выделяют не-
сколько типов нагрузки (рис. 6.55). Согласно Нормам России
СНиП 2.01.07-85, все нагрузки подразделяются на 4 группы:
— постоянные;
— длительные;
— кратковременные;
— особые.
Нормы Канады CAN/CSA-S471-92 учитывают следующие виды
нагрузок:
— постоянные;
— операционные;
— нагрузки окружающей среды;
— особые.
Нормы США API RP-2A-WSD-1993 используют следующую клас-
сификацию нагрузок:
428 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— постоянные;
— операционные;
— нагрузки окружающей среды;
— нагрузки, возникающие при строительстве сооружения;
— нагрузки, связанные с транспортировкой и переустановкой со-
оружения.
Постоянные нагрузки действуют на сооружение в течение всего сро-
ка эксплуатации, например: вес конструкции или ее элементов,
гидростатическое давление, вес балласта, преднапряжение в случае
использования преднапряженного бетона и т.д. Нормы Канады под-
разделяют постоянные нагрузки на связанные с весовыми характе-
ристиками и деформационные. В этом случае преднапряжение долж-
но рассматриваться как деформационная нагрузка.
Длительные нагрузки в Нормах России приблизительно соответ-
ствуют операционным нагрузкам в Нормах Канады и США. Это
переменные нагрузки, связанные с нормальным функционировани-
ем и эксплуатацией сооружения. Например, вес складируемых гру-
зов, оборудования, воды или нефти в хранилище и т.д. следует рас-
сматривать как длительные или операционные нагрузки.
Кратковременные нагрузки (нагрузки окружающей среды) явля-
ются нагрузками, действующими в течение нескольких секунд,
минут или часов. В частности, все нагрузки, связанные с воздей-
ствием окружающей среды, могут трактоваться как кратковре-
менные. Согласно CAN/CSA, возможно выделить две группы на-
грузок окружающей среды:
— частые воздействия внешней среды;
— редкие воздействия внешней среды.
Первая группа включает нагрузки, вызванные действием ветра,
волнения, течений, морского льда, айсбергов, приливов, нагро-
мождений снега и льда, штормового нагона, сейш. Редкими воз-
действиями окружающей среды являются землетрясения, действие
морского льда, цунами. Нагрузки могут быть отнесены к тому или
иному классу в зависимости от среднегодовой обеспеченности. На-
грузки, связанные с частыми процессами окружающей среды, со-
гласно CAN/CSA, имеют обеспеченность не выше ЮЛ Для редких
воздействий окружающей среды величина обеспеченности изме-
няется вдиапазоне 10’3—ЮЛ Российские Нормы СНиП 2.06.01-86,
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 429
6.55. Проектирование сооружения
430 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
а также ВСН 41-88 рассматривают волновые и ледовые нагрузки,
соответствующие максимальной расчетной скорости ветра или мак-
симальной толщине льда (определяемым для периода в 100 лет) как
особые. В противном случае эти нагрузки трактуются как кратковре-
менные. Обеспеченность нагрузок при этом не специфицируется.
Особые нагрузки, согласно CAN/CSA, могут быть вызваны столк-
новениями, взрывами, утечкой балласта и др. Российские Нормы
в качестве особой дополнительно рассматривают ситуацию, опи-
санную выше (нагрузки окружающей среды, соответствующие мак-
симальной толщине льда или скорости ветра).
Все типы нагрузок должны быть вычислены с определенной обес-
печенностью. Этот параметр зависит от частоты повторяемости на-
грузки и класса надежности сооружения. Согласно российским нор-
мативным документам, шельфовые сооружения следует проекти-
ровать по требованиям, предъявляемым к сооружениям 1 класса
надежности, поскольку выход их из строя может привести к потери
жизни людей и серьезным загрязнениям окружающей среды. Нор-
мы Канады позволяют относить некоторые шельфовые сооруже-
ния ко второму классу надежности. Согласно Нормам CAN/CSA,
нагрузки должны иметь следующую обеспеченность:
— нагрузки, связанные с частыми процессами окружающей сре-
ды: Ю’21/год;
— нагрузки, связанные с редкими процессами окружающей сре-
ды: 10-4-10’3 1/год;
— особые нагрузки: IO’4-10'3 1/год.
В Российских Нормах обеспеченность нагрузок не специфицирует-
ся. Лишь для ряда параметров указывается величина периода повто-
ряемости. Так, при расчете максимальной ледовой нагрузки следует
учитывать значение толщины льда с обеспеченностью 1021/год,
а при расчете волновой нагрузки должно быть учтено значение
высоты волны обеспеченностью (1+2)х10 21/год. В результате обес-
печенность нагрузки остается неопределенной.
6.8.Z.2. Расчетные нагрузки
Для повышения надежности определения нагрузок при проекти-
ровании сооружения в Российских Нормах вводится понятие рас-
четной нагрузки. Додход к определению расчетной нагрузки более
консервативен по сравнению с определением нормативной нагруз-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 431
ки (т.е. нагрузки, регламентируемой методами расчета, заложен-
ными непосредственно в нормах). Для определения расчетных на-
грузок нормативные нагрузки следует умножить на коэффициент
надежности (более или менее единицы). Например, вес сооруже-
ния следует умножать на коэффициент, больший единицы при
расчете несущей способности основания сооружения, и меньший
единицы при расчете сдвига сооружения вдоль поверхности дна.
Нормы Канады CAN/CSA не разделяют нормативные и расчетные
нагрузки, но практически коэффициент надежности учитывается
при определении сочетаний нагрузок.
6.8.2.3. Сочетания нагрузок
Различные нагрузки могут действовать на сооружение одновремен-
но в некоторой комбинации или независимо. Сочетание нагрузок
учитывает вероятность совместного действия нескольких воздей-
ствий. Российские Нормы СНиП 2.01.07-85 и СНиП 2.06.01-86 ре-
комендуют два типа сочетаний:
— основные;
— особые.
Основные сочетания включают постоянные, длительные нагруз-
ки, а также любое возможное совместное действие кратковремен-
ных нагрузок. Особые сочетания нагрузок включают постоянные
нагрузки, все типы временных нагрузок, совместное действие ко-
торых возможно, и только одну особую нагрузку (статистический
анализ показывает, что вероятность одновременного действия двух
особых нагрузок, например землетрясения и волнения с периодом
повторяемости 1 раз в 100 лет, чрезвычайно мала и может не
учитываться). Поскольку вероятность одновременного действия всех
временных нагрузок мала, каждая из этих нагрузок должна быть
умножена на некоторый коэффициент, меньший единицы. Также
необходимо отметить, что следует учитывать только нагрузки, дей-
ствие которых возможно совместно. Например, действие льда боль-
шой толщины и волн не следует учитывать в одном сочетании, но
сочетание воздействия волн и битого льда может иметь место.
Российские Нормы не содержат понятия стохастически зависимых и
независимых процессов. Нормы Канады CAN/CSA, напротив, ис-
пользуют подобное разделение. Согласно этому нормативному доку-
432 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
менту, следует выделять две группы частых процессов окружающей
среды:
— основные и частые процессы;
— основные и редкие процессы.
Все процессы считаются статистически зависимыми или взаимно
исключающимися с основным процессом. Например, если основ-
ным процессом является действие ветра, то волнение и ветровое
течение являются стохастически зависимыми; стохастически неза-
висимы при действии ветра приливное и отливное течения и мор-
ской лед. Также могут рассматриваться и другие сочетания. Группы
процессов окружающей среды должны быть включены в сочета-
ния с некоторыми коэффициентами, меньшими или равными 1.
Пример сочетания внешних нагрузок приведен в табл. 6.29.
Таблица 6.29. Сочетания внешних нагрузок и коэффициенты сочетаний
(CAN/CSA)
Основной процесс Стохастически зависимый Стохастически независимый
(Частый основной процесс)х1 Пример: (ветср)х! 1 (волнение, ветровое тсчснис)х] 0.6 (приливное течс[1ис)х0.6
(Редкий основной процесс)х1 Пример 1: (зсмлстрясснис)х1 Пример 2: (айсбсрг)х! 0.8 (ветер, волнение, ветровое тсчснис)х0.8 0.4 (ветровое течение, волнение, встср)х0.4 (волнснис)х0.4
Для последующего проектирования сооружения учитывают соче-
тания нагрузок. Эти сочетания состоят из постоянных нагрузок,
операционных нагрузок и внешних частых или внешних редких,
или особых нагрузок. Пример некоторых сочетаний нагрузки и
коэффициентов сочетаний, согласно различным Нормам, приве-
ден в табл. 6.30. Следует также отметить, что Нормы Канады ис-
пользуют не только коэффициенты сочетаний, но и коэффици-
енты надежности. Более подробное описание сочетаний нагрузок
приведено в рекомендациях API,
Вероятностный подход является другим возможным методом опре-
деления сочетаний нагрузок. Должны быть приняты во внимание
функции распределения вероятности различных параметров. Учиты-
вая возможные сочетания стохастически зависимых и независимых
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 433
Таблица 6.30. Пример некоторых сочетаний и коэффициентов сочетаний
(Класс надежности 1)
Основные сочетания
CAN/CSA (1992) Постоянные 1.25 Длительные 1.25 Кратковременные 0.7
1.05-0.9 1.0 1.35
СНиП (1996) 1.0 0.95 (/r,)xl+(/г2)х0.8+(/г|)х0.6
Особые сочетания
CAN/CSA (1992) 1.05-1.0 1.0 1.0
СНиП (1996) 1.0 0.95 (особая)х 1 +(/г()х0.8
Примечания: frvfrv и т.д. — частые кратковременные нагрузки со средними
параметрами в порядке их важности
функций за некоторый период продолжительности существования
сооружения, можно определить функцию распределения вероятно-
сти суммарной нагрузки.
6.8.3. Сооружения
Как отмечается ранее, сооружения могут быть разделены по классу
надежности. Согласно Нормам Канады CAN/CSA, существует два
класса надежности (Нормы России выделяют четыре класса).)Эти
классы используются для гарантии надежности сооружения или
его конструктивных элементов. Сооружения следует отнести к
какому-либо классу согласно их значимости. Согласно CAN/CSA,
сооружению присваивается:
— I класс надежности, если при рассматриваемых условиях по-
вреждение приведет к большому риску для жизни и загрязне-
нию окружающей среды;
— II класс надежности, если при рассматриваемых условиях по-
вреждение приведет к малому риску для жизни и загрязнению
окружающей среды.
Подразумевая, что в случае непредвиденной опасности вовремя
будут реализованы планы по предотвращению потери жизни или
ущерба окружающей среды, возможно понижение уровня надеж-
ности сооружения.
28. А. Б. Золотухин и др.
434 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Согласно Российским Нормам, все шельфовые сооружения следу-
ет относить к I классу надежности.
Следующая ступень в проектировании сооружения состоит в опре-
делении расчетной несущей способности. И Российские и Запад-
ные Нормы рассматривают потерю прочности или устойчивости со-
оружения как расчетную предельную несущую способность. В дан-
ных Нормах различают две группы предельных состояний:
1-я группа предельных состояний — полная непригодность соору-
жения к дальнейшей эксплуатации;
2-я группа предельных состояний — предельное состояние эксп-
луатационной пригодности (непригодность к нормальной эксплу-
атации).
Эти понятия используются для характеристики различных типов
несущей способности: устойчивости сооружения, прочности эле-
ментов конструкции и несущей способности основания. Таким об-
разом,по первой группе предельных состояний учитываются:
— потеря равновесия сооружения (или его части), рассматриваемого
как жесткое тело;
— невозможность восприятия нагрузки сооружением или его эле-
ментами.или основанием из-за превышения прочности материала;
— потеря устойчивости сооружения;
— переход сооружения в механизм (пластическое разрушение).
Предельные состояния эксплуатационной пригодности ограничи-
вают режим нормальной эксплуатации сооружения или его нор-
мального положения и оказывают влияние на его долговечность.
Они включают смещение или поворот элементов конструкции,
которые пагубно влияют на состояние части сооружения или рабо-
ту оборудования:
— движения, включая вибрации, негативно влияющие на разме-
щение или работу оборудования:
— местные повреждения, не приводящие к выходу из строя всего
сооружения, но ограничивающие его использование или долго-
вечность;
— смещения или деформации сооружения или основания, нега-
тивно влияющие на использование сооружения или работу обо-
рудования.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 435
Приведенная выше классификация соответствует рассматриваемой
в Нормах CAN/CSA. Основные принципы данной классификации
соответствуют заложенным и в Нормах России. Согласно Нормам
Канады, класс сооружения и группа предельного состояния опре-
деляют коэффициенты при формировании сочетаний нагрузок,
а также уровень обеспеченности нагрузки.
6.8.4. Сопоставление нагрузки и расчетной
предельной несущей способности
Последним этапом проектирования является сопоставление нагрузки
и расчетной предельной несущей способности. При этом возможно
применение как детерминистического, так и вероятностного мето-
дов. Первый подход используется в Российских Нормах и подразу-
мевает выполнение условия
Rk
cF < — , (6.44)
п
где F ~ расчетная нагрузка, соответствующая учитываемой рас-
четной несущей способности R сооружения (прочность или устой-
чивость);
с— коэффициент сочетаний, принимаемый равным 1.0 для основ-
ных сочетаний и 0.9 для особых при расчете по 1-й группе пре-
дельных состояний и 1.0 для 2-й группы предельных состояний
независимо от типа сочетания;
к — коэффициент условий работы;
п — коэффициент, учитывающий класс надежности сооружения
(для сооружений 1-го класса надежности равный 1.25 при расчете
по 1-й группе предельных состояний и 1.0 — по 2-й группе).
Другим методом определения несущей способности сооружения
является вероятностный. Этот метод рассматривает сочетание на-
грузки pdf(F) и расчетной несущей способности сооружения pdf(R).
Основным критерием устойчивости или прочности сооружения
является условие Г</?(рис. 6.56). Графики функций плотности рас-
пределения вероятности нагрузки pdf(F) и несущей способности
pdf(R) изображены на этом рисунке. Участок пересечения данных
кривых характеризует надежность сооружения.
436 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
Рис. 6.56. Нагрузки и надежность сооружения
При необходимости повышения надежности сооружения и невоз-
можности изменения нагрузки следует увеличить несущую спо-
собность сооружения или снизить среднее квадратичное отклоне-
ние функции pdf(R) (см. рис. 6.56). Оба способа приведут к увели-
чению стоимости сооружения из-за введения требуемых измене-
ний к конструкции. Поэтому необходимо определить уровень тре-
буемой надежности. Некоторые качественные ответы могут быть
получены исходя из рис. 6.57, показывающего зависимость сто-
имости от надежности.
Рис. 6.57. Зависимость надежности сооружения от затрат:
5 — стоимость сооружения; L — возможный ущерб
Для увеличения несущей способности сооружения нам следует при-
менить дополнительные конструктивные элементы или усилить
существующие. Это, безусловно, приведет к увеличению стоимос-
ти сооружения (кривая 5). Поэтому,с экономической точки зре-
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 437
ния, не имеет смысла создавать слишком надежные сооружения.
С другой стороны, чем меньше надежность сооружения, тем выше
вероятность повреждения, потери жизни или загрязнения окружа-
ющей среды (кривая L). Поэтому следует увеличить надежность
сооружения. Для определения целесообразного уровня надежнос-
ти следует учитывать суммарные затраты (кривая S+L).
Минимум суммарных затрат соответствует оптимальной надежнос-
ти. Определение зависимости стоимости 5 от уровня надежности
не вызывает сложности, в то время как вычисление ущерба L
затруднено. Однако оно возможно, и Нормы Канады рекомендуют
проводить оценку для новых систем и материалов. Согласно Нор-
мам CAN/CSA, на основании анализа работы существующих со-
оружений, следует использовать уровень надежности сооружения
10’4-10’61/год (что в среднем составляет 10'51/год) при вероятно-
сти превышения нагрузки 1 раз в год. Коэффициенты сочетаний
нагрузки, рекомендуемые этими Нормами, определены на основе
данного уровня надежности. Поэтому предполагается, что не сле-
дует проводить дополнительных оценок для сооружений, подоб-
ных существующим. Согласно Нормам API RP-2A-LRFD [5], сле-
дует учитывать вероятность отказа 1(У3 за 20-летний период. Сопо-
ставительный анализ подходов, используемых в Нормах США
и Канады, был осуществлен Д. Неведом [7].
6.8.5. Пример
Требуется определить устойчивость сооружения (устойчивость на
сдвиг вдоль поверхности дна) при коэффициенте трения материала
сооружения о грунт 0.5 и исходных данных, указанных в табл. 6.31.
Таблица 6.31. Исходные данные. Размерность нагрузки, МН
Характер нагрузки Постоянная Длительная Кратковременная
Средняя Максимальная
Вес сооружения 600
Оборудование 200
Ветер (И7) 10 22
Ветровое течение (W^) 16 20
Приливное течение (tc) 15 25
Волнение (HQ 130 180
Лед (/) 150 300
Землетрясение (£) 400
438 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Решение
Основное сочетание 1:
/'=(^+^ + 1У)((;1+(Гс)(/;0.8=(130+16+10)-(1 + 15)-0.8=168 МН.
Основное сочетание 2:
F2=(l)a;1+(Гс)т,-О.8+/H/)[jij-0.6=150-(l + l5)-0.8+10-0.6=168 МН
(волнение и ветровое течение не могут быть включены в одно
сочетание).
Особое сочетание 1:
^=(^ + И/Л.+1У)я1-1+(Гс)1;;0.8=(180+20+22)-(1 + 15)-0.8=234 МН.
Особое сочетание 2:
/=(1)я,-1 + «;0.8+6И0ы/0.6=300-(1 + 15)-0.8=312 МН.
Особое сочетание 3:
f5=£-l+(I)(j;l=400-(I + 150)-0.8=520 МН.
Несущая способность:
Сочетание нагрузок:
Z^Bec-1+Оборудование-0.9=600+0.9'200=780 МН.
Несущая способность:
/?=0.9Z(/= 0.9-780-0.5=351 МН.
Устойчивость сооружения
Основное сочетание: 1 или 2:
1-168 < 351/1.25=280.8 МН.
Особое сочетание: 3 (как максимальное)
0.9-520=468 < 351/1.25=280.8 МН.
Заключение: сооружение устойчиво на основное сочетание нагрузок
и неустойчиво на особое.
Глава 6. Характеристики гидрометеорологических условий шельфа 439
Литература
I. Ведомственные нормы и правила. Проектирование ледостойких ста-
ционарных платформ. ВСН 41-88. Мипнефтепром СССР, 1988.
2. Строительные нормы и правила. Нагрузки и воздействия. СНиП 2.01.07-85.
Госстрой СССР, М., 1987. Приложение: Схемы районирования тер-
ритории СССР па основе климатических характеристик, 34 с.
3. Строительные нормы и правила. Проектирование гидротехнических
сооружений. Общие положения. СНиП 2.06.01-86. Госстрой СССР, М.:
1987, 32 с.
4. AP1-RP-2N: Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Structures and Pipelines for Arctic Conditions. American
Petroleum Institute, 1995, 123 p.
5. API RP-2A-LRFD: Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing of Fixed Offshore Platforms — Load and Resistance Factor
Design. 1993, 220 p,
6. CAN/CSA-S471-92. General requirements, Design Criteria, the
Environment, and the Loads. ISSN 0317—5669, Canadian Standard
Association, 1992, 87 p.
7. Nevel, D.E. (1997). API and CSA Design Ice Forces. Proc, of 16 OMAE
Conference, Yokohama, pp. 443—450.
Глава 7
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА РАЗРАБОТКИ
ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 441
7.1. Особенности разработки шельфовых
месторождений
О. Т. Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
Проекты освоения месторождений на шельфе существенно отли-
чаются от проектов разработки наземных месторождений. Выделе-
ние специфических особенностей шельфовых проектов может быть
полезно для тех, кто ранее участвовал в обычных нефтяных или
газовых разработках или в традиционных проектах наземного граж-
данского строительства.
Главная особенность шельфовых разработок — высокие затраты и
недостаточность места для размещения оборудования. Несмотря на
то, что в разных районах земного шара с мягким климатом и
глубокими водами установлены отдельные специализированные
платформы для районов с суровыми условиями и глубокими во-
дами, количество и размер платформ будет ограничиваться до ми-
нимума. Так, в мелководных районах Юго-Восточной Азии от-
дельно установлены буровые, добывающие, жилые и факельные
платформы, а платформы в Северном море полностью охватыва-
ют все упомянутые функции.
Объединенная добывающая, буровая и жилая платформа (ДБЖ)
с возможным нефтехранилищем и с подачей газа на рынок и
нефти на погрузочные шельфовые сооружения требует точного
анализа безопасности для гарантии функционирования комп-
лекса. В результате должна быть выработана единая система безо-
пасности, включающая в себя, например, как противопожар-
ные стены, разделяющие различные функциональные зоны плат-
формы, так и более традиционные водные системы для борьбы
с огнем и оборудование для эвакуации и т.д. Однако очевидно,
что противопожарные стены могут заменить интервалы безопас-
ности между функциональными зонами платформы только до
некоторой степени. Тщательное планирование размещения обо-
рудования — дополнительная мера для достижения требуемого
уровня безопасности. Например, при строительстве объединен-
ной газовой платформы для месторождения Тролль в Северном
море особый акцент делался на размещение газопроводов на мак-
симальном расстоянии от жилой зоны.
442 Часть Л. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Кроме ограничений на пространство тот факт, что скважины
можно бурить только в определенном положении, ограничивает
дренаж и ведет к использованию горизонтальных скважин боль-
шой протяженности. Хотя широкое применение подводных сква-
жин до некоторой степени изменило это положение в течение
последних лет, нужно помнить, что установка подводного обо-
рудования на морском дне, бурение (с плавучих установок), связь
добывающих установок с главной платформой и обслуживание
скважин с плавучих установок в течение всей продолжительнос-
ти проекта крайне дорогостоящи.
Для районов Арктики, покрытых льдами большую часть года,
использование подводных скважин оказалось менее успешным,
чем в других регионах. Видимо, в Арктике компаниям придется
возвращаться к большим объединенным стационарным платфор-
мам, где бурение скважин ограничено непосредственно платфор-
мой. Эта тенденция тяготеет к использованию опыта стационарных
платформ Северного моря и разработанной там технологии боль-
шой досягаемости.
Работа на шельфе связана с необходимостью пребывания персонала
на платформе в течение длительного времени, что ведет к дополни-
тельным эмоциональным нагрузкам из-за необходимости постоянно
следовать всем процедурам и Правилам безопасности.
Любой разлив нефти на шельфе значительно труднее нейтрализо-
вать, чем на суще. Особенно это относится к суровым погодным
условиям Арктики, что повышает требования к надежности тех-
нологических процессов при нефтедобыче.
Работа на шельфе в отличие от наземной (включающей низкие
температуры) осложнена более суровыми природными условиями
(сильное волнение, тяжелые Арктические льды и др.). Эти условия
представляют дополнительную проектную нагрузку на сооружения
и дополнительный стресс для персонала, чувствующего колебания
платформы под действием экстремальных условий и непосредственно
наблюдающего указанные явления. В некоторых районах мира плат-
формы закрываются и даже эвакуируются в случае ураганов (Мек-
сиканский залив) или тайфунов (Юго-Восточная Азия). Однако
для Северного моря, где огромные волны скорее нормальны, чем
необычны, или в Арктике, где движения льда будут нормальной
ситуацией большую часть года, не предполагается технических пе-
рерывов в работе.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 443
7.2. Классификация технических решений для разработки
месторождений шельфа
А.И.Ермаков
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
Москва, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
7.2.1. Введение
7.2.2. Классификация технических средств освоения шельфа для задач
автоматизированного проектирования — управления
7.2.3. Морские нефтегазовые сооружения
Литература
7.2.1. Введение
Как известно, затраты на обустройство морских нефтегазовых ме-
сторождений составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Дос-
таточно сказать, что стоимость отдельных нефтегазопромысловых
платформ достигает 1—2 млрд долл. Например, эксплуатирующая-
ся в настоящее время глубоководная гравитационная платформа
для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму
свыше 1 млрд долл. Затраты на прокладку современного глубоко-
водного магистрального трубопровода составляют 2—3 млн долл, за
километр.
Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к жизни новые
технические решения, соответствующие возникающей проблеме.
Разработан целый спектр технических средств освоения шельфа,
выбор которых определяется совокупностью технологических, гео-
лого-, гидрометеорологических, экономических, политических и
других условий. Так, например, для выполнения работ по развед-
ке, бурению скважин и добыче нефти и газа используются раз-
личные типы технических средств, изображенных на рис. 7.1 и 7.2.
Среди инженерных компаний, успешно работающих в области со-
здания новой техники и морских нефтегазовых сооружений, при-
оритетные позиции занимают «Браун энд Рут», «Мак-Дермот»,
«Квернер», «Аккер» и др.
444 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 7.1. Современные технические средства (ТС), используемые для
разработки шельфовых нефтегазовых месторождений |3j
Советский опыт в этой области накоплен организациями Азер-
байджана, где институт Гипроморнефтегаз спроектировал, а Ба-
кинский завод глубоководных оснований изготовил и установил
более десяти металлических платформ на глубинах около 100 м.
Институтом ВНИПИШельф разработаны платформы высотой
около 30 метров для газовых месторождений Крыма. Морские
трубопроводы диаметром до 500 — 700 мм проложены на Кас-
пийском и Черном морях и на Дальнем Востоке через Татарский
пролив.
В настоящее время Россия находится на пороге качественно нового
этапа в освоении шельфа. Основными районами для разработки мор-
ских месторождений являются арктические и дальневосточные моря.
Для этих целей зарубежными и российскими компаниями разра-
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 445
Рис. 7.2. Современные глубоководные платформы, используемые
для разработки шельфовых нефтегазовых месторождений [3]
446 Часть Ц. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ботаны и реализуются проекты ледостойких стационарных платформ.
Эго,в первую очередь,платформы кесонного типа для Пильтун-Ас-
тохского месторождения на Сахалине (платформа Моликпак) и для
месторождений Приразломное в Печорском море. В стадии проекти-
рования находятся ледостойкие платформы других типов для саха-
линских месторождений. Проектируется уникальный трубопровод для
транспортировки российского газа в Турцию по дну Черного моря.
Спроектированы и реализуются сооружения для налива нефти в тан-
керы (проекты Сахалин-2, Каспийская трубопроводная система).
Все эти сооружения проектируются с привлечением информаци-
онных технологий и автоматизированных систем проектирования
различного уровня интегрированности.
Для начальных этапов проектирования и выбора принципиальных
конструкций мировых нефтегазовых сооружений используются базы
данных, для которых принципиальным вопросом является клас-
сификация сооружений.
7.2.2. Классификация технических средств освоения шельфа для
задач автоматизированного проектирования — управления
За последнее время многими исследователями предприняты по-
пытки систематизации и классификации техники и технических
средств, участвующих в освоении морских нефтегазовых место-
рождений.
Учитывая технологический аспект технических средств (ТС), уча-
ствующих в освоении морского нефтегазового месторождения,
а также возрастающую роль автоматизации в проектировании тех-
нических систем, предлагается классификация, разделяющая все
ТС на средства для геологоразведочных работ (G), ТС для бурения
скважин (D), ТС для добычи нефти (Р), ТС транспорта и хранения
(Т), ТС для переработки углеводородов (R), вспомогательные ТС
(О) (рис. 7.3).
В класс G включаются технические системы для геофизических и
геологических исследований (геофизические суда, суда геолого-
разведочного бурения, спутниковые системы разведки и т.д.).
В класс D входят буровые платформы различного типа (стационар-
ные, полупогружные, самоподъемные, с натяжными связями и т.д.).
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 447
Рис. 7.3. Классификация морских нефтегазовых сооружений
для задач автоматизированного проектирования — управления
448 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Класс Р включает в себя стационарные и плавучие технические
системы для добычи нефти (промысловые стационарные и плаву-
чие платформы, промысловые технические системы корабельного
базирования и т.д.).
Класс Т объединяет ТС, служащие для сбора, транспорта и хране-
ния углеводородов в морских условиях (трубопроводы, стационар-
ные и плавучие хранилища различной глубины расположения, на-
сосные и компрессорные станции разнообразного конструктивно-
го исполнения, средства слива — налива танкеров, танкеры раз-
ной конструкции ит.д.).
В последнее время получили развитие технические системы груп-
пы R, включающие в себя ТС переработки нефти, обработки и
сжижения газа непосредственно на месторождениях.
К вспомогательным техническим системам О отнесем ТС для
транспорта людей и грузов, коммуникационные ТС и др.
Классы делятся на типы, например, в классе Р сооружений мож-
но выделить тип «платформы», который, в свою очередь, делит-
ся на виды.
Конечно, предлагаемая классификация не претендует на абсолют-
ность. Так, например, конструкции современных гравитационных
платформ предусматривают емкости в базовой части опорного блока,
служащие для хранения нефти. Но вместе с тем данная системати-
зация позволяет на ее основе построить автоматизированные сис-
темы, используемые при принятии решений проектного и управ-
ленческого характера.
7.2.3. Морские нефтегазовые сооружения
чСреди технических средств освоения шельфа основную долю по
затратам составляют морские нефтегазовые сооружения. Их клас-
сификация приведена на рис. 7.3.
В последнее время в нашей стране растет количество публикаций
по проблеме освоения шельфа. Многие из них являются перевода-
ми и обобщениями зарубежных исследований и разработок. В этой
связи появилось множество новых терминов, вызывающих разно-
чтения, систематизация которых не входит в задачу данной рабо-
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 449
ты. Вместе с тем,мы считаем нужным дать свое толкование терми-
нов «Технические средства освоения шельфа» (ТС) и «Морские
нефтегазовые сооружения» (МНГС).[Под ТС будем понимать все
инженерные системы, используемые в процессе освоения морско-
го нефтегазового месторождения. МНГС же включают в себя толь-
ко те технические системы, которые участвуют в освоении шель-
фа и изготовлены с использованием строительных технологий. Та-
ким рбразом:
{МНГСМТС}. (7.1)
Так же, как и морские нефтегазовые месторождения (МНГМ),
морские сооружения имеют свой жизненный цикл (ЖЦ), кото-
рый условно можно разделить на основные этапы проектирова-
ния (D), строительства (С) и эксплуатации (Е). В ряде случаев в
целях усиления экологического аспекта при освоении морских
нефтегазовых месторождений целесообразно выделить время ути-
лизации месторождений и соответствующих им сооружений в от-
дельный этап (U).
Литература
1. Вяхирев Р. И., Никитин Б. А., Мизоев Д. А. Обустройство и освоение
морских нефтегазовых месторождений. — М.: Издательство Академии
горных наук. 1999.— 374 с.
2. Buslov V. М., K.rahl N. N. Sixty-one concepts for Arctic drilling and
production. Ocean Industry, August, 1983.
3. Clauss Gunther, Lehmann Eike, Ostergaard. Offshore Structures. Springer-
Verlag London Limited, 1992.
29. А. Б. Золотухин и др.
450 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
7.3. Технические средства разработки месторождения
О. Т Гудместад
Университетский колледж Ставангера
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
7.3.1. Технические основы проекта
7.3.1.1. Свойства пласта и спецификация продукции
7,3.1.2. Данные об окружающей среде
7.3.1.3. Геотехнические данные
7.3.1.4. Материалы
7.3.1.5. Резюме
7.3.2. Составные части строительства морских сооружений
7.3.2.1. Технологическое проектирование
7.3.2.2. Разработка морских месторождений
7.3.2.3. Трубопроводы
7.3.2.4. Терминалы
7.3.3. Выбор технологии для проекта морской разработки
7.3.3.1. Техническая осуществимость проекта
7.3.3.2. Экология и безопасность
7.3.3.3. Затраты
7.3.3.4. Стратегические вопросы
7.3.3.5. Условия контракта
7.3.3.6. Финансирование
7.3.3.7. Выводы
7.3.4. Научно-исследовательские работы (НИР)
7.3.4.1. Роль НИР
7.3.4.2. Переработка
7.3.4.3. Многофазный поток
Литература
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 451
7.3.1. Технические основы проекта
Разработка углеводородного месторождения требует применения
соответствующей технологии и реалистического планирования. По-
этому проектные работы должны быть проведены достаточно тща-
тельно, чтобы определить технические требования к проекту.
7.3.1.1. Свойства пласта и спецификация продукции
К наиболее важным составляющим основы проекта относятся свой-
ства пласта и спецификация скважинной жидкости и продукции:
— от свойств пласта зависит выбор способа дренирования и требу-
ющегося числа добывающих и нагнетательных скважин. Для тех
районов земного тара, где добывается тяжелая нефть, может
понадобиться нагнетание пара. От размера и залегания пласта
зависят глубина скважины и соответствующие затраты па буре-
ние. Для проекта морских разработок могут понадобиться гори-
зонтальные скважины для снижения числа платформ или под-
водных эксплуатационных скважин. Во многих случаях тонкие
пласты бывают расположены один над другим, что вызывает
необходимость перфорирования скважин на двух или несколь-
ких горизонтах;
— истощение пласта потребует нагнетания воды и газа для извле-
чения как можно большего количества углеводородов;
— тип оборудования процесса диктуется составом скважинной
жидкости и спецификацией продукции. Особо важна информа-
ция о возможном наличии H2S и СО2или других вредных газов
и редких/радиоактивных металлов. К. другим важным показате-
лям относятся соотношение между нефтью и газом, количество
конденсата, качество нефти (тяжелая, легкая и т.д.) и содержа-
ние воды. Присутствие вредных веществ может потребовать при-
менения специальной антикоррозийной дуплексной стали и ис-
пользования специальных процессов. Количество воды, напри-
мер, определяет потребность в газоосушке. Необходимость при-
менения водонасосного оборудования для нефтяного пласта мо-
жет быть особенно велика;
452 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— кроме того, давление на устье скважины определяет размеры
труб и оборудования, а для газового проекта или системы
нефтепровода (в сочетании с длиной трубопровода и его раз-
мерами) диктует необходимость в дополнительных компрес-
сорах и насосах;
— спецификация продукции определяет характер основного обо-
рудования. Для газового проекта требуемая норма добычи яв-
ляется дополнительным важным параметром, определяющим
объем запасного (для дополнительной поддержки) оборудова-
ния. Слишком завышенные требования к надежности могут при-
вести к созданию дорогостоящих платформ, поскольку, исходя
из этих требований, понадобится отдельное запасное оборудо-
вание;
— все технологическое и техническое проектирование должно быть
приведено в соответствие с эксплуатационными требованиями
па всех фазах разработки месторождения.
7.3.1.2. Данные об окружающей среде
Руководитель проекта должен быть знаком с ограничениями, ко-
торые накладывает на разработку проекта окружающая среда. По-
этому необходим полный сбор данных для статистического опре-
деления экстремальных проектных сил, связанных:
— с высокой или низкой температурой (включая условия вечной
мерзлоты);
— с ветром;
— с волнами и течениями (там, где это применимо);
— с землетрясениями;
— с льдом и айсбергами (там, где это применимо).
Кроме того, есть необходимость в особых средствах защиты окру-
жающей среды некоторых районов. Эти средства могут быть связа-
ны с охраной морских организмов или же защиты особо уязвимых
территорий, как, например, зоны мелководья или арктических
районов. Для добычи углеводородов в новом районе потребуется
разработка экологической программы.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 453
7.3.1.3. Геотехнические данные
Для разработки проекта необходима оценка геотехнических дан-
ных. В некоторых областях это может привести к значительному
увеличению затрат на разработку. К типичным проблемным об-
ластям относятся:
— районы вечной мерзлоты;
— пустыни с характерными движущимися песками;
— заиленные районы;
— морские районы со слабыми донными грунтами;
— известняковая почва;
— морские районы со скалистыми обнажениями пород, делаю-
щими установку свай невозможной;
— районы, где газ находится на небольшой глубине, что ограни-
чивает возможность установки обсадных колонн;
— возможное присутствие в почве газогидратов;
— активные зоны землетрясения.
Геотехнические условия должны быть нанесены на карту на
фазе оценки возможности выполнения проекта и подробно
документально зарегистрированы на фазе формулирования
концепции.
7.3.1.4. Материалы
Компания должна также принять решение относительно всех спе-
цификаций производства. Особо важным является выбор ма-
териалов, например, качество и прочность стали, которые пред-
полагается использовать для проекта, чтобы быть адекватным на-
грузкам на конструкции.
7.3.1.5. Резюме
Для реализации проекта требуется провести анализ затрат на раз-
работку по всем его фазам. В табл. 7.1 приводится база данных для
типичной оценки проекта.
454 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 7.1. Программа предварительной оценки затрат
ПРОГРАММА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКИ И ЗАТРАТ ВВОДИМЫЕ ДАННЫЕ
ПРОЕКТ Количество Едсница
ВЕРХНЕЕ СТРОЕНИЕ Число скважин Уровень устойчивости добычи Соотношение нефти и газа Фактор сепарации Фактор обработки газа Фактор нагнетания воды Фактор бурения м3/дспь (0.00-1.0) (0.00-1.5) (0.00-1.0) (0.00-1.0)
ПЛАТФОРМЕННЫЕ СКВАЖИНЫ И СТОЯКИ Число платформенных скважин Число жестких стояков Глубина пласта Максимальная длина скважины м м
СИСТЕМА ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ Число опорных плит Число эксплуатяциог/ггых скважин Число скважин с нагнетанием воды Число скважин с нагнетанием газа Среднее расстояние до скважин км
СИСТЕМА ЭКСПОРТА/ИМПОРТА Объем нефтехранилищ Тип погрузочного устройства Тип приоедицения Длина нефтепровода Длина газопровода Длина гибкого трубопровода м' (0.00-1.0) км км км
ОПОРНЫЙ БЛОК ПЛАТФОРМЫ Регион (Сев. море 1, Норвегия 2, Сев. Норвегия 3) Глубина моря Тип Объем нефтехранилища Число шахт для платформ гравитационного типа Буксировочный все (для платформ гравитационного типа) Способ установки опрного блока решетчатого типа (1-3) м (0-10) м’ (0.00-1.1)
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 455
7.3.2. Составные части строительства морских сооружений
Наиболее важные компоненты разработки нефтяных установок:
— технологическое проектирование;
— создание береговых сооружений;
— технология морской добычи;
— концепции работ на больших глубинах;
— трубопроводы;
— терминалы.
7.3.2.1. Технологическое проектирование
По сравнению с наземными нефтеперерабатывающими заводами
проект установки для подготовки нефти морского месторождения,
как правило, относительно прост. Во многих случаях окончательная
переработка продукции осуществляется на наземных предприятиях.
Тем Не м^нее, £ связи с трудными погодными условиями, необ-
ходимостью компактной установки и работами в открытом море,
стоимость морских установок обычно во много раз превосходит
стоимость наземных. Поэтому на морской установке продукция
должна подвергаться минимальной подготовке до такой степе-
ни, чтобы ее можно было передавать на сушу для окончательной
переработки.
Часто расстояние до берега слишком велико. В этом случае нефть
подготавливается до уровня, соответствующего уровню наземной
подготовки. Газ подается на берег как «жирный»
и затем уже перерабатывается до спецификаций товарного газа на
наземной установке.
Типичная система переработки стабильной нефти на морской ус-
тановке (спецификация танкера) заключается в четырехэтапной
сепарации с компрессией газа для последующей закачки или транс-
портировки на берег. Этот «жирный» газ требует дальнейшей пере-
работки на наземной установке.
Сепараторы отделяют от нефти газ, а на первых двух стадиях —
и воду. Если месторождение имеет много воды, нагнетенной в пласт
для поддержания давления, то много воды присутствует и в нефти.
456 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Количество воды будет увеличиваться по мере разработки месторож-
дения, что на более поздней стадии его эксплуатации потребует до-
полнительного оборудования для обработки воды. Эго типично для
многих разработанных месторождений нефти Северного моря.
Более сложное оборудование используется для переработки газо-
конденсатного потока с рециркуляцией газа в течение периодов
его низкой подачи (фактор колебания) для обеспечения макси-
мального производства конденсата и легкой нефти. Проект пере-
работки газа отличается от переработки нефти тем, что произве-
денный газ носит уже характер коммерческого газа и может про-
даваться непосредственно потребителю. При переработке нефти
более тяжелые компоненты газа (в основном пропан и бутан)
соединяются с газом для превращения его в «жирный» газ для
дальнейшей переработки, в частности с конденсатом для даль-
нейшей переботки на наземной установке.
Процесс имеет три уровня сепарации, а газ транспортируется
под давлением 10 атм для удержания тяжелых компонентов в
жидком состоянии.
Процесс обработки более сложен, потому что газ должен быть
переработан до коммерческих спецификаций, что заставляет ох-
лаждать его до очень низких температур для отделения более тя-
желых компонентов. ,
Проект переработки на производственной установке должен быть
оптимальным. Рассматриваются вопросы, перечисленные ниже.
— Какая требуется технология интенсификации нефтеотдачи?
— Какова спецификация продукции при выходе с установки?
— Возможен ди перенос скважинного потока на другую установку?
— Возможна ли частичная обработка ^дальнейшей переработкой
на другой установке?
— Есть ли необходимость подготовки до спецификации стабиль-
ной нефти или до спецификации коммерческого газа?
— Сколько должно, предположительно, добываться пластовых
вод? Будет ли их количество увеличиваться по мере разработ-
ки месторождения?
— Требуется ли нагнетание воды для поддержания давления пласта?
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 457
— Какие необходим, i средства (нагревание, охлаждение, сброс) и
ресурсы (электроэнергия, хим. вещества и т.д.)?
— Какие требуются системы безопасности (факел, система туше-
ния пожаров)?
— Каковы требования к очистке пластовых вод перед сливом их в
море?
— Каковы требования к замеру добытой жидкости?
7.3.2.2. Разработка морских месторождений
Введение
Разработка морских месторождений требует применения страте-
гии, отличной от разработки наземных месторождений. Основное
отличие заключается в числе скважин и их моделях. На суше мож-
но использовать простую сетчатую модель, в то время, как в мор-
ских условиях скважины приходится бурить с нескольких «зак-
репленных» мест (платформы, подводные опорные плиты). Таким
образом, определение мест дренирования имеет более важное зна-
чение в море по сравнению с сушей. Но нефтяные компании уже
разработали технологию направленного бурения для достижения
максимального охвата с каждой скважины. Статойл, например,
пробурил за последнее время 7-километровую скважину, расходя-
щуюся на 5 км вокруг платформы Статфьорд вглубь пласта, рас-
положенного под морским дном на глубине 3 500 м. Помимо это-
го, все большее значение приобретает применение горизонтальных
скважин для более тонких пластов. Нефтяная зона пласта Тролль
будет разрабатываться при помощи горизонтальных скважин, про-
буренных с подводных опорных плит [ 1],[2],[4].
При морских разработках на платформах должны быть размещены
скважины, оборудование для добычи, вспомогательные системы и
жилые помещения для персонала. Во многих случаях, подводные
скважины могут использоваться в качестве альтернативы или как
дополнение к платформенным скважинам. Следует также учиты-
вать наличие многофазного потока, даже, если перерабатываю-
щий центр (платформа или терминал) расположены надостаточно
большом расстоянии.
458 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
По мере увеличения веса верхних строений, будет значительно
увеличиваться и стоимость опорных блоков платформы. Поэтому
важно уменьшить объем расположенного на ней оборудования.
Это имеет существенное значение на всех фазах разработки про-
екта. Любое увеличение количества перерабатывающего оборудо-
вания на платформе также приведет к увеличению персонала,
количества инструментов и ремонта оборудования.
Далее должна быть составлена схема разработки месторождения,
основанная на модели дренирования и определении требуемого
типа продукции. На фазе оценки возможности осуществления проек-
та рассмотривают различные сценарии разработки, а оптимальная
схема разработки месторождения получает детальное завершение на
фазе формулирования концепции проекта.
Типичные сценарии технических схем разработки месторожде-
ния включают:
— устьевые платформы + обрабатывающие платформы + жилые
платформы;
— интегрированные эксплуатационные платформы;
— плавучие эксплуатационные системы;
— подводные эксплуатационные системы.
На рис. 7.4 показаны примеры установок для разработки морско-
го месторождения.
Кроме этого, должна быть рассмотрена система транспортиров-
ки, включающая;
— газоконденсатные экспортные трубопроводы;
— экспортные нефтепроводы;
— систему хранения нефти в сочетании с ее морской погрузкой.
Благодаря компактному характеру морской установки потребуют-
ся значительные дополнительные затраты для обеспечения более
высоких стандартов к безопасности и созданию условий для пер-
сонала (жилые помещения, спасательные шлюпки, и т. д.) Верто-
летная эвакуация должна быть наготове для работающего на плат-
форме персонала.
Необходимо подчеркнуть, что при планировании морской разра-
ботки, особое внимание следует уделять:
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 459
Рис. 7.4. Пример схемы разработки морского месторождения
460 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
— безопасности персонала;
— анализу и проверке качества работы инженерных компаний:
— выбору решения, требующего минимальной переработки про-
дукции;
— выбору оптимальной концепции разработки:
— разработке моделей эффективного выполнения проекта с уче-
том местной специфики;
— ознакомлению с местными ограничениями, относящимися к
получению разрешении и импортных лицензий и т.д., а также
к имеющимся средствам для производства, транспортировки
и подъема грузов;
— подбору соответствующих оптимальных сварочных методов;
— выбору мест для производства металлоконструкций, обеспечи-
вая качество и графики выполняемых работ;
— выбору подходящих мест для возможного строительства бетон-
ных конструкций с учетом обеспечения качества бетона и на-
полнителя, а также прочности бетона.
На рис. 7.5 показана типичная морская платформа в разрезе. На
рис. 7.6 показаны в разрезе расположенные на современном судне
устройства для добычи, применяющиеся в Северном море [7].
Для лучшего понимания типичных сценариев разработки ниже
приводится пример технологии разработки морских месторожде-
ний на малых и средних глубинах (меньше 200 м). Будет сделан
обзор концепции глубоководных разработок и технологии добычи
на больших глубинах.
Технология морских разработок
Этот раздел заключает в себе обзор технологии для разработки
морских месторождений на малых и средних глубинах (меньше
200 м), где море не покрыто льдом.
1. В международной практике при бурении скважин в районах мелко-
водья, примерно до 80 м, применяются самоподъемные установки.
По мере того, как появляются более современные и большие по
размерам самоподъемные буровые платформы, их применение можно
распространить и на большие глубины даже при неблагоприятных
климатических условиях.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 461
Рис. 7.5. Морская платформа в разрезе (OLF—1990)
Рис. 7.6. Современные судовые эксплуатационные установки для добычи
в Северном море (судно «Норне» Статойла)
462 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Традиционные основания платформ представляют собой решетча-
тые конструкции, выполняющие различные функции (бурение,
переработка, размещение персонала). В качестве альтернативы транс-
портировки по трубопроводам, нефтехранилище располагается на
отдельном танкере, присоединенным к морскому бую. На этом же
танкере может быть установлено и необходимое оборудование ддя
обработки нефти.
Нередко рассматриваются варианты и других типов опорных кон-
струкций с тем, чтобы оптимизировать стоимость оснований.
К таким конструкциям относятся бетонные моноопоры и само-
поднимающисся эксплуатационные платформы. Однако для отно-
сительно небольшого числа скважин имеет смысл рассмотреть
возможность использования подводных систем добычи, которые при-
меняются все чаще и чаще для трудных климатических условий [1].
Для тех районов мира, где сталь приходится импортировать, от
руководства разработки требуется анализировать возможность ис-
пользования бетонных конструкций. Подобные бетонные сооруже-
ния могуг быть рассмотрены с точки зрения их самого разнооб-
разного применения, включая хранение стабилизированной нефти.
Компания «Нам/Шелл» установила бетонную платформу для добы-
чи и хранения нефти на месторождении F3 в Нидерландах.
Следует уделить внимание новейшей технологии решетчатого ос-
нования, предусматривающей замену свай присосным фунда-
ментом (рис. 7.7), поскольку во многих случаях вес свай составля-
ет половину веса всех стальных конструкций морских платформ,
использующихся на мелководье. Кроме того, для многих проектов
установка свай влечет за собой существенные затраты.
2. Там, где глубина моря уже не позволяет применять самоподъем-
ные буровые установки, скважины приходится бурить при помо-
щи других средств. Буровое оборудование можно установить на
устьевой платформе или платформе различного назначения (плат-
форма ДПР — добыча, подготовка, размещение персонала). Благо-
даря применению новых легких буровых установок, недавно во-
шедших в употребление в Северном море, оборудование можно
устанавливать на платформе при помощи платформенных башен-
ных кранов. Скважины можно пробурить заранее при помощи по-
лупогружных буровых платформ или использовать законченные
подводные скважины.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 463
Рис. 7.7. Платформа решетчатого типа «Европайп» с всасывающими сваями
Оборудование для добычи может быть размещено на стационар-
ных или полупогружных платформах. Другая концепция заклю-
чается в использовании плавучей эксплуатационной системы (суд-
на), осуществляющей, помимо добычи, обработку и хранение.
Скважинный поток подается на судно с подводных скважин или
устьевых платформ с последующей морской отгрузкой нефти по
гибким трубопроводам непосредственно на баржи снабжения. Меж-
дународный опыт применения этой концепции дал хорошие ре-
зультаты.
Поскольку в мире растет озабоченность проблемами загрязнения
окружающей среды, важным вопросом становится удаление газа,
если его нельзя транспортировать на берег. Альтернативой выпуску
газа и сжиганию его на факелах служит нагнетание газа в скважи-
ну или производство метанола в море. Эта технология вызывает
большой интерес.
464- Часть 1L Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Следует оценить возможность применения бетонных конструкций,
включающую моноопоры или многоколонные стационарные кон-
струкции, а также бетонные полупогружные буровые платформы.
Глубоководные плавучие бетонные платформы могут представлять
особый интерес для работы на глубинах 120—1200 м и более.
Технологический статус работ на больших глубинах
для разработки морских месторождений
Учитывая тот факт, что многие компании уже работают или пла-
нируют начать работу в районах с большой глубиной моря, есть
необходимость рассмотреть вопрос применимости технологии ра-
бот на больших глубинах. В этом разделе речь пойдет о морских
районах, свободных отшьда.
В нескольких рассматриваемых глубоководных районах дно покрыто
слоем ила и наблюдается его перемещение. Это может привести к
нестабильности морскогодна. Помимо этого, предполагается, что в
районах, расположенных неподалеку от дельт крупных рек, дно со-
стоит из мягких материалов. В случае землетрясений оно также может
оказаться нестабильным. Эти факты влияют на расположение сква-
жин, донных плит и маршруты прохождения трубопроводов.
/Состояние технологии в отношении глубоководных концепций мо-
жет быть кратко изложено следующим образом:
а) накоплен опыт работы(на_глубинах 200—350 м)в Северном
море, Мексиканском заливе и в морской збне’Бразилии. Для та-
ких глубин самым вероятным будет применение стационарных плат-
форм с решетчатыми опорами (напр'имер1ре^шетчатая опора Бул-
лвинкль для Мексиканского залива высотой 411 м) в случае, если
понадобится бурение большого числа скважин. Там, где скважин
немного, лучше всего применять технологию подводного бурения.
Углеводороды с подводных скважин будут поступать на располо-
женную на мелководье платформу или на плавучие эксплуатаци-
онные установки (рис. 7.8).
Следует отметить, что многие компании прокладывали морские
трубопроводы большого диаметра на глубинах до 350 м;
б)/для глубин от 350 до 500 ^следует иметь в виду, что:
— на многих месторождениях скважины уже были пробурены на
глубине 500 м. Глубина подводных работ может быть увеличена
до 500 м. В Бразилии на месторождении Марима подводная до-
быча идет с глубины 492 м;
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 465
Рис. 7.8. Танкер, превращенный в эксплуатационное динамически
позиционированное судно
30. А. Б. Золотухин и др.
466 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— в настоящее время нет возможности вести водолазные работы по
установке, ремонту оборудования и трубопроводов на глубинах,
превышающих 350 м. Поэтому существует тенденция осуществле-
ния разработки без использования водолазов на таких глубинах;
—у в настоящее время для глубин до 500 м имеется в наличии
технология применения плавучих платформ;/
—/'платформы с натяжными связями были установлены в Мекси-
канском заливе на глубине моря 536 ^(месторождение Жолиет).
Особенно важный опыт использования бетонных конструкций
может получить проект Хейдрун для глубины 345 м;
—/нашли применение плавучие эксплуатационные суда, постав-
ленные на якорь или динамически позиционированные/Напри-
мер,судно, установленное на месторождении Гриптон, и судно
Статойла на месторождении Норне при глубине моря, равной
350 м в Норвегии [7];
—/юлупогружные эксплуатационные платформы и глубоковод-
ные плавучие платформы/
На рис. 7.9 показаны возможности применения конструкций, ис-
пользуемых на средних глубинах, для глубоководных концепций;
✓в) в настоящее время нефтяная промышленность перестраивается
на освоение глубин 500—1000 м: /
—/бразильская компания «Петробраз» провела проверочное испы-
тание на месторождении Марлим, на глубине 700—800 м, и
теперь будут устанавливать эксплуатационное судно на место-
рождении Банакуде на глубине 840 м/
—’ Изготавливается платформа с натяжными связями для глубины
870 м для более крупного месторождения в Мексиканском заливе/
X Г- , ' ’> ' ! >' \
г) необходимо отметить, что:
/'были пробурены скважины на глубину до 2000 м с использова-
нием динамически позиционированных буровых установок или
буровых судов и до 1000 м с использованием платформ, по-
ставленных на два якоря;/
—/технологию работ на больших глубинах можно расширить до
1000—1200 м, а возможно и более, после проведения дополни-
тельных исследований; f
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 467
связями
Плавучая установка
для бурения, добычи
н хранения
Система нодводных
скважин
Рис. 7.9. Способы применения различных систем добычи
468 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
—/добыча углеводородов может производиться с подводных сква-
жинных манифольдов, которые затем направляются на дина-
мически позиционированные плавучие платформы или эксплу-
атационные суда/Использование глубоководных плавучих плат-
форм (возможно, бетонных) может представлять собой боль-
ший интерес для среднего/большого объема добычи на глуби-
нах до 1000 м. В том случае, когда газ нагнетается в пласт,
глубоководная плавучая платформа может функционировать не-
зависимо от трубопровода. Использование платформ с натяж-
ными связями (ПНС) будет становиться все более дорогостоя-
щим по мере увеличения глубины, скажем, до 1000 м. Для
плавучих платформ и эксплуатацинных судов потребуется даль-
нейшая работа, связанная с проектированием стояков и гибких
трубопроводов;
—/чтобы избежать проблем, связанных с нестабильными склона-
ми дна, на больших глубинах, следует рассмотреть применение
технологии наклонного бурения^/
Необходимые элементы глубоководных проектов на глубинах 1000—
1200 м включают:
— подводную технологию для глубин 1000 м и больше, использу-
ющую механизмы и средства дистанционного управления;
— разработку систем стояков и гибких трубопроводов;
— разработку поставленных на якорь глубоководных плавучих плат-
форм;
— разработку ПНС. Особо важными являются технологии для сто-
яков и гибких трубопроводов;
— разработку плавучих буровых установок и эксплуатационных су-
дов (динамически позиционированных,поставленных на якорь);
— дальнейшее развитие методов пробной добычи (с меньшими капи-
таловложениями до начала полной эксплуатации месторождения).
Следует обратить внимание на международные совместные про-
мышленные проекты, которые позволяют использовать новые тех-
нологии с малыми затратами средств, выделенных на проект.
Есть мнение, что нефтяная промышленность будет в состоянии спра-
виться с технологическими задачами бурения, разработки и эксплу-
атации на глубинах 1000—1200 м. Что касается глубин 1200—1500 м,
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 469
то это тоже станет возможным уже в недалеком будущем. В этом
случае рекомендуется использовать принцип «постепенного захода в
глубокие воды».
7.3.2.3. Трубопроводы
У Конструкция трубопровода определяется спецификацией продук-
ции, зависящей от имеющегося оборудования для подготовки уг-
леводородов в пункте отправления и в пункте получения, а также
возможного давления. Необходимо подчеркнуть, что:
— очень важна спецификация газа, коммерческого или «жирного»
(как трубопровод Статфьорд—Корстё). Высокое содержание воды
и/или СО2 потребует применения ингибитора коррозии или дуп-
лексной стали;
— смесь многофазного потока определяет потребность в ингибито-
ре (метанол, гликоль, и т.д.) или изоляции, чтобы избежать
образования гидратов или парафинов;
— конструкция трубопровода определяется спецификацией нефти, как
при прямой погрузке из хранилища на танкеры, так и при транс-
портировке по трубопроводам на центральный терминал/нефте-
перерабатывающий завод для дальнейшей переработки;
— приемлемое давление на принимающем терминале также опреде-
ляет, какие из компонентов можно транспортировать. Имеет ис-
ключительное значение то, что в трубопроводе,по которому по-
ступает жирный газ, жидкости не отделены от газа.^
I На рис. 7.10 показана типичная конструкция трубопровода, при-
меняемая в норвежской части Северного моря^ Как правило, тру-
бопровод проектируется группой инженеров, специализирующих-
ся по следующим областям:
— технологическое проектирование;
— проектирование системы трубопровода, определяющей диаметр
и давление в трубе;
— определение расчетного давления, влияющего на толщину стен-
ки трубопровода;
— выбор состава жидкости, определяющий качество стали и необ-
ходимость возможного внутреннего покрытия.
470 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 7.10. Проект трубопровода для больших глубин
Завершив все начальные аспекты проекта, необходимо разработать
следующие инженерные вопросы:
— выбрать маршрут трубопровода, стараясь снизить до минимума
проблемы, связанные с неровностями морскогодна для проекта
морских разработок, или оптимизировать трассу с учетом пере-
сечения рек/гор для проекта наземного трубопровода;
— спроектировать внешнее антикоррозийное покрытие;
— оценить участки возможного провисания трубопровода;
— запроектировать компрессорные и измерительные станции,
а также станции запуска и приема трубоочистного скребка;
— детально разработать соединения между трубопроводами и плат-
формами, учитывая возможные тепловые расширения;
— проверить толщину стенки трубы с учетом давления морской
воды во время и после установки трубопровода;
— спроектировать утяжеляющее покрытие для обеспечения при-
донной стабильности морского трубопровода;
— принять решение о необходимом заглублении трубопровода,
чтобы избежать его возможные повреждения, например, от яко-
рей и т.д.;
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 471
— разработать способ выхода на берег и конечную станцию трубо-
провода;
— принять решение о технологии разработки подводных траншей.
Те же критерии, что и для магистральных трубопроводов, исполь-
зуются для трубопроводов, соединяющих платформы одного или
нескольких месторождений.
Крупный проект строительства трубопровода требует и больших
капиталовложений, что должно быть рассмотрено в соответствии
с процедурами разработки месторождения (фазы, модель осуще-
ствления проекта и т.д.).
Наконец, следует упомянуть, что для более коротких трубопро-
водов надо рассмотреть возможность использования гибких труб
(рис. 7.11).Важно учесть ограничения, создаваемые максималь-
ным давлением и температурой, поступающей по трубопроводу
жидкости.
Обмотка из Каркас из
нержавеющей стали стальной обмотки Внутренняя труба
Внешний Двойная
„перекрестная
гермоплаяиковыи
кожух
термопластиковый кожух
Рис. 7.11. Гибкий трубопровод (проект Кофлексип)
472 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
7.3.2.4. Терминалы
Существует несколько типов наземных терминалов (конечных стан-
ций). Они имеют различную конструкцию в зависимости от на-
значения:
— переработка газа до коммерческой спецификации с выделением
конденсатов (Норвежский терминал Корсте);
— обработка газа с дополнительным оборудованием для производ-
ства сжиженного природного газа (СПГ) с танкерной транс-
портировкой на рынок;
— переработка нефти/конденсата с выделением различных про-
дуктов (терминал Тисайд в Великобритании и новая часть
терминала Корсте);
— приемный терминал для коммерческого газа с замерами потока
продукции и приемной станцией для трубоочистного скребка
(газовый терминал Эмдем в Германии и новый газовый терми-
нал Зеебрюгге в Бельгии);
— терминал для обработки многофазного потока, т.е. переработка
жидкости с отделением воды и конденсата, и обработка газа до
спецификации коммерческого газа. Кроме того, терминал слу-
жит приемной станцией для трубоочистного скребка (наземный
терминал Тролль в Ойгардене);
— хранение и перевозка нефти (терминал Споре);
— переработка, хранение и экспорт нефтепродуктов (нефтепере-
рабатывающий завод в Монгстад).
Морские резервуары-хранилища, бетонные платформы и эксплуа-
тационные суда могут служить в качестве терминалов для морской
перевозки нефти.
Выбор необходимого способа переработки на терминале должен ос-
новываться на анализе наиболее экономичного метода с учетом
того, что морская переработка стоит очень дорого.
Создание терминала само по себе является большим проектом. При
выборе мест для строительства терминалов следует уделять вни-
мание:
— безопасности персонала, живущего поблизости от терминала,
а также персонала, работающего на нем;
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 473
— размерам занимаемой площади и возможности возникновения
противоречий с другими промышленными предприятиями;
— возможности обеспечения подхода трубопровода к берегу;
— оценке расстояния и средств транспортировки продукции на
рынок;
— геотехническим условиям;
— максимальному использованию инфраструктуры (например,
водоснабжения и электроэнергии);
— доступности воды для охлаждения;
— транспортным возможностям для фазы строительства (море, ж/д,
автодорога).
Кроме того, основной упор делается на выборе процессов, гаран-
тирующих сохранение экологии.
7.3.3. Выбор технологии для проекта морской разработки
Выбор технологии для проекта морской разработки должен осно-
вываться на ряде факторов, таких как:
— приемлемая технология, включающаяся необходимые научно-
исследовательские работы;
— технология, удовлетворяющая требованиям экологии и безо-
пасности;
— вопросы стоимости, включая затраты на строительство, ремонт
и т.д.;
— вопросы стратегической важности для руководства разработкой
(лицензионной группы и государства);
— выбор стратегии контракта;
— финансирование проекта разработки.
7.3.3.1. Техническая осуществимость проекта
Важно помнить, что выбранная технология должна быть приме-
нима на практике. В целях квалификационного отбора технологии
414 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
фазе формулирования концепции может предшествовать стадия
анализа существующего оборудования, а в некоторых случаях и
программа научно-исследовательских работ. Однако ни в коем слу-
чае технология не должна рассматриваться на фазе расчетного про-
ектирования, не будучи предварительно утвержденной. Разработка
такой технологии на этих фазах проекта приведет к увеличению
риска превышения затрат на проект и отсрочки его выполнения.
7.3.3.2. Экология и безопасность
Используемая технология должна отвечать требованиям, уста-
новленным законом по экологии и безопасности. Эти требова-
ния должны соответствовать международным стандартам по
каждой определенной области. Может быть тем не менее в рам-
ках проекта принято дополнительное решение о создании усло-
вий специальной защиты персонала, окружающей среды и капи-
таловложений. Планирование безопасной эксплуатации с учетом
экологических соображений имеет большую эффективность зат-
рат, чем внесение дорогостоящих изменений на более поздних
стадиях [3].
7.3.3.3. Затраты
На ранних фазах проекта, в особенности на фазе формулирова-
ния концепции, выбирается принципиальное техническое ре-
шение для проекта разработки и формулируется концепция де-
тального проекта. В обязанности руководства разработки входит
анализ как экономических, так и технических решений, кото-
рые будут предложены для разработки.
Экономические оценки включают все аспекты, относящиеся к
затратам на разработку, с особым вниманием к объему капита-
ловложений, эксплуатационным и ремонтным затратам. Несмотря
на то, что очень важно снизить объем начальных капиталовло-
жений, не менее важно держать эксплуатационные и ремонт-
ные затраты в рамках приемлемых бюджетов. Экономический ана-
лиз показывает уровень капиталовложений в сопоставлении с
эксплуатационными затратами.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 475
Важным фактором анализа является выбор философии экономии
оборудования, основанный на оценке возможности добычи. Во мно-
гих случаях может оказаться более эффективным, с точки зрения
затрат, допустить небольшой простой производства, чем тратить
средства на дублирование производственного оборудования.
7.3.3.4. Стратегические вопросы
Часто само государство может, по стратегическим соображениям,
выбирать специфические технологии для проектов морских разра-
боток [4]. К таким соображениям относятся:
— технологические потребности будущих проектов;
— использование технологии, которая бы делала нефтяную ком-
панию более интересным партнером для совместной работы;
— выбор технологий, представляющих собой движущую силу
развития промышленного потенциала страны или ее инф-
раструктуры. В качестве примера можно привести тот факт,
что строительство морских бетонных платформ потребует
высококачественных строительных элементов. Выделение
средств на создание завода по производству этих элементов
принесет пользу развитию наземной инфраструктуры этих
элементов;
— выбор технологий, включающий максимальное использова-
ние местных материалов, услуг и рабочей силы.
7.3.3.5. Условия контракта
Стратегия контракта на разработку должна допускать конкурент-
ные торги. Контрактные работы включают детальную инженерную
разработку проекта, приобретение оборудования, строительство и
монтаж. В том случае, когда проведение торгов невозможно, при-
емлемые условия контракта должны быть оговорены на фазе со-
здания концептуальной схемы проекта с тем, чтобы избежать сюр-
призов при подсчете затрат на фазе рабочего проектирования и
фазе строительства. Технические решения должны зависеть от фи-
лософии контракта (например, размера модулей).
476 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Помимо этого, считается исключительно важным, чтобы в кон-
тракте было указано, что руководство разработки обязано следить
за процессом изготовления оборудования и строительством, и что
оно имеет право отказаться от предлагаемой продукции, если она
не соответствует его спецификациям и требованиям.
7.3.3.6. Финансирование
Соглашения о финансировании проекта должны быть заключе-
ны еще до начала периода больших капиталовложений, т.е. до
закупки элементов оборудования и, в особенности, до начала
строительства. Некоторые финансовые организации могут пред-
ложить выгодные условия финансирования при том, что будут
использоваться определенные технологии. Должны рассматри-
ваться только технически осуществимые решения, но необхо-
димо, безусловно, иметь в виду все предложения выгодных фи-
нансовых условий. При анализе этих вопросов следует оценить
следующее:
— предлагаемые условия для финансирования;
— возможные будущие обязательства перед финансовой организа-
цией;
— вероятность того, что финансовая организация потребует пере-
смотра условий финансирования;
— стоимость и качество технологии, которая должна быть исполь-
зована для получения упомянутых финансовых услуг.
7.3.3.7. Выводы
Выбор технологии проекта — это процесс, при котором и техни-
ческие, и экономические соображения играют важную роль. Если
будет отобрана неэффективная технология, то у проекта будет и
плохая экономическая база. С другой стороны, никакой проект не
может быть успешным без тщательной оценки затрат и адекватно-
го финансирования.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождении 477
7.3.4. Научно-исследовательские работы (НИР)
7.3.4.1. Роль НИР
Для нефтяной компании разработка нужной технологии имеет боль-
шое значение. Поэтому политика компании требует обеспечения
систематических исследований и разработок.
НИР должны быть направлены на решение технологических проб-
лем, связанных с необходимостью получения лицензии и с ква-
лификационным отбором технологий для будущих национальных
и международных проектов.
Для того чтобы добиться конкурентного преимущества и разрабо-
тать необходимую технологию, исследования должны быть орга-
низованы следующим образом:
— НИРдолжны проводиться собственным штатом сотрудников ком-
пании, повышая тем самым уровень ее технических знаний;
— контрактные работы должны выполняться университетами и
другими организациями;
— заключение контрактов с продавцами товаров и услуг;
— сотрудничество с другими нефтяными компаниями.
В результате НИР нефтяная компания получит право собствен-
ности на разработку технологии. Часто очень выгодно приме-
нять международные патенты для максимального использова-
ния технологических преимуществ, которые дает новая техно-
логия.
Сотрудничество с подрядчиками доказало свою успешность во
многих проектах. Общая цель, позволяющая компании применять
новую технологию, а подрядчику сбывать продукцию на между-
народных рынках, приведет к максимальному задействованию ре-
сурсов всех участвующих сторон.
Чтобы определить технологии, на которых должно быть сосредото-
чено основное внимание исследователей, процесс НИР должен быть
правильно спланирован, для чего необходимо провести постадий-
ный анализ стоимости. Эта методика анализа особенно важна для
краткосрочной разработки технологии и выработки новых идей
для решения технологических проблем.
478 Часть II, Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Для успешного осуществления долгосрочной политики очень важ-
но создать атмосферу творческого сотрудничества между потреб-
ностями разработки и идеями, выдвигаемыми специалистами-тех-
нологами и учеными.
7.3.4.2. Переработка \
Исследования, относящиеся к переработке углеводородов, направ-
лены на оптимальное использование технологических систем. За
последние годы основное внимание было привлечено к созданию
условий переработки, обеспечивающих минимальные выбросы газа
и сбросы воды. Примером проводящихся в настоящее время НИР
по переработке может служить следующее:
— очистка переработанной воды до 40 углеводородных частиц/млн.
Для достижения этой цели широко изучается возможность при-
менения гидроциклонов и специальных сепараторов;
— нагнетание пластовых вод в пласт;
— снижение объема морского производства электроэнергии путем
использования кабелей, протянутых от берега. Это особо при-
влекательно для Норвегии, где вся наземная электроэнер-
гия производится на гидростанциях;
— сокращение объемов выбросов газов (СО2 и NOx).
К другим активно исследуемым областям относятся, например:
1 ) устранение СО2 путем использования мембран/статического
смесителя для снижения до минимума объема морского обо-
рудования, что позволяет осуществлять добычу газа на мес-
торождениях с примесью углекислого газа;
2 ) разработка измерительного оборудования для многофазного по-
тока для дальнейшего усовершенствования его технологии.
7.3.4.3. Многофазный поток
За период, охватывающий более 10 лет, нефтяные компании ак-
тивно проводили исследования, связанные с многофазным пото-
ком в трубопроводах. При транспортировке скважинного потока в
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 479
необработанном виде; появляется возможность добиться большой
экономии средств, поскольку значительно снижается потребность
в морском оборудовании. Используя эту технологию} можно снит
зить до минимума число морских перерабатывающих установок и
существенно усовершенствовать подводные производственные си-
стемы, поскольку скважинный поток можно направлять необра-
ботанным прямо на берег или на морской перерабатывающий центр,
расположенный за десятки километров. В таком центре можно про-
изводить сепарацию нефти, конденсата, газа и воды. Особое вни-
мание следует уделить впрыскиванию ингибиторов коррозии в необ-
работанную жидкость или метанола/гликоля и т.д., чтобы избе-
жать образования гидратов и закупоривания трубопровода. В неко-
торых случаях потребуется нагревание трубопровода (даже в море).
Транспортировка многофазного потока может, безусловно, осу-
ществляться сходным путем по наземным трубопроводам, хотя
перепады температур (лето/зима) могут оказать воздействие на
некоторые жидкости.
В 1979 г. Статойл начал проект разработки моделей потока жид-
кости нефти и газа в наземных трубопроводах (т.е. двухфазного
потока). В Трондхейме (Норвегия) была построена лаборатория
двухфазного потока, и многие нефтяные компании включи-
лись в его изучение. В ходе осуществления программы исследо-
ваний возникла необходимость в разработке новых насосных
систем и измерительного оборудования для обработки много-
фазной продукции.
Недавно результаты исследований были применены для опти-
мального использования концепции разработки большого газо-
вого месторождения Тролль в шельфовой зоне Норвегии. Вместо
создания морского центра полной переработки там, где глубина
моря достигает 305 м, перерабатывающее оборудование было рас-
положено на наземном терминале в 70 км от месторождения,
что значительно снизило сложность операций и объем капита-
ловложений на морских установках.
В настоящее время нефтяные компании изучают возможность при-
менения технологии многофазного потока для разработки газо-
конденсатного месторождения в морской зоне северной Норве-
гии. Исследуются способы транспортировки двухфазного потока
по 150-километровым трубопроводам на наземный перерабатываю-
щий завод.
480 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Результаты исследований многофазного потока применяются уже
во многих проектах. Экономические выгоды очевидны, хотя мы
находимся только на начальной стадии применения. Эти техноло-
гии приведут к результатам, позволяющим получать большую при-
быль по мере увеличения расстояния, на которое можно будет
транспортировать многофазный поток.
Литература
I. Adlam, J.:The Nome Field Development Overview. Proc.27. Annual offshore
technology conference.Vol. 4, p. 533—544, Houston, 1995.
2. Ager Hansen, H. and Medley, E.J. (1979)Main considerations in development
of Statfjord Field. Proc. 10th World Petroleum Congress, Vol. 3, p. 141 —
150, Bucharest.
3. Aven, T. (1992), Reliability and Risk Analysis, Elsevier Publishing Company
4. Granli, 0., Hetland, P.W. and Rolastad, A.: Applied project management.
Experience from exploration on the Norwegian Continental Shelf, Tapir.
5. Gudmestad, O.T. and Coker J.W.A.(I988), The Sleipner A Platform, an
efficient gas and condensate installation. Proceedings. European Petroleum
Conference, Europec. 88, pp. 111 — 126, London 16—19 October.
6. Odland, J.The Nome Production Ship — Design Considerations.Proc.27.
Annual Offshore Technology Conference, Vol. 4, pp. 545—554, Houston,
1995.
7. OLF, The Norwegian Oil Industry Association Norwegian Oil and Gas,
Nov.1990.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений
7.4. Технологическое проектирование
процесса обработки углеводородов
М. Л. Сильсет
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
7.4.1. Введение
7.4.2. Проектная информация
7.4.3. Минимальные функциональные требования
7.4.4. Описание системы
7.4.4.1. Сепарация и стабилизация
7.4.4.2. Обработка сырой нефти
7.4.4.3. Обработка воды
7.4.4.4. Рскомпрессия газа
7.4.4.5. Обработка газа
7.4.4.6. Сероочистка газа
7.4.4.7. Подготовка газа
7.4.4.8. Обратная закачка газа
7.4.4.9. Экспорт газа
7.4.5. Типовой технологический процесс
7.4.5.1. Богатый газ/стабильная сырая нефть
7.4.5.2. Коммерческий газ/нестабильный конденсат
7.4.6. Оценка возможных вариантов и поставок
7.4.6.1. Изучение параметров
7.4.6.2. Изучение возможности
7.4.6.3. Описание процесса
7.4.7. Системные модули
7.4.1. Введение
Процесс переработки углеводородов, требующейся для того или
иного пласта, зависит от состава скважинной жидкости, суще-
ствующей инфраструктуры и требований рынка.
31. А. Б. Золотухин и др.
482 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
На выходе морских перерабатывающих установок имеются две ка-
тегории потоков (табл. 7.2).
Таблица 7.2. Типы произведенной жидкости
Экспортная продукция Попутная продукция и стоки
Газ Сырая псфть Конденсат Пластовая вода Балластная вода Утечки Газы (сжигание на факелах/выпуск) Сточные воды Твердая фаза/шлам и т.д.
Особого внимания заслуживает информация о возможном наличии
H2S или СО2, или других вредных газов, или редких/радиоактивных
металлов. Помимо этого, важна информация о соотношении между
газом и нефтью или газом и конденсатом, фракции нефти (тяже-
лая, легкая и т.д.) и содержании воды. Наличие вредных веществ
может потребовать применения специальной антикоррозийной дуп-
лексной стали и особых способов переработки углеводородов.
Помимо этого, давление пласта определяет выбор класса труб. Давле-
ние переработки на впускном сепараторе и требующееся сжатие газа
зависят от давлен ия на входе перерабатывающей установки.
Основное оборудование для переработки определяется специфика-
циями продукции. Число компрессорных установок, запасных насо-
сов и т.д. будет зависеть от требуемой регулярности их применения.
Проблема заключается в том, чтобы найти такой размер оборудова-
ния, который бы отвечал всем контрактным требованиям без чрез-
мерных капиталовложений.
Весь проект переработки и конструкция платформы должны нахо-
диться в соответствии с эксплуатационными требованиями на про-
тяжении всех фаз разработки месторождения.
7.4.2. Проектная информация
Выбор систем подготовки углеводородов является неотъемлемой ча-
стью деятельности по разработке месторождения, определяющей функ-
циональные требования к перерабатывающему оборудованию.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождении 483
Описание организации процесса переработки включено в подго-
товку основы проекта и функциональных требований косваемому
месторождению.
Обычно требуется следующая основная проектная информация:
— расположение месторождения;
— основные данные о пласте (тип, состав скважинной жидкости,
примеси);
— начальные условия в пласте;
— начальные условия в устье скважины;
— содержание нефти, газа и пластовой воды в процессе добычи;
— требования к поддержанию давления в пласте;
— данные об окружающей среде;
— корпоративные требования;
— требования контракта к коммерческому продукту;
— спецификация нефте- и газопродуктов для возможного экспорта;
— критерии безопасности.
Доступность и точность проектных данных зависят от фазы проек-
та, в которой выполняется работа.
7.4.3. Минимальные функциональные требования
Минимальные функциональные требования к системам перера-
ботки определены как часть деятельности по освоению место-
рождения. Они устанавливаются на основе данных пласта, вклю-
чая профили добычи, характеристики жидкости, требования к
поддержанию давления в пласте и спецификации нефте- и газо-
продуктов для возможных вариантов экспорта. Одновременно учи-
тывается и существующая инфраструктура.
Дополнением к минимальным функциональным требованиям яв-
ляются критерии экологии и безопасности, правила ведения ра-
бот, особые корпоративные требования и имеющиеся или, воз-
можно, новые требования контракта о продаже. Особое внимание
должно быть уделено требованиям корпорации и контракта о про-
даже, поскольку эти требования могут внести существенные допол-
484 Часть П, Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
пения в функциональные условия, а следовательно, и в стоимость
разработки, о чем свидетельствуют следующие примеры:
— корпоративные требования к установке оборудования для ком-
прессии и обратной закачки СО2, служащего для избежания
выпуска углекислого газа с сероочистных установок в атмос-
феру, хотя это и не требуется существующим законодатель-
ством и не облагается налогом на СО2;
— существующие соглашения о продаже газа, требующие высо-
кой степени потенциальной добычи на всех платформах.
Сюда же следует включить вопросы, связанные с графиком выпол-
нения проекта. Необходимо сформулировать исходную философию
разработки, включающую такие аспекты, как концепция ранней
добычи, минимальное использование оборудования и персонала.
Устанавливая минимальные функциональные требования, следует
направлять все усилия на обеспечение того, чтобы это были действи-
тельно требования минимизации, позволяющие выбрать наименее
дорогостоящий вариант. Анализ воздействия дополнительных функ-
циональных требований должен быть отдельной процедурой оценки
затрат/прибыли в рамках деятельности по освоению месторождения.
Минимальные функциональные требования можно разделить на
несколько групп, основанных, например, на альтернативных экс-
портных вариантах или требованиях к поддержанию давления пла-
ста. Каждый такой набор обеспечит базу для выбора оптимальной
конфигурации процесса.
I 7.4.4. Описание системы
Любое производство можно рассматривать как сочетание систем-
ных групп. Каждая система состоит из физических компонентов,
выполняющих свою функцию независимо от характера применяе-
мой технологии.
Каждая функция обозначается системным числом, использующимся
для обозначения месторасположения/функции (числа-пометки) и
в качестве закодированной системы записи документации.
Системное число может состоять, например, из двухзначного кода от
00 до 99 (то же, что НОРСОК). Наиболее важные системы, с точки
зрения переработки перечислены в табл. 7.3. Системы переработки
будут рассмотрены более подробно в последующих главах.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 485
Таблица 7.3. Системная нумерация
Сист. код Системы Пример
1 Системы, относящиеся к скважине
13 Устьевые системы (добыча) Контрольный сепаратор
2 Системы переработки Зсе элемежы, непосредственно используемые и необходимые в добыче углеводородной жидкости
20 Сепарация и стабилизация Манифольд, первичная сеп. стабил.сыр.нефти
21 Обработка сырой нефти Экспорт, замеры, хранение, откачка сырой нефти
23 Рекомпрессия газа Рекомирессия, охлаждение и газоочистка
24 Обработка газа Газоосушка, ре|енераиия
25 Подготовка газа Контрольточки росы
26 Компрессия для обратной закачки
27 Компрессия для газопровода Уплотнение, замеры и подача
28 Сероочистка газа Устранение СО2 и H2S
4 Системы обеспечения переработки Все системы, имеющие взаимодействующие массы или температуры
40 Охлаждение и замораживание Промежуточная сист.охлаждения
41 Системы нагревания Промежут. сист. нагрева горяч.нефти
42 Системы химического впрыскивания Впрыск хим.веществ, метанол
43 Системы сжигания на факелах, выпуска и продувания Продув жидкости и газа, цилиндр для продувки и факел, выпуск под высоким и низким давлением, устройство вентиляции опасных участков (исключающаяся факельная структура)
44 Обработка воды, загрязненной нефтью Обработка пластовых вод, регенерир.нефть, обработка балластной воды и шлама
45 Система топливного газа
5 Вспомогательные системы Все другие системы, необходимые для переработки, но не являющиеся частью производства как такового
50 Насосные системы низко- среднего давления для морской воды Сист.подъема морск.воды, сист.ср.давл.
51 Насосные системы высокого давления для морской воды Нажетание воды и сист.гидравл.размыва
5? Балластная вода Постоянная и временная балластная вода
53 Пресная вода Опресненная вода, питьевая вода
56 Открытый сток Удаление глинистого раствора
57 Закрытый сток
62 Дизельная система
63 Сжатый воздух Технологическая система сжатого воздуха
64 Система очистки инертными газами
65 Гидравлическая система
486 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
7.4.4.1. Сепарация и стабилизация
Задачами систем сепарации и стабилизации являются:
— обеспечение сепарации газа/нефти для достижения специфика-
ций давления паров (ДП) нефти: Р(рсйдовое)ДП и/или Д (дей-
ствительное) ДП;
— сепарация нефти/воды для достижения спецификации обвод-
ненной нефти ООВ(основной осадок и вода) и для того, чтобы
содержание нефти в сепарированной воде не превышало воз-
можности системы обработки пластовых вод обеспечивать водо-
сброс, соответствующий спецификации;
— обеспечение эффективного разделения газа и жидкости для до-
стижения спецификации погрузки углеводородов.
При разработке проекта и определении размеров системы следует
принять во внимание полный набор данных о возможных измене-
ниях в количестве и характеристиках на входе и в скважинном
потоке. Оптимальное число стадий сепарации меняется в зависи-
мости от давления на входе, состава пласта, требований к сжатию
отходящего газа, поведения сырой нефти (т.е. эмульсии, парафи-
ны) и экспортных спецификаций давления паров сырой нефти
(влияет на давление на конечной стадии).
Степень морской стабилизации углеводородной жидкости (сырая
нефть или конденсат) зависит от метода экспорта и специфика-
ции продукции (рынок). Спецификация стабильной сырой нефти
приведена в табл. 7.4.
Таблица 7.4. Спецификация стабильной сырой нефти
Спецификация Единица Объем
РДП (рейдовое давление пара) пси < 10
ДДП (действительное давление пара) атм. < 1
С4 (метан, этан, пропан, бутан) вес (/«), % < 2.5
ООВ(основной осадок и вода) объем, % < 0.5
В некоторых случаях, чтобы достичь этой спецификации, требует-
ся нагревание жидкости. Газ дросселируется в последней серии се-
парации под относительно низким давлением (1.7—2.5 атм). Если
нефть с трудом отделяется от воды (эмульсии), то может понадо-
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых, месторождений 487
биться электростатичный коалесцер. Затем нефть охлаждается до
спецификации ДДП. Температура нефти часто зависит от точки
появления парафина.
7.4.4.2. Обработка сырой нефти
Стабилизирован ную сырую нефть можно экспортировать либо сра-
зу по трубопроводу, либо сначала закачивать ее в хранилище, а
затем экспортировать челночным танкером.
7.4.4.3. Обработка воды
В системе обработки нефтесодержащей воды сбор и обработка по-
ступающей с производственных сепараторов пластовой воды про-
исходят таким образом, чтобы воду можно было нагнетать обратно
в пласт или сливать в море, а нефть регенерировать и возвращать в
производственную систему.
Для сепарации нефти и воды обычно используют гидроциклоны,
но для систем с малой мощностью могут применяться и центри-
фуги. До слива вода с гидроциклонов направляется в испаритель-
ный барабан для дегазации. Испарительный барабан используется
для выпуска газа, образующегося в результате падения давления в
гидроциклонах.
В целом, пластовая вода не должна смешиваться с морской водой до
того, как ее можно будет сливать в море, поскольку смесь морской
и пластовой воды может привести к образованию накипи в трубах и
оборудовании.
7.4.4.4. Рекомпрессия газа
Система рекомпрессии испаряющегося газа собирает газ с различ-
ных стадий сепарации, охлаждает его, удаляет конденсированную
жидкость и сжимает газ до давления, подходящего для дальней-
шей обработки.
Для уменьшения энергии, необходимой для рекомпрессии, а сле-
довательно, и для оптимизации процесса, модельные испытания
должны быть проведены в тех случаях, когда надо менять давле-
ние в сепараторах, число стадий сепарации и блок обработки кон-
денсатного потока с газоочистителей.
488 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Перед каждой стадией компрессии устанавливается охладитель и
газоочиститель. Это делается для снижения рабочей нагрузки на
компрессоры и предотвращения попадания в них жидкости.
7.4.4.5. Обработка газа
Для того чтобы достичь спецификации коммерческого газа, по-
требуются следующие компоненты переработки:
— контроль за точкой росы воды;
— контроль за точкой росы углеводородов;
— удаление кислого газа.
При помощи системы осушки водяные пары удаляются из газа до
уровня, позволяющего его транспортировку, закачку или даль-
нейшую переработку в зависимости от необходимости.
Точка росы воды обычно контролируется по поглощению в гли-
кольном контакте. Процесс поглощения состоит в том, что раство-
ры с высокой концентрацией гликоля (самый распространенный
— триэтиленгликоль) используются для физической абсорбции
воды из газа. Процесс прост, эффективен и, возможно, из всех
систем осушки наиболее широко распространен. На этой стадии газ
называется «жирным».
7.4.4.6. Сероочистка газа
Природный газ может быть очищен от H2S и СО2 путем химичес-
кой абсорбции при использовании растворителя на базе амина. Ами-
новая перерабатывающая установка используется компанией «Ста-
тойл» на платформе Слейпнер Т. Она была запущена в действие
осенью 1996 г. На Слейпнер Вест при такой аминовой обработке
концентрация СО2 снижается с 9 до 2.5 мол. %.
Для устранения СО2 также используются мембраны. Мембранная
технология считается еще недостаточно разработанной для широ-
кого применения.
7.4.4.7. Подготовка газа
Как правило, довольно оправданым является выделение газокон-
денсатных жидкостей (ГКЖ):
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 489
— для того чтобы достичь коммерческих спецификаций газа, та-
ких как, например, точка росы углеводородов;
— для повышения рыночной стоимости добываемых потоков газа
и жидкости.
К продуктам ГКЖ относятся этан, пропан, бутан и более тяжелые
компоненты газового потока. Для выделения ГКЖ широко приме-
няются турбоэкспандеры. Как правило, турбоэкспандер представля-
ет собой одностадийную турбину с радиальным впуском. Пропор-
ции расширения варьируются от 1.5 до 3.5, в зависимости от задачи
переработки. Эта форма переработки используется для управления
точкой росы, а также для глубокого извлечения ГКЖ. Минималь-
ная температура процесса варьируется от 0 до -120°С.
Использование расширительного клапана сходно с турбоэкспанде-
ром за исключением того, что средством расширения служит клапан
управления, а не турбина. Этот процесс принято называть процессом
Д—Т (Джоуля—Томсона). Он применяется для контроля за точкой
росы углеводородов, когда возможна подача газа из пласта под высо-
ким давлением. Для сходных пропорций расширения он не столь
эффективен для газоохлаждения как турбоэкспандер.
ГКЖ могут экспортироваться как отдельный продукт, а для про-
дажи их можно смешать с потоком сырой нефти/конденсата. Газ,
поступающий с турбоэкспандера или Д—Т, называется «сухой»
или «коммерческий» газ.
7.4.4.8. Обратная закачка газа
Для обратного нагнетания в пласт рекомпрессированного газа не-
обходимо его дополнительное сжатие. Система состоит из охлади-
телей, газоочистителей или одной или двух компрессорных стан-
цией в зависимости от требующегося давления нагнетания.
Вместо осушки в гликольном контакторе гликоль впрыскивается
в газ во избежание образования гидратов.
7.4.4.9. Экспорт газа
Для экспорта «богатого» или «коммерческого» газа часто требуется
его дополнительное сжатие. Перед началом экспорта газ часто охлаж-
дается до (примерно) 60°С с тем, чтобы избежать расширения стояка.
490 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
*
7.4.5. Типовой технологический процесс
7.4.5.1. Богатый газ/стабильная сырая нефть
/
/Примерами процессов экспорта богатого газа/стабильной сырой
нефти могут служить процессы, применяемые на месторождениях
Гюльфакс и Статфьорд. Богатый газ экспортируется по трубопро-
воду Статпайп до Корсте, где происходит извлечение компонен-
тов ГКЖ. Стабильная сырая нефть хранится в камерах хранилища
на основании гравитационной платформы до того момента, когда
она будет экспортирована челночными танкерами на нефтепере-
рабатывающие заводы в северо-западной Европе. /
Типичный пример диаграммы процесса переработки (ДПП) пока-
зан на рис. 7.12.
7.4.5.2. Коммерческий газ/нестабильный конденсат
Слейпнер А является типичной платформой для переработки ком-
мерческого газа/нестабильного конденсата. Давление на сепараторе
первой стадии составляет около 105 атм, а на сепараторе третьей
стадии — 13 атм. Конденсат откачивается в Корстё. Спецификация
жидкости — ДДП <12 атм.
Коммерческий газ экспортируется в Европу. Концентрация СО2
в газе на Слейпнер А составляет 0.25 мол.%, что намного ниже
максимального значения, равного 2.5 мол.%.
Типичная диаграмма процесса переработки показана на рис. 7.13.
После турбоэкспандера КГЖ поступает в стабилизирующую ко-
лонну. Самые тяжелые компоненты смешиваются с нестабильным
конденсатом, а легкие возвращаются в серию рекомпрессии.
Переработка на Слейпнер Т почти аналогична по своему характе-
ру, но на этой платформе не установлена стабилизирующая ко-
лонна для ГКЖ. При переработке на Слейпнер Т экспортные спе-
цификации достигаются без стабилизатора. Как было упомянуто
выше, на Слейпнер Т есть установка для удаления СО2 путем
аминопереработки.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 491
Рис. 7.12. Переработка богатого газа/стабильной сырой нефти
492 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 7.13. Переработка коммерческого газа (сухого газа)/нестабильного конденсата
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 493
7.4.6, Оценка возможных вариантов и поставок
Для каждого нового месторождения устанавливаются возможные ва-
рианты конфигурации процесса переработки, основанные на различ-
ных способах сепарации и стабилизации, подготовки газа и его ком-
прессии. Затем должны быть изучены параметры конфигурации.
7,4,6Л. Изучение параметров
Для того чтобы полностью осознать, какое влияние на ключевые
переменные процесса оказывают различные общие конфигурации
и для подготовки данных для оптимизации каждой из них, долж-
ны быть изучены параметры каждой общей конфигурации про-
цесса переработки. Обычно оцениваются следующие ключевые пе-
ременные процесса:
— давление устьевого потока;
— температура устьевого потока;
— давление в сепараторе или эксплуатационной колонне;
— температура на выходе из охладителя;
— число стадий сепарации;
— количество потребляемой энергии.
Требуется определить влияние, которое ключевые переменные ока-
зывают на следующие параметры процесса. Результаты должны быть
проанализированы с тем, чтобы выявить следующее:
— извлечение продукта, в особенности нефти;
— состав продукта (для ситуаций, когда можно экспортировать
компоненты ГКЖ вместе с газонефтяным или нефтяным по-
током);
— рекомпрессия, компрессия для экспорта, общие затраты энер-
гии на компрессию;
— затраты энергии на нагрев и охлаждение;
— затраты электроэнергии.
По возможности нужно получить дополнительные данные, поз-
воляющие установить характер влияния ключевых переменных
494 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
процесса на вес и площадь занимаемого пространства основного
процесса и связанных с ним ключевых систем поддержки.
Проводя системную оценку влияния ключевых переменных про-
цесса, можно выявить тенденции, позволяющие определить опти-
мальные условия эксплуатации для каждой конфигурации про-
цесса, что даст возможность:
— добиться максимального извлечения продукта;
— снизить до минимума требования к компрессии газа и произ-
водству электроэнергии;
— снизить до минимума энергетическую нагрузку;
— уменьшить до минимума вес оборудования и площадь занимае-
мого пространства.
Количество имеющихся данных будет увеличиваться для каждой
последующей фазы проекта разработки месторождения. Там, где
данные окажутся неполными, их оценка должна быть произве-
дена путем использования собственных внутренних процедур и
методов проектирования.
Следует определить степень воздействия процесса на проект верх-
него строения либо путем создания предварительных проектов
для каждого варианта, либо упрощенно, на основе имеющихся
коэффициентов.
7.4.6.2. Изучение возможности
Для определения возможности реализации общего процесса добы-
чи и транспорта углеводородов должен быть проведен анализ осу-
ществляемое™ технологического процесса обработки нефти и газа.
Он основывается:
— на выбранном оборудовании для переработки;
— на предложенной философии подготовки персонала и эконо-
мии средств;
— на других данных о системах и платформе.
Если не будет достигнут заданный размер потенциальной добы-
чи, то следует пересмотреть философию подготовки персонала и
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 495
экономии средств. В равной степени, если будет достигнут слиш-
ком высокий уровень добычи, то философия подготовки персона-
ла и экономии средств также должны быть пересмотрены, чтобы
устранить излишнее оборудование.
7.4,6,3. Описание процесса
Необходимо подготовить следующие элементы для выбранной кон-
фигурации процесса:
— диаграммы хода процесса, дополненные тепловым и материаль-
ным балансом;
— список оборудования для систем переработки;
— нагрузки систем поддержки и обеспечения переработки;
— потребление и стоимость катализаторов и химических веществ;
— стоимость лицензий и платежей за недра;
— годовые темпы нефте- и газодобычи (там где возможно, вместе
с составом).
7.4.7. Системные модули
Стратегия системного модуля переработки отвечает требованиям к
повышению эффективности затрат и улучшению управления в
новых проектах разработок (рис. 7.14).
Планируется, что будет только один главный подрядчик, но од-
новременно будет и несколько продавцов системных модулей.
Как было описано выше, производственные мощности состоят из
различных систем. В прошлом для проектов создавались огромные
модули, состоящие из нескольких частей оборудования. В результате
было трудно наблюдать за их работой. Идея системного модуля зак-
лючается в разделении процесса переработки на блоки, например:
— сепарация;
— обработка воды;
— рекомпрессия;
— нагнетание газа;
496 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 7.14. Стратегия системных наборов переработки углеводородов
— экспорт газа;
— экспорт конденсата/нефти;
— осушка газа (точка росы);
— удаление H2S и СО2
— регенерация МЭГ/ТЭГ.
Это показано на рис. 7.15.
Эти блоки будут в значительной степени сходными независимо от
месторождения. Их можно разделить на более крупные пакеты:
— сепарации;
— компрессии;
— обработки газа.
Спецификации системного пакета проекта разрабатываются спе-
циально для этих трех групп систем. «Команды» по подготовке
спецификаций системных пакетов проводят предварительный от-
бор продавцов пакета и разрабатывают документы для контроля.
Спецификации системного модуля однозначно определяют про-
цесс закупки пакетов. Они содержат:
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений 497
Рис. 7.15. Пример разделения производственных мощностей на системные модули
32. А. Б. Золотухин и др.
498 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— функциональные классификации;
— диаграммы процесса переработки (ДПП);
— список оборудования;
— список компонентов;
— оценка объемов поставки;
— пояснения положений контракта (разделение работы между ос-
новным подрядчиком и продавцом системного модуля).
Применение философии системного модуля
Системные модули служат предметом горячих дискуссий. В проекте
Осгорд Б были проведены исследования по эффективности затрат
на осуществление проекта, используя «подход системного модуля»
в противовес старой «философии большого модуля». Исследования
показали, что при применении системного модуля имеется значи-
тельный потенциал для экономии средств. Эти результаты повлия-
ли на принятие окончательного решения в проекте платформы
Осгорд Б.
Системные модули обеспечивают:
— повторное использование хорошо показавших себя ранее решений
как для Статойла, так и для продавца системного модуля:
— верность основополагающим соглашениям об оборудовании и
его объемах;
— накопление и применение опытных данных.
Более плавное и направленное осуществление фазы, что приводит:
— к повышению производительности;
— к возможности параллельной деятельности;
— к меньшему количеству изменений благодаря тому, что подряд-
чики могут работать достаточно самостоятельно по каждому па-
кету;
— к экономии средств;
— к необходимости в принятии решения на ранней стадии (не-
большие затраты).
В каждом очередном проекте есть большой потенциал для эконо-
мии средств, а «стандартные» описания системы оставляют больше
места для творчества на фазе формулирования определений.
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождении 499
Предварительная схема для проекта Осгорд Б показана на рис. 7.16.
ОСГОРД СЕМИ - СИСТЕМНЫЕ ПАКЕТЫ
Предварительный отбор поставщиков системных пакетов—
Главный
контракт
Присуждение
Список^ М контракта
претендентов^ ▼
1/12 15/12 1/1/97 IZ2~~]
1/9 1710 1717
Норнс/Осгорд АиБ Проект
У 4b jJgJJ' Партнеры
— КонсЬигуоаиия пакета „ "
Системные
паке гы
У Ввод/результаты
Разрешение
— Конфигурация пакета "
Стратегия со списком
— Объем работы претендентов
— Анкета
— Полный список поставщиков
Рис. 7.16. Схема предварительного отбора поставщиков
системных модулей для проекта Осгорд
Глава 8
СРЕДСТВА ДОБЫЧИ, ХРАНЕНИЯ
И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 501
8.1. Потенциальные сооружения
для Арктического шельфа России
К. Шхинек', Т. Карна2’, О.Т. Гудместад"5>, С. Лосет’, А. Большее'1,
С. Мищенко", Е. Часовских", Е. Лехмус' и П. Страсс'
"Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
2> Технический центр Финляндии, Эспоо, Финляндия
3>Статоил, Ставангер, Норвегия
"Норвежский университет науки и техники, Трондхейм, Норвегия
^’Университетский колледж Ставангера
СОДЕРЖАНИЕ
8.1.1. Введение
8.1.2. Районы исследований
8.1.3. Характеристики сооружений
8.1.3.1. Сооружения объемом 150 000 м3
8.1.3.2. Сооружения объемом 280 000 м3
8.1.4. Внешние нагрузки
8.1.5. Транспортировка к месту установки
8.1.6. Заключение
Литература
8.1.1. Введение
Рассматриваются потенциальные сооружения для перспективных
месторождений нефти и газа ряда морей. С этой целью могут быть
предложены конструкции различной формы. Окончательный вы-
бор типа сооружения в основном зависит от результатов сопостав-
ления стоимости, технологии изготовления, транспортировки, на-
дежности сооружения и условий окружающей среды. Тем не ме-
нее некоторые предварительные рекомендации могут быть сдела-
ны на основе сопоставления внешних нагрузок, действующих на
сооружение и влияющих на его устойчивость и прочность,
502 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рассматривались сооружения двух типов — с вертикальными и
наклонными гранями. Все сооружения имели одинаковый объем,
150 000 м3 или 280 000 м3 и одинаковое верхнее строение. Были
введены некоторые ограничения, касающиеся размеров конст-
рукции: ширина подводной части —• не более 100 м, диаметр
шеи — нс менее 20 м, осадка при транспортировке от места
изготовления на глубокую воду — не более 8.5 м.
Определены волновые, ветровые и ледовые нагрузки, а также оп-
рокидывающие моменты и напряжения в основании сооружений.
Поскольку ледовая нагрузка, определенная согласно различным
методам, имеет существенные различия, нагрузки рассчитывались
в соответствии с Российскими Нормами [1], рекомендациями
Института нефти США [5], [6] и методами, предложенными раз-
личными авторами.
В настоящей работе показано, что наибольшие нагрузки для усло-
вий Печорского и Карского морей вызываются действием волне-
ния и льда. Обычно ледовые нагрузки максимальны для сооруже-
ний с вертикальными гранями, а волновые воздействия — для
сооружений с наклонными гранями. В зависимости от глубины
акватории волновые или ледовые нафузки преобладают. Предлага-
ются наиболее целесообразные конструкции (с точки зрения на-
грузок и транспортировки).
Выбор оптимальной формы шельфового сооружения имеет большое
значение, поскольку этот фактор часто определяет стоимость и на-
дежность конструкции. Особенно важным представляется грамотное
обоснование выбора формы конструкции Арктического шельфового
сооружения в связи с большими действующими в этих районах ледо-
выми нагрузками. Эти нагрузки могут быть существенно понижены
за счет выбора конкретно запроектированных конструкций. Однако
не представляется возможным рекомендовать общую оптимальную
форму сооружения для всех районов, поскольку каждый регион имеет
свои специфические внешние условия.
В данной статье рассматриваются два из наиболее перспективных
шельфовых морей России — Печорское и Карское. Результаты ис-
следования могут быть полезны при рассмотрении других районов
с суровыми ледовыми условиями.
Три типа стационарных сооружений могут быть использованы в
районах с суровыми ледовыми условиями: с вертикальными гра-
нями, наклонными гранями и сооружения комбинированного типа.
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 503
Каждый из указанных типов имеет свои преимущества. Они опре-
деляются требованиями, связанными:
— с предназначением сооружения;
— с технологией изготовления;
— с ограничениями при изготовлении и транспортировке;
— с внешними воздействиями;
— с устойчивостью при транспортировке и эксплуатации;
— с экономичностью.
На первый взгляд, сооружения с наклонными гранями являются
наиболее привлекательными, поскольку:
— они вызывают разрушение льда от изгиба, а не от сжатия. Так
как прочность на изгиб существенно меньше прочности на сжа-
тие, ледовые нагрузки (обычно из максимальных нагрузок)
уменьшаются;
— периоды ледовой нагрузки для этих сооружений далеки от соб-
ственных периодов колебаний сооружения. Поэтому не генери-
руются значительные колебания сооружения, хотя динамичес-
кое воздействие на основание должно быть учтено;
— устойчивость при транспортировке сооружений с наклонными
гранями (например, конической или пирамидальной формы)
может быть выше, а осадка обычно меньше по сравнению с
сооружениями с вертикальными гранями. Последний фактор
является важным при транспортировке вдоль канала с террито-
рии завода-изготовителя;
— напряжения в основании меньше, а устойчивость на месте уста-
новки выше. Это имеет большое значение для месторождений
углеводородов, где грунты оснований слабые.
Но, с другой стороны:
— преимущество сооружений с наклонными гранями существенно
снижается при смерзании льда с сооружением, поскольку в
этом случае нагрузки на наклонные сооружения ненамного
меньше действующих на сооружение с вертикальными гра-
нями. Поэтому применение конструкций с наклонными гра-
нями в районах прибрежного льда не имеет большого смысла;
504 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— объем сооружения с наклонными гранями меньше, чем соору-
жения с вертикальными гранями при одной и той же площади
основания. Поэтому объем хранилища сооружения с наклонными
гранями для малых глубин может быть недостаточным;
— использование сооружений с наклонными гранями в качестве
терминалов может встретить некоторые трудности, так как
мощная подводная часть конструкции затрудняет маневриро-
вание и швартовку судов;
— технология изготовления сооружений с наклонными гранями
более сложная по сравнению с конструкциями с вертикаль-
ными гранями;
— стоимость изготовления конструкций с наклонными гранями
выше;
— верхнее строение имеет меньшую площадь упора и поэтому
должно быть прочнее и тяжелее.
Некоторые из этих недостатков могут быть снижены за счет ис-
пользования сооружений комбинированной формы. Окончатель-
ное решение в отношении наиболее эффективной формы конст-
рукции для любого конкретного месторождения должно быть при-
нято только после сопоставления всех упомянутых факторов. В этой
работе рассматриваются только два из них — внешние нагрузки и
транспортировка.
8.1.2. Районы исследований
Были рассмотрены районы с наиболее перспективными месторож-
дениями углеводородов, расположенные в Печорском море на глу-
бинах от 15 до 25 м и от 40 до 50 м, и в Карском море на глубинах
15—25 и 60—70 м. Ледовые и волновые условия, характерные для
этих глубин, приведены в табл. 8.1.
8.1.3. Характеристики сооружений
Рассматривались сооружения с вертикальными и наклонными гра-
нями. Выбор формы и размеров конструкции осуществлялся со-
гласно следующим принципам:
Глава 8. Средства добычи, храпения и транспортировки нефти 505
Таблица 8.1. Параметры окружающей среды в Печорском и Карском морях
(обеспеченность 101)1
Район Глубина воды, м .м Длина волны, м Толщина ровного льда, м Средняя прочность льда3, МПа
Печорское море 25 50 10.2 11.0 154 190 1.60 1.38
Карское морс 25 70 9.5 10.5 150 188 1.75 1.44
1 Рассматривалисьхарактеристики толщины и прочности льда за несколько месяцев ледового сезона. Для последующих вычислений использовались параметры, соответствующие апрелю.В этом месяце толщина льда близка к максимальной, а средняя прочность по толщине ледового покрова (определенная согласно новой редакции Российских Норм (3J существенно не уменьшается. 2 высота волны 1 % обеспеченности 3 Средняя прочностьльда на одноосное сжатие
— все сооружения должны иметь одинаковый объем подводной
части для хранения нефти (учитывались два объема — 150 000 м3
и 280 000 м3);
— все сооружения имеют одинаковое верхнее строение;
— форма конструкции должна способствовать снижению внешних
воздействий;
— ширина поперечного сечения конструкции должна быть не ме-
нее 20 м — минимального значения, необходимого для разме-
щения буровых труб, и не более 100 м — максимальной шири-
ны, позволяющей транспортировать сооружения вдоль канала
от завода-изготовителя.
В табл. 8.2 приведена номенклатура рассматриваемых сооружений.
Таблица 8.2. Номенклатура используемых обозначений для сооружений
Объем сооружения, м3 Глубина воды, м Море
Печорское Карское
150 000 15-25 40-50 60-70 1.2 PS3, PS4, PS5, PSC 1.2 KS3, KS4, KS5, KS6, KS7, KSC
280 000 15-25 40-50 60-70 1 b*), 2b PS5b, PSCb lb, 2b KS3b, KS5b, KS6b, KSCb
* Метка b относится к сооружениям объема 280 000 м ’.
506 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
8.1.3.1. Сооружения объемом 150 ОООм3
Глубина воды 15—25 м (Печорское и Карское моря)
Сооружения 1 и 2 (рис. 8.1) с вертикальными или почти верти-
кальными гранями предлагаются для этих условий. В зависимос-
ти от возможностей изготовления они могут иметь полигональ-
ное или круглое поперечное сечение.
Рис. 8.1. Варианты сооружений для глубины воды 25 м (И = 150 000 м}).
Размерность габаритных размеров приведена в метрах
В основном две причины определяют использование этих сооруже-
ний. Во-первых, существует некоторая вероятность формирования
прибрежного льда на глубинах 15—20 м в Печорском и Карском
морях. Поэтому сооружение может вмерзать в лед и соответственно
эффект использования конструкции с наклонными гранями будет
значительно понижен. Во-вторых, изготовление сооружений с на-
клонными гранями рассматриваемого объема и ширины основания
для данных водных глубин затруднено.
Глубина воды 40—50 м (Печорское море)
С точки зрения снижения ледовой нагрузки сооружения с на-
клонными гранями наиболее подходят для этих условий. Поэто-
му рассматривались различные формы данных конструкций (PS3,
PS4, PS5) для глубин воды 50 м. Для сопоставления также было
запроектировано сооружение PSC (рис. 8.2) цилиндрической фор-
мы диаметром 60 м (того же объема).
Глубина воды 60—70 м (Карское море)
Сооружения KS3, KS4 и KS5 для условий Карского моря (глубина
воды 70 м) имеют ту же форму, что и сооружения PS3, PS4 и PS5
для условий Печорского моря, но несколько иные геометрические
Глава 8. Средства добычи, хранении и транспортировки нефти 507
Рис. 8.2. Варианты сооружений для глубины воды 50 м.
Печорское море =150 000 м3)
размеры. В дополнение» к упомянутым рассматриваются конструкции
KS6 и KS7 (рис. 8.3).
Сооружение KS7 в зоне действия льда имеет ту же форму и разме-
ры, что и сооружение KS6. Различие в форме подводной части кон-
струкции вводится для оценки ее влияния на волновую нагрузку.
Для сопоставления сооружений различной формы было рассмотре-
но также сооружение с вертикальными гранями диаметром 53 м.
8.1.3.2, Сооружения объемом 280 000 м3
Анализ различных конструкций показывает, что объем хранилища
составляет около 0.54 общего объема сооружения (И). Таким образом,
объем хранилища рассматриваемых сооружений равен 150 000 м3.
508 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.3. Варианты сооружений для глубины воды 70 м,
Карское море (И =150 000 м5)
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 509
Глубина воды до 25 м (Печорское и Карское моря)
Рассматриваются сооружения 1b и 2Ь, подобные сооружениям
1 и 2 (см. рис. 8.1). Причины их рассмотрения аналогичны упомяну-
тым ранее. Подводная часть этих конструкций недостаточна для
обеспечения объема сооружения 280 000 м3 или объема хранилища
150 000 м3. Поэтому надводные части конструкций более развиты и
предполагается, что часть хранилища расположена над уровнем воды.
Глубина воды 50 м (Печорское море)
Сооружение PS3 (см. рис. 8.2) не может быть использовано для
данной глубины воды и объема хранилища, поскольку поверхность
кессона слишком близко подходит к уровню свободной поверхнос-
ти воды. Это приводит к значительному увеличению волновых на-
грузок. Рассматривается только сооружение PS5b, аналогичное со-
оружению PS5. (Сооружение PS5b имеет максимальный диаметр
100 м и угол наклона граней 45°). Для сравнения анализируется
сооружение цилиндрической формы диаметром 80 м.
Глубина воды 70 м (Карское море)
Исследуются конструкции KS3b, KS5b, KS6b и сооружение ци-
линдрической формы KSCb диаметром около 70 м (рис. 8.4).
8.1.4. Внешние нагрузки
Были определены волновые и ледовые нагрузки, действие которых
возможно на все рассматриваемые конструкции. Волновые нагруз-
ки рассчитывались согласно компьютерным программам, разрабо-
танным в Санкт-Петербургском техническом университете (СПТУ).
Программа учитывает дифракцию линейных и нелинейных волн.
Определение ледовых нагрузок осуществлялось различными мето-
дами. Как показывают исследования Сандерсона [8], Шхинека [9]
и Кроасдейла [7], разброс в оценке ледовой нагрузки различными
методами достаточно большой. Были использованы рекомендации
Норм API RP 2N [4], [5] и ВСН 41-88 [1], а также методы,
разработанные в СПТУ, и методы, предложенные Кроасдейлом и
Каммертом [2].
Согласно рекомендациям API, для определения ледовой нагруз-
ки на сооружения цилиндрической формы были использованы
кривые зависимости эффективного давления от площади кон-
510 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых, сооружений
Рис. 8.4. Варианты сооружений для глубины воды 70 м,
Карское морс (V =280 000 м3)
такта, а для оценки нагрузки на сооружения с наклонными гра-
нями — кривые Ралстона. Российские Нормы ВСН 41-88 [1] рас-
сматривают различные условия взаимодействия льда с сооруже-
нием. В частности, лед может смерзаться или не смерзаться с
сооружением. Предполагалось, что вмерзания всех рассматривае-
мых сооружений (включая и расположенные на глубинах 25 м) не
происходит.
В СПТУ были созданы две компьютерные программы. Первая про-
грамма есть результат численного моделирования двумерной зада-
чи взаимодействия ледовых образований с вертикальным цилинд-
рическим сооружением. Вторая программа рассчитывает взаи-
модействие льда с сооружением с наклонными гранями. Известно
решение двумерной и трехмерной задач взаимодействия льда с
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 511
сооружением, предложенное Кроасдейлом и Каммертом [2]. В настоя-
щей работе было принято во внимание трехмерное решение.
Определялись нагрузки как от ровного льда, так и от торосов.
Предполагалось, что основная часть нагрузки от тороса вызвана
действием консолидированной части. Данная часть тороса рассмат-
ривалась как слой толщиной 3 м. Для условий Карского и Печорс-
кого морей использовались одни и тс же параметры торосов.
В качестве примера в табл. 8.3 приведены результаты расчетов ле-
довой нагрузки.
Данные табл. 8.3 свидетельствуют о большом разбросе результатов
расчета. Для последующего анализа для каждого сооружения рас-
сматривается только максимальная нагрузка. Эта нагрузка вызвана
действием торосов.
Таблица 8.3. Ледовая нагрузка па сооружения, расположенные в Печорском
море: NS — численное моделирование, основанное на программах СПТУ,
Сг — 3D — решение Кроасдейла и Каммсрта [2], API — рекомендации
Американского института нефти API RP 2N, VSN — рекомендации ВСЯ 41-88
Параметр Ровный лсд Торосы
Нагрузка, МН Нагрузка, МН
Метод вен API NS Cr вен API NS Cr
Сооружение 1 228.0 283.0 180.0 348.0 544.0 280.0
2 94.4 — 130.0 97.6 176.0 — 187.0 164.0
PS3 20.4 19.1 18.0 — 49.2 50.0 45.0 —
PS4 12.8 26.0 35.0 30.0 30.0 60.0 52.0 65.0
PS5 10.3 21.5 25.0 16.6 23.7 50.0 43.0 50.5
PSC 130.0 160.9 115.0 — 195.0 305.0 170.0 —
Также были определены опрокидывающие моменты от действия
волнения и льда (для вычисления вертикальной и горизонтальной
составляющих ледовой нагрузки на сооружение с наклонными гра-
нями использовалась формула Ралстона [5]. Результаты расчета вол-
новой и ледовой нагрузок, а также напряжений в основании со-
оружений, вызванные действием только внешних нагрузок, при-
ведены в табл. 8.4. Напряжения от веса конструкции и балласта
должны быть добавлены к ним.
Анализ данных табл. 8.4 показывает, что форма сооружения,
а также условия окружающей среды влияют на значения нагру-
зок. Сопоставление ледовых нагрузок для условий Печорского и
512 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 8.4. Сопоставление внешних нагрузок и напряжений в основании
Объем сооруже- ния, м3 Сооружение Mope
Печорское Карское
Глу- бина воды, м Нагрузка, мн Напряжение, кПа Глу- бина воды, и Нагрузка, мн Напряжение, кПа
Волна Лсд Волна Лед Волна Лед Волна Л ел
150 000 1 2 PS3 KS3 PS4 KS4 PS5 KS5 KS6 KS7 PSC KSC 25 25 50 50 50 50 170 176 134 210 234 214 544 187 50 60 50 305 55,3 52.6 56.3 25.1 74.2 71.1 122 32,9 19.0 27.9 155.7 25 25 70 70 70 70 70 70 150 160 100 167 212 165 165 185 544 187 60 106 50 30 30 50.9 28.3 49.5 56.0 54.4 84,8 60.9 90.6 122.0 43.0 78.4 75.0 34.3 24.6 192.1
280 000 [Ь 2Ь KS3b PS5b S5b KS6b PSCb KSCb 25 25 50 50 170 170 265 274 544 187 137 406 55.3 52.6 43.3 94.1 122 27.0 207.1 25 25 70 70 70 70 150 160 125 230 175 244 544 187 60 50 30 355 50.9 28.3 49.5 79-3 39-4 120.2 122.0 43.0 30.8 15.6 253.6
Карского морей не показательно, поскольку максимальные на-
грузки вызваны действием торосов, а изначально предполагалось,
что параметры торосов для данных морей одинаковы.
Волновые нагрузки заметно отличаются. В Карском море эти на-
грузки меньше, несмотря на большую глубину в месте установки
сооружений. Сопоставление волновых нагрузок на сооружения объе-
мом 150 000 м3 и 280 000 м3 показывает, что почти двойное увели-
чение объема конструкции приводит к увеличению нагрузок не
более чем на 30%.
Сооружения PS3 и KS3 являются оптимальными для глубин в диа-
пазоне 40—70 м среди рассматриваемых вариантов конструкций объе-
мом 150 000 м3. С увеличением объема хранилища объем кессона
растет, его поверхность подходит ближе к водной поверхности и
волновая нагрузка также может значительно возрастать. В этих ус-
ловиях нагрузка от торосов может также увеличиваться. Нагрузки от
торосов на сооружения типа 3 (PS3, KS3) невелики, поскольку
консолидированная часть тороса взаимодействуете коническим во-
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 513
ротником, а обломки с узкой шеей. Если большой кессон располо-
жен вблизи поверхности воды, его взаимодействие с килем тороса
приводит к увеличению нагрузки. Ясно, что для глубин 50 м и
более не имеет смысла использовать чисто цилиндрические конст-
рукции.
Соотношение волновой и ледовой нагрузок зависит от формы соору-
жения. Для сооружений с вертикальными гранями ледовые нагруз-
ки превосходят волновые, для сооружений с наклонными гранями
волновые нагрузки выше. Ясно, что оптимальная форма (с точки
зрения внешних воздействий) будет соответствовать конструкции с
совместным минимальным значением обоих типов нагрузки. Два
критерия могут быть предложены для выбора формы конструкции:
ледовые нагрузки должны быть близки к волновым, а волновые
нагрузки должны быть малы насколько возможно. Окончательный
вывод зависит от внешних условий рассматриваемого моря.
Результаты, приведенные выше, свидетельствуют о целесообразно-
сти оптимизации формы сооружения. С этой целью была создана
специальная компьютерная программа. Один из примеров вычисле-
ний приведен на рис. 8.5. Сооружение типа, указанного на рис. 8.5, а
установлено в Печорском море. Ограничения для выбора формы и
размеров конструкции следующие: общий объем сооружения
V ~ ] 50 000 м\ диаметр шеи Д — не менее 20 м, высота шеи над
уровнем воды — 10 м, максимальный диаметр Dy~ не более 120 м,
глубина воды d = 50 м. Для расчета ледовой нагрузки использовал-
ся метод Ралстона.
Так как волновые нагрузки более чувствительны к форме подводной
части конструкции, вычисления начинались с выбора формы, соот-
ветствующей наименьшей волновой нагрузке заданных параметров.
При заданных параметрах d3 и а осуществлялось варьирование ос-
тальных параметров до тех пор, пока минимальная нагрузка не была
достигнута. Таким образом, каждая из кривых на рис. 8.5, б соответ-
ствует минимальной волновой нагрузке. Ледовые нагрузки рассчиты-
вались для геометрических параметров сооружения, соответствую-
щих минимальной волновой нагрузке. Абсолютный оптимум разме-
ров конструкции соответствует пересечению кривых.
Необходимо отметить, что только проблемы минимизации нагрузки
учитывались при оптимизации формы конструкции. Другие характе-
ристики, такие как прочность сооружения, технология изготовления
и затраты, могут изменить выбор оптимальной конструкции.
33. А. Б. Золотухин и др.
514 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.5. Пример оптимизации формы конструкции:
а — очертание конструкции;
б — внешние нагрузки Е\ — 20 м, D = 120 м, V — 150 000 м3
8.1.5. Транспортировка к месту установки
Одним из важных факторов, учитываемых при выборе формы
конструкции, является требование к транспортировке сооруже-
ния вдоль канала, соединяющего районы завода-изготовителя и
глубокой воды. Это ограничение может определять габаритные
размеры сооружения и технологию изготовления.
Предполагалось, что этот канал ограничивает транспортировку
сооружений шириной более 100 м и осадкой более 8.0 м. Обычно
предусматривалось, что опорное основание конструкции и верх-
нее строение перевозятся отдельно, но учитывалась также возмож-
ность транспортировки с верхним строением.
Были сделаны следующие допущения:
— определяется только начальная статическая остойчивость (на-
чальная метацентрическая высота) транспортируемых сооруже-
ний;
— сооружение транспортируется без балласта, если условие остой-
чивости выполняется;
— для увеличения остойчивости сооружения может быть исполь-
зован металлобалласт;
— верхнее строение имеет стандартную конструкцию, разрабо-
танную ЦКБ «Коралл» для шельфовых платформ. Вес верхне-
го строения принимается равным 8 700 т;
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 515
— вес сооружения распределен симметрично вдоль вертикальной
оси пропорционально ширине конструкции;
— на основе анализа зарубежного опыта проектирования сооруже-
ний для условий Арктического шельфа, предполагалось, что
отношение веса стальной конструкции к обьему составляет
0.13-0.15 т/м3.
Результаты расчета транспортировки сооружения приведены в табл. 8.5.
Таблица 8.5. Транспортировка сооружений (с верхним строением) вдоль канала
Соору- жение Осадка, м Вес балласта, Метацен- трическая высота, м Соору- жение Осадка, м Вес балласта, Метацен- трическая высота, м
1 6.5 — 42.6 — — — —
2 6.5 — 42.6 — — — —
PS3 5.3 — 56.0 KS3 5.4 — 47.1
PS4 5.2 — 24.4 KS4 6.0 — 31.7
PS5 8.8 — 3.4 KS5 13.4 90 000 1.4
— — — — KS6 10.9 93000 1.6
— — — KS7 8.4 29 000 2.5
1b 7.0 — 36.2 — — — —
2Ь 7.0 — 36.2 — — — —
— — — — KS3b 7.2 — 29.4
PS5b 7.7 — — KS5b 9.5 — 6.1
— - - - KS6b 8.1 — 20.8
Из табл. 8.5 следует, что транспортировка сооружений PS5, KS5,
KS6, KS7, KS5b с верхнем строением не может быть осуществле-
на. Поэтому возможность транспортировки без верхнего строения
была принята во внимание. Результаты вычислений показаны в
табл. 8.6.
Ясно, что все сооружения, кроме сооружений KS5, KS5b, могут
транспортироваться вдоль канала. Конструкции цилиндрической
формы PSCb, KSCb, PSC, KSC не могут быть перевезены в вер-
тикальном положении. Их осадка слишком велика (даже без бал-
ласта и верхнего строения), а метацентрическая высота без баллас-
та отрицательна.
516 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 8.6. Транспортировка сооружений (без верхнего строения)
вдоль капала
Соору- жение Осадка, м Вес балласта, Метацен- трическая высота, м Соору- жение Осадка, м Вес балласта, Метацен- трическая высота, м
PS5 6.0 — 31.7 KS5 9.8 24 000 0.1
— — — — KS6 7.9 7.2
— — — — KS7 5.7 — 30
- - - - KS5b 8.3 - 20
8.1.6. Заключение
Были рассмотрены различные типы потенциальных сооружений
для условий Российского Арктического шельфа. Исследовались
волновые и ледовые нагрузки, действующие на эти сооружения,
а также возможность их транспортировки вдоль канала, соединя-
ющего районы завода-изготовителя и глубокой воды. Расчеты по-
казывают следующее:
— только сооружения с вертикальными гранями или близкими к
ним (типа Molikpaq) могут быть рекомендованы для размеще-
ния на глубинах до 25 м. Максимальные нагрузки на такие
сооружения вызваны действием торосов. Напряжения в осно-
вании сооружений, вызванные действием веса конструкции и
внешними нагрузками могут быть близки к несущей способ-
ности грунтов в районах углеводородных месторождений Пе-
чорского и Карского морей;
— для глубин 50—70 м сооружения комбинированной формы с
наклонной поверхностью вблизи уровня воды более целесо-
образны с точки зрения внешних воздействий. Для этих со-
оружений ледовые нагрузки меньше волновых;
— сопоставление максимальных нагрузок, действующих на ци-
линдрические сооружения и сооружения с наклонными гра-
нями, и напряжений в основании, вызванных этими усилия-
ми, показывает, что форма сооружения оказывает существен-
ное влияние на величину нагрузки. Выбор эффективной фор-
мы конструкции дает возможность снизить нагрузки более чем
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 517
в 2 раза. В частности, варианты конструкции (PS3, KS3, KS3b)
для глубин свыше 50 м более предпочтительны. Вместе с тем,
не имеет смысла использовать конструкции полностью ци-
линдрической формы для этик глубин.
Разработанная компьютерная программа позволяется определить
оптимальную форму сооружения для заданных условий окружа-
ющей среды, глубины воды и обьема хранилища.
Литература
1. ВСН (1988): Ведомственные Нормы и Правила. Проектирование ле-
достойких стационарных платформ. ВСН 41-88.
2. Кроасдейл К., Каммерт А.Б. Усовершенствованный метод расчета
ледовых нагрузок на наклонные сооружения в районах с однолет-
ним льдом. Труды I Международной конференции «Освоение Аркти-
ческого шельфа России», Санкт-Петербург, 1993, 158—165 с.
3. СНиП (1996): Изменения к Строительным нормам и правилам
4. СНиП 2.06.04-82*. Госстрой СССР, М.
5. API RP 2N (1988): Recommended Practice for Planning, Designing
and Constructing Fixed Offshore Structures in Ice Environments. First
Edition, June 1, 1998. American Petroleum Institute, Washington,
DC 20005, 51 p.
6. API RP 2N (1995): Recommended Practice for Planning, Designing and
Constructing Structures and Pipelines for Arctic Conditions. Second
Edition, December I, 1995. American Petroleum Institute, Washin-gton,
DC 20005, 82 p.
7. Croasdale, K. (1996): Ice consensus. Seminar at VTT, Finland, May 8—9,
1996. Verbal presentation.
8. Sanderson, T. (1988): The Ice Load Question: Some Answers. Proceedings
of the 9th International Symposium on Ice (IAHR), Sapporo, 1988,
Vol. 2, pp. 790-798.
9. Shkhinek, K., D. Blanchet, K. Croasdale, D. Matskcvitch and
S.U. Bhat (1994): Comparison of the Russian and Foreign Codes and
Methods for Global Load Estimation. Proceedings of the 13th OMAE
Conference, Vol. IV, pp. 75—82.
518 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
8.2. Хранение, погрузка и экспорт нефти с территории
Арктического шельфа России
О.Т.Гудместад, Х.Урхейм, К. Брейвик, О, Боне, С.Х.Хетланд
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
8.2.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне
8.2.2. Индивидуальное решение для различных фаз разработки типичного
месторождения в Российской Арктической морской зоне
8.2.3. Технические средства
8.2.3.1. Хранение
8.2.3.2. Система прямой погрузки
8.2.3.3. Погрузочные башпи
8.2.3.4. Концепция танкера двойного назначения (ТДН)
8.2.3.5. Технология погрузки с погружной погрузочной турели (ППТ)
8.2.3.6. Применение баржи снабжения ППТ
8.2.1. Варианты хранения и погрузки нефти
в Арктической зоне
Для всех рассматриваемых в этой главе вариантов предполагается,
что навигация в Арктической зоне в зимний период производится
при помощи ледокольных судов. Более того, считается, что в целях
снижения риска загрязнения окружающей среды транспортные суда
должны иметь противоледное подкрепление в носовой части и двой-
ной корпус. С учетом этих ограничений были определены следую-
щие варианты хранения и погрузки.
Вариант 1
Хранение
Морская устьевая платформа (МУП) с пришвартованной к берегу
баржей для первичной переработки и хранения. В зависимости от
размеров хранилища и формы его корпуса трубопровод должен
быть проложен до погрузочной башни, при минимальной глубине
моря 22 м, или до буя погружной погрузочной турели (ППТ), при
глубине моря 25—35 м (рис. 8.6).^
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 519
Рис. 8.6. Варианты хранения, погрузки и транспортировки
(прибрежное хранилище)
Погрузка
а) транспортировка с башни погрузки при минимальной глуби-
не 22 м:
а() морской погрузочный танкер средних размеров, водоиз-
мещением 40—60 тыс. т, для перегрузки нефти прямо на сто-
ящий с ним борт о борт экспортный танкеров портах
Терйбёрка или Печенга Мурманской обл. (рис. 8.7);
а^ морской погрузочный танкер, водоизмещением 40—60 тыс. т,
для перекачивания нефти на танкер-хранилище, стоящий на
границе льдов, например, около о-ва Колгуев или в Индигской губе;
а3) прямой экспорт морским погрузочным танкером, водоиз-
мещением 40(60)—90 тыс. т, для отправки на рынки Северо-
Западной Европы (например, в Роттердам);
б) транспортировка с ППТ при минимальной глубине моря 25—35 м:
б,) прямой экспорт на рынок морским погрузочным танке-
ром водоизмещением 60—90 тыс. т и более.
Размер и форма танкеров, используемых на данной глубине и в
данных ледовых условиях, должны пройти основательную про-
520 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.7. Карта залива Псчснга — альтернативный транспортный маршрут)
верку и модельные испытания. В основном используются обыч-
ные ледокольные танкеры с двойным корпусом или танкеры
двойного назначения — ТДН (8.2.3.4).
Вариант 2
Хранение
Морская платформа для бурения, добычи и хранения (ПБДХ) на
мелководье, 13—20 м.
Погрузка
а) прямая погрузка (рис. 8.8):
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 521
Рис. 8.8. Варианты прямой отгрузки с использованием морской ПБДХ
а() на небольшой танкер, водоизмещением <20 тыс. т, или тан-
кер среднего размера, 20—40 тыс. т (если минимальная глубина
равна 15 м), с прямой перегрузкой на более крупный танкер
в портах Териберка или Печенга Мурманской обл.;
а2) небольшой или среднего размера танкер на танкер-храни-
лище в открытом море, например, около о-ва Колгуев или в
Индигской губе;
б) погрузка для прямого экспорта при помощи погрузочной
башни при минимальной глубине 22 м;
в) погрузка для прямого экспорта при помощи ППТ на глубине,
например, 35 м. Перекачка на другую платформу для отгрузки.
Вариант 3
МУП с первичной переработкой; перекачка по трубопроводу на
другую платформу, оснащенную погрузочными устройствами для
дальнейшей переработки и хранения. ,
Вариант 4
/Морское эксплуатационное судно, которое можно отсоединять от
скважины. Погрузка осуществляется через ППТ или напрямую. Этот
вариант был выбран для разработки месторождения Терра Нова на
шельфе Ньюфаундленда^/
Для всех вариантов погрузки необходимо рассмотреть концепцию
танкера двойного назначения (ТДН), которая заключается в ис-
пользовании устройства корпуса с азиподной энергетической уста-
новкой специальной конструкции. Концепция была разработана Квер-
522 Часть 11, Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
нер Маса—Ярд для танкеров, применяемых в арктических водах.
ТДН способны функционировать без ледокольного сопровожде-
ния, хотя существующие правила требуют, чтобы все суда, пере-
секающие ледовые поля в этих водах, сопровождались ледоколами
(этот вопрос требует дополнительной проработки). В открытом море
ТДН более эффективны, чем обычные ледокольные танкеры на
10—15%. Информация о концепции ТДН приведена в 8.2.3.4.
8.2.2. Решение разработки типового месторождения
на Российском Арктическом шельфе
Сценарий 1
Предусматривает использование на фазе 1 баржи для переработки и
хранения, стоящей в прибрежной зоне, и погрузочной башни, рас-
положенной в морской зоне (вариант 1, 8.2.1). Кроме того, фаза 2
предусматривает применение морской устьевой платформы и пере-
качку нефти на баржу, расположенную у берега.
Сценарий 2
Предполагает применение морского бурения (фаза 1) и установку
морской устьевой платформы для добычи и хранения (фаза 2)
со способом погрузки, описаным в варианте 2 (8.2.1).
Сценарий 3
Отдельная морская добывающая установка. Хранение, погрузка и
транспортировка, какописано в варианте 2 (8.2.1).
Сценарий 4
Включает разработку месторождения как спутника другого место-
рождения. По этому сценарию хранение, транспортировка и по-
грузка осуществляются с платформы основного месторождения.
Для того чтобы сделать окончательный выбор, потребуется тща-
тельно проанализировать варианты транспортировки, экономи-
ческие условия, регулярность поставок и условия снижения риска
загрязнения окружающей среды.
Требуемая глубина для различных погрузочных танкеров указана в
табл. 8.7.
Вариант 2, альтернатива а: для производства 50 тыс. баррелей в день
потребуется примерно 6 небольших танкеров для челночных пере-
возок между платформой и портом. Можно использовать 4 ганке-
Глава 8. Средства добычи^ хранения и транспортировки нефти 523
Таблица 8.7. Типы танкеров и системы их погрузки
Водоизмещение танкера, тыс.т Требуемая глубина для прямой погрузки с платформы, м Высота погрузочной башни, м ППТ, м
15- 20 000 13.5 — нс применяется
20 - 40 000 15.0 — не применяется
40 - 60 000 не применяется 20 - 22 32
60 - 90 000 нс применяется 22 35
90 -120 000 не применяется 25 35
ра водоизмещением 20—40 тыс. т. Однако необходимо учитывать,
что последние не смогут действовать при глубинах меньше 15 м.
Вариант 2, альтернатива а(: для производства 50 тыс. баррелей в
день понадобится 4 танкера водоизмещением 40—60 тыс. т.
Вариант 2, альтернатива б: совместно с танкерами варианта аг
В табл. 8.8 указано требуемое число танкеров для транспортировки
нефти при ежедневном производстве 50 тыс. баррелей.
Таблица 8.8. Требуемое число морских погрузочных танкеров
для транспортировки 50 тыс. баррелей в день
Водоизмещение танкера, тыс.т Для откачки в Мурманскую область В Роттердам
15- 20 000 6 (вариант 2—а,) -
20 - 40 000 4 —
40 - 60 000 4 4 (вариант 1—а,)
60 - 90 000 — 3 (вариант 2-а3)
90-12 000 — 2 (вариант 2—6;)
При составлении табл. 8.8 предполагалось, что платформенное
хранилище беспрерывно заполняется и что вместимость танке-
ров используется на 80%. На фазе ввода в эксплуатацию для
транспортировки нефти понадобится меньшее число танкеров.
В табл. 8.9 приведены оценки затрат транспортировки на рынок,
сделанные на основе вышеприведенных условий.
524 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 8.9. Затраты на транспортировку нефти из Российской Арктической
морской зоны на европейский рынок
Водоизмещение танкера, тыс. т В Мурманскую область для откачки в Роттердам, $/баррель Напрямую в Роттердам, $/баррель
120 000 3.4 —
90 000 — 2.3
120 000 - 2.1
8.2.3. Технические средства
8.2.3.1. Хранение
/Для хранения используется:
— баржа-хранилище или специально приспособленный танкер,
стоящие на якоре в доке или у берега в гавани (фаза 1). Можно
использовать уже имеющуюся баржу или танкер;
— новая морская платформа кессонового типа для обеспече-
ния требуемого объема хранилища. При разгрузке, для заме-
щения нефти, хранилище должно заполняться водой, а при
обработке и хранении нефти эта балластовая вода должна быть
откачана, предварительно пройдя очистку;
— платформа КАНМАР ССДС, которая может обеспечить хране-
ние 100 тыс. м3 нефти (продукция за 10—12 дней) в опорной
плите. Предполагается, что все хранилище будет иметь двойные
стены, чтобы можно было снизить до минимума риск загряз-
нения окружающей среды;
— перекачка с небольшого судна на танкеры-хранилища или тан-
керы, расположенные в гавани, например, в портах Териберка
или Печенга или на более близкий к Печоре терминал. Отдель-
ное судно-хранилище может быть размещено на границе льдов,
например, около о-ва Колгуев или в Индигской губе. В проекте
«Северные ворота» предлагалось, например, расположить тер-
миналы так, как показано на рис. 8.9.^/
Учитывая ледовые и волновые условия, а также вероятность туманов,
самым предпочтительным было бы расположить терминал в Индиг-
ской губе на расстоянии 4—6 км от берега при глубине 20—25 м.
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 525
Рис. 8.9. Возможное расположение морских терминалов в Печорском море: 1 — о-в Матвеев;
2—4 — северо-запад н юг о-ва Колгуев; 5 — район Индигской губы
526 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
8.2.3.2. Система прямой погрузки
Разработанная Маритим Пуснес (Арендал, Норвегия) система пря-
мой отгрузки с платформы на корабль представляет собой воз-
можный вариант отгрузки с платформы.
При помощи системы разгрузки стабилизированная сырая нефть
откачивается с платформы на носовой коллектор пришвартован-
ного носом челночного танкера. Система отгрузки спроектирова-
на так, чтобы ее можно было устанавливать на любом из углов
платформы, тем самым облегчая судну подход с оптимальной
стороны, с учетом направления движения волн и льда (рис. 8.10).
Основными элементами системы отгрузки являются:
1. Система подачи буксирного троса.
2. Система подачи гибкого нефтяного рукава.
3. Система управления.
Предлагается разделить процедуру управления тросом/рукавом
на летний и зимний варианты. Варианты для зимы/лета пред-
ставлены на рис. 8.11 а и 8.11 б.
Летний вариант
Судно стоит приблизительно в 80 м от платформы, несущий ру-
кав имеет длину 120 м.
Зимний вариант
Предполагается, что из-за возможного образования неподвижного
льда вокруг платформы рукав будет укорочен, уменьшая тем са-
мым пространство между платформой и танкером. Соответственно
укорачивается и буксирный трос. Однако длина троса должна быть
отрегулирована так, чтобы оставалось достаточное пространство
для маневренности во время погрузки.
Следует обеспечить работоспособность системы при низких темпе-
ратурах, при обледенении.
8.2.3.3. Погрузочные башни
На рис. 8.12 и 8.13 показаны два вида простых ледостойких погру-
зочных башен, предлагаемые компанией «Квернер Интершельф».
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 527
8.10. Система прямой отгрузки. Общий принцип: I — «роликовый» спуск; 2 — спуск; 3 — лебедка; 4 — вспомога-
тельная лебедка; 5 — соединитель шлангов; 6 — участок транспортировки; 7 — конец участка транспортировки;
8 — скобки якорные крепежные; 9 — поллерживаюшие ролики; 10 — стопор для участка транспортировки;
II — кабина управления; 12 — канаты якорные; 13, 14 — локальные посты управления
528 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Твердый лед
Рис. 8.11 а. Система прямой отгрузки для зимних условий
Они были разработаны для устья р. Енисей, но сходные концепту-
альные проекты могут быть рассмотрены и для транспортировки
из Печорского моря.
8.2.3.4. Концепция танкера двойного назначения (ТДН)
Основание для концепции ТДН
Концепция танкера двойного назначения (ТДН) явилась резуль-
татом разработок, подготовленных Квернер Маса—Ярде для реше-
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 529
Рис. 8.11 б. Система прямой отгрузки для летних условий
ния проблемы эффективности работы ледокольных судов в от-
крытом море. В этом решении новые технические возможности
сочетаются с хорошо известными.
В начале 1990-х годов Квернер Маса—Ярде начала активную раз-
работку системы азимутальной гребной электрической установ-
ки без механических приводов. Результатом этих разработок стал
ази подный двигатель, который уже успел положительно зареко-
мендовать себя на многих установках.
Разработка концепции ТДН
Первые ледовые испытания с М/Т Уикку (16 тыс. т) доказали пра-
вильность теории носовых движителей. Сопротивление льда, отмечен-
ное в ходе испытаний как в носовом, так и в кормовом режимах
34. А. Б. Золотухин и др.
530 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.12. Арктическая цилиндрическая погрузочная башня: 1 — основание;
2 — башня; 3 — вращающийся верх; 4 — главный подшипник; 5 — вертлюг;
6 — навигационный прибор; 7 — балласт; 8 — верхняя структура; 9 — рукав
загрузочный коленчатый; 10 — рукав загрузочный; 11 — оборудование для
заякоривания
Рис. 8.13. Арктическая коническая погрузочная башня
(Условные обозначение см. на рис. 8.12)
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 531
работы, показало, что когда судно дает задний ход, сопротивление
составляет примерно 50% сопротивления при движении вперед.
Эти испытания показали также, что судно обладает полной манев-
ренностью при движении назад, чего нет в случаях обычной руле-
вой и винтовой конфигураций.
Более того, в марте 1996 г. однотипное судно М/Т Лунни было
проверено в условиях больших ледовых торосов (максимальная тол-
щина 15 м) (рис. 8.14).
Рис. 8.14. Арктический ТДН Уикку/Лунни:
максимальная толщина торосов -15 м; средняя скорость движения через
торосы 0.2 м/с; максимальная высота тороса 4 м
Судно смогло пройти сквозь торос кормой вперед самостоятельно, без
какого-либо сопровождения. Это испытание показало, что азиподная
установка может выдерживать ледовую нагрузку, несмотря на то, что
вся поверхность винта оказывается закрыта килем тороса.
Концепции ТДН для Арктики
Печорское море в западной части российской Арктики и о-ва
Сахалин на востоке имеет большой потенциал для крупномасш-
табного экспорта нефти. ТДН водоизмещением 90 тыс. т (рис. 8.15 а)
имеет такую же высокую эффективность, как и любой неаркти-
ческий танкер, не обладающий способностью преодолевать ледо-
вые поля. Этим же судном можно транспортировать нефть на ры-
нок, что снижает возможный риск при перегрузке с одного суд-
на на другое.
ТДН водоизмещением 40 тыс. т (рис. 8.15 б) представляет собой
еще одну альтернативу.
532 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.15 а. Танкер для Печорского моря водоизмещением 90 тыс. т
Рис. 8.15 б. Арктический танкер водоизмещением 40 тыс. т
Указанные выше в примерах, а также некоторые другие использу-
емые технологии предлагают:
— более низкие основные требования к мощности двигателя;
— гибкость при установке механизмов;
— более низкую стоимость транспортировки в ледовых условиях;
— большой запас прочности при круглогодичной эксплуатации.
Глава 8. Средства добычи, хранения и nipaitcnopiiutpoeKu нефти 533
8.2.3.5. Технология погрузки с погружной турели (ППТ)
Введение
Технология погрузки с погружной погрузочной турели (ППТ)
предлагает гибкое, безопасное и рентабельное решение для морс-
кой отгрузки сырой нефти. Впервые эта технология была примене-
на в 1992 г., а сегодня она уже признана стандартом для морских
погрузочных операций.
Разработка технологии ППТ основана на двадцатилетием опыте
работы в Северном море. Ее ключевыми компонентами являют-
ся накопленные знания и проверенные технологии, примененные
по-новому.
При системе ППТ нотрузочные операции могут осуществляться
при большем волнении моря, чем это было возможно в преды-
дущих системах, присоединение может происходить при значи-
тельном волнении моря с высотой волн, достигающей 6 м,
а нотрузка и отсоединение — при любом состоянии моря.
Система ППТ состоит из двух главных подсистем: связанной с
месторождением и связанной с судном.
Компонентами подсистемы, связанной с месторождением, явля-
ются:
— буй ППТ;
— приемное устройство;
— швартовы;
— гибкий стояк.
Подсистема связи с судном состоит:
— из принимающею конуса, расположенного в днище судна;
— отсека ППТ с блокирующим механизмом, распределительной и
I оправляющей системам и;
— компенсатора ППТ, лебедки сцепления и тросоукладочногобака,
расположенных на палубе;
— гидравлического блока питания и контрольной системы (рис.
8.16).
534 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.16. Система погрузки с погружной турели
Принцип работы
Все корабельные системы и оборудование для защиты от низких
температур должны быть расположены внутри судна.
Буй ППТ на швартовом тросе подтягивается к принимающему
конусу, обеспечивая тем самым эффективную швартовку танкера.
Буй оснащен турелью и швартовым вертлюгом, что позволяет судну
свободно разворачиваться на 360 градусов.
Подтягивание и присоединение буя ППТ к танкеру осуществля-
ется за полчаса, а отсоединение занимает всего несколько минут.
Осмотр и ремонт всех подвергающихся износу деталей буя ППТ
можно производить прямо с танкера.
Система применяется для различных целей, включая:
— морскую погрузку с имеющегося на месторождении хранилища
через один буй ППТ;
— прямую челночную погрузку — два буя ППТ, без хранилища
на месторождении;
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 535
— хранение на месторождении;
— разгрузку.
С улучшением эксплуатационных возможностей технология ППТ
оказывается более доступной, благодаря чему повышается эко-
номическая рентабельность многих работ на месторождении.
Первая система ППТ была установлена совместно компаниями
«Шелл» и «Эссо» на месторождении Фульмар в Великобритании в
1993 г. Тогда судно М/Т Винга действовало как плавучее хранили-
ще, с которого сырая нефть отгружалась на танкеры-челноки.
Вторая система ППТ была произведена совместно компаниями
«Коноко» и «Статойл» на месторождении Хейдрун в норвежском
секторе Северного моря. Это было первое месторождение, которое
разрабатывалось без хранилища и трубопровода. Нефть перекачи-
валась непосредственно на танкеры-челноки. Эксплуатация место-
рождения началась в октябре 1995 г.
С тех пор технология ППТ была использована в нескольких про-
ектах. Предполагается, что для данной технологии необходимая
минимальная глубина — 35 м.
До начала применения в Арктике технология ППТ должна пройти
модельные испытания в ледовом бассейне.
8.2.3.6. Применение баржи снабжения ППТ
Далее описывается система, недавно разработанная фирмой «На-
вион», ДП «Статойла», для погрузки в условиях Арктики.
Общие замечания
Предлагается использовать 2 погрузочные установки ППТ, распо-
ложенные в районе с глубиной моря 30—35 м и действующие
совместно с баржей снабжения ППТ и ледокольным буксиром
(ЛБ). Концепция находится в соответствии с требованиями к оп-
тимальному использованию и в то же время отвечает требованиям
морской транспортировки в арктических водах.
При использовании двух установок ППТ можно производить по-
грузку прямо на баржу. Такая же система была использована на
месторождении Хейдрун в Северном море. Она называется система
536 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ППБС (прямая погрузка на баржу снабжения). Эта система устра-
няет необходимость иметь на месторождении хранилища и уста-
новки для постоянной погрузки и поэтому можег обеспечи ть зна-
чительную экономию средств. Основные принципы концепции
показаны на рис. 8.17.
В неледовых условиях парную установку можно подогнать к иду-
щей впереди баржевой установке, а в ледовых условиях вперед
будет направлена установка ППБС как ледокол. В гавани, пока
идет разгрузка баржи, установка ППБС может принять на борт
контейнеры, оборудование, запасы и т.д. При разгрузке, когда
установка ППБС отсоединяется, грузовые насосы могут полу-
чать электроэнергию с берегового терминала.
Буксир-толкач — установка для снабжения в арктических водах
Буксир-толкач классифицируется как буксирно-толкательное суд-
но для снабжения, используемое в арктических водах и предназ-
наченное для неограниченной эксплуатации.
Его главной задачей является буксировка нефтеналивного судна
между Печорским морем и Мурманском.
Кроме этого у него имеются другие задачи:
— ледокольные операции;
— перевозка палубных грузов и морского оборудования весом
до 1000 т:
на О1 крытой кормовой палубе;
в контейнерах, расположенных под вертолетной площадкой;
в трюме;
— операции, связанные с динамическим позиционированием;
— буксировка;
— регенерация нефти (на кормовой палубе размещены защищен-
ные баки, а также другое оборудование, в контейнерах, для
регенерации нефти);
— спасательные операции;
— противопожарные операции;
— исследования.
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 537
8.17. Баржа снабжения ППБС (баржа специальной конструкции, позволяющей при относительно большой
вместимости, 100—150 тыс. т. использоваться при глубине 20—25 м)
538 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Буксир спроектирован для самостоятельного преодоления льда
при любых условиях, которые могут сложиться в районе Печор-
ского моря, и для круглогодичного функционирования в том же
районе в качестве буксира-толкача нефтеналивной баржи водо-
измещением 90 тыс. т. Ледокольные свойства позволяют ему са-
мостоятельно преодолевать лед толщиной до 1.8 м.
О барже снабжения ППБС
Баржа классифицируется как нефтеналивная баржа ППБС для
неограниченной эксплуатации (присоединенная к буксиру-тол-
качу).
Основной задачей являются перевозки между Печорским морем и
Мурманском.
Ледокольные свойства позволяют самостоятельно преодолевать лед
толщинойдо 1.3м. Баржа может действовать круглый год в ледо-
вых условиях Печорского моря.
В экстремальных условиях преодоления льда (торосистые гряды,
сдавливание ледового поля), когда судно застревает, буксир отсо-
единяется и производит ледокольные операции.
Как правило, баржевая установка может сама преодолевать ледо-
вые гряды, действуя на лед «набегами».
Обычно баржу оставляют присоединенной к погрузочному бую
ППБС. В таком случае баржа укомплектовывается личным соста-
вом.
Во избежание больших нагрузок на систему ППБС и на саму бар-
жу в условиях сильного ледяного сдавливания буксир можно оста-
вить на месте, чтобы дать барже возможность разворачиваться.
Носовая часть баржи максимально приспособлена для проведения
ледокольных операций, при этом учитывается еще и способность
принимать удар встречной волны (слемминг).
Груз перевозится в 13 грузовых цистернах; имеется возможность
для изолированной перевозки грузов четырех видов.
Баржа оснащена погрузочной системой ППБС и системами полной
обработки грузов. Однако электроэнергию при разгрузке грузовые
насосы получают с берега.
Глава 8. Средства добычи, хранении и транспортировки нефти 539
8.3. Шельфовые трубопроводы в Арктике
А. Палмер
Кембриджский университет, Великобритания
и
О.Т. Гувместад
Статойл/Ставангер колледж, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
8.3.1. Введение
8.3.2. Условия окружающей среды Арктического шельфа
8.3.3. Проектирование
8.3.4. Пересечение береговой линии
8,3.5. Сооружение
8.3.6. Заглубления в грунт
8-3.7. Проект «Paparctic Drake П-76»
8.3.8. Пересечение Байдарацкой губы
Литература
8.3.1. Введение
Шельфовые трубопроводы в Арктике были темой нескольких ис-
следований, но очень немногие из них были завершены проектом.
В конце 70-х—начале 80-х гг. прогнозы цен на нефть до 40$ за
баррель вызвали сверхэнтузиазм.Но по мерс осознания абсолют-
ной неприбыльное™ в существующих ценах почти всех арктичес-
ких или субарктических нефтегазовых шельфовых проектов — сме-
нились разочарованием. В настоящее время внимание к некоторым
проектам возобновилось. Наиболее интересны крупные газовые про-
екты на Арктическом шельфе России, которые могут связать под-
водными переходами существующие трубопроводы и месторожде-
ния нефти и газа.
В данной работе рассматриваются условия окружающей среды
и проектирование трубопроводов, пересечение береговой линии
и воздействие льда, а также методы сооружения. Расматриваются
три проекта: трубопровода «Panarctic Drake F-76» на острове Мел-
вилл, законченного в 1978, пересечения Байдарацкой губы на Се-
вере России и нефтепроводов в Печорском море.
540 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
8.3.2. Условия окружающей среды Арктического шельфа
Арктика охватывает огромную территорию. Условия окружающей
среды разных областей сильно различаются, поэтому оптимальные
для одного места проектные и конструкторские решения могут
быть неприменимы в другом. В Арктике существуют как обширные
мелководные области (например, на север от побережья России),
так и очень глубоководные (между островами Арктики и к западу
от острова Гренландия); как очень высокие приливы (в Белом
море), так и почти незначительные (у северных арктических ост-
ровов); как суровый волновой период (в Баренцевом море и бас-
сейне Наварин), так и период, когда волны маловероятны. Морс-
кое дно может быть ровным и илистым или, напротив, скальным
и неровным.
Наиболее изменчив ледовый период. В некоторых районах устойчи-
вый ненарушенный прибрежный лед сохраняется круглый год и
может использоваться как надежная рабочая платформа для строи-
тельства. В других областях, например, в море Бофорта и Печорс-
ком море, лсд ломаный и непостоянный, движется непредсказуе-
мо, оказывая сильное воздействие на плавучие и стационарные
сооружения. В некоторых областях существует значительный безле-
довый период, в течение которого применимы обычные методы
строительства. Максимальная глубина льдин, достигающих дна,
колеблется от нескольких метров до сотен метров (айсберги).
Эти факторы окружающей среды имеют большое влияние, т.к.
рациональное проектирование невозможно без надежной инфор-
мации. Однако осуществление проекта можно оцепить и без пред-
варительных полевых исследований. Информацию для этого по-
лучают из нетрадиционных источников — например, спутнико-
вых фотографий и океанографических обзоров.
8.3.3. Проектирование
Существующие методы проектирования различают мелководные
участки и глубоководные, где дно вне досягаемости плавающего
льда и свободно от вечной мерзлоты. В районе островов Канадс-
кой Арктики, например, вечная мерзлота под морским дном ме-
нее 10 м и простирается на территории с глубиной воды не более
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 541
5 м. Ледовые острова имеют максимальную осадку приблизительно
50 м и нет айсбергов. Поэтому глубокими считаются воды от 50 м. В
Печорском море киль ледовых торосов не превышает 20 м,
и поэтому воды от 20 м уже могут рассматриваться как глубокие.
Проектирование в глубоких водах, как правило, аналогично проек-
тированию в умеренных широтах [8]. Исключение составляет неров-
ное морское дно с бороздами, проделанными айсбергом. Трубопро-
вод может нуждаться в теплоизоляции для предотвращения образо-
вания гидратов и обеспечения свободной перекачки сырой нефти.
На мелководье основная проблема - «царапание» дна льдом
[2,4,13,14,19], которая рассматривается в этой работе далее. Интен-
сивность повреждения морского дна зависит от района, она наи-
более значительна при глубинах воды между 20 и 30 м. Поврежде-
ния менее серьезны в мелкой воде, потому что большие ледовые
массы оседают на дно далеко от берега и глубина борозд может
достигать нескольких (обычно нс более восьми) метров.
Анализ состояния дна показывает, что сила, необходимая, чтобы
проделать борозду в несколько метров, составляет для большин-
ства грунтов морского дна тысячи тонн [13]. Эта сила ледовой
массы, будучи приложенной к традиционно расчитанному трубо-
проводу, достаточна, чтобы причинить существенное поврежде-
ние, почти наверняка сопровождаемое разрывом и утечкой угле-
водородов. Нагрузка по крайней мере на два порядка выше, чем от
донных рыболовных тралов, па сопротивление воздействию кото-
рых трубопроводы обычно рассчитаны. Кроме того, нагрузка рас-
пределяется по широкому воздействию фронта часто в несколько
десятков метров.
Защита трубопровода, проложенного ниже глубины возможного
повреждения, вряд ли осуществима по крайней мере на значи-
тельную протяженность и по сколько-нибудь разумной стоимости.
Поэтому одним из вариантов защиты может быть создание над
трубопроводом каменной бермы (уступа), которая берет на себя
сдвиговые нагрузки. Этот вариант приемлем только на коротких
мелководных участках близко от берега. Он едва ли осуществим на
большие расстояния. Имеются существенные возражения и сточ-
ки зрения защиты окружающей среды, поскольку в Арктике скаль-
ные породы не всегда легкодоступны, к тому же сброс камней
может повлиять на морскую экосистему.
542 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Даже если лед выше трубопровода, последний не всегда защищен.
Моделируя лед как режущий инструмент, тупой по форме, можно
видеть, что он вызывает существенные деформации грунта ниже
дна «борозды» [13]. Здесь следует различать три зоны: поверхност-
ная зона 1 — выше уровня основания льда, зона 2 — где происхо-
дят большие пластические деформации грунта, и, наконец, более
глубокая зона 3, в которой грунт испытывет относительно низкое
давление, и деформации его относительно малы. Протяженность
зоны 2 зависит от геотехнических характеристик грунта; она мень-
ше в слабых грунтах и наибольшая в илах и песках, где может
достигать нескольких метров.
Таким образом, трубопровод должен заглубляться в грунт по край-
ней мере на глубину возможного повреждения или на несколько
метров глубже. Технология заглубления трубопровода рассматрива-
ется в 8.3.6.
8.3.4. Пересечение береговой линии
Проблема пересечения прибрежной поносы и береговой линии 1рс-
бует особого внимания при проектировании морских трубопрово-
дов. Сложность задачи характеризуется взаимодействием геологи-
ческих, гидродинамических и биологических факторов, сформи-
ровавших геоморфологию берега. Эта территория является зоной
обитания для многих биологических видов, чго делает проблему
особенно острой с экологической точки зрения.
Повреждения ото льда в этой области меньше, чем в более глубо-
кой воде. Лед, движимый ветрами, наползает на берег и может
нагромождаться на существенную высоту, сильно повреждая берег.
Вечная мерзлота располагается близко ко дну. Тепло от трубопро-
вода передается вглубь морского дна и может вызвать протаивание
грунта и существенные изгибные деформации [9,15,17]. Трубопро-
вод чувствителен также к волнам и передвижению донных осад-
ков, что осложняет проектирование подхода к берегу.
Все это означает, что трубопровод почти всегда должен быть силь-
но заглублен в прибрежной зоне — так, чтобы имелся достаточ-
ный слой грунта, защищающий его от повреждений и ледовых
нагрузок. В этом случае он будет ниже границы вечной мерзлоты,
по крайней мере в части подхода к берегу, па берегу и, возможно,
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 543
в мелководной зоне. Соленая вечная мерзлота менее изучена, чем
пресноводная. Имеется обширная зона слабой вечной мерзлоты,
чье температурное равновесие легко может быть нарушено даже
небольшими изменениями в тепловом режиме. Может оказаться
возможным организовать эксплуатационный режим газопровода
так, чтобы температура потока была близка к температуре окру-
жающей вечной мерзлоты и не происходили ни морозное вспучи-
вание, ни осадка, вызванная таянием. В большинстве случаев этот
участок трубопровода необходимо надежно изолировать, чтобы из-
бежать гидрато- и парафинообразования.
Один из вариантов — пересечение береговой линии в туннеле.
Проложить туннель достаточно глубоко, чтобы трубопровод был
полностью защищен от повреждения, несложно, но если берег
достаточно крут, выход туннеля необходимо расположить ниже
глубины, на которой возможны повреждения. Существует несколь-
ко методов соединения трубопровода в туннеле с трубопроводом
на дне [11] сваркой под высоким давлением или поверхностным
присоединением, как это было сделано в Норвегии и Германии.
Однако туннели довольно дорого стоят. На рис. 8.18 показана
конструкция подхода к берегу двух газопроводов Europipe диа-
метром 36 дюймов, пересекающих прибрежные заболоченные зем-
ли Германии.
Более привлекательная альтернатива — горизонтальное бурение,
которое бурно развивалось последнее десятилетие, а ранее исполь-
зовалось для пересечения больших рек в США и позже в Европе.
Теперь этот метод широко используется для подходов трубопрово-
дов к берегу и предлагается для строительства в Арктике. Горизон-
тальное бурение может использоваться на расстояниях до 1500 м
для трубопроводов до 48 дюймов в диаметре.
Среди преимуществ горизонтального бурения для пересечения Ар-
ктического берега следующие:
1. Методика не зависит от времени года, может применяться неза-
висимо от ледовой и водной обстановки. Конструкция сооружа-
ется влюбое время, оборудование и обученный персонал могут
работать все 12 месяцев.
2. Трубопровод располагается значительно ниже морского дна,
так, чтобы это было полностью безопасно от повреждений
льдом.
544 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 8.18. Подход к берегу газопроводов Europipe в Германии
3. Используемые в Арктике методы — по существу те же, что и на
юге, так что южный опыт и оборудование могут быть приме-
нимы вполне и подрядчику нет необходимости изучать новые
приемы (в отличие от связанных, например, со льдом).
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 545
4. Концы трубопровода могут быть сколь угодно удалены от берега.
Место бурения выбирается на благоприятных грунтах, далеко
от прерывистой вечной мерзлоты или болота. На трубопровод не
будет воздействовать эрозия берега.
5. Воздействие на окружающую среду минимально. Обломки и бен-
тонитная смесь, используемая при бурении для поддержания
скважины, могут быть в случае необходимости собраны и уда-
лены.
6. Воздействие на окружающую среду ограничивается некоторым
шумом во время бурения.
7. Опыт горизонтального бурения используют многие подрядчики;
а в результате конкуренции снижаются цены на работы.
Горизонтальный трубопровод может обойтись без теплоизоляции,
минимальная температура окружающего грунта относительно вы-
сока, не ниже —2°С, за исключением первого участка, проходя-
щего через поверхностную вечную мерзлоту.
Альтернативные проекты были исследованы Марселлусом и Пал-
мером [6].
Другой вариант: поместить трубопровод в траншею, проложенную
драглайном или экскаватором, и засыпать ее гравием или дробле-
ными скальными породами до верха траншеи и выше, насыпь ар-
мируется. В результате формируется насыпь щебня с трубопроводом
под ним, которая должна противостоять воздействию волн и льда.
При строительстве нефтепровода Троль на западном побережье Нор-
вегии трубопровод диаметром 18" был помещен в туннель на глу-
бине 200 м (рис. 8.19).
8.3.5. Строительство
В Арктике применимы технологии как трубоукладки с баржи, так
и сматывания, буксировки и протягивания труб.
Трубоукладка с баржи реальна, когда межледовый строительный
период достаточно велик. Скорость укладки составляет в среднем
5—8 км/день. Таким образом можно создать достаточную длину за
60-дневный период открытой воды (учитывая подготовительный
35. А. Б. Золотухин и др.
546 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Использование подводной системы позиционирования
и дистанционно-управляемого аппарата
прн укладке трубопровода
Протаскивание трубопровода через туннель
со дна фиорда Фене к терминалу Монгстад
Рис. 8.19. Монтаж нефтепровода Троль в туннеле
период, возможность поломки механизмов и время простоя по
причине суровых погодных условий).
Были проведены модельные испытания трубоукладки с баржи при
частичном ледовом покрове, но насколько это реально на практи-
ке — остается спорным. Трубоукладки с баржи не подходит для
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 547
операций во льдах: баржа не может отклоняться от местоположе- ,
ния больше чем на метр или два без изгиба трубы, поэтому необ- /
ходимо иметь много швартовых связей. Но лед будет сталкиваться /
с ними, и поэтому якоря должны постоянно перемещаться специ-
альными судами (динамическое позиционирование), что устраня- /
ет проблему швартовки. Однако при такой системе трудно точно I
держать баржу в фиксированном положении при воздействии льда^х
Некоторые исследования подтвердили возможность трубоукладки
с баржи в областях с достаточно продолжительным безледовым
периодом, типа Баренцева и Карского морей, пролива Девисова и
восточных частей проливов Девон и Барроу. Преимущество трубо-
укладки с баржи состоит в том, что баржа является самостоятель-
ной системой, которая сразу по прибытии на место готова начать
работу, ей требуется минимальная поддержка с берега. Этот фак-
тор позволяет вести трубоукладку с баржи в отдаленных областях,
таких как Магелланов пролив и Тасманово море. Критического
осмысления требует тот факт, что трубоукладка с баржи имеет
высокие стоимость мобилизации и норму выработки и экономи-
чески выгодна только если имеет высокий уровень использования.
Оператор трубоукладки с баржи не должен допустить, чтобы бар-
жа оказалась зажатой льдами в Арктике в случае формирования
непроходимого льда ранней осенью. Если баржа останется зимо-
вать там. стоимость работ значительно возрастет.
Укладка с судна, оснащенного барабаном, выгодна в Арктике
в безледовый период своей высокой производительностью (обыч-
но 2 км/ч), что является основным преимуществом для коротких
безледовых периодов. Максимальный диаметр трубопровода при
существующем оборудовании может составлять 16 дюймов (406,4
мм). Однако большинство арктических проектов осуществимо только
если производительность трубопровода выше, чем пропускная спо-
собность 16-дюймовой линии.
В открытой воде наболее приемлемы методы буксировки. Они воз-
можны и при частичном ледовом покрове, но осложняются силь-
ным ограничением свободы маневрирования буксирующего судна
во избежание столкновений со льдом.
Методы протягивания в ледовых условиях становятся приемлемы-
ми, если зимний лед достаточно устойчив, чтобы использоваться
как рабочая платформа.^Трубопровод Panarctic Drake F-76 1100 м
длиной был перемещен лебедкой, установленной на устойчивом
548 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
морском льду, в необычайно благоприятных условиях — в защищен-
ном заливе с гладким льдом, при отсутствии торосов. В данном слу-
чае протягиваемый трубопровод был проложен через длинную уз-
кую прорезь во льду, но это возможно только когда лед устойчив.
Альтернативное решение — поместить тяговый трос подо льдом
и установить первую, сигнальную, линию с помощью робота или
автономного беспилотного погружного механизма, плавающего
между прорубями во льду, находящимися друг от друга на рассто-
янии |—2 км [5]. Метод протягивания легкоприменим в безледо-
вый период.
Длина плети, которая может быть уложена единовременно, зави-
сит от ее веса и мощности системы перемещения. Вес перемещае-
мой плети — главный фактор. Максимальной длины плеть — око-
ло 32000 м — сооружена в Иране. Для газового проекта Статойла
«Осгард» плеть длиной 7 км будет буксироваться из Шотландии и
устанавливаться на банке Халтен, шельф Норвегии.
Для добычи нефти в Печорском море использование подводного
трубопровода пучковой конструкции имеет значительный потен-
циал (рис. 8.20).
8.3.6. Заглубление в грунт
Трубопровод на мелководье непременно должен быть заглублен в
грунт для защиты от льда. В местах, где ковш экскаватора достига-
ет дна, вероятно, экскавация — лучший способ сооружения тран-
шей необходимой глубины, но для больших расстояний это доро-
гой вариант.
Трубопроводы могут быть заглублены в грунт укладкой в выко-
панные или полученные размывом траншеи, и оба метода в Арк-
тике выполнимы. Трубопровод Drake F-76 защищен траншеей глу-
биной 1.5 м в илистом грунте [12]. Самый мощный сконструиро-
ванный плуг может максимально заглубляться в грунт до 2.2 м,
но практика показала возможность конструирования намного бо-
лее мощных плугов, способных прокладывать траншеи глубиной в
4 или более метров [3]. Так как с ростом глубины траншеи требу-
ется прилагать все большие усилия, глубокие траншеи проклады-
ваются за несколько проходов, что усложняет операцию. Альтер-
натива — рыть более узкую траншею, укрепляя ее стенки от обру-
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти
549
К отгр» питом*,
термин -
I — трубопровод 2-фазного потока
от платформы к барже переработки,
2 — экспорты и трубопровод
к отгрузочному терминал
3 — вода для закачки;
4 — морская вола для использования
на берегу;
5 ~ другая жидкость (например гликоль)
6 — кктрокчбел ь;
7 — кабель контроля температуры;
8 нагреватель;
9 - изоляция;
10 — стальная труба (внутренний рукаь/
II - сзисодное пр . tj нство;
12 ''тальнаяЧИЙ внешний рукав
Рис. 8.20. Возможное использование трубопровода пучковой конструкции
в Печорском море: А — поселок Варандей; Б — залив Варандей,
В — пролив Варандей; Г — платформа «Варандей-море»;
Д — зона переработки и хранения; Е — береговой участок бурения
550 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
шения передвижным щитом. На мелководье траншея может про-
кладываться механизмом, работающим через отверстие во льду.
Эта методика была использована в проекте «Северная Звезда» в
море Бофорта, Аляска.
8.3.7. Проект «Panarctic Drake F-76»
«Panarctic Drake F-76» был проектом экспериментальным, пока-
завшим насколько выполнима добыча транспорта углерода на мес-
торождениях Дрейк и Хекла, расположенных на шельфе п-ва Са-
бин (о-в Мелвилл). Самые глубокие участки месторождений нахо-
дятся на глубине 400 м в 20 км от берега. Было решено выбрать
простой проект, с устьевой платформой, на расстоянии 1000 м от
берега на глубине 55 м, так, чтобы вершина платформы была
ниже максимальной проектной отметки острова. Пучки трубопро-
водов от нефтедобывающих скважин к сепаратору и далее, к бере-
говой линии, включали и линии управления.
Проектирование началось в октябре 1976 г., а в марте 1978 г. тру-
бопровод был сооружен, подключен в следующем месяце и в июне
проверен, выполнен быстро и в соответствии со стандартом. Кли-
мат и материально-техническое обеспечение проекта налагали се-
рьезные ограничения на график строительства. Место труднодоступ-
но со стороны моря. Ежегодно наблюдается на расстоянии 120 км
подъем уровня воды к Пойнт Рей. Судну пришлось выйти из Мон-
реаля в начале августа; все материалы и оборудование, недостаю-
щие на момент отплытия, должны были быть доставлены воздуш-
ным путем. Проект подробно описан в работе [7].
Не все идеи, испытанные в проекте F-76, были хороши. Принцип
пучка трубопроводной связки был малознаком в то время, но
показал себя чрезвычайно успешно и в настоящее время широко
применим. Система выравнивания «отклонение-для-соединения»
была изобретена для этого проекта и широко применяется с тех
пор во всем мире. Более сложной задачей, чем ожидалось оказалась
концепция защиты трубопровода искусственной вечной мерзло-
той, поскольку непрерывно вырабатываемый холодный воздух,
используемый неэффективно, да еще при несовершенной тепло-
изоляции, делает поддержание искусственного охлаждения чрез-
вычайно дорогим.
I лава 8. C/H’ibinu бобычч. хранения и но/нни/юиьн нефти
8.3.8. Пересечение Байдарацкой губы
Этот проект направлен на расширение разработки огромных бере-
говых месторождений газа на полуострове Ямал на Севере России
путем прокладки трубопроводов большого диаметра для соедине-
ния с существующей системой трубопроводов. Шесть 48-дюймо-
вых трубопроводов должны быть построены через Байдарацкую
губу на запад от Ямала.
Длина пересечения — 70 км, максимальная глубина — 70 м. Пере-
сечение будет, вероятно, выполнено методом укладки труб с бар-
жи. Центральный участоклинии будет заглублен в грунт на 2—3 м.
Литература
1. Analysis of subscour stresses and probability of ice scour induced damage
for buried submarine pipelines.CanadaOil and Gas Lands Administration
(1990).
2. Been, K., Kosar, K., Hachey, J., Rogers, B.T. and Palmer, A.C. «Ice scour
models». Proceedings, Ninth International Conference on Offshore
Mechanics and Arctic Engineering, Houston, 5, 179-188 (1990).
3. Brown, R.J.and Palmer, A.C.«Submarine pipeline trenching by multipass
ploughs». Proceedings, Seventeenth Annual Offshore Technology
Conference, Houston, 2, 283-291 (1985).
4. Chourinaud, L.E. «Estimation of burial depths for pipelines in the
Beaufort Sea». Proceedings, 12th International Conference on Port and
ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC), Hamburg, 2, 541-
650 (1993).
5. Kaustinen, O.M., Brown, R.J.and Palmer, A.C. «Submarine pipeline
crossing of M'Clure Strait». Proceedings, Seventh International Conference
on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions, Helsinki, VTT
Espoo, I, 289—299 (1983).
6. Marcellus, R.W. and Palmer, A.C. «Shore crossing techniques for Arctic
submarine pipelines».Proceedings, Fifth International Conference on port
and Ocean Enginecrign under Arctic Conditions, Trondheim, 3, 201-
215 (1979).
7. Palmer, A.C. «Application of offshore site investigation data to the design
and construction of submarine pipelines». Proceedings, Society of
Underwater Technology Conference on Offshore Site Investigation,
London, 257-265 (1979).
552 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
8. Palmer, А.С. «Deep water pipelines». Proceedings, Offshore Techno-
logy Conference, Houston, 4, 291-300 (1994).
9. Palmer, A.C.«Settlement of apipcline on thawing permafrost».Transpor-
tation Engineering Journal, Proceedings of the American Society of Civil
Engineers, ТЕЗ, 477-491 (1972).
10. Palmer, A.C., Baudais, D.J. and Masterson, D.M. «Design and instllation
of a submarine flowline in the Canadian Arctic Islands». Proceedings,
Eleventh Annual Offshore Technology Conference, Houston, 2, 765—
772 (1979).
11. Palmer, A.C., Brown, R.J., Kenny, J.P. and Kaustincn, O.M. «Construction
of pipelines between the Canadian Arctic Islands». Proceedings, Fourth
International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic
Conditions, St. John's, Newfoundland, 1, 395-404 (1977)
12. Palmer, A.C., Kenny, J.P., Perera, M.R. and Recce, A.R. «Design and
operation of an underwater pipeline trenching plough». Geotcchnique,
29, 305-322 (1979).
13. Palmer, A.C., Konuk, 1., Comfort, G. and Been, K. «Ice gouging and the
safety of marine pipelines». Proceedings, Twenty-second Offshore
Technology Conference, Houston, 3, 235-244, OTC6371 (1990).
14. Palmer, A.C., Konuk, I., Love, J., Been, K. and Comfort, G. «Ice scour
mechanisms». Proceedings, Tenth International Conference on Port and
Ocean Engineering under Arctic Conditions, Lulca, Sweden, 1,
123-132(1989).
15. Palmer, A.C., Schofield, A.N., Vinson, T., Wadhams, P. and Walker,
D.B.L. «Centrifuge modelling of underwater permafrost and sea ice».
Proceedings, Offshore Mechanics and Arctic Engineering, Fourth
International Symposium, Dallas, 2, 65-69 (1985).
16. Vinson, T.S.and Palmer, A.C. «Physical model study of Arctic pipeline
settlements». Proceedings, Fifth International Conference on Permafrost,
Trondheim, 2, 1324-1329 (1988).
17. Vinson, T.S.and Palmer, A.C.«Settlement of Arctic submarine pipelines:
theoretical considerations and physical model test results». Proceedings,
International Symposium on Gcocryological Studies in Arctic Regions,
Nadym, USSR (1989).
18. Walker, D.B.L., Hayley, D.W. and Palmer, A.C. «The influence of subsea
permafrost on offshore pipeline design».Proceedings, Fourth International
Conference on Permafrost, Fairbanks, National Academy Press, 2338—
1343 (1983).
Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти 553
19. Woodworth-Lynas, C.M.L., Nixon, J.D., Philips, R.and Palmer, A.C.
«Subgougc deformations and the security of arctic marine pipelines*.
Twenty-eight Annual Offshore Technology Conference, Houston, 4, 667—
664, OTC 8222 (1996).
Глава 9
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ВОЗВЕДЕНИЕ
ШЕЛЬФОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 555
9.1. Концептуальное проектирование
технических средств освоения шельфа
О. 'Г. Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
9.1.1. Основное технологическое и вспомогательное оборудование
9.1.2. Системы связи и безопасности
9.1.3. Бурение и работа скважин
9.1.4. Морские сооружения
Литература
Применение принципов безопасного концептуального проектиро-
вания может помочь инженерам в создании надежного оборудова-
ния и сооружений для освоения морских месторождений. Эти важ-
ные принципы освещены в нормативных документах Норвежского
нефтяного директората (ННД) [I] и Международной организации
по сертификации (МОС) [2].
9.1.1. Основное технологическое
и вспомогательное оборудование
«Общие требования к безопасности основного технологического и
вспомогательного оборудования» определены в документах в части
13 ННД [1] следующим образом:
— компания-оператор формулирует задачи системы безопасности
при выполнении работ;
— по возможности, поломки основного и вспомогательного обо-
рудования не должны приводить к опасным ситуациям. Этот
принцип относится и к ошибкам в управлении оборудованием.
Далее в том же своде правил (часть 14) изложены «Технические
требования»:
556 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— при проектировании, производстве и эксплуатации основного
и вспомогательного оборудования должно учитываться обеспе-
чение безопасности персонала, окружающей среды и матери-
альных ресурсов,;
— выбор и расположение конструкций и оборудования должны быть
сделаны на основе анализа риска и классификации района;
— оборудование и материалы, используемые для основных и вспо-
могательных установок, должны соответствовать своему назна-
чению. Оборудование и установки должны быть застрахованы
от чрезмерных нагрузок, включая возможные случайные про-
исшествия;
— при проектировании судов, трубопроводов и механического обо-
рудования должны учитываться трудности, которые могут воз-
никнуть при изготовлении, ремонте и эксплуатации. Кроме того,
следует учитывать условия, в которые помещаются установки и
в которых они будут работать. Возможные изменения в эксплу-
атационных условиях также должны быть приняты во вни-
мание;
— если на фазе эксплуатации меняются важные параметры, то
качество установок должно быть пересмотрено;
— особо четко должны быть сформулированы требования, кото-
рые касаются установок и их компонентов, влияющие на уро-
вень безопасности;
— ссылки на общепринятые стандарты можно включить в специ-
фикации компании-оператора.
«Общие требования к основному и вспомогательному оборудова-
нию» (часть 27) имеют также очень важное значение:
— выбор решений касательно проектирования основного и вспо-
могательного оборудования должен основываться на общепри-
нятых стандартах;
— при проектировании оборудования должны быть указаны: рас-
ход жидкости и мощность установок по временным показате-
лям, мощность и надежность систем контроля и эксплуатаци-
онные аспекты. Кроме того, должны быть приняты во внима-
ние уровень вибрации и шума, перепады давления и возмож-
ность гидравлического удара;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 557
— при проектировании оборудования должен учитываться плани-
руемый уровень укомплектованности персоналом, сроки эксп-
луатации и ремонта;
— следует уделить внимание обеспечению высокой надежности
контрольно-измерительных приборов и устройств управления
оборудованием;
— оборудование должно быть оснащено защитными средствами
сброса давления;
— дренажные устройства должны быть спроектированы так, что-
бы можно было избежать случайного выброса углеводородов в
газообразной или жидкой форме;
— там, где есть риск образования гидратов и льда, установки
должны быть оснащены средствами для нагнетания гликоля или
метанола;
— при выборе материалов для оборудования и проведении его
профилактического осмотра и ремонта должен оцениваться уро-
вень риска возгорания или пиролиза;
— все оборудование должно иметь термоизоляцию, обеспечиваю-
щую приемлемую защиту персонала и технических компонен-
тов от низких температур и сохранение энергии;
— для оборудования, находящегося на мобильных установках, осо-
бое внимание должно уделяться характеру движения установки
в целях достижения безопасной и эффективной эксплуатации
при указанных условиях работы.
9.1.2» Системы связи и безопасности
При проектировании систем аварийной защиты в части 16 ННД
[I] выделены следующие общие принципы:
а) установки должны быть оснащены адекватными системами ава-
рийной защиты;
б) системы аварийной защиты должны быть в постоянной рабо-
чей готовности;
в) системы аварийной защиты должны быть спроектированы и
защищены так, чтобы при возникновении аварийной ситуации
они могли сохранять свою рабочую готовность на требуемый
период времени;
558 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
г) системы аварийной защиты и их компоненты должны быть
способны выдерживать нагрузки, которым они могут быть
подвергнуты;
д) системы аварийной защиты должны быть спроектированы так,
чтобы ни одна поломка или дефект не могли поставить под
угрозу жизнь и здоровье людей, окружающую среду и финан-
совые интересы инвестора.
Кроме того, в правилах указаны особые требования:
— к системе обнаружения огня и газа;
— системе аварийного отключения;
— системе аварийной защиты технологического процесса;
— системам управления процессом;
— системам выпуска газа;
— пожарной сигнализации;
— системам связи;
— системе аварийного электроснабжения;
— аварийному освещению.
9.1.3. Бурение и работа скважин
В документе 26 ННД [I] в главе «Принципы проектирования обо-
рудования для бурения и управления скважиной» говорится:
— функциональные требования, относящиеся к приемлемости,
эксплуатационной мощности и способности мобилизации обо-
рудования для бурения и управления скважиной, должны быть
определены на самой ранней проектной стадии;
— при проектировании, изготовлении и эксплуатации систем уп-
равления должен учитываться общий порядок размещения ус-
тановки в зависимости от классификации района и основных
принципов безопасности;
— регулирование системы управления должно быть возможным с
разных удобно расположенных панелей. Снижение вероятности
ошибок оператора и их последствий должно быть особо выде-
лено в проекте систем управления;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
559
— в случае выхода из строя системы управления компоненты,
выполняющие критически важные функции, должны остаться
на месте или быть, в зависимости от ситуации, перенесены в
безопасное место. В случае аварийной ситуации на мобильных
установках система управления должна быть оснащена прибо-
ром альтернативного отключения райзера, которым можно вос-
пользоваться в случае выхода из строя основного;
— нельзя начинать работу, связанную с опусканием инструмен-
тов, тросов или труб в скважину, до тех пор, пока системы
аварийной защиты не будут подготовлены для резки, пломби-
рования и отсоединения. В случае осуществления работ через
водоотделяющие колонны с мобильных установок соединение
водоотделяющей колонны должно иметь независимый прибор
отключения на случай отказа главной системы;
— до начала работ должны быть получены эксплуатационные ин-
струкции с перечислением всех аспектов безопасности, вклю-
чая порядок действий, организационные вопросы, сферы от-
ветственности и т.д.;
— оператор должен подчиняться инструкциям по безопасности —
остановить/отложить работу или произвести отключение;
— должно быть составлено подробное описание порядка отключе-
ния и перемещения мобильных установок в безопасное место в
связи с возможным выбросом.
Кроме того, в документе 27 в главе «Принципы проектирования
оборудования для бурения и управления скважиной» указывается:
— при проектировании новых систем и компонентов следует учи-
тывать имеющийся опыт. Рекомендуется стандартизировать обо-
рудование и управление им для ремонта скважин и погрузочно-
разгрузочных работ. Это же относится к проектированию панелей
управления;
— на ранней стадии фазы проектирования формулируются прин-
ципы внешнего осмотра, ремонта с помощью управляемых или
автоматизированных подводных аппаратов;
— когда мобильная установка берет на себя управление скважиной
через систему управления ремонтными работами, добывающая
установка должна быть отключена;
— системы должны быть спроектированы так, чтобы при любой
поломке или нарушениях в критически важных компонентах
560 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
они оставались на месте или были переведены в безопасное
положение;
— оператор должен провести анализ последствий поломок для под-
водного устьевого оборудования. Состояние оборудования дол-
жно быть документально зафиксировано.
9.1.4. Морские сооружения
Общие принципы проектирования морских сооружений приво-
дятся в [2].
В части 1 Стандарта перечисляются общие принципы проектирова-
ния и оценки состояния конструкций, подвергающихся извест-
ным или предсказуемым воздействиям. Указанные принципы при-
меняются во всем мире.
Общие принципы применимы для всех типов морских сооруже-
ний, включая плавучие и опирающиеся на дно конструкции.
Стандарт применим к проектированию сооружений, включая опор-
ные блоки, верхние строения, корабельные трюмы, основания и
системы швартовки.
В Стандарте указаны проектные принципы, которые могут приме-
няться и к последующим стадиям строительства (а именно, изго-
товлению, транспортировке и установке), к использованию со-
оружений в течение планируемого жизненного цикла. В целом эти
принципы применимы также к оценке состояния или модифика-
ции существующих конструкций. Здесь же освещаются аспекты
контроля качества.
Значительная часть документа посвящена общим требованиям к
сооружениям (часть 3).
Основополагающие требования
Конструкция и ее структурные компоненты должны быть спроекти-
рованы, построены и поддерживаемы в рабочем состоянии, соответ-
ствующем их назначению. В частности, конструкция должна, с доста-
точной степенью надежности, отвечать следующим требованиям:
а) выдерживать воздействия, которые могут возникнуть при ее
строительстве и применении (требование предельного состоя-
ния);
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 561
б) функционировать соответствующим образом при всех действи-
ях (требование к предельной эксплуатационной надежности);
в) не должна ломаться при повторяющихся воздействиях (пре-
дельная усталость);
г) в результате непредвиденных ситуаций (аварийные или анор-
мальные происшествия) не должен быть превышен уровень пре-
дельного состояния конструкции.
Соответствующий уровень надежности может зависеть:
— от причины и характера разрушения;
— возможных последствий разрушения с точки зрения риска для
жизни, окружающей среды и собственности;
— затрат и усилий, требующихся для снижения риска аварии;
— различных нормативных и юридических требований на государ-
ственном, региональном и местном уровнях.
Этот стандарт устанавливается с целью создания критериев для
выполнения вышеуказанных требований в течение жизненного цик-
ла сооружения.
Прочность, контроль состояния и ремонт сооружений
Прочность сооружения при его эксплуатации должна быть такой,
чтобы его общее состояние могло поддерживаться на приемлемом
уровне в течение всего жизненного цикла.
Поддержание в рабочем состоянии включает проведение регуляр-
ного осмотра, осмотр в особых случаях (например, после земле-
трясения или другого природного явления), повышение качества
систем защиты и ремонт компонентов конструкции.
Прочность должна достигаться путем:
а) осуществления программы ремонтных работ;
б) проектирования, не допускающего ухудшения состояния эле-
ментов конструкции, которые нельзя или не предполагается
ремонтировать.
В первом указанном случае конструкция должна быть спроектиро-
вана и построена так, чтобы в период между профилактическими
осмотрами не возникало существенного снижения эффективности
ее работы. При проектировании должна учитываться возможность
инспекции наиболее важных частей сооружения. Надежность кон-
36. А. Б. Золотухин и др.
562 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
струкции может быть поддержана путем создания соответствую-
щей системы защиты.
ПРИМЕЧАНИЕ. Целостность, эксплуатационная надежность кон-
струкции на протяжении всего предполагаемого жизненного цикла и
прочность— это не просто функции проектных расчетов. Они так-
же зависят и от контроля качества при изготовлении конструкций,
контроля за их состоянием, способа эксплуатации и ремонта.
Выбор «структурной конфигурации» сооружения должен, кроме того,
удовлетворять следующему общему требованию (часть 3.9.1): струк-
турная система должна быть выбрана так, чтобы главное сооруже-
ние могло поддерживать адекватное структурное единство при нор-
мальной эксплуатации и после указанных чрезвычайных происше-
ствий. Выбор материалов, деталей и способа строительства, а также
контроль качества могут влиять на состояние конструкции.
Следует отметить, что «Принципы проектирования по предельно-
му состоянию» (часть 4) предусматривают описание структурных
характеристик всего сооружения или его частей. Специально ука-
зываются случаи предельного состояния, после которых сооруже-
ние уже не удовлетворяет проектным требованиям.
Предельное состояние подразделяется на следующие четыре кате-
гории:
а) абсолютный предел, который, как правило, соответствует мак-
симальному сопротивлению оказываемому воздействию;
б) предельная эксплуатационная надежность, соответствующая
критерию нормальной эксплуатации;
в) предельная усталость, соответствующая накопившемуся воз-
действию со стороны повторяющихся действий;
г) предел случайных повреждений.
Следует подчеркнуть, что:
— все важные предельные состояния должны учитываться в проек-
те. Должна быть установлена модель расчетов, которая бы описы-
вала каждое из этих состояний. В эту модель должны быть вклю-
чены все соответствующие переменные с учитом: 1) неопреде-
ленности в отношении воздействий, 2) реакции сооружения в
целом, 3) поведения отдельных компонентов сооружения
и 4) воздействия на окружающую среду;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
563
— нельзя доводить процедуру проектирования до того, что она
станет несовместимой со стандартом рабочих навыков.
Наконец надо отметить, что должны учитываться некоторые осо-
бые проектные ситуации (часть 4.2.2).
Как правило, для любого сооружения бывает необходимо рас-
смотреть несколько особых проектных ситуаций, которые можно
классифицировать следующим образом:
а) постоянные ситуации, длящиеся в продолжение всего жизнен-
ного цикла сооружения;
б) переходные ситуации, с меньшей продолжительностью и раз-
личными уровнями интенсивности, например, строительство,
отгрузка, транспортировка и установка;
в) случайные ситуации (во время и после аварии), обычно крат-
ковременные и с малой вероятностью возникновения.
В зависимости от характера ситуации могут понадобиться различ-
ные структурные системы, проектные показатели, экологические
условия и т.д.
Литература
1. Материалы Норвежского нефтяного директората (ННД), (1997):
«Acts, Regulations and provisions for the Petroleum Activities», Stavanger,
Norway.
«Regulations relating to process and auxiliary facilities in the petroleum
activities»
«Regulations relating to safety and communication systems on installations
in the petroleum activities».
«Regulations relating to drilling and well activities and geological data
collection in the petroleum activities».
2. International Organisation for Standartisation (ISO), (1995):
«ISO 13819-1 Petroleum and natural gas industries — Offshore structures
Part 1: General requirements», Geneve, Switzerland.
564 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
9.2. Выбор материалов
для шельфовых сооружений
Р. А. Якобсен
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
9.2.1. Введение
9.2.2. Основные принципы выбора материалов для шельфовых сооружений
9.2.3. Требования, предъявляемые к материалам
9.2.4. Выводы
9.2.1. Введение
Рассматриваются общие аспекты выбора материалов для шельфо-
вых сооружений. Эти аспекты обычно включают в себя два этапа:
выбор материалов при проектировании и уточненный выбор
материалов, проводимый в процессе практической реализации
проекта.
Выбор материалов для изготовления морского сооружения должен
гарантировать его успешную эксплуатацию, сводя к минимуму
вероятность аварий и связанных с этим негативных воздействий
на окружающую среду.
Решение этой проблемы возможно только при комплексном под-
ходе к решению поставленных задач. На первый взгляд, задача
состоит в том, чтобы на основании инженерных и экономических
расчетов оценить, какие материалы наиболее подходят для удов-
летворения основных требований ксооружению. Такой подход тра-
диционен и общепринят во многих странах мира. Управление вы-
бором материалов осуществляется через акты, правила и инструк-
ции (стандарты). Этот подход может быть правильным для обыч-
ных работ. Освоение шельфа является сравнительно молодой от-
раслью и поэтому существующие нормативные документы не все-
гда отражают специфику условий шельфового оборудования и со-
оружений.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
565
Подход, представленный в этом разделе, выдвигает в качестве
первостепенной задачи установление общего понимания двух глав-
ных аспектов:
— основные принципы выбора материалов для шельфовых соору-
жений;
— выбор материалов, наилучшим образом удовлетворяющих спе-
цифическим требованиям проекта.
9.2.2. Основные принципы выбора материалов
для шельфовых сооружений
Основная концепция выбора материалов должна решать общую
проблему освоения морских нефтяных и газовых месторождений
данного региона. Поэтому обсуждение необходимо вести с двух
точек зрения:
— сточки зрения заинтересованности промышленности;
— с точки зрения интересов общества.
Сложность подхода при разработке концепции состоит в том, что-
бы определить основные приоритеты и сделать рациональный вы-
бор материалов, удовлетворяющий техническим и экономическим
требованиям.
Основные интересы промышленности в области освоения морских
нефтегазовых месторождений связаны с получением максималь-
ных доходов в соответствии с политикой компании. Из этого сле-
дует, что в интересах компании, занимающейся разработкой шель-
фовых сооружений, создать оптимальный проект конструкции,
который бы соответствовал всем стандартам в строительной облас-
ти, отвечал интересам проекта и был экономичным.
Интересы общества заключаются в том, чтобы наилучшим и ра-
циональнейшим образом использовать национальные ресурсы с
целью получения максимальной отдачи для всего общества и каж-
дого отдельного человека. Более того, в интересах общества влиять
на поиск путей для минимизации затрат при реализации обяза-
тельств проекта по развитию и поддержке необходимой инфра-
структуры. Поэтому важно, чтобы общество, вовлеченное в при-
нятие решений по проекту морских разработок оценивало его не
566 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
только с чисто экономических позиций, но и с точки зрения
социальной отдачи, а также с точки зрения ненарушения равнове-
сия природной среды.
9.2.3. Требования, предъявляемые к материалам
Опыт работы на шельфе показывает, что выбор материалов для
морских нефтегазовых сооружений должен отвечать следующим
основным требованиям:
— выбор материалов должен способствовать безаварийной эксп-
луатации сооружений в течение всего заданного срока;
— применение того или иного материала не должно наносить ущерба
окружающей среде;
— использование материала должно быть обосновано с точки зре-
ния безопасности для людей;
— выбор материала должен быть рационален с экономической
точки зрения.
Все приведенные приоритеты выбора материалов согласуются с
требованиями правительственных и надзорных органов, что дает
основание сделать предварительное заключение о том, что выбор
материалов должен служить оптимизации конструкции с точки
зрения безопасности для жизни и здоровья людей, охраны окру-
жающей среды, а также с экономической точки зрения.
Приведенные выше аргументы являются общими и достаточными
для того, чтобы сформулировать основные цели инженерной ком-
пании, а также органов власти, оказывающих влияние на проект.
Наилучшей является ситуация, когда проектировщик вместе с дру-
гими специалистами и экспертами может влиять на проект таким
образом, чтобы осуществлялся оптимальный выбор материалов и
были достигнуты заданные проектные принципы. Более того, при-
нимая во внимание социальные запросы и требования общества по
развитию инфраструктуры, на выбор материалов будут влиять до-
ступность сырьевых ресурсов, возможность использования участ-
ков территории для строительных площадок, а также наличие не-
обходимой рабочей силы.
Обычно в традиционной строительной промышленности принци-
пы выбора материалов, кроме чисто инженерных аспектов, сфор-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 567
мулированы в виде юридических актов, правил и инструкций.
Однако с точки зрения поддержки новых подходов в проектиро-
вании морских сооружений очень важно ограничить влияние слиш-
ком детального регулирования процесса выбора материалов и дать
импульс прогрессивным идеям.
9.2.4. Выводы
Процедура выбора материалов для морских нефтегазовых сооруже-
ний в каждом конкретном проекте будет отличаться, хотя в ос-
новном она будет выглядеть следующим образом:
— должен быть сформулирован одобренный всеми сторонами до-
кумент об основных принципах проекта. В него должны быть
включены пункты относительно намерения использования в
проекте потенциала местной инфраструктуры, ресурсов мест-
ных строительных материалов, транспортной системы, а также
способность и готовность местных поселков и городов решить
такого рода проблему;
— должна быть решена задача о возможности выбора существую-
щей строительной площадки или же создания новой, уделено
внимание набору и обучению рабочей силы. Необхоимо также
проработать вопрос об использовании созданного потенциала,
когда проект завершится;
— довольно сложно бывает решить вопрос выбора материалов.
Обычно компании отдают предпочтение материалам уже зна-
комым. И хотя это не всегда идеальный вариант, но он может
быть наиболее оптимальным для данного проекта.
568 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
9.3. Выбор стали для сооружений и оборудования
Р. А. Якобсен
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
С. Н. Бобров
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина
СОДЕРЖАНИЕ
9.3.1. Введение
9.3.2. Свойства сталей
9.3.3. Влияние размеров заготовок на свойства материалов
9.3.4. Внешние факторы, влияющие па выбор сталей
9.3.5. Химический состав сталей
9.3.6. Стали для работы при низких температурах
9.3.7. Термическая обработка стали
Литература
9.3.1. Введение
Сталь является в настоящее время основным конструкционным
материалом, используемым для изготовления оборудования и со-
оружений, предназначенных для освоения шельфа. Этот материал
имеет уникальные свойства, позволяющие применять его в самых
разнообразных условиях внешнего воздействия.
Свойства стали изменяются в весьма широком диапазоне, зависящем
от ее химического осстава и термического упрочнения. Кроме того,
стали и другие материалы на основе железа относительно недороги и
не оказывают негативного влияния на окружающую среду.
В настоящее время в практике машиностроения применяется более
полутора тысяч сталей самого разнообразного химического состава.
В нефтегазовом машиностроении применяется более 100 марок ста-
лей, многие из которых являются специальными, то есть созданы
специально для изготовления деталей машин и инструмента, при-
меняемых в нефтяной и газовой отраслях.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 569
В связи с этим выбор сталей для изготовления деталей машин,
предназначенных для освоения шельфа, приобретает характер важ-
ной инженерной задачи, правильное решение которой обеспечи-
вает требуемую надежность оборудования и сводит к минимуму
возникновение аварийных ситуаций.
Как правило, выбор сталей для изготовления конкретных деталей
машин проводится на основании анализа условий их работы и
свойств сталей.
9.3.2. Свойства сталей
Основными свойствами материала и стали, в частности, являются,
прежде всего, те, которые характеризуют его сопротивление дефор-
мированию и разрушению (механические свойства). Наиболее рас-
пространены свойства, которые определяются при растяжении об-
разца постепенно возрастающей нагрузкой до его разрушения. В про-
цессе испытаний проводится запись диаграммы, которая связывает
напряжения, возникающие в образце в процессе его нагружения и
деформации под действием этих напряжений (рис. 9.1). Вид этой
диаграммы для сталей различного химического состава и связанных
с ними механических свойств может существенно различаться.
Рис. 9.1. Упрощенная диаграмма растяжения стали различных классов
570 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Независимо от свойств стали эта диаграмма имеет две выраженных
области — область упругих деформаций и область пластических
деформаций.
В зоне упругих деформаций напряжения и деформации связаны
линейной зависимостью, и эта связь характеризуется модулем
упругости Е (модулем Юнга). Диаграммы сталей с невысокими
прочностными свойствами характеризуются явно выраженной пло-
щадкой текучести, когда рост деформаций происходит без повы-
шения напряжений. Такое напряжение называют пределом теку-
чести.
Для высокопрочных сталей (предел прочности выше 1500 МПа)
характерно отсутствие площадки текучести на диаграмме. При даль-
нейшем повышении нагрузки происходит рост деформаций, кото-
рые при достижении предельных значений завершаются разруше-
нием образца. Максимальное напряжение, которое выдерживает
образец называется пределом прочности.
Кроме прочностных свойств (предела прочности и предела текуче-
сти), большое практическое значение имеют характеристики плас-
тичности (относительное удлинение и относительное сужение),
которые определяются по остаточным деформациям образца, раз-
рушенного в процессе испытаний на растяжение.
Эти свойства являются основными при выборе сталей для изго-
товления конструкций. Зная комплекс механических свойств, можно
установить уровень приемлемых для материала напряжений и до-
пустимых деформаций.
9.3.3. Влияние размеров заготовок иа свойства материалов
При сооружении морских конструкций применяются тонкостен-
ные строительные элементы, полученные прокаткой, штамповкой
и другими методами горячей пластической деформации. При этом
формируется ориентированная структура, которая повышает проч-
ность материала, но в то же время повышает его анизотропию, то
есть свойства металла будут зависеть от направления приложения
нагрузки. Анизотропия может быть уменьшена применением тер-
мической обработки, несколько снижающей прочность стали по
сравнению с той, которая была получена в результате горячей
пластической деформации.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 571
Поэтому многие строительные нормативные документы связыва-
ют механические свойства (предел текучести ) с размерами заго-
товок стальных конструктивных элементов.
9.3.4. Внешние факторы, влияющие на выбор сталей
Выбор материалов проводится на основании анализа условий ра-
боты изделий, для изготовления которых они предназначены. Учи-
тываются внешние силовые нагрузки, их значение и направле-
ние, присутствие абразивных и коррозионно-активных сред, а также
температурные условия эксплуатации.
Свойства материалов в значительной степени зависят от темпера-
тур, при которых они эксплуатируются (рис. 9.2).
При низких температурах снижается пластичность материала и воз-
растает его склонность к хрупкому разрушению. Для эксплуатации
сталей в условиях низких температур необходимо применять стали
такого химического состава, который формирует структуры, ус-
тойчивые к зарождению трещин при низких температурах.
Высокие температуры приводят к снижению прочностных свойств
и повышению пластичности и склонности к пластическому де-
Рис. 9.2. Влияние температуры испытаний па прочность стали
572 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
формированию. Например, у углеродистых сталей нагрев до 450°С
приводит к снижению прочности до 50%.
Поэтому при назначении химического состава сталей и режимов
их термической обработки необходим учет температур при кото-
рых работает проектируемое оборудование.
9.3.5. Химический состав сталей
Сталями называют сплавы железа с углеродом, содержание кото-
рого не превышает 2,14%. По химическому составу стали разделя-
ются на углеродистые — в состав которых не вводят легирующие
элементы, и легированные, в состав которых вводят различные
элементы с целью придания стали требуемых свойств.
Любые стали содержат в своем составе, кроме железа и углерода,
так называемые постоянные примеси, которые попадают в сталь
вместе с шихтой или вводятся в нее в процессе производства.
К постоянным примесям относят марганец, кремний, серу и фос-
фор. Эти элементы всегда присутствуют в стали любой марки и их
количество регламентируется нормативными документами (стан-
дарты, технические условия).
Основным элементом, формирующим свойства стали, является
углерод, содержание которого изменяется в зависимости от марки
от нескольких сотых долей процента до 1.5—1.7%. Увеличение со-
держания углерода в стали ведет к повышению прочностных свойств
и твердости, но снижает ее пластичность и ударную вязкость. Кро-
ме того, содержание углерода в стали определяет возможность ее
закалки, которая приводит к росту твердости и прочности. Суще-
ственный рост этих показателей наблюдается в стали с содержани-
ем углерода выше 0.3%.
Кремний присутствует в стали в качестве постоянной примеси. Он
вводится в сталь в процессе ее производства для удаления из рас-
плава избыточного кислорода и восстановления железа из окислов.
Содержание кремния в стали как постоянной примеси не должно
превышать 0.5%. Кремний — полезная примесь, которая оказыва-
ет упрочняющее воздействие на сталь.
Марганец — полезная примесь; вводится в сталь для раскисления и
остается в ней в количестве 0.3—0.8%. Марганец уменьшает вредное
действие серы, присутствующей в качестве постоянной примеси.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 573
Сера — вредная примесь, вызывающая красноломкость стали, —
хрупкость при горячей обработке давлением. От красноломкости
сталь предохраняет марганец.
Фосфор — вредная примесь; вызывает хладноломкость — сниже-
ние вязкости по мере понижения температуры. Сильное охрупчи-
вающее действие фосфора выражается в повышении порога хлад-
ноломкости, то есть в повышении температуры, при которой сталь
теряет свою вязкость и разрушается при невысоких динамических
нагрузках.
В сталях также присутствуют растворенные газы. Наиболее распро-
странены кислород, азот и водород.
Эти газы являются вредными скрытыми примесями. Их присут-
ствие снижает прочностные и пластические свойства сталей, по-
вышают склонность к хрупкому разрушению.
Удаление кислорода из стали проводится в процессе ее производ-
ства добавлением раскислителей, в качестве которых применяют
марганец, кремний и алюминий. В результате такой обработки из
жидкой стали не выделяются газовые пузыри и такая сталь назы-
вается «спокойной». При раскислении стали только марганцем при
ее затвердевании в ней содержится большое количество газов, ко-
торые выходят из стали в виде пузырей, что создает впечатление
кипения стали. Такая сталь называется «кипящей». Кипящие стали
дешевы, но имеют пониженные по сравнению со спокойными
прочностные и пластические свойства. «Полуспокойные» стали по
степени раскисления занимают промежуточное положение между
спокойными и кипящими сталями.
Легированные стали получают введением в сталь различных эле-
ментов и их сочетаний. Варьируя состав и количество легирующих
добавок, можно целенаправленно изменять свойства сталей, по-
вышая комплекс механических свойств, коррозионную стойкость,
износостойкость и другие свойства.
Наиболее распространено легирование конструкционных сталей,
применяемых в нефтяной и газовой промышленности хромом,
никелем, вольфрамом, молибденом, ванадием и титаном. При ком-
плексном легировании высокий комплекс механических свойств
можно получить в сечении любого размера. Поэтому комплексно-
легированные стали применяют для крупных деталей сложной фор-
мы. Наиболее эффективно повышает комплекс механических
574 Часть U. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
свойств комплексное легирование несколькими элементами:
Cr+Mo, Cr+Ni, Cr+Ni+Mo и др.
Хром вводят в конструкционные стали в количестве до 2%. Хром
повышает прокаливаемость, прочность, твердость. В то же время
повышение содержания хрома в стали снижает ее пластичность.
В случае повышения содержания хрома выше 13% сталь приобрета-
ет повышенное сопротивление коррозии.
Никель — наиболее ценный легирующий элемент. Введение нике-
ля в конструкционные стали ведет к повышению прочности и
пластичности одновременно. При введении в сталь никеля более
8% существенно повышается ее коррозионная стойкость.
Марганец вводят в сталь в количестве до 1.5% . Он заметно повы-
шает предел текучести стали, но делает ее чувствительной к пере-
греву при термической обработке.
Молибден и вольфрам — дорогие и дефицитные легирующие эле-
менты. Основная цель введения вольфрама и молибдена — умень-
шение склонности стали к отпускной хрупкости, улучшение свойств
комплекснолегированных сталей, повышение стойкости к отпус-
ку, увеличение прокаливаемости.
Ванадий и титан — добавляют в сталь в небольших количествах
(0.3%V и 0.1 %Т1) в стали, содержащие хром, марганец, никель,
для измельчения зерна.
9.3.6. Стали для работы при низких температурах
Основными свойствами стали, используемыми при ее выборе для
изготовления деталей машин и сооружений являются прочность,
пластичность и вязкость. При понижении температур до опреде-
ленных значений (так называемого порога хладноломкости) эти
показатели снижаются до весьма низких значений. Эта температу-
ра определяется как та, при которой при испытаниях на ударную
вязкость в изломе образца хрупкая и вязкая составляющие при-
мерно одинаковы и составляют 50% каждая. Следует иметь в виду,
что различные концентраторы напряжений и трещины будут су-
щественно повышать порог хладноломкости.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружении 575
Исходя из публикации [1] можно связать предел текучести стали
(ое) с содержанием углерода менее 0.23% и температурами, соот-
ветствующими порогу хладноломкости (ITT) выражениями:
Q(Mna)=88+37(%Mn)+83(%Si)+2918(%Ni|iw|TCd)+15.1(^l/2)+ARU; (9.1)
r'rrCC)--19+44(%Si)-b700(%N41^J’^+2.2(%pc^c)-15.1(^’/2)+0,3 ARU. (9.2)
В приведенных формулах учитывается содержание марганца, крем-
ния и азота, содержащихся в стали. В формуле (9.2) учитывается
количество перлита в ферритно-перлитной структуре, характер-
ной для малоуглеродистых конструкционных сталей; d (мм) — раз-
мер зерна феррита; ARD — показатель шероховатости поверхности.
Температура перехода от вязкого состояния к хрупкому существенно
зависит от размера зерна. Стали с мелкозернистой структурой бо-
лее хладностойки; порог хладноломкости мелкозернистых сталей
примерно на 40 градусов ниже, чем у крупнозернистых.
9.3.7. Термическая обработка стали
К самым распространенным методам упрочнения сталей можно
отнести термическую обработку. Термической обработкой называ-
ют технологический процесс нагрева и охлаждения с целью полу-
чения требуемой структуры и свойств.
Термическая обработка состоит из трех технологических операций —
нагрева до заданой температуры, выдержки при этой температуре
и охлаждении. Согласно существующей классификации, основны-
ми видами термической обработки являются отжиг, нормализа-
ция, закалка и отпуск.
Отжиг состоит в нагреве заготовок или деталей до температур на
30—50°С, превышающей температуру превращения (критическую
точку) объемноцентрированной кристаллической решетки (фер-
рита) в гранецентрированную кристаллическую решетку (аусте-
нит), выдержку при этой температуре и последующее медленное
охлаждение (с печью). Основная цель отжига — снижение твердо-
сти и улучшение обрабатываемости резанием, снятие остаточных
напряжений и получение однородной структуры с целью подготов-
ки к последующему упрочнению Получаемая структура — перлит.
576 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Нормализация — основное отличие от отжига состоит в том, что
охлаждение деталей после нагрева до тех же температур, что при
отжиге и выдержке проводится на воздухе. Основная цель этой
термической обработки та же, что у отжига.
Закалка состоит в нагреве выше температур превращения феррита
в аустенит с последующим быстрым охлаждением (скорость ох-
лаждения должна быть выше критической). В результате сталь при-
обретает структуру мартенсита с высокой прочностью и твердо-
стью, но пониженными вязкостью и пластичностью.
Отпуск — состоит в нагреве закаленной или нормализованной ста-
ли до температур ниже критических, выдержке при этих темпера-
турах с последующим охлаждением на воздухе. Отпуск подразде-
ляется на низкий (150—250°С), средний (300—450°С) и высокий
(более 500°С). Отпуск является окончательной термической обра-
боткой в результате которой формируются требуемые структура и
свойства (табл. 9.1)
Таблица 9.1. Влияние термической обработки на структуру и свойства стали
Термическая обработка Нагрев Охлаждение Структура Влияние на свойства
прочностные пластические
Отжиг А+ЗО-5О С печью Перлит Понижаются Повышаются
Нормализация А+ЗО-5О На воздухе Сорбит Понижаются Повышаются
Закалка А+30-50 Вода, масло Мартенсит Повышаются Понижаются
Отпуск Низкий Средний Высокий Воздух Мартенсит, троостит, сорбит или перлит Понижаются Повышаются
Химико-термическая обработка — наиболее распространенный вид
поверхностного упрочнения. Сущность химико-термической обра-
ботки состоит в термическом насыщении поверхности деталей раз-
личными химическими элементами с целью создания требуемых
структуры и свойств. Существует ряд технологических процессов
такой обработки.
Цементация — насыщение поверхностных слоев детали углеродом
с последующими закалкой и низким отпуском. Такая обработка
широко применяется для упрочнения деталей буровых долот, при-
водных цепей, зубчатых колес и других деталей, работающих в
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
577
условиях изнашивания и существенных динамических нагрузок.
Глубина цементации до 2,0 мм. Цементации подвергают стали ма-
рок 20Х, 12ХНЗА, 20ХНЗА, 18Х2НЗМАи др.
Азотирование — насыщение азотом. Азотированию подвергают стали
марок 38Х2МЮА, 38Х2Ю.
Цианирование — одновременное насыщение поверхности азотом и
углеродом. Для цианирования обычно применяют стали марок 15,
20, 35Х, 40Х и др.
Повышение износостойкости деталей машин может быть достиг-
нуто получением различных покрытий. Наиболее распространены
покрытия, получаемые термовакуумным напылением, вакуумные
ионно-плазменные покрытия и модифицированные слои, газотер-
мические покрытия, лазерные методы модифицирования и леги-
рования поверхностных слоев, электроискровые покрытия и галь-
ванические покрытия.
Литература
Almar-Naess, А. (1981): «Metalliskc materialer» Strukturer og cgenskaper».
Tapir forlag, Trondheim (in Norwegian).
37. А. Б. Золотухин и др.
578 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
9.4. Выбор нормативных документов
для проектнровання сооружений Арктического шельфа
О.Т. Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Литература
Приложение
Введение
Компания-оператор шельфового месторождения должен выбирать
нормативные документы для проектирования сооружений в соот-
ветствии с требованиями местных и центральных властей.
Существуют следующие нормативные документы для сооружений
Арктического шельфа:
— API-RP2TS (см. Приложение) — признанная в мире рекомендуе-
мая методика, наиболее часто используемая в арктических во-
дах США [1];
— Канадские стандарты S471-92, 472, 473, 474 и 475 — [2];
— в России не существует единого нормативного документа для
Арктического шельфа. В разделе 9.6 представлен список норм,
требованиям которых необходимо соответствовать.
При решении специфических задач требуется соответствие уста-
новленному набору норм.
При наличии достоверной информации об условиях окружающей
среды нагрузки могут быть рассчитаны другими признанными в
мире методами, альтернативными вышеописанным нормам. Одна-
ко необходимо отметить, что вычисление нагрузок в соответствии
с различными источниками приводит к большим расхождениям в
результатах (см. раздел 9.5). По мере опубликования все большего
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
579
количества опытных данных намечается тенденция к уменьшению
вычисленье нагрузок. В настоящее время Советом Европы реализу-
ется проект LOLEIF, поддерживаемый нефтяными компаниями
и управляемый Hamburgische Schiffbau Versuchsanstalt (HSVA), на-
правленный на суммирование и анализ накопленной на данном
этапе информации.
При проектировании сооружений Арктического шельфа могут быть
рекомендованы правила Norske Veritas DNV для стальных соору-
жений (DNV, Осло) [3]. Сейчас на основе этих правил компанией
«Exxon» проектируются сооружения для шельфа Сахалина.
Норвежский стандарт NS 3473 для проектирования бетонных со-
оружений на шельфе отражает достижения в этой области на на-
стоящий момент [4]. Этот стандарт использовался при проектиро-
вании сооружений Северного моря, например бетонной платфор-
мы Тролль, установленной на глубине 305 м, а также для проекта
ледостойкого бетонного гравитационного сооружения, установлен-
ного в июле 1997 года на месторождении Гиберния на шельфе
Ньюфаундленда.
Для проектирования оснований сооружений рекомендуется исполь-
зовать стандарт API RP-2N (см. Приложение) и Канадский стан-
дарт 472.
Литература
1. American Petroleum Institute; «Recommended Practice for Planning,
Designing and Constructing Structures and Pipelines for Arctic
Conditions», AP1-RP-2N, API, Washington, 1995.
2. Canadian Standardization, CAN/CSA. Canadian Standards Association,
1978 Rexdale Boulevard, Rexdale (Toronto), Ontario.
3. Det norske Veritas (DNV), «Rules for classification of Fixed Offshore
Installations, Structures. Part 3», Det norske Veritas, Oslo, 1989.
4. Norwegian Council for Building Standardisation (NBR), Norwegian
Standard 3473, «Design of Concrete Structures», Oslo, 1989.
580 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Приложение
Рекомендуемая практика планирования,
проектирования и возведения
сооружений и трубопроводов
в Арктических условиях
(краткое изложение)
ВТОРОЕ ИЗДАНИЕ, 1 ДЕКАБРЯ 1995 г.
СОДЕРЖАНИЕ
I. Обзор
2. Определения
3. Основы проектирования
1. Обзор
Общие замечания
Данная рекомендуемая практика содержит уникальные рекомен-
дации по планированию, проектированию и возведению систем в
Арктике, Данная рекомендация, используемая в сочетании с дру-
гими нормами и стандартами, например API, 2А или 1111, будет
полезна в качестве руководства для тех, кто участвует в проекти-
ровании технических систем в Арктике.
Данная рекомендуемая практика охватывает следующие системы в
арктической среде:
— шельфовые бетонные, стальные и смешанные сооружения,
острова из песка и гравия, используемые как платформы для
бурения при разведке или добыче;
— ледовые острова шельфа, используемые как платформы для
разведочного бурения;
— дамбы около берега;
— шельфовые трубопроводы;
— подходы трубопроводов к берегу.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 581
Эти системы и разнообразие материалов, охваченные в этой реко-
мендуемой практике требуют различных методик проектирования.
Поэтому необходимо понимание аспектов, относящихся к различ-
ным методам проектирования.
Организация
Данная рекомендуемая практика — попытка представить новей-
шие методы планирования, проектирования и возведения систем
в арктических или субарктических областях. Хотя некоторые дан-
ные являются запатентованными, данная рекомендация обращает-
ся и к ним, и к незапатентованным работам, которые могут ока-
заться полезными. Данная практика также включает опыт, полу-
ченный в процессе проектирования и возведения систем в аркти-
ческих или субарктических областях. Использование этого опыта и
выполнение дальнейших специальных исследований и разработок
для проектов в арктических или субарктических областях привет-
ствуются.
Юрисдикция
Данная рекомендуемая практика находится под юрисдикцией Ко-
митета по стандартизации шельфовых сооружений и арктических
систем Американского института нефти и заменяет API рекомен-
дуемую практику 2N, первое издание, от 1 июня 1998 г. и Бюлле-
тень 2N, первое издание, январь 1982 г.
2. Определения
Сокращения
ABS Американское бюро перевозок
АС1 Американский институт бетона
AISC Американский институт стальных конструкций
AOGA Ассоциация нефти и газа Штата Аляска
API Американский институт нефти
АРОА Ассоциация арктических операторов нефти, теперь Канадская нефтяная ассоциация (СРА)
582 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
ASCE Американское общество инженеров- строителей
ASME Американское общество инженеров-механиков
ASTM Американское общество испытания материалов
AWS Американское общество сварки
CRREL Лаборатория (Армии Соединенных Штатов) иссле-
дования и строительства в холодных районах
СРА Канадская нефтяная ассоциация
CSA Канадская ассоциация стандартов
DnV Det Norske Veritas
DoE Министерство энергетики (Великобритании)
1AHR Международная ассоциация гидравлических иссле-
дований
NACE Национальная ассоциация инженеров-исследователей
коррозии
NAVFAC Военно-морское командование (Соединенные Штаты)
NG1 Норвежский геотехнический институт
ОМАЕ Шельфовая механика и арктическое строительство
РОАС Портовое и океаническое строительство в аркти-
ческих условиях
Общие определения
Смерзание: слипание льда с поверхностью сооружения.
Дооруж/^льда- отношение диаметра сооружения к толщине льда.
Атмосферная зона: часть сооружения выше зоны удара.
Ось С: главная кристаллографическая ось, перпендикулярная к ба-
зальной плоскости, в которой атомы расположены гексагонально. Атом-
ные связи между базальными плоскостями относительно слабы.
Консолидация: процесс замораживания или вытеснения воды из
пор льда или из промежутков между частицами грунта или льда.
Искусственный лед: лед, искусственно сформированный заводне-
нием поверхности, напылением или другими методами.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 583
Ползучесть: увеличение деформации во времени при сохранении
постоянного напряжения.
Газовые гидраты: подобные льду твердые фазы, сформированные
из смеси воды и газа, которые сохраняют твердое состояние при
температуре выше точки замерзания воды.
Пропахивание: повреждение дна моря ледовыми образованиями.
Вечная мерзлота: грунт, вода, в порах которого частично или пол-
ностью заморожена и не тает в течение года. Вечная мерлота иног-
да определяется как грунт с температурой ниже 0°С. В этой работе
понятие вечная мерзлота относится к грунту, частицы которого
связаны льдом.
Пористость: пористость льда — отношение объема пор (газа и жид-
кости) к полному объему (твердой, газовой и жидкой фазы)
образца льда. Пористость грунта — отношение объема пор (газа и
жидкости) к полному объему (твердой, газовой и жидкой фазы)
грунта. Поры могут быть заполнены воздухом, снегом или водой.
Размыв: эрозия почв, вызванная действием волн и течений.
Сцепление: степень связанности ледовых блоков как функция дав-
ления на стыке, температуры и времени.
Зона периодического смачивания: часть сооружения, подверженная
периодическому намоканию и высыханию из-за течений, волн и
брызг.
Подводная зона: часть сооружения ниже зоны периодического сма-
чивания.
Типы сооружений
Кессон: кессонное сооружение состоит из одного элемента, явля-
ющегося как основанием, так и опорой для верхнего строения.
Податливая платформа: податливое сооружение, опирающееся на
дно сооружение, обладающее существенной гибкостью. Значитель-
ная часть приложенных боковых нагрузок воспринимается дина-
мическим сопротивлением платформы.
Земляное сооружение: гравитационное сооружение из гравия, пес-
ка или других грунтовых материалов.
Плавучее сооружение: сооружение, держащееся на поверхности воды.
584 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Гравитационное сооружение: сооружение, опирающееся своим ве-
сом на морское дно, которое таким образом воспринимает гори-
зонтальные нагрузки окружающей среды.
Башня с оттяжками: трубчатый стальной каркас горизонтальная
поддержка которого осуществляется системой оттяжек.
Гибридное сооружение: сооружение, состоящее из более чем одного
вида конструкций или материалов.
Ледовое сооружение: плавучее или опирающееся на дно сооруже-
ние, состоящее в основном из природного или созданного льда.
Сооружение на натянутых связях: плавучее сооружение, удержи-
ваемое на месте натянутыми связями.
Опорное сооружение: опорное сооружение состоит из защитного
кожуха или трубчатого стального каркаса, являющегося направля-
ющим для свай.
Платформа с предварительно натянутыми связями: плавучее со-
оружение, соединенное с морским дном вертикальными связями.
Башня: сооружение башенного типа характеризуется малым коли-
чеством опор большого диаметра.
Определения, связанные со льдом
Типы морского льда
Столбчатый/ориентированный лед: лед, состоящий из столбчатых
кристаллов с С-осью, ориентированной в горизонтальной плос-
кости одинаково для всех кристаллов.
Столбчатый/беспорядочно ориентированный лед: лед, состоящий
из столбчатых кристаллов с С-осью, ориентированной беспоря-
дочно в пределах горизонтальной плоскости.
Однолетний лед: морской лед моложе 1 года. Морской лед содер-
жит «карманы» с морской водой, которых нет в пресном льде.
Зернистный лед: лед, состоящий из зернистных кристаллов. Обыч-
но не имеет никакой преимущественной ориентации С-оси среди
кристаллов.
Многолетний лед: лед, который пережил сезоны таяния одного
или более лет, что уменьшает соленость льда из-за дренажа морс-
кой воды.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 585
Зоны льда
Активная зона: область, в которой лед движется и деформируется.
Неподвижный лед любой тип морского льда, который остается при-
крепленным к линии берега, острову или ледовому образованию.
Прибрежный лед: любой тип морского льда, который остается при-
крепленным к линии берега.
Паковый лед: любая область льда, отличного от неподвижного
льда или льда в зоне перехода.
Зона перехода: область льда, обычно сильно деформированного,
находящаяся между неподвижным льдом и паковым льдом. Может
изменяться по ширине от сотен метров до десятков километров
в зависимости от сезонных и ежегодных изменений. В этой зоне
вокруг прикрепленных ко дну образований может присутствовать
неподвижный лед. (Зона перехода также называется зоной отрыва
или зоной стамух).
Разводья
Открытое разводье: линейное отверстие в морском льде, отрыва-
ющее воду для атмосферных воздействий.
Полынья: пространственное разводье в морском льде.
Повторно замерзшее разводье: разводье, в котором лед образовал-
ся и остается относительно однородным. Толщина льда может из-
меняться от нескольких сантиметров до нескольких метров.
Слот: искусственная прорезь в ледовом листе. Слот может быть
«мокрым» (лед прорезан насквозь), частично повторно замерзшим
или «сухим» (лед выбран частично).
Пространственные образования
«Пальцево» наслоенный лед лед, образованный наползанием двух
тонких листов льда друг на друга поочередно сверху и снизу на
границе листов.
Плавучие льдииы и «блины»: большой лист льда, не присоединен-
ный к берегу. «Блины» — маленькие плавучие льдины.
Айсберг: отколовшийся ледниковый лед или лед шельфа.
586 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Ледовые острова: большая ледовая пластина, отколовшаяся от лед-
никового шельфа.
Многолетние плавучие льднны: плавучая льдина, которая пережила
один или более сезонов таяния. Плавучая льдина может содержать
торос, имеющий выветренный, сглаженный затвердевший парус
и относительно твердый киль.
Наслоенный лед: ледовый лист, состоящий из двух или более сло-
ев, образованный наползанием.
Область колотого льда: область льда, разбитого на части, плаваю-
щие вместе как единое тело. Поле колотого льда может содержать
торосы, образованные давлением, сформированные один с другим.
Поле колотого льда может содержать всплывшие груды колотого
льда.
Груда колотого льда: опирающееся на дно ледовое образование,
скорее пространственное, чем линейное, состоящее из льда, рас-
колотого на глыбы различных форм.
Ровный лед: область относительно неповрежденного гладкого од-
нолетнего льда, который растет непрерывно в течение зимнего
сезона.
Линейные образования
Торос, образованный сжатием: однолетний торос, образованный
столкновением двух листов льда, двигающихся в направлении,
перпендикулярном к их общей границе. Как правило, они образо-
ваны изгибом ледовых листов, что ведет к рыхлому скоплению
угловатых глыб льда. Торос — линейное образование, траектория
которого — синусоида.
Однолетний торос: ледовый торос на первом году своего существо-
вания, составленный обычно из угловатых обломков льда.
Ледовый торос: линейное ледовое образование, созданное в ре-
зультате движения двух ледовых листов друг относительно друга.
Торос образуется сжатием или сдвигом, в зависимости от направ-
ления движения относительно границы ледовых листов.
Многолетний торос: торос, который пережил один или более сезо-
нов таяния.
Киль тороса: часть ледового тороса, которая простирается ниже
уровня воды.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 587
Парус тороса: часть тороса, которая возвышается над уровнем моря.
Парус однолетнего тороса обычно состоит из рыхлосваленных в
груду глыб. В многолетних торосах парус становится более гладким и
затвердевшим из-за таяния летом и замерзания зимой.
Торос, образованный сдвигом: однолетний торос, образованный
скольжением двух смежных ледовых листов вдоль их общей грани-
цы. Скольжение стачивает угловатые глыбы льда, и траектория
скорее прямая, чем синусоидальная.
3. Основы проектирования
Методы проектирования
Проектирование — процесс выбора таких критериев окружающей
среды, формы, размера, материалов и методов возведения систе-
мы, чтобы она выполняла требуемые функции надежно и эконо-
мично. Нормы проектирования и рекомендуемые методы могут
помогать инженеру, излагая процедуры достижения приемлемых
уровней безопасности. Данная рекомендуемая практика обеспечи-
вает руководство для проектирования сооружений и трубопрово-
дов в Арктике, учитывая среду, морской лед и вечную мерзлоту.
Метод проектирования нагрузок и коэффициентов сопротивле-
ния — ПНКС (LRFD), или преобразованный метод проектирова-
ния предельного состояния, рекомендуется использовать всякий
раз, когда это возможно, для достижения необходимого уровня
безопасности. Данный документ также признает весь диапазон аль-
тернативных подходов к проектированию, включающих методы
проектирования рабочих напряжений и предельных состояний,
позволяющих проектировщику использовать данную практику или
другие нормы, соответствующие проекту. Для избежания при про-
ектировании несообразностей, которые могут развиться при одно-
временном использовании больше, чем одной процедуры проек-
тирования, необходима внимательность. Например, несообразнос-
ти могут происходить в проекте, если проектировщик использует
различные подходы для проектирования стального и бетонного
сооружений, для основания и фундамента и других целей проекта.
Использование различных факторов безопасности, нагрузок или
материалов на каждом этапе должно быть обосновано.
Этот документ предназначен для использования в качестве руко-
водства. Обеспечение достаточной безопасности проекта — это от-
ветственность проектировщика.
588 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Общее планирование
Общие замечания
Помимо соображений, связанных с подобной установкой или кон-
струкцией в более умеренных областях, необходимо учитывать осо-
бенности арктических условий. Эти рекомендации касаются при-
родных процессов, связанных с чрезвычайно низкими температу-
рами и работой системы, оборудования и персонала при этих ус-
ловиях.
Условия окружающей среды
Суровая погода или время, когда лед или вечная мерзлота неста-
бильны, ограничивают внешний доступ к сооружению или сред-
ству. Необходимо учитывать ограниченный доступ к сооружению,
чрезвычайно холодные температуры и ограниченный дневной свет.
Складские площади, избыточное оборудования и зоны размеще-
ния/отдыха, вероятно, должны быть больше по сравнению с необ-
ходимыми для тех же самых функций в более умеренных районах.
Кроме того, расположение, ориентация и опоры строений и дру-
гого оборудования могут определяться необходимостью воспре-
пятствовать скоплению снега и льда.
Тепловые аспекты
Тепловые аспекты могут быть важны при проектировании и пла-
нировании. Тепловые проблемы обычно связываются со следую-
щими факторами:
— большая разница между температурами нагретой области со-
оружения и окружающей среды;
— большая разница между температурами добытой нефти в тру-
бопроводах и гибких трубах и вечной мерзлоты;
— бурение сквозь вечную мерзлоту или ледовые образования;
— размещение и функционирование средств или сооружений,
ведущие к росту или разрушению вечной мерзлоты;
— вечная мерзлота в основании трубопроводов или свай;
— лед, используемый как материал для сооружения;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
589
— вечная мерзлота и лед, подвергающиеся транспортным или
другим нагрузкам.
При тепловых проблемах необходимо соответствующее количество
и качество изоляции. Температурные изменения в гибких связях
или трубопроводах при их отключении могут привести к теплово-
му расширению или сжатию.
Разливы и загрязнения
Прилежащее рабочее пространство требует методов безопасной лик-
видации разлитого загрязнения в своих пределах. Проект сооруже-
ния должен предусматривать оборудование и процедуры для очис-
тки нефтяных загрязнений.
Обслуживание
Процедуры обслуживания должны быть разработаны для умень-
шения последствий следующих явлений:
— коррозия стали;
— износ стали и железобетона;
— повреждение сооружения или трубопровода вследствие осад-
ки от таяния или морозного вспучивания основания;
— таяние или размыв обледенелых поверхностей дорог и остро-
вов, уменьшающее ледовое сопротивление;
— ослабление систем защиты из-за таяния, размыва или эрозии
ледовой завесы;
— износ и эрозия защиты склонов островов или дамб.
Если эти явления значительны, при проектировании и планиро-
вании систем необходимо предусматравать оборудование и проце-
дуры обслуживания.
При использовании систем активной защиты от льда, будут тре-
боваться надежное оборудование и процедуры обслуживания, ко-
торые должны быть предусмотрены в проекте сооружения.
Планирование сооружений
Проектирование и планирование конструкций и сооружений из
льда или гравия в Арктике требуют дополнительных мер предос-
торожности.
590 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Расположение оборудования
Бурение и производство определяют количество, размеры и рас-
положение основного оборудования, которое опирается на соору-
жение. Расположение оборудования должно предусматривать рабо-
чее пространство вокруг оборудования и изоляцию оборудования
для обеспечения безопасного функционирования.
Оборудование и поставки
Средства для приемки основного оборудования и хранения скла-
дируемых материалов могут требовать особого рассмотрения на ста-
дии планирования. Средства для приемки основного оборудования
могут включать разгрузочные доки, трапы, области хранения и
обработки поставок и оборудования.
Скважины
Информация о скважине должна учитываться в процессе выбора места
их расположения. Внимание должно уделяться взаимодействию со-
оружение/ствол скважины, если возможны изменения в окружаю-
щих грунтах в результате бурения и эксплуатации скважины или
возведения сооружения. Например, вероятно, придется учитывать от-
носительные перемещения скважины и сооружения. В случае наличия
газовых гидратов необходимо учитывать возможность газификации.
Гибкие связи и трубопроводы
Проект определяет число, размер и местоположение гибких связей
и трубопроводов. Если присутствует проблема пропахивания дна
льдом, гибкие связи и трубопроводы вероятно должны находить-
ся внутри сооружения, а подходы — ниже морского дна.
Транспорт и установка
Операции по транспортировке и установке сооружения, его по-
вторной погрузке и перемещению будут требовать планирования и
проработки следующих аспектов:
— сопротивление льда и динамическое воздействие волн в тече-
ние транспортировки;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
591
— обработка и заглушка труб, необходимая для их погружения
и дебалластировки;
— работы по заглублению труб;
— аппаратура и оборудования для контроля;
— обеспечение буксировки и установки;
— устойчивость к повреждениям.
Различия в температуре между местом изготовления и установки
очень важны при проектировании использования металлов, жид-
костей, смазок и других материалов.
Клиренс, вызванный действием волн и льда
Из-за конфигурации некоторых сооружений в Арктике, клиренс
палубы, зависящий от разбега волны и наползания льда, нуждает-
ся в особом рассмотрении.
Безопасность
Ограниченный доступ к сооружению снаружи в суровых погодных
условиях и места ведения работ внутри требуют создания специаль-
ных условий, гарантирующих целостность сооружения и безопас-
ность персонала в случае пожара или взрыва. Для защиты арктичес-
ких сооружений должны быть созданы защитные барьеры для изо-
ляции взрывов и пожаров. Должны быть предусмотрены сдержива-
ющие и взрывозащитные панели. Необходимо также проработать
систему дымоуловителей и разработать процедуру эвакуации персо-
нала. Планирование борьбы с огнем должно включать обеспечение
подачи воды в достаточном количестве в любое время, даже когда
сооружение окружено морским льдом.
Особые образования льда
Общие замечания
Крупные ледовые образования могут представлять особый класс
сооружения нагрузки. Для областей, где такие ледовые образова-
ния редки, владелец сооружения может допускать риск поврежде-
ния или потери средств без риска для жизни или нанесения ущер-
592 Часть Ц. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ба среде. Планирование должно охватывать непредвиденные обстоя-
тельства и действия при столкновении со льдом. Эти планы долж-
ны включать организационную структуру, функции персонала и
детально выработанные процедуры. Планирование может включать
увеличение наблюдения за потенциально разрушительными обра-
зованиями льда, активные системы защиты и условия для закры-
тия и оставления оборудования.
Наблюдение
Постоянное наблюдение за крупными ледовыми образованиями
желательно для прогноза их дальнейшего движения и установле-
ния их числа, местоположения и скорости. Наблюдение с плат-
форм, судов, авиации и спутников выполняется визуально, с ис-
пользованием оптических средств, фотографии, радара, радара бо-
кового наблюдения и др.
Активная защита
Активные процедуры защиты, например.буксировка, ослабление
или вскрытие крупных ледовых образований могут быть эффек-
тивны для избежания столкновений или уменьшения ледовых на-
грузок. Однако активные процедуры защиты не должны заменять
предписанной процедуры отключения и оставления нефтепромыс-
ловых технических систем.
Отключение и оставление
При планировании процедуры отключения и оставления должны
учитываться следующие факторы:
— время на эвакуацию сооружения;
— наиболее вероятные климатические условия;
— время, необходимое для отключения и обеспечения безопасно-
сти оборудования, трубопроводов и скважин;
— дистанционный контроль в течение и после эвакуации.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 593
9.5. Сравнение Российских и Зарубежных Норм
и методов оценки глобальной нагрузки
К. Шхинек, Д. Бланше, К. Кроасдейл, Д. Мацкевич, С. Бхат
Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
Корпорация AMOCO, Тулса, Оклахома, США
Фирма Croasdale and Association, Калгари, Алберта, Канада
СОДЕРЖАНИЕ
9.5.1. Введение
9.5.2. Методы и предварительные замечания
9.5.2.1. Ответы
9.5.2.1.1. Комментарии к ответам
9.5.3. Обсуждение
9.5.3.1. Ровный лед и вертикальное сооружение
9.5.3.2. Торосы и вертикальное сооружение
9-5.3.3. Остальные сценарии
9.5.3.4. Сопоставление российских и западных оценок
9.5.4. Заключение
Литература
9.5.1. Введение
Интерес к Российскому Арктическому шельфу как со стороны
российских, так и западных компаний, в недавнее время резко
увеличился в связи с открытием больших месторождений нефти
и газа и доступностью России для западных инвестиций. Совмест-
ные проекты, направленные на создание сооружений для разведки
и добычи в условиях Арктического шельфа, уже начали реализо-
вываться или планируются в ближайшем будущем. Проектирова-
ние мощных Арктических шельфовых сооружений требует введе-
ния критериев оценки внешних воздействий. Особый интерес пред-
ставляет сопоставление Российских и Зарубежных Норм и методов
38. А. Б. Золотухин и др.
594 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
определения расчетных глобальных ледовых нагрузок. В данной статье
сопоставляются методы, используемые компаниями и нормами про-
ектирования для определения расчетных нагрузок на Арктические
шельфовые сооружения. При сопоставлении используются Россий-
ские Нормы: СНиП 02.06.04-82 [2] и ВСН 41-88 [1]. Среди Запад-
ных Норм рассматриваются следующие: API RP-2N-1993 [5],
API RP-2N—1988 [4], и CAN/CSA-5471~92, а также методики
западных компаний. Эти документы имеют некоторые различия,
особенно в значениях предсказываемых ледовых нагрузок. Поэто-
му был проведен международный опрос с целью оценки методов
определения ледовых нагрузок. Исходные данные были разосланы
30 компаниям и отдельным экспертам в России и в западных
странах с просьбой оценить глобальную ледовую нагрузку на со-
оружение при одних и тех же исходных данных.
ОБОЗНАЧЕНИЯ
О — ширина сооружения по направлению перпендикуляра к на-
правлению движения;
h — толщина льда;
I — коэффициент внедрения;
А/ — масштабный коэффициент;
К^ — коэффициент контакта;
Къ — коэффициент формы;
Р — ледовая нагрузка;
р — среднее значение ледовой нагрузки;
Яс— прочность льда на одноосное сжатие;
SD — среднее квадратичное отклонение;
X — длина волны;
Kv = SD/p — коэффициент вариации.
9.5.2. Методы и предварительные замечания
В дополнение к глобальным ледовым нагрузкам, осуществлялся
расчет ветровых, волновых нагрузок, а также нагрузок от тече-
ния. Результаты показывают, что нагрузки, определенные различ-
ными методами, хорошо согласуются друг с другом. Некоторые
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
595
различия существуют в определении границ применимости гипо-
тезы Крылова—Фруда. Согласно Российским Нормам, эта гипотеза
может быть применена для сооружений диаметром, меньшим 0.4Х,
а согласно западным нормативным документам при выполнении
условия D < = 0.2Х. Это не является существенными для Аркти-
ческих шельфовых сооружений, поскольку их диаметры обычно
превышают 0.4Х.
Значительные различия, как правило, существуют в значениях
глобальной ледовой нагрузки. Для более надежного сопоставле-
ния, в рассмотрение также были включены результаты крупно-
масштабных экспериментов, проведенных AMOCO [6]. К более
30 экспертам из разных стран была обращена просьба оценить
глобальные ледовые нагрузки при одних и тех же исходных дан-
ных. Предложены следующие исходные данные (рис. 9.3).
— 1 г
Л =• =/ у 5
< 100 г 1 100 г
Рис. 9.3. Два типа сооружений, исследуемых при опросе
(размеры указаны в метрах)
Стационарное гравитационное жесткое сооружение расположено на
глубине 30 м на Российском Арктическом шельфе. Сооружение под-
вергается воздействию движущегося из прибрежной зоны льда, со-
держащего следующие образования: однолетний ровный лед, одно-
летние торосы, большие поля торосов. Битого льда, сидящего на
дне вокруг сооружения, не образуется. Сооружение не вмерзает в
лед, но имеет покрытие, понижающее коэффициент трения. Коэф-
фициенты надежности не используются. Рассматриваются сооруже-
ния двух форм (1, 2) и два сценария ледовых воздействий (а, б):
1. Сооружение с вертикальными гранями прямоугольного попе-
речного сечения, шириной 100 м.
2. Сооружение с наклонными гранями, на уровне ватерлинии име-
ющее прямоугольную форму поперечного сечения шириной 100 м.
Угол наклона каждой грани составляет 45°.
596 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
а. Однолетний ровный лед толщиной 1.5 м движется со скорос-
тью, изменяющейся в пределах 0.05—0.5 м/с. Следует учиты-
вать наиболее опасную скорость дрейфа в пределах данного
диапазона. Температура на верхней поверхности льда состав-
ляет -18°С, а на нижней -2’С. Соленость достигает 4%.
б. Поле торосов с относительно однородной толщиной консо-
лидированного слоя 3 м (соответствующей толщине ровного
льда 1.5 м) характеризуется высотой паруса 2 м и глубиной
киля 10 м. Толщина частично консолидированного слоя киля
под консолидированной частью составляет 2 м, оставшийся
слой неконсолидирован. Скорость дрейфа аналогична рассмот-
ренной в пункте а.
Для каждого из четырех случаев взаимодействия льда с сооруже-
нием, было предложено выполнить оценку ожидаемой горизон-
тальной пиковой ледовой нагрузки на сооружение. Жесткость
сооружения такова, что модель разрушения льда, а также давле-
ния возможно считать независимыми от данного параметра.
9.5.2.1. Ответы
Было получено 9 ответов из 30. Вычисления, основанные на мате-
риалах нормативных документов, были также включены в анализ.
Резул ьтаты пр и веден ы в табл .9.1.
9.5.2.1.1. Комментарии к ответам
1.1. Метод, основанный на маломасштабных опытах, подтвержден-
ный Rc = 3,3 МПа.
1.2. Аналогичный метод для консолидированного слоя. Для оценки
нагрузки от частично консолидированной части использована тео-
рия Кроасдейла.
1.3. Использована теория Кроасдейла.
1.4. Поле торосов рассматривается как многолетний лед эквивален-
тной толщины h = 7 м полностью консолидированной.
2.1. Нагрузки, вызванные движением ледового поля вдоль диаго-
нальной стороны. Ширина сооружения предполагается равной 141 м.
Давление разрушения 2 МПа.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
597
Таблица 9.1. Оценка экспертами ледовой нагрузки (МН)
Ситуация взаимодействия IA IB 2A 2B
1 41 (1.1) 95 (1.2) 29 (1.3) 63 (1.4)
2 424 (2.1) 985 (2.2) 68 (2.3) 420 (2.4)
3 90 (3.1) 136 (3.2) 133 (3.3) 166 (3.4)
4 157 (4.1) — — —
5 170 (5.1) 330 (5.2) 79-90 (5.3) 250 (5.4)
b 225 (6.1.1) 295(6.2.1) 420 (6.1.2) 540(6.2.2) 60 (6.1.3) 56(6.2.3) 126(6.1.4) 148 (6.2.4)
7 128 (7.1.1) 202 (7.1.2) — 30 (7.3) —
585 (8.1) 975 (8.2) —
9 — 375 (9.2.1) 75 (9.4.1)
825 (9.2.2)
10 СНиП 75(10.1) 115(10.2) 115(10.3) 72.5 (9.4.2)
п вен 206 (11.1) 310 (11.2) 14.6 (11.3) —
12 АР1-88 160 (12.1) — 31.7 (12.3) —
13 API-93 150 (13.1.1) 225 (13.2.1) 54 —
14 75(14.1) — — —
15 U5J 113 — —
2.2. Для консолидированной части киля тороса, рассматривается
тот же метод, что и в случае 2.1. Для неконсолидированного пару-
са, киля и частично консолидированного слоев, используется урав-
нение Меллора для материала Кулона—Мора с различным сцепле-
нием.
2.3. Используется метод Невела и компьютерная программа по
расчету нагрузки на коническое сооружение.
2.4. Совокупность методов п. 2.2. и п.2.3.
3.1. Результаты, основанные на модели разрушения, калибриро-
ванной по данным материалов измерений нагрузки в Ботничес-
ком заливе. Эффективное давление 2.2 МПа, коэффициент интен-
сивности напряжений А^с— 175 кПа'|/2.
3.2. Процесс разрушения аналогичный п.3.1.
3.3., 3.4. Статическая нагрузка от ледового затора.
4.1. Вероятностный метод. Среднее давление разрушения 0.3 МПа
(характерный диапазон 0.05—0.5 МПа).
598 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
5.1. Метод, основанный на данных крупномасштабных измерений
в море Бофорта и других зонах Арктического шельфа.
5.2. Метод 5.1. использовался для оценки нагрузки от консолиди-
рованной части.
5.3. 2-D теория Кроасдейла.
5.4. Метод Невела.
6.1.1., 6.1.2. Метод, основанный на крупномасштабных измерени-
ях в море Бофорта. Лед движется в направлении, перпендикуляр-
ном грани сооружения.
6.1.З., 6.1.4. Разработанный в недавнее время алгоритм, подтверж-
денный лабораторными опытами большого масштаба. Нагрузки со-
поставлялись с предельными, соответствующими торосообразова-
нию и возникновению поля битого льда вокруг сооружения (по
данным натурных наблюдений).
6.2.1.— 6.2.4. Лед движется в направлении диагонали сооружения.
7.1.1. Численное решение для материала Кулона—Мора (хрупкого),
Rc= 1.25 МПа.
7.1.2. Тот же метод, что и в п.7.1.1., но условия пластичного мате-
риала.
7.3. Математическая модель, проверенная поданным мелкомасш-
табных опытов.
8.1. Использовались данные измерений ледовых характеристик,
проведенных авторами в условиях Российского Арктического шельфа
Rc~ 2.6 МПа. Использовался коэффициент 1.5, учитывающий сте-
пень неполноты контакта льда с сооружением при взаимодействии.
8.2. Были использованы данные (маломасштабные) авторов о проч-
ности образцов льда тороса.
9.2.1., 9.4.1., 9.4.2. Использованы модельные эксперименты, вы-
полненные авторами с целью проверки нагрузок от ровного льда
и нагрузок от тороса, определенных согласно СНиП и ВСН.
10.1.-10.2. Яс=1.
11.1.-11.2. Rc= 1.25.
12.1. /= 1.2, Кс= 0,45, Rc= 2 МПа.
13.1.1. Среднее значение.
13.2.1. Среднее значение + 2 среднеквадратичных отклонения.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 599
9.5.3. Обсуждение
9. 5.3.1. Ровный лед и вертикальное сооружение
Методы, используемые для определения глобальной ледовой на-
грузки от ровного льда, имеют первостепенную важность, по-
скольку они же используются и для оценки нагрузки от консо-
лидированной части тороса.
В данной работе при осуществлении сравнения также были ис-
пользованы материалы опроса, проведенного Сандерсоном [15].
В этих исследованиях оценки нагрузки, вызванной действием од-
нолетнего льда, изменялись в пределах 56 и 225 МН при среднем
значении 130 МН. Экстремальные глобальные ледовые нагрузки в
данной работе составляли от 26 до 500 МН при среднем значении
206 МН. Результаты оценок нагрузок приведены на рис. 9.4. Точки
на этом рисунке соответствуют ответам, основанным на данных
крупномасштабных наблюдений или других исследований, под-
твержденных крупномассштабными опытами. Среднее значение,
а также сумма среднего и среднеквадратичного отклонений обо-
значены штриховыми линиями. Они соответствуют Р= 160 МН
и SD~ 114 МН. Рисунок показывает весьма значительный разброс
данных. Ясно, что существует много факторов его вызывающих.
Попробуем дать им объяснения.
Рис. 9.4. Результаты опроса, показывающие распределение глобальной
ледовой нагрузки на сооружение с вертикальными гранями
при его взаимодействии с ровным ледовым покровом (случай IA)
600 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Общепризнанно, что ледовая нагрузка от ровного льда зависит от
следующих параметров:
Р = P(RC; D- A; D/h; D*h; Ks; Кк), (9.1)
где влияние D*h (площадь) или D/h часто характеризуется коэф-
фициентом внедрений Кс. Скорость взаимодействия или скорость
льда также влияет наледовую нагрузку [16].
Некоторые ответы ограничивают нас в анализе влияния этих па-
раметров. Данные табл. 9.1 показывают, что при детерминистичес-
ком подходе ледовая нагрузка Rq изменялась в диапазоне
от 0.3 до 3.3 МПа. Для последующего анализа значения глобальной
ледовой нагрузки были пересчитаны с использованием среднего
значения прочности на одноосное сжатие, равное 2 МПа.
Программа «Шельф-М» [14] была применена для оценки влияния
остальных параметров. Эта программа основывается на интегриро-
вании уравнений динамики механики твердого тела методом ко-
нечных разностей. Это позволяет рассматривать сооружения раз-
личной формы, а также различные свойства льда. Очевидно, что
точность численных методов зависит от точности математической
модели и исходных параметров. Моделирование прочности льда
осуществлялось согласно критерию разрушения Кулона—Мора.
Согласно двум из полученных ответов (2 и 6), происходит увели-
чение нагрузки при движении льда в диагональном направлении.
Результаты численного моделирования взаимодействия такого же
сооружения с ровным ледовым покровом показаны на рис. 9.5.
Рис. 9-5. Компьютерные вычисления при условии:
I — движения льда в направлении перпендикуляра к стороне сооружения;
2 - движения льда в направлении диагонали
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
601
Нагрузки отнесены к ширине стороны или диагонали сооруже-
ния, соответственно. Как следует из рис. 9.5, глобальные нагрузки
ото льда, движущегося в направлении диагонали, не превосходят
нагрузок ото льда, движущегося в направлении перпендикуляра к
грани сооружения.
Аналогичные результаты были получены при экспериментах Кор-
жавина и учитывались в Российских Нормах СНиП 2.06.04-82*.
В ответе 8, предполагалось, что коэффициент внедрения увеличи-
вается за счет неполноты контакта. В действительности, он должен
уменьшаться. Вычисления на основе компьютерной программы
показывают, что вследствие этого явления, локальные нагрузки
могут увеличиваться. Глобальные же нагрузки на единицу ширины
не возрастают, а наоборот, уменьшаются с увеличением ширины
сооружения.
Масштабный эффект, или неодновременность разрушения вдоль
ширины сооружения, существенно влияет на глобальные ледовые
нагрузки. Этот эффект впервые был замечен Коржавиным, кото-
рый рекомендовал использование коэффициента 0.4—0.7 для со-
оружений диаметром около 10 м. Интересные исследования были
проведены Сандерсоном [15] с целью оценить масштабный коэф-
фициент. Результаты проведенного опроса показали, что масштаб-
ный коэффициент может изменяться в пределах от 1 до 0.11. Не-
которые оценки величины масштабного коэффициента или ко-
эффициента контакта могут быть выполнены на основе программы
«Шельф-М». Изменение прочности льда в горизонтальной плоско-
сти определялось на основе исследований, проведенных Трусковым
(для условий шельфа острова Сахалин). Согласно его данным, проч-
ность льда распределена по закону Вейбулла. Коэффициент 0.8 для
сооружения диаметром 100 м был получен на основе компьютерных
вычислений. Эта оценка весьма консервативна, в частности, из-за
рассмотрения задачи в двумерной постановке. Корректировки дан-
ных опроса с учетом масштабного коэффициента не проводилось,
поскольку его значения, используемые каждым экспертом, не были
известны. После учета различия прочности, коэффициента формы и
контакта льда с сооружением, разброс результатов опроса суще-
ственно уменьшился, что и демонстрирует рис. 9.6.
Только оценки, методы получения которых были известны, вклю-
чены при построении этого рисунка. До пересчета: Р = 179 МН,
SD = 128 МН, К = 0.71. После: Р = 165 МН, SD = 75 МН, Ку= 0.45.
Как бы то ни было, разброс остается значительным.
602 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 9.6. Распределение глобальной ледовой нагрузки на сооружение с верти-
кальными гранями шириной 100 м при взаимодействии в ровным льдом:
1 — после пересчета; 2 — до пересчета
Другой причиной, объясняющей разброс, является математическая
модель или метод оценки нагрузки. Многие методы (кроме числен-
ных) используют только одну характеристику прочности льда. Но
при использовании наиболее простого критерия прочности — кри-
терия Кулона—Мора, дополнительные параметры, такие как угол
внутреннего трения, могут изменить оценки. Например, на рис. 9.7
Рис. 9.7. Компьютерное вычисление глобальной ледовой нагрузки на сооруже-
ние с вертикальными гранями при взаимодействии с ровным льдом:
1 - хрупкий лед; 2 - пластичный лед
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
603
показана зависимость глобальных ледовых нагрузок от скорости
нагружения (проявляющаяся в пластичном или хрупком поведе-
нии льда) при одной и той же прочности льда на одноосное сжа-
тие. Понятно, что для получения более точной оценки, следует
более точно знать свойства льда и параметры взаимодействия.
9. 5.3.2. Торосы и вертикальное сооружение
Вариация глобальных ледовых нагрузок при воздействии скопле-
ния битого льда или торосов приведена на рис. 9.8. Поскольку
Рис. 9.8. Распределение глобальной ледовой нагрузки на сооружение
с вертикальными гранями при взаимодействии с полем торосов
основная часть значения ледовой нагрузки определяется консоли-
дированным слоем тороса, причины большого разброса в резуль-
татах опроса аналогичны указанным для случая ровного льда. Пе-
ресчет данных с использованием численной модели не проводился.
Соотношение между нагрузками от тороса и ровного льда состав-
ляет 1.5 на основе Российских Норм и от 2 до 2.3 на основе отве-
тов западных экспертов. Поскольку консолидированный слой (3 м)
в 2 раза толще ровного льда (1.5 м), меньшее соотношение, исполь-
зуемое в Российских Нормах, приводит к меньшим нагрузкам.
9. 5.3.3. Остальные сценарии
Результаты, полученные для случая сценария нагружения соору-
жения с наклонными гранями, показаны на рис. 9.9 и рис. 9.10.
604 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 9.9. Распределение глобальной ледовой нагрузки на сооружение
с наклонными под углом 45" гранями при взаимодействии с ровным льдом
Рис. 9-Ю. Распределение глобальной ледовой нагрузки на сооружение
с наклонными под углом 45" гранями при взаимодействии с полем торосов
Разброс данных для этого типа сооружения меньше, чем для со-
оружения с вертикальными гранями из-за использования боль-
шинством западных экспертов одних и тех же методов: методов
Кроасдейла или Невела. Разброс в основном вызван выбором па-
раметров льда (прочность на изгиб, трение и т.д.) и составляющей
нагрузки от наползания.
9. 5.3.4. Сопоставление российских и западных оценок
1. Прочность льда, рекомендуемая Российскими Нормами, меньше
полученной на основе западных нормативных документов.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 605
2. Нагрузки от ровного льда на сооружение с вертикальными граня-
ми, предсказываемые на основе Российских Норм ВСН 41-88 при
использовании прочности льда, принятой другими экспертами, пре-
восходят среднее значение. Возможно, это происходит потому, что
Российские Нормы не учитывают масштабный коэффициент. Одна-
ко, если используется меньшая прочность, рекомендуемая этими
Нормами, разность в предсказании нагрузок уменьшается.
3. Соотношение нагрузки от тороса и нагрузки от ровного льда,
полученное на основе Российских Норм, меньше соотношения,
полученного на основе западных оценок.
4. Для сооружений с наклонными гранями, глобальная ледовая на-
грузка, определенная согласно Российским Нормам, наименьшая.
Существует много причин, обьясняющих это явление. В частности,
эти документы не учитывают составляющую нагрузки от наполза-
ния льда на поверхность сооружения.
9.5.4. Заключение
1. Оценки нагрузки от ровного льда, действующего на сооружение
с вертикальными гранями, имеют большой разброс. Этот разброс
в основном вызван влиянием коэффициента формы, коэффици-
ента контакта, масштабного коэффициента, свойствами льда и
методами оценки глобального ледового давления. Основное разли-
чие существует за счет масштабного коэффициента. Влияние этого
фактора должно быть исследовано.
2. Нагрузки от ровного льда, определенные на основе Российских
Норм для сооружения с вертикальными гранями, смещены ближе
к верхней границе оценок опроса, а нагрузки на сооружение с
наклонными гранями являются нижней границей.
3. Использование только одной характеристики прочности льда -
прочности на одноосное сжатие — является недостаточным. Другие
характеристики льда (например, угол внутреннего трения) также
имеют важное значение. Данные натурных исследований представ-
ляют наиболее аккуратные оценки глобальной ледовой нагрузки.
4. Отметим, что в проведенном через 5 лет после обсуждаемой
работы аналогичном исследовании Кросдейла, разброс оценок на-
грузок не уменьшился.
606 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Литература
1. Ведомственные строительные нормы. Проектирование ледостойких
стационарных платформ. ВСН 41-88.
2. Нагрузки и воздействия па гидротехнические сооружения (волновые,
ледовые и от судов). СНиП 2.06.04-82.
3. Динамический расчет специальных инженерных сооружений и конст-
рукций (Справочник проектировщика). Стройиздат, М., 1986.
4. API Recommended Practice 2N (RP-2N), 1988.
5. API Recommended Practice 2N (RP-2N), 1993. (DRAFT)
6. Blanchet, D., 1990. Thirteenth Canadian Geotechnical Colloquium,
16 Design Criteria for Wide Arctic Structures. Canadian Geotechnical
Terminal, Vol. 27, No. 6, pp. 701-725.
7. Christensen, Hansen, Evers, ct al. Design of the Great Beit Western Bridge
for Ice Forces. Eighth Intern. Conference of Offshore Meeh, and Arctic
Engineering. The Hague, The Netherlands, 1989.
8. Croasdale. Icc Forces: Current Practices. Seventh Conference on Offshore
Meeh, and Arctic Engineering (OMaE) Procs. Vol. IV, Houston, 1988.
9. General Requirements Design Criteria. Can./CSA— 5471-92.
10. Henderson, C. and Nessim, M. 1993 Boreas — User's Guide Release.
II. Hiragama, Schwartz, Wu. An Investigation of Ice Forces on Vertical
Structure. IAHR Report N 158, 1974. 3.1 - Final Report Submitted to the
National Energy Board, Center of Frontier Eng. Research Project 92-41,
January.
12. Matskevitch, D.G., Shkhinck, K.N. The Simulation of the Ice-Structure
Interaction in Russian Arctic Activity. Arctic Technology Seen from Russia.
Norwegian Inst, of Technology, Trondheim, 1992.
13. Rules for Design Constructions and Inspection of Offshore Structures.
Det Norske Veritas, 1977.
14. Matskevitch, D.G. Shkhinck, K.N. A Computer-Based Simulation of the
Ice Fracture Near a Vertical Pile. Intern. Journal of Offshore and Polar
Engineering Transactions of the ISOPE, Vol. 2, No. 2. 1992.
15. Sanderson, Ice Mechanics. Risk of Offshore Structures, 1988.T.I.O. Sandersen.
The Ice Load Question: Some Answers., 1988. Fourth State-of-the-Art
Report on the Ice Forces on Structures, edited by G.M. Timco for IAHR
Symp. on Ice Support, Japan, August 23—27.
16. Sodhi, D., 1990. Effective Pressures Measured During Indentation Tests
in Freshwater Ice. Cold Region Engineering, Sixth International Speciality
Conference, ASCE, pp. 619—627.
17. Tunik, A.L., Wright, B.D. Probability of Winter Environmental Forces
on Arctic Offshore Structures. Procs, of the Eighth International Conference
on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, 1989.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружении 607
9.6. Российские нормативные документы
К. Шхинек, Е. Михайленко
Санкт-Петербургский государственный технический университет,
Санкт-Петербург, Россия
СОДЕРЖАНИЕ
9.6.1. Перечень нормативных документов
9.6.1.1. Государственные стандарты
9.6.1.2. Ведомственные нормативные документы
9.6.2. Краткое описание государственных стандартов
9.6.3. Краткое описание ведомственных нормативных документов
9.6.1. Перечень нормативных документов
9.6.1.1. Государственные стандарты
СНиП 2.06.01-86
ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 32 с.
СНиП 2.01.07-85
НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ
Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 36 с.
СНиП 2.06.04-82*
НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ
СООРУЖЕНИЯ (ВОЛНОВЫЕ, ЛЕДОВЫЕ И ОТ СУДОВ)
Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. - 40 с.
СНиП HI-18-75
МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ КОНСТРУКЦИИ
Госстрой СССР, 1975. — 162 с.
608 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
СНиП П-23-81*
СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1981. - 96 с.
СНиП 2.06.08-87
БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
Минэнерго СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 32 с.
СНиП 2.03.01-84*
БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1989. — 80 с.
Регистр СССР
ПРАВИЛА КЛАССИФИКАЦИИ И ПОСТРОЙКИ ПЛАВУЧИХ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
М.: Транспорт, 1992. - 168 с.
СНиП 2.02.02-85
ОСНОВАНИЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. — 48 с.
СНиП 2.02.03-85
СВАЙНЫЕ ФУНДАМЕНТЫ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. — 48 с.
СНиП 2.01.01-82
СТРОИТЕЛЬНАЯ КЛИМАТОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1983. - 136 с.
СНиП 2.01.02-85*
ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ
Госстрой СССР. - М.: АПП ЦИТП, 1991. - 13 с.
СНиП 2.02.01-83
ОСНОВАНИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
Госстрой СССР. — М.:Стройиздат, 1985. — 40 с.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружении 609
СНиП 2.02.04-88
ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ НА ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУН-
ТАХ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1990. — 56 с.
СНиП 2.03.11-85
ЗАЩИТА СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. — 48 с.
СНиП 2.05.03-84
МОСТЫ И ТРУБЫ
Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 200 с.
СНиП 2.05.06-85
МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.
СНиП 3.07.02-87
ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ МОРСКИЕ И РЕЧНЫЕ СООРУЖЕ-
НИЯ
Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 68 с.
СНиП П-7-81
СТРОИТЕЛЬСТВО В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ
Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1982. - 48 с.
9.6.1.2. Ведомственные нормативные документы
ВСН 31-83
ПРАВИЛА ПРОИЗВОДСТВА БЕТОННЫХ РАБОТ ПРИ
СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
Минэнерго СССР. — Л.: ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, 1984. — 84 с.
ВСН 41-88
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛЕДОСТОЙКИХ СТАЦИОНАРНЫХ
ПЛАТФОРМ
Миннефтепром СССР. - М.: 1988. - 136 с.
39. А. Б. Золотухин и др.
610 Часть 11. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ВСН 51.3-85
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ
ПЛАТФОРМ
Мингазпром СССР. — М.: НИПИ «Гипроморнефтегаз», 1985. — 70 с.
ВСН 12-87
ПРИЧАЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ ПЕРЕГРУЗКИ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА.
НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Минморфлот СССР. - М.: «Мортехинформреклама», 1988. - 36 с.
ВСН 219-87
СТРОИТЕЛЬСТВО ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Миннефтегазстрой СССР. - М.: ВНИИСТ, 1987. - 73 с.
ВСН 3-80
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ
ПРИЧАЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ
Минморфлот СССР. — М.: ЦРИА «Морфлот», 1981. — 116 с.
ВСН 51.1-81
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ
СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ
Мингазпром СССР. - М.: ВНИИгаз, 1981. - 21 с.
ВСН 2.38-85
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Мингазпром, Миннефтепром СССР. — М.: ХОЗУ Миннефтепрома.
1986.- 96 с.
ВСН 51-9-86
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ
НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
Мингазпром СССР. — М.: ВНИИгаз, 1987. — 42 с.
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТАЛЬНЫХ ТРУБ
В ГАЗОВОЙ И НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Мингазпром, Миннефтепром, Миннефтегазстрой. — М.: ВНИИгаз,
1983. - 12 с.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 611
ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗВЕДКЕ
И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
ШЕЛЬФЕ СССР
М.: Недра, 1990. - 180 с.
9.6.2. Краткое описание государственных стандартов
СНиП 2.06.01-86
ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 32 с.
Нормы распространяются на проектирование вновь строящихся,
расширяемых и реконструируемых 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: пло-
тины, гидроэлектростанции различных типов, берегоукрепитель-
ные, защитные и оградительные сооружения, портовые сооруже-
ния, морские нефтегазопромысловые гидротехнические сооруже-
ния и др.
Нормы содержат ряд обязательных и рекомендуемых Приложе-
ний, в частности:
— назначение класса гидротехнических сооружений;
— перечень нагрузок и воздействий на гидротехнические соору-
жения;
— основные условия применения морских нефтегазопромысло-
вых гидротехнических сооружений.
СНиП 2.01.07-85
НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 36 с.
Нормы распространяются на проектирование строительных конст-
рукций и оснований зданий и сооружений и устанавливают ос-
новные положения и правила по определению и учету нагрузок
различных видов и их сочетаний.
612 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
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;
— гололедные 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
СООРУЖЕНИЯ (ВОЛНОВЫЕ, ЛЕДОВЫЕ И ОТ СУДОВ)
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. 40 с.
Нормы используются при проектировании вновь строящихся и
реконструкции существующих речных и морских гидротехничес-
ких сооружений. Они устанавливают нормативные значения на-
грузок и воздействий на гидротехнические сооружения от волн,
льда и судов.
В первом разделе Норм рассматриваются нагрузки и воздействия
волн на гидротехнические сооружения вертикального и откос-
ного профилей. Даются рекомендации по расчету максимальных
донных скоростей воды.
Во втором разделе рассматриваются нагрузки от волн на обтекае-
мые преграды и сквозные сооружения из обтекаемых элементов.
Рекомендации данных Норм распространяются на вертикальные
преграды с поперечными размерами, меньшими 0,4 длины волны,
и на горизонтальные преграды с поперечными размерами, мень-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 613
шими 0.1 длины волны. В Нормах рассматриваются также нагрузки
от разбивающихся волн на вертикальную обтекаемую преграду.
В третьем разделе Норм рассматриваются нагрузки от ветровых
волн на берегоукрепительные сооружения и судовых волн на
крепления берегов каналов.
Четвертый раздел посвящен нагрузкам от судов (плавучих обьек-
тов) на гидротехнические сооружения. Здесь приводятся реко-
мендации по определению нагрузок от ветра, течения и волн на
плавучие обьекты, нагрузок от навала пришвартованного судна
на сооружение, от навала судна при подходе к сооружению,
а также нагрузок от натяжения швартовов.
В пятом разделе излагаются методы расчета нагрузок и воздей-
ствий льда на гидротехнические сооружения при скорости дви-
жения льда более 0.5 м/с. В противном случае необходимо исполь-
зовать рекомендации ВСН 41-88. Даются рекомендации по опреде-
лению прочностных характеристик льда в зависимости от соленос-
ти и температуры, определению точки приложения равнодейству-
ющей ледовой нагрузки и учету торосистости льда.
Рассмотрены различные сценарии взаимодействия движущихся
ледяных полей как с сооружениями вертикального, так и откос-
ного профилей.
Изложены методы определения нагрузок и воздействий на со-
оружения от сплошного ледяного покрова при его температур-
ном расширении и нагрузок от примерзшего к сооружению ле-
дяного покрова при изменении уровня воды.
В Приложениях даются рекомендации по определению расчет-
ных уровней воды, расчетных характеристик ветра и элементов
волн в различных частях акватории, в частности, в глубоковод-
ной, мелководной и прибойной зонах, а также на огражденной
акватории.
СНиП Ш-18-75
МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ КОНСТРУКЦИИ
Госстрой СССР, 1975. — 162 с.
Нормы содержат требования к изготовлению, монтажу и приемке
стальных конструкций зданий и производственных сооружений,
в частности, цилиндрических вертикальных резервуаров для неф-
ти и нефтепродуктов, мачтовых и башенных сооружений обьектов
614 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
связи, гидротехнических сооружений, опор линий электропередач
высокого напряжения, а также при изготовлении и приемке сталь-
ных конструкций мостов.
Кроме того, в Нормах содержатся дополнительные правила для
конкретных обьектов, в частности, для конструкций гидротехни-
ческих сооружений.
СНиП П-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 конст-
рукций мостов, транспортных тоннелей и труб под насыпями.
Указывается, что при проектировании стальных конструкций, на-
ходящихся в особых условиях эксплуатации, конструкций уникаль-
ных зданий и сооружений, а также специальных видов конструк-
ций (например, предварительно напряженных, пространственных,
висячих) должны соблюдаться дополнительные требования, отра-
жающие особенности работы этих конструкций, предусмотренные
соответствующими нормативными документами.
Содержатся требования к выбору материалов для конструкций и
соединений, к определению их расчетных характеристик, в том
числе с учетом работы и назначения конструкций.
Даются подробные рекомендации к расчету элементов стальных
конструкций на осевые силы и изгиб.
В разделе «Расчетные длины и предельные гибкости элементов сталь-
ных конструкций» рассматриваются элементы конструкций в виде
плоских ферм и связей, пространственные решетчатые конструк-
ции, структурные конструкции, колонны (стойки).
Даются рекомендации по проверке устойчивости стенок и поясных
листов изгибаемых и сжатых элементов различного типа, приводят-
ся порядок расчета на прочность и устойчивость листовых конст-
рукций. Даны требования к расчету элементов стальных конструк-
ций на выносливость и прочность с учетом хрупкого разрушения.
Рассмотривается расчет соединений стальных конструкций, в том
числе сварных, болтовых и других видов.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружении 615
Приводятся общие требования по проектированию стальных кон-
струкций, а также целый ряд дополнительных требований по про-
ектированию зданий и сооружений конкретного вида.
В Приложениях рассмотриваются вопросы выбора материалов для
стальных конструкций и их соединений, данные о физических
характеристиках материалов и значениях различных расчетных ко-
эффициентов.
СНиП 2.06.08-87
БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
Минэнерго СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1987. — 32 с.
Нормы распространяются на проектирование вновь строящихся и
реконструируемых бетонных и железобетонных конструкций гид-
ротехнических сооружений, находящихся постоянно или периоди-
чески под воздействием водной среды.
Элементы бетонных и железобетонных конструкций гидротехни-
ческих сооружений, не подвергающиеся воздействию водной сре-
ды, следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП
2.03.01-84; бетонные и железобетонные конструкции мостов, транс-
портных туннелей и труб, расположенные под насыпями автомобиль-
ных и железных дорог, следует проектировать по СНиП 2.05.03-84.
В Нормах приводятся общие требования к проектированию бетон-
ных и железобетонных конструкций и к выбору материалов (бето-
на и арматуры). Указывается ряд требований к конструкции соору-
жения и его элементов, арматуры и т.д.
Приводятся основные расчетные положения, в частности, указы-
вается, что расчеты бетонных и железобетонных конструкций не-
обходимо производить по методу предельных состояний в соответ-
ствии со СНиП 2.06.01-86. При расчете элементов сборных конст-
рукций на усилия, возникающие при подьеме, транспортирова-
нии и монтаже, нагрузку от собственного веса элементов следует
вводить в расчет с коэффициентами динамичности, назначаемы-
ми по СНиП 2.03.01-84.
Приводятся рекомендации по расчету элементов бетонных и железо-
бетонных конструкций на прочность и выносливость при различных
условиях нагружения, дается порядок расчета элементов железобе-
тонных конструкций по образованию и раскрытию трещин по де-
формациям, а также на температурные и влажностные воздействия.
616 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
В Приложениях к Нормам приводятся характеристики бетона для
расчета конструкций на температурные воздействия и ряд номог-
рамм.
СНиП 2.03.01-84*
БЕТОННЫЕ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ КОНСТРУКЦИИ
Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1989. - 80 с.
Нормы распространяются на проектирование бетонных и железо-
бетонных конструкций зданий и сооружений различного назначе-
ния, работающих при систематическом воздействии температур не
выше 50 и не ниже 70°С .
Требования настоящих Норм не распространяются на бетонные и
железобетонные конструкции гидротехнических сооружений, по-
этому при проектировании сооружений шельфа они практически
не используются.
Регистр СССР
ПРАВИЛА КЛАССИФИКАЦИИ И ПОСТРОЙКИ ПЛАВУЧИХ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
М.: Транспорт, 1992. — 168 с.
Настоящие Правила распространяются на все самоходные и неса-
моходные плавучие буровые установки (ПБУ) и буровые суда,
предназначенные для выполнения буровых работ с целью развед-
ки и/или добычи подземных ресурсов морскогодна.
В Нормах рассмотрены:
— классификация ПБУ и требования по технической докумен-
тации при их постройке, переоборудовании или восстановлении;
— требования к корпусу ПБУ и его элементам, а также материа-
лам корпуса, сварке, защите от коррозии;
— общие принципы проектирования конструкций;
— общее описание нагрузок, действующих на сооружение при
различных этапах его функционирования, и способы опреде-
ления этих нагрузок;
— требования к прочности конструкций и их элементов;
— специальные вопросы проектирования и требования к проч-
ности самоподьемных и полупогружных сооружений;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 617
— требования к рулевому, якорному, швартовному и буксирно-
му устройствам ПБУ, к подьемному устройству самоподьем-
ных сооружений;
— общие требования к остойчивости ПБУ и отдельные требова-
ния к остойчивости сооружений конкретных типов;
— требования к делению ПБУ на отсеки;
— требования к обеспечению пожаробезопасности.
В Приложении приводятся специальные методики определения вет-
ровых нагрузок, значения экстремальных скоростей ветра и высот
волн возможных 1 раз в 50 лет для Каспийского, Черного, Барен-
цева 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 гидротехнических сооружений. Нормы не распространя-
ются на свайные фундаменты, проектирование которых регламен-
тируется положениями СНиП 2.02.03-85.
Приводятся общие положения, касающиеся проектирования осно-
ваний гидротехнических сооружений, дается номенклатура грун-
тов оснований и их физико-механические характеристики. Приво-
дятся требования к расчету устойчивости сооружений. Даются ука-
зания по фильтрационным расчетам оснований, расчету местной
прочности скальных оснований и определению контактных напря-
жений для сооружений на нескальных грунтах. Рассматриваются
расчеты осадок, крена и горизонтальных перемещений сооруже-
ний на нескальных основаниях, расчет перемещений бетонных и
железобетонных сооружений на скальных основаниях.
Представлены инженерные мероприятия по обеспечению надеж-
ности оснований, в частности, по обеспечению сопряжения со-
оружений с основанием, закреплению и уплотнению грунтов ос-
нований.
6 J 8 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
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 свайных фундаментов со-
оружений, возводимых на вечномерзлых грунтах, фундаментов,
подверженных динамическим нагрузкам, а также опор морских неф-
тепромысловых и других сооружений, возводимых на континен-
тальном шельфе при глубине погружения опор более 35 м.
Даются общие рекомендации по проектированию свайных фунда-
ментов и по выбору свай конкретного вида. В частности, отмечает-
ся, что класс бетона свай и свайных ростверков для гидротехничес-
ких сооружений следует назначать в соответствии со СНиП 11-56-77.
Приводятся основные указания по расчету. Отмечается, что все
вопросы, связанные с расчетом нагрузок и их сочетаний, а также
прочности материала свай, следует принимать согласно требовани-
ям СНиП 2.05.03-84 «Мосты и трубы» и СНиП 11-56-77.
В Нормах изложены требования к расчету несущей способности
свай различного вида.
Даются рекомендации по определению несущей способности свай,
конструированию и расчету свайных фундаментов. Рассматривают-
ся особенности проектирования свайных фундаментов в просадоч-
ных грунтах и сейсмических районах. В последнем случае, кроме
требований настоящих Норм, следует соблюдать также требования
СНиП 11-7-81 «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, выбо-
ре материалов для конструкций, проектировании систем отопле-
ния, вентиляции, кондиционирования воздуха и водоснабжения.
В Нормах представлены данные по температуре воздуха (как сред-
ние, так и экстремальные значения) для большого числа населен-
ных пунктов СССР.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
619
В Приложениях к Нормам приводятся схематические карты рас-
пределения климатических и геофизических параметров, сведения
о средней и максимальной суточной амплитуде температуры воз-
духа, влажности воздуха, осадках, направлении и скорости ветра,
а также солнечной 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 клас-
сификация зданий и сооружений, их элементов, строительных
конструкций, материалов.
Приведены требования к огнестойкости зданий, сооружений и
пожарных отсеков, обьемно-планировочным и конструктивным
решениям зданий, а также к противопожарным преградам.
Рассмотрены вопросы, связанные с эвакуацией людей из поме-
щений и зданий.
В Приложениях приводятся примерные конструктивные харак-
теристики зданий в зависимости 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 исключением оснований гидротехнических соору-
жений. В связи с этим при проектировании сооружений 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 зданий и сооружений, возводимых на территории
распространения вечномерзлых грунтов, определяемой в соответ-
ствии с требованиями СНиП 2.01.01-82 «Строительная климато-
620 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
логия и геофизика». Нормы, за исключением первого и второго
разделов, не распространяются на проектирование оснований гид-
ротехнических сооружений.
В первом разделе приводятся общие положения проектирования
объектов на вечномерзлых грунтах.
Второй раздел посвящен характеристикам вечномерзлых грунтов
оснований. Отмечается, что в состав определяемых для расчета
вечномерзлых оснований физических и механических характери-
стик грунтов, помимо предусмотренных СНиП 2.02.01-83, долж-
ны входить некоторые дополнительные.
СНиП 2,03.11-85
ЗАЩИТА СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ
Госстрой СССР. ~ М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. — 48 с.
Данные Нормы распространяются на проектирование защиты
от коррозии строительных конструкций (бетонных, железобе-
тонных, стальных, алюминиевых) зданий и сооружений при
воздействии агрессивных сред с температурой от -70 до +50пС .
Нормы не распространяются на проектирование конструкций из
специальных бетонов (полимербетонов, кислого- и жаростойких
бетонов).
Оценивается степень агрессивности воздействия сред к указанным
материалам. Приводятся рекомендации по защите от коррозии по-
верхностей различных конструкций.
Изложены требования к конструкциям морских металлических
нефтепромысловых сооружений с точки зрения обеспечения за-
щиты от коррозии.
Содержится большое число Приложений, где приводятся сведения
о различных защитных материалах, а также об условиях и способах
их применения.
СНиП 2.05.03-84
МОСТЫ И ТРУБЫ
Госстрой СССР. — М.г ЦИТП Госстроя СССР, 1985. — 200 с.
Нормы распространяются на проектирование новых и реконструк-
цию существующих постоянных мостов (в том числе путепрово-
дов, виадуков, эстакад и пешеходных мостов) и труб под насыпя-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
621
ми на железных дорогах (колеи 1520 мм). Нормы необходимо со-
блюдать при проектировании мостов и труб, предназначенных для
эксплуатации в любых климатических условиях страны, а также в
районах с расчетной сейсмичностью 9 баллов включительно. Рас-
смотрены также вопросы, связанные с расчетом и конструирова-
нием оснований и фундаментов.
Нормы имеют около 30 Приложений, содержащих большое коли-
честводополнительной 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 ответалений от
них условных диаметров до 1400 мм включительно с избыточным
давлением среды от 1.2 до 10 МПа для транспортирования нефти,
нефтепродуктов, 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 транспортных сооружений.
Приводятся общие требования к организации производства работ
в летних и зимних условиях. Регламентируются параметры волне-
ния и ветра, при которых допускается производить различные виды
работ с применением плавучих средств.
Излагаются требования по проведению подготовительных и под-
водно-технических работ.
Даются рекомендации по проведению природоохранных мероприя-
тий при возведении гидротехнических сооружений.
Рассматриваются особенности возведения гидротехнических соору-
жений в северной строительно-климатической зоне.
622 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
СНиП П-7-81
СТРОИТЕЛЬСТВО В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ
Госстрой СССР. — М.: Стройиздат, 1982. — 48 с.
Нормы распространяются на проектирование зданий и сооруже-
ний, возводимых в районах сейсмичностью 6, 7, 8 и 9 баллов.
Раздел 5 Норм посвящен проектированию гидротехнических соору-
жений. Требования данного раздела должны соблюдаться при про-
ектировании гидротехнических сооружений гидроэлектрических стан-
ций, водного транспорта и других гидротехнических обьектов.
Излагаются общие положения проектирования, методы к расчету
сейсмических воздействий, даются рекомендации по размещению
гидротехнических сооружений и проведению конструктивных ме-
роприятий, направленных на снижение последствий сейсмических
воздействий.
В Приложениях представлен подробный список населенных пунк-
тов СССР, расположенных в сейсмических районах с указанием
принятой для них сейсмичности в баллах и повторяемости сейсми-
ческого воздействия. Кроме того, представлены карты сейсмичес-
кого районирования территории СССР.
9.6.3. Краткое описание ведомственных
нормативных документов
ВСН 31-83
ПРАВИЛА ПРОИЗВОДСТВА БЕТОННЫХ РАБОТ ПРИ
СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
Минэнерго СССР. —Л.; ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, 1984. — 84 с.
Настоящие Правила содержат требования к технологии бетонных
работ при возведении и реконструкции гидротехнических соору-
жений, выполнение которых необходимо для обеспечения рацио-
нальной организации работ и получения бетонных и железобетон-
ных конструкций с заданными характеристиками.
В Правилах приведены общие требования к производству бетонных
работ при возведении гидротехнических сооружений, рассматри-
ваются вопросы, связанные с приготовлением бетонной смеси.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 623
Рассмотрены различные способы доставки бетонной смеси к месту
укладки.
Приведены требования к подаче бетонной смеси в блоки бетониро-
вания, проведению опалубочных работ, подготовке блоков к бето-
нированию, укладке и уплотнению бетонной смеси и уходу за бе-
тоном. Рассмотрены вопросы регулирования температурного режима
и термонапряженного состояния бетона массивных сооружений, про-
изводства бетонных работ в зимних условиях и контроля качества
бетона и бетонных работ на различных стадиях строительства.
В Приложениях дается информация о добавках к бетонам гидротех-
нических сооружений, области и условиях рационального примене-
ния, приводятся технические характеристики основных отечествен-
ных 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 возводимые и реконструируемые морские стационарные
платформы, сооружаемые на акваториях замерзающих морей. В них
сформулированы основные требования к конструкции морских ле-
достойких стационарных платформ (ЛСП) и рассмотрены основ-
ные расчетные положения.
В разделе «Нагрузки и воздействия» рассматриваются нагрузки на
сооружения, вызванные действием льда, ветра и волн. Кроме того,
приводятся рекомендации по оценке нагрузок от воздействия су-
дов и сейсмики.
В Нормах рассматриваются максимальные ледовые нагрузки на раз-
личные морские нефтепромысловые сооружения при скоростях под-
вижек ледяных полей до 0.5 м/с. При больших скоростях рекомен-
дуется определять нагрузки в соответствии с рекомендациями
СНиП 2.06.04-82*.
Нагрузки от ветра на конструкции и их элементы рекомендуется
определять в соответствии 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.
624 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
В Нормах рассмотрены преграды, имеющие форму:
— вертикального кругового цилиндра;
— затопленного цилиндра;
— конуса;
— цилиндра с конической вставкой.
Для вертикальной круглоцилиндрической преграды приводятся
рекомендации по определению максимальных донных скоростей.
Нагрузки от судов в ВСН 41-88 рекомендуется определять по
СНиП 2.06.04-82*, а учет сейсмических воздействий произво-
дить в соответствии со СНиП П-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 фор-
мулируются требования, предьявляемые к сварке.
Марки сталей и их характеристики рекомендуется принимать по
СНиП 11-23-81 и СНиП 2.03.11-85. Сварочные работы должны
производиться в соответствии с требованиями СНиП Ш-18-75,
СНиП II1-4-79 и СНиП П-23-81, а защита от коррозии согласно
СНиП 2.03.11-85. Приводятся основные положения расчета сталь-
ных конструкций ЛСП в соответствии со СНиП П-23-81 и
ВСН 51.3-85.
В разделе «Железобетонные конструкции» рассмотрены требования
к выбору материалов и приведены основные положения
расчета по несущей способности и пригодности к нормальной эк-
сплуатации, 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 обязательным относятся следующие:
— методика испытаний образцов льда;
— сталь для конструкций ЛСП и их соединений;
— методика расчета каркасированной оболочки;
— расчет на прочность с учетом сопротивления разрушению.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 625
К рекомендуемым Приложениям относятся:
— расчет одиночных свай по несущей способности на осевые и
циклические горизонтальные 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 кон-
струкции, сооружаемые на морских нефтегазовых месторождениях.
Нормы не распространяются на морские стационарные платфор-
мы, 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 требо-
ваниями СНиП 2.06.04-82* «Нагрузки и воздействия на гидротех-
нические сооружения». Расчеты конструкций морских стационар-
ных платформ следует выполнять по СНиП П-23-81* «Стальные
конструкции».
Второй раздел Норм посвящен определению гидрометеорологичес-
ких параметров. Их необходимо определять в соответствии со
СНиП 2.06.04-81* и уточнять на основе имеющихся данных натурных
наблюдений. Исходные гидрометеорологические параметры для райо-
нов Каспийского моря приведены в Приложении 2 настоящих Норм.
В разделе Норм, посвященном нагрузкам и воздействиям, рассмат-
риваются нагрузки различных видов и их сочетания и приводятся
коэффициенты надежности по нагрузке.
Даются рекомендации по определению ветровой нагрузки, нагру-
зок от волн и течения, сейсмической нагрузки, нагрузки от судов
и монтажных нагрузок. При определении нагрузок от волн и тече-
ния, а также от судов, используются некоторые рекомендации
СНиП 2.06.04-82*. При определении сейсмических нагрузок пред-
лагается использовать рекомендации СНиП П-7-81 «Строитель-
ство в сейсмических районах» с учетом ряда дополнительных тре-
бований настоящих Норм.
40. А. Б. Золотухин и др.
626 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Требования, содержащиеся в данных Нормах, в отношении матери-
алов конструкций и их расчетных сопротивлений полностью бази-
руются на материалах СНиП 11-23-81* «Стальные конструкции».
Нормы содержат рекомендации по выбору проектного решения к
расчету свайных фундаментов морских стационарных платформ. Здесь
широко используются рекомендации СНиП 11-17-77 «Свайные
фундаменты» (в новой редакции — СНиП 2.02.03-85).
В последнем разделе настоящих Норм приводятся основные требова-
ния к коррозийной стойкости сооружения и защите от коррозии.
Приложения Норм содержат номенклатуру гидрометеорологичес-
ких данных, подробную информацию о ветровом и волновом ре-
жимах Каспийского моря, а также ряд рекомендаций по определе-
нию нагрузок при спуске и транспортировке на плаву опорного
блока сооружения.
ВСН 12-87
ПРИЧАЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ ПЕРЕГРУЗКИ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА.
НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Минморфлот СССР. — М.: «Мортехинформреклама», 1988. — 36 с.
Нормы распространяются на проектирование системы автомати-
ческой противопожарной защиты (САПЗ) причального комплекса
для перегрузки нефти и нефтепродуктов в морских портах Мин-
морфлота СССР.
Нормы должны соблюдаться при проектировании противопожар-
ной защиты вновь строящихся, реконструируемых и технически
перевооружаемых причальных комплексов.
Рассмотрены общие положения проектирования, состав и требова-
ния к САПЗ причального комплекса.
Приведены требования по обеспечению пожарной безопасности
причального комплекса и танкера, находящегося у причала,
а также рекомендации по созданию системы автоматического уп-
равления, связи и сигнализации.
В Приложениях изложены требования к пожарному оборудованию
мобильных плавсредств, характеристики взрыво- и пожарной опас-
ности нефти и нефтепродуктов, кроме того, даны рекомендации
по расчету средств тушения пожара.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 627
ВСН 219-87
СТРОИТЕЛЬСТВО ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Миннефтегазстрой СССР. - М.: ВНИИСТ, 1987. ~ 73 с.
Настоящие Нормы распространяются на сооружение и реконструк-
цию промысловых стальных трубопроводов диаметром до 1420 мм
(включительно) на новых и действующих месторождениях нефти,
газа, газового конденсата и на подземных хранилищах газа с из-
быточным давлением среды не выше 32 МПа.
Требования ВСН не распространяются на сооружение и реконст-
рукцию промысловых трубопроводов в зоне морских акваторий и
районах с сейсмичностью выше 8 баллов для подземных и выше
6 баллов для надземных трубопроводов.
ВСН 3-80
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ
ПРИЧАЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ
Минморфлот СССР. - М.: ЦРИА «Морфлот», 1981. - 116с.
Требования настоящей Инструкции должны соблюдаться при про-
ектировании причальных морских сооружений морских портов и
судоремонтных заводов.
Инструкция содержит общие требования по проектированию ста-
ционарных причальных сооружений и специальные требования по
проектированию сооружений различной конструкции.
Рассмотрены общие положения проектирования причальных со-
оружений, рекомендации по выбору конструкции сооружения,
общие конструктивные требования и требования к выбору строи-
тельных материалов.
В Приложениях к Инструкции даются рекомендации к выбору и
расчету конструктивных элементов и сооружений.
ВСН 51.1-81
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ МОРСКИХ
СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ
Мингазпром СССР. - М.: ВНИИгаз, 1981. - 21 с-
Указания настоящей Инструкции должны соблюдаться при про-
ектировании вновь строящихся, реконструируемых и расширяв-
628 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
мых морских стационарных платформ (МСП) из стальных конст-
рукций, предназначенных для бурения и обустройства нефтегазо-
вых месторождений.
В Инструкции изложены общие положения проектирования МСП.
Приведены некоторые дополнительные рекомендации к расчету
нагрузок на сооружения.
Излагаются вопросы расчета и проектирования опорных элемен-
тов МСП и прочности сварных соединений, а также различных
видов свай, применяемых для крепления блоков МСП ко дну.
ВСН 2.38-85
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Мингазпром, Миннефтепром СССР. — М.: ХОЗУ Миннефтепро-
ма, 1986. — 96 с.
Настоящие Нормы распространяются на проектирование вновь со-
оружаемых и реконструируемых стальных трубопроводов диаметром
до 1400 мм и давлением не более 32 МПа на месторождениях не-
фти, 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 искусственные во-
доемы, в частности, через болота.
Представлены требования к охране окружающей среды, материалу
труб, соединительных узлов, стальных каркасов и сварочных ма-
териалов.
Рассматриваются требования к расчету прочности трубопроводов,
устойчивости и коррозионной защиты.
Приложения содержат рекомендации по проектированию терми-
ческих и гидравлических трубопроводов, а также по созданию и
расчету электромеханической защиты конструкций.
ВСН 51-9-86
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ
НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
Мингазпром СССР. — М.: ВНИИгаз, 1987. — 42 с.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
629
Настоящие Нормы охватывают вопросы проектирования подвод-
ных нефтегазопроводов диаметром до 800 мм и давлением транс-
портируемых продуктов до 10 МПа. Нормы рассматривают требо-
вания к проектированию вновь возводимых и реконструкции фун-
кционирующих трубопроводов для всех климатических зон.
Они содержат общие правила, классификацию морских подвод-
ных нефтегазопроводов и требования к выбору типа трубопрово-
дов. Представлены рекомендации по прокладке труб и их крепле-
нию на гидротехнических объектах. Рассматриваются вопросы рас-
чета прочности и устойчивости трубопроводов при статических на-
грузках и устойчивость при воздействии волн и донных течений.
Приводятся рекомендации по проектированию соединений морс-
ких подводных нефтегазопроводов, а также коррозионной защиты.
Учитываются требования к охране окружающей среды, выбору
материалов, сварке и контролю сварочных работ.
Приложения содержат морские карты, использование которых воз-
можно при расчете волновых нагрузок на трубопроводы.
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТАЛЬНЫХ ТРУБ
В ГАЗОВОЙ И НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Мингазпром, Миннефтепром, Миннефтегазстрой. — М.:
ВНИИгаз, 1983. - 12 с.
Настоящая Инструкция распространяется на проектируемые, стро-
ящиеся и реконструируемые трубопроводы диаметром до 426 мм
включительно и давлением до 320 МПА, а от 530 мм и выше —
при давлении до 10 МПа.
К ним относятся:
— линейная часть магистральных трубопроводов всех категорий,
а также ответвлений от нихдля транспортировки некоррозион-
но-активного газа, нефти и нефтепродуктов;
— промысловые сборные газовые и нефтяные сети и коллекто-
ра (за исключением промысловых сетей, транспортирующих
коррозионно-активные среды);
— трубопроводы компрессорных, газораспределительных и неф-
теперекачивающих насосных станций.
Содержатся общие положения, связанные с выбором и использова-
нием стальных труб, а также ограничения при выборе типа труб.
Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Дается перечень технических условий на стальные трубы различ-
ного диаметра как отечественного, так и импортного производ-
ства, и их характеристики.
ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗВЕДКЕ
И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
ШЕЛЬФЕ СССР
М.: Недра, 1990. — 180 с.
В Правилах рассмотрены требования безопасности, связанные со
спецификой строительства морских нефтегазопромысловых соору-
жений, бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом сква-
жин, транспортированием нефти и газа при освоении нефтяных и
газовых месторождений на континентальном шельфе.
В документе приведены общие правила безопасности, связанные с
жизнедеятельностью персонала морских нефтегазопромысловых
обьектов, проведением водолазных, ремонтных и спасательных
работ, общие технические требования при работе с энергетичес-
кими и электрическими установками.
В Правилах изложены требования безопасности к проведению изыс-
кательских работ, строительству, эксплуатации и ремонту морс-
ких нефтегазопромысловых сооружений, а также требования, пре-
дьявляемые к конкретным обьектам и операциям.
Приводятся требования безопасности при проведении геофизичес-
ких работ, бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
9.7. Сооружение и установка морских конструкций
в Арктической зоне
О. Т. Гудместад, А. Евенсен, О. П. Анстейнсон
Университетский коледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
9.7.1. Производство
9.7.2. Правила и Нормы
9.7.3. Содержание работы российской стороны
9.7.4. Производственные верфи
9.7.4.1. Общие замечания
9.7.4.2. Верфь Севмашпредприятия
9.7.4.3. Верфь «Звездочка»
9.7.5. Производство и установка наземных сооружений
9.7.6. Трубопроводы
9.7.6.1. Общие положения
9.7.6.2. Морские трубопроводы
9.7.6.3. Подход к берегу
9.7.6.4. Наземные трубопроводы
9.7.7. Работы в море
9.7.7.1. Определение работ в море
9.7.7.2. Маршруты буксировки
9.7.8. Стратегия выполнения проекта, работа по контракту
и организации производства
9.7.8.1. Стратегия выполнения проекта
9.7.8.2. Стратегия работы по контракту
9.7.8.3. Процедура проверки
9.7.8.4. Критерии оценки
9.7.1. Производство
Способы производства и установки сооружений, требующиеся для
различных сценариев разработки морских месторождений в рос-
632 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
сийской арктической зоне, могут быть разными в зависимости от
сценария. В этой главе речь пойдет о производстве и установке
морских платформ и оборудования и только бегло будут рассмот-
рены вопросы производства и установки наземных конструкций.
Вместо обсуждения аспектов производства и установки для каж-
дого сценария в отдельности мы бы хотели сначала рассмотреть все
вопросы в целом, а затем привести некоторые замечания, касаю-
щиеся отдельных компонентов. Такими компонентами являются:
1) уже имеющаяся платформа, превращенная в установку для пол-
ного производства и отгрузки продукта;
2) уже имеющаяся платформа, превращенная в установку для бу-
рения и первой фазы обработки продукта;
3) новая буровая и добывающая платформа (установка), установ-
ленная на месторождении;
4) трубопровод от берега к морской платформе;
5) трубопровод от морской платформы (или от берега) до другой
платформы;
6) трубопровод от морской платформы до морской отгрузочной
установки;
7) морская погрузочная башня, расположенная в районе с глуби-
ной моря > 22 м;
8) морской буй погружной погрузочной турели (ППТ), располо-
женный в районе с глубиной моря > 35 м;
9) наземная установка для обработки и хранения углеводородов.
Морские платформы (1—3) и погрузочная башня (7) требуют зна-
чительного объема стали. Надо отметить, что сталь будет един-
ственным строительным материалом, рассматривающимся в этой
главе, в основном, вследствие российской традиции, знаний и
опыта производства морских стальных конструкций. Кроме того,
любой проект бетонной платформы повлек бы за собой введение
новой технологии в России и потребовал бы создания сухого дока
для производства такой конструкции. Открытое производство бе-
тонных конструкций в условиях арктической зимы может также
оказаться гораздо менее эффективным, чем изготовление сталь-
ных компонентов в больших отапливаемых производственных
и сборочных цехах Северодвинска.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
633
В дополнение к производству металлоконструкций, вся сборка про-
изводственных установок, включая прокладку труб и кабелей, дол-
жна осуществляться до начала установки платформы, оставляя толь-
ко проведение морских монтажных работ.
Наконец, довольно существенное место занимают морские опера-
ции, касающиеся изготовления и установки морской платформы.
К ним относится:
— буксировка установки в Белое море (близко к Северодвинс-
ку) в случае, если будет использована уже существующая кон-
струкция;
— швартовка к берегу;
— перенос оборудования на морскую производственную уста-
новку и ее транспортировка на месторождение;
— установка конструкции на месторождении.
9.7.2. Правила и Нормы
Конструкция платформы, устанавливаемой в российской аркти-
ческой морской зоне, должна соответствовать Российским Прави-
лам и Нормам (см. раздел 9.6).
Кроме того, надо придерживаться Российских Правил, относя-
щихся к производству и морским операциям, рабочей среде, а
также соответствовать соглашениям между производственными вер-
фями и рабочими профсоюзами. Наконец, установки должны пройти
контроль и быть принятыми Российскими экспертными и надзор-
ными органами.
Чтобы установки могли быть застрахованы западной страховой
компанией, что потребуется в случае иностранного участия в про-
екте, конструкция должна пройти проверку и получить документ,
подтверждающий ее годность и составленный в соответствии с
общепризнаными западными стандартами или правилами признан-
ного западного классификационного органа. Такими стандартами
может быть наиболее часто использующийся API RP-2N, Канадс-
кие стандарты CSA S471 и С471, S473 или Норвежский стандарт
НС3473 (NS 3473). Альтернативно можно использовать правила,
применяемые Дет Норске Веритас, Ллойдс или АБС (Det Norske
Veritas, Lloyds, ABS).
634 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
9.7.3. Содержание работы российской стороны
Морская нефтедобыча является новым делом для России. Однако
предусматривается, что российская сторона будет выполнять очень
значительную долю работ.
Для того чтобы описать и впоследствии использовать российский
опыт и знания, потребуется составление полного списка компа-
ний-претендентов. Этот список будет включать все российские ком-
пании, которые могут предложить свои услуги, знания и опыт
для осуществления проекта. К областям, в которых проект особо
заинтересован в приобретении таких услуг, относятся:
— проектные работы;
— строительство;
— морские операции;
— производство основных материалов и оборудования, таких как:
конструкционная сталь, алюминиевые профили, трубы, клапа-
ны, электросталь, кабели, буровые обсадные колонны и т.д.;
— производство оборудования для обработки углеводородов, вспо-
могательных систем и т.д.
Критерий, по которому компания включается в список, опреде-
ляется в соответствии с требованиями проекта в отношении каче-
ства, стандартов, своевременной поставки и разумности цены. Это
означает, что все потенциальные поставщики, инженерные ком-
пании, строительные верфи и т.д. должны быть отобраны заранее.
Согласно международной практике, компании проходят квалифи-
кационную проверку в соответствии с ISO 9000 для каждого про-
екта, в котором они намерены участвовать.
Тем не менее, предполагается, что некоторая часть оборудования
для обработки нефти, оснащение приборами и т.д. будут импорти-
рованы из западных стран. Это соответствует и точке зрения нор-
вежской нефтяной промышленности, которая считает экономи-
чески нецелесообразным начинать производство всех типов обору-
дования, когда его легко можно приобрести в других странах и
очень часто по довольно выгодным ценам.
Предполагается, что в области проектных услуг российские инже-
нерные компании создадут совместные предприятия с западными
компаниями, причем российская сторона сосредоточит свою рабо-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 635
ту на проектах стальных конструкций, а западная компания будет
заниматься технологическим проектированием.
Имеющиеся в наличии услуги, которые может предоставить рос-
сийская сторона, следующие:
— флот буксирных и ледокольных судов для проведения морс-
ких операций;
— флот судов, доступных круглый год для службы поддержки,
включая дизель-электрические ледоколы, подходящие для ус-
ловий арктической зимы;
— две подходящие для производства верфи в Северодвинске:
• «Севмашпредприятие»;
• верфь «Звездочка».
Эти верфи расположены в Северодвинске и имеют мощности для
ведения крупномасштабных производственных работ.
9.7.4. Производственные верфи
9.7.4.1. Общие замечания
В Северодвинске расположены две крупные судоверфи (рис. 9.11).
Подход к ним осуществляется через канал, отмеченный буями, и
Рис. 9.11. Расположение верфей Северодвинска
636 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
через вход в гавань. Канал имеет некоторые ограничения в отноше-
нии глубины и ширины. Глубина варьируется от 6—7 до 10 м, соот-
ветственно ширина на этих глубинах составляет 120 м и 30—40 м.
Канал должен быть расширен для пропуска более крупного обору-
дования.
Кроме того, необходимо отметить, что глубина моря в районе Се-
веродвинска довольно небольшая. Это означает, что сборка плат-
формы большего размера или проведение строительных работ долж-
на осуществляться на некотором расстоянии от берега (рис. 9.12).
35° 7 40° Сев.
Рис. 9.12. Возможные места производства работ на берегу Белого моря
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 637
Требуется создать условия для соединения основания платформы
с ее верхней частью в Сосновой губе (глубина 40 — 59 м). Непода-
леку расположены деревня Умба и морской порт (см. рис. 9.12).
9.7.4.2. Верфь Севмашпредприятия
Верфь предприятия Севмаш (ПО СМП) расположена в южной
части Северодвинской гавани (см. рис. 9.11). Эта верфь имеет боль-
шой опыт в строительстве военных кораблей и подводных лодок.
В настоящее время на ней работает 30 000 человек. Верфь имеет
технологию для проектирования и постройки платформы кессон-
ной конструкции типа «Приразломная». Эта платформа состоит из
4 больших блок-модулей размером 126x32x25 м. Каждый из блок-
модулей весит 10 000-15 000 т, а элементы (32x16x25) для боль-
шого блок-модуля весят 1000— 1500 т. Каждый элемент состоит из
панелей, весящих 400-500 т. Элементы строятся на стапелях и
переносятся на другой стапель сначала для сварки в блоки, а затем
в большие блок-модули. Большие блок-модули направляются че-
рез затвор дока в гавань, а затем в открытое море, где они будут
включены в конструкцию платформы.
На рис. 9.11 показаны строительные установки и док на Севмаш-
предприятии. За 4 года норвежская компания «Викинг Бардж» по-
строила на этой верфи 4 баржи для Северного моря. Работа была
проделана на высоком уровне.
9.7.4.3. Верфь «Звездочка»
Верфь «Звездочка» расположена в северной части Северодвинской
гавани. Здесь работают около 8 000 человек и имеется богатый
опыт работы как военно-морской судоремонтной верфи. Совмест-
но с компанией «Квернер» эта верфь создала совместное предпри-
ятие. В настоящее время по заказу «Квернер» на «Звездочке» изго-
тавливаются судовые винты для «Квернер» Маса—Ярд. Помимо это-
го, по заказу другой компании «Квернер», здесь изготавливаются
корпусы рыболовных судов.
Верфь располагает мощностями для эффективного производства
стальных конструкций (рис. 9.13 и 9.14):
638
Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис 9.13. Верфь «Звездочка», Северодвинск
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 639
Рис. 9.14. Верфь «Звездочка», Северодвинск
640 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
цех 7 — цех изготовления стальных конструкций заводским спосо-
бом;
цех 9 — цех производства труб;
цех 10 — сборочный;
цех 15 — сбором н ы й;
цех 40 — цех стальных агрегатов;
цех 45 — цех специальных покрытий.
Предприятие располагает тремя причалами для швартовки, поста-
новки на якорь и сборки:
— глубоководный причал № 1, длина 475 м, глубина 12 м;
— глубоководный причал № 2, длина 325 м, глубина 12 м;
— мелководный причал, длина 575 м, глубина 8 м.
Кроме того имеется причал, сухой док следующих размеров:
— ширина затвора — 26,5 м;
— ширина дока — 75 м;
— длина дока — 214 м.
Большинство цехов и складов оснащены железнодорожными пу-
тями, что обеспечивает эффективную транспортировку конструк-
ций. Помимо этого, верфь имеет крановую систему с подъемной
мощностью 12 500 т.
На верфи также имеется плавучий башенный кран с подъемной
мощностью 150 т и рабочим радиусом стрелы 28 м.
9.7.5. Производство и установка наземных сооружений
Производство любой из наземных установок может легко осуще-
ствляться в Северодвинске на одной из крупных верфей.
Установка наземных конструкций включает их транспортировку до
поселка Варандей в период открытой воды и выгрузку установок на
причалы. Наземная транспортировка до места назначения должна
выполняться в течение зимнего периода, как перевозка оборудова-
ния должна происходить при приемлемых погодных условиях.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 641
9.7.6. Трубопроводы
9.7.6.1. Общие положения
Несколько сценариев разработки арктических месторождений вклю-
чают использование морских трубопроводов, либо проложенных
до платформы через прибрежную зону, либо от платформы до
погрузочного буя. В некоторых сценариях применяются также на-
земные трубопроводы.
9.7.6.2. Морские трубопроводы
Предполагается, что на мелководье большие морские трубопрово-
ды или связки трубопроводов прокладываются тяговым способом
по дну или около поверхности. Трубопроводы требуемой длины
после изготовления буксируются до места укладки. Соединение
секций может происходить как на барже, так и на дне (на мелко-
водье). Кроме того, при глубине моря меньше глубины киля ледя-
ных торосов (<12 м), трубопровод следует укладывать в траншеи
на глубину минимум 3 м, для предохранения со стороны движу-
щихся торосов. Трубопроводы меньшего размера можно проклады-
вать катушечным методом.
9.7.6.3. Подход к берегу
Подход к берегу представляет собой особую проблему, т. к.:
— зимой образуется припайный лед и в прибрежных районах
вода замерзает до самого дна;
— весной лед выталкивается на берег, что может повлечь за со-
бой нарушение берегового рельефа и нанести повреждения
уложенным в траншеи трубопроводам;
— может произойти эрозия береговой зоны, в результате кото-
рой трубопроводы окажутся на поверхности;
— от нагрева трубопровода в береговой зоне может начаться та-
яние вечной мерзлоты.
Эти аспекты требуют специальных решений, включая выполне-
ние более глубоких траншей или возможных туннелей. В любом
случае, подход к берегу может оказаться особенно трудной и до-
рогостоящей частью разработки месторождения.
41. А. Б. Золотухин и др.
642 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
9.7.6.4. Наземные трубопроводы
Предполагается, что все наземные нефтепроводы будут уложены на
свайных опорах, чтобы избежать теплового контакта с землей и обес-
печить устойчивость в период эксплуатации. Наземные газопроводы
могут работать при температуре ниже нуля градусов, не приводя к
таянию вечной мерзлоты, при соблюдении необходимых мер.
9.7.7 Работы в море
9.7.7.1. Определение работ в море
Морские операции влияют на проект, и в значительной степени
определяют его стоимость. Среди ключевых аспектов работы на море:
— технология подъема, разгрузки, транспортировки и вес конст-
рукций;
— методы проведения работ в море и меры предосторожности,
которые следует применять, чтобы избежать повреждений объек-
тов при проведении работ;
— вес, форма, конфигурация и порядок проведения работ служат
важными параметрами при определении стратегии строитель-
ства и проведения операций в море.
На ранней стадии разработки проекта необходимо сосредоточиться
на выработке стратегии инженерного обеспечения, закупки обо-
рудования, строительства и работ в море. Проведение работ в море
бросает вызов большинству арктических проектов из-за наличия
мелководья во многих частях Арктики, а также из-за больших
расстояний для буксировки (рис. 9.15). Кроме того, довольно ко-
роткие промежутки благоприятных погодных условий накладыва-
ют ограничения на продолжительность периодов, в течение кото-
рых можно проводить работы. Работы в море имеют ненадежное
расписание, что, в конечном итоге, может отразиться на всем
графике осуществления проекта.
Следует заметить, что строительные работы предположительно будут
выполняться на верфи Северодвинска.
Определены следующие виды работ в море:
— спуск на воду;
— буксировка (рис. 9.16);
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 643
— подъем тяжелых грузов и их установка на палубе;
— установка платформы/швартовка баржи или танкера;
— прокладка морских трубопроводов;
— установка устройств для отгрузки нефти;
— подготовка морского дна;
— швартовка.
9.7.7.2. Маршруты буксировки
Прибрежная буксировка
В данном контексте прибрежная буксировка означает буксировку в
районе Белого моря. Она заключается в буксировании блок-моду-
лей/платформы от верфи до места сборки или до прибрежной стро-
ительной площадки. Маршруты буксировки показаны на рис. 9.15.
Буксировка в открытом море
Буксировка в открытом море означает буксировку от прибрежных
строительных площадок до места сборки прямо на месторождении
(см. рис.9.15).
Конфигурация буксировкиданы на рис. 9.16.
На прилагаемой схеме показана типичная конфигурация букси-
ровки:
— для прибрежной буксировки через узкие водные проходы;
— для прибрежной буксировки в открытом море;
— для буксировки платформ через узкие водные проходы;
— для буксировки платформ в открытом море;
— для звездообразной структуры, которую следует использовать
при установке платформы.
Особенности проведения морских операций
Инспекция и приемка
Все морские операции должны пройти проверку и получить разре-
шение от инспекторов по приемке для того, чтобы получить стра-
ховой полис и обеспечить безопасное проведение операций.
644 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 9.15. Маршруты буксировки из Белого моря
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 645
646 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Букогдокл модулей
Буксировка платформы
через доме врсшоы
Основной буксир
60 4 100+
Короткий
бужс»<р»(ьгй
трос
Страхующий буксир
ЭО-ЗО + ВР
Тяговые буксиры
ЭТО + 4ГО + ВР;
I U U Короткие
[ буксирные
тросы
Букскуюяка модуле!
открытых воджк
Основной буксир
« - 100 + ВР;
Дтккмый
гнтоаый
трос
О Вспомогательный
СоироважадюшиЙ
буюсчр
Тяговые буксиры
зоо * его + bp.
Длинные
тяговые
тросы
Буксировка платформы
в Открытых шш
Вспомогртитипие
I буксиры
и и 30 + 50 + ВР
Лрэдрсявфбодные пдггфинш
ВсгЮмСийнбльный.
О букскр
30 + 50 + ВР
Рис. 9-16. Конфигурация буксировки
Уведомление
Получение уведомления, а иногда и разрешения, является обяза-
тельным до начала проведения морских операций. В качестве при-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 647
меров уведомлений и разрешений, выдаваемых органами власти,
могут быть упомянуты следующие:
— уведомление начальника порта/руководство портом;
— навигационные предупреждения для других морских судов;
— навигационные предупреждения для руководства ВМФ;
— разрешение от руководства ВМФ.
План действий на случай возникновения непредвиденных ситуаций
В целях безопасности морских операций требуется наличие плана
действий на случай непредвиденных систуаций. Морская операция
требует, как минимум, письменного руководства с описанием всех
мер, которые должны быть приняты. В руководстве должны быть
перечислены все вопросы безопасности и работ по исправлению
повреждений, которые должны быть осуществлены в случае воз-
никновения отклонения от установленных процедур.
При буксировке на большие расстояния нужно определить «места
для укрытия» на случай ухудшения погодных условий.
9.7.8. Стратегия выполнения проекта,
работа по контракту и организации производства
9.7.8.1. Стратегия выполнения проекта
В этом параграфе дается описание условий закупки и контрактов,
предусматриваемых для бурения и разработки проекта, включая
эксплуатацию морских месторождений в Арктике.
Сценарии разработки месторождения
Для успешной реализации проекта должна быть проведена работа
с потенциальными поставщиками товаров и услуг в целях дости-
жения наибольшей технической и коммерческой эффективности
выбранного сценария (сценариев). Чтобы добиться наибольшей эф-
фективности технических концепций и достичь договоренности об
оптимальных принципах раздела риска, тендерную процедуру сле-
дует основывать на конкурентных переговорах с заранее отобран-
ными поставщиками.
Соображения, стоящие за стратегией, следующие:
— в Арктическом бассейне разработано мало месторождений,
в основном, это минимально эффективные месторождения;
648 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— существует ограниченное число подрядчиков с опытом работы
в этом географическом районе;
— должна быть минимальная общая ответственность между раз-
личными подрядчиками;
— необходимо применение имеющихся у России технологий;
— необходимо минимальное количество контрактов.
9.7.8.2. Стратегия работы по контракту
Для того чтобы снизить до минимума число контрактов, мы реко-
мендуем, для полной разработки месторождения, иметь единый
контракт по инженерному обеспечению, закупкам, строительству и
установке (контракт ИЗСУ). Это позволит снизить ответственность
компании-оператора за координацию работы между подрядчиками.
Контрактные пакеты
Главным контрактным пакетом является контракт по инженерно-
му обеспечению, закупкам, строительству и установке (контракт
ИЗСУ), охватывающий:
— изготовление морской платформы;
— проведение морских операций;
— установку оборудования;
— сдача выполненных по контрактам работ;
— систему погрузки;
— систему измерений.
В дополнение, если потребуется, составляются отдельные контракты:
— на буровую вышку (строительство новой или усовершенство-
вание старой);
— на бурение, заканчивание и ремонт скважин.
Рекомендуемая схема контракта
Рекомендуемая схема контракта заключается в разработке месторож-
дения по единому контракту ИЗСУ (охватывающему инженерное
обеспечение, закупки, строительство и установку) с вариантом раз-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 649
бивки на отдельные контракты в зависимости от исхода переговоров.
Кроме того, обычно уточняется содержание контрактных пакетов по
бурению и эксплуатации, если таковые потребуются.
Контракт следует разбить на разделы так, как предлагается ниже:
АД. Условия контракта, содержащие общие указания о том, как
следует руководить его выполнением.
ББ. Объем работы с описанием в общих чертах типов работ,
отраженный:
— в чертежах;
— в спецификациях;
— в правилах и нормах;
— в графике работ;
— в административных требованиях.
В подпунктах раздела об объеме работ виды работ должны быть
сформулированы достаточно четко для того, чтобы можно было
определить их основные элементы. Эти подпункты должны быть в
соответствии со всеми другими документами контракта.
Подпункты раздела об объеме работ следующие:
1. Организационные требования.
2. Оборудование:
— оборудование для офисов;
— оборудование для верфи;
— оборудование/информационные системы.
3, Вопросы инженерного обеспечения и закупок.
В этом подпункте контракта дается описание всего инженерного
обеспечения, необходимого для успешного ведения работ. Здесь
также должны быть указаны требования по руководству и коорди-
нации инженерной деятельности:
— общие требования;
— инженерное обеспечение по отдельным дисциплинам;
— типы оборудования и материалов для закупок;
— инженерное обеспечение закупок.
650 Часть Л. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
4. Закупаемое оборудование и материалы.
В этом подпункте дается описание закупаемого оборудования и
материалов, контроля, получения, обращения с ними и хране-
ния, а также требования к ним.
5. Вопросы строительства.
В этом подпункте охвачены все аспекты строительства:
— общие положения;
— основные элементы строительства по отдельным дисциплинам;
— требования к руководству и координации работы, которая
должна выполняться на других площадках, например, на сбо-
рочной площадке, при переносе на палубу, и/или которая
должна выполняться непосредственно на месторождении.
6. Введение в эксплуатацию.
Здесь дается описание подготовки к вводу в эксплуатацию и само-
го ввода в эксплуатацию.
Описывается распределение ответственности в отношении:
— планирования;
— выполнения;
— помощи поставщиков.
7. Проведение морских подъемно-разгрузочных работ.
Приведенные выше вопросы сведены в отдельный подпункт в связи
с характером рассматриваемой деятельности, а также требования к
форме разрешений, уведомлений и обзоров инженерных работ/
строительства.
ВВ. Компенсация.
Этот раздел посвящен предусматривающейся форме компенсаций.
ГГ. Сроки выполнения, планирование и график.
В этом разделе содержится одобренный Основной график проекта
(ОГП) с указанием промежуточных сроков выполнения. ОГП дол-
жен быть составлен и взаимно согласован всеми участниками про-
екта. Кроме того, в нем должна быть отражена форма компенсаций.
Необходимо подчеркнуть, что график находится в зависимости от
погодных условий. Это означает, что проведение всех морских one-
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 651
раиий как прибрежных, так и в открытом море, зависит от крат-
ких промежутков хорошей погоды в Арктике. Более того, следует
напомнить, что любые наземные монтажные работы должны вы-
полняться в условиях вечной мерзлоты.
ДД. Административные требования.
В этом разделе должны быть четко указаны все админстративные
требования:
— к персоналу;
— к качеству работ;
— к медицинскому обслуживанию, безопасности и состоянию
окружающей среды;
— к контролю за осуществлением проекта;
— к отчетности;
— к работам, связанным с ведением инженерной документации;
— к закупкам и обращением с закупленным оборудованием
и материалами и организации закупок;
— к информационным системам;
— к финансам и учету;
— к связи;
— к изменениям в работе.
ЕЕ. Основание для проведения работ.
В этом разделе должна содержаться вся техническая документация,
требующаяся для выполнения работ, а именно спецификации,
документы и т. д. относящиеся к объему работ (см. ББ).
ЖЖ. Чертежи.
Этот раздел содержит все чертежи, созданные на фазе формулиро-
вания концепции.
9.7.8.3. Процедура проверки
Для того чтобы обеспечить правильное осуществление стратегии
контракта, одновременно отвечающей и требованиям рынка, ле-
652 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
дует пригласить основных поставщиков, предлагающих различные
технологии, для участия в принятии решений через открытую тех-
ническую и коммерческую дискуссии, чтобы они могли внести
общий вклад в процесс разработки контракта. После того как
будут сформулированы основные положения, начинается период
конкурентных переговоров с отобранными и одобренными ком-
паниями.
Поставщики должны, как описано выше:
— предложить общее решение для разработки месторождения,
включая размер итоговых затрат и схему стимулирования;
— основываясь на этом решении, подготовить разбивку контрак-
та по основным элементам.
Результаты контрактных переговоров должны быть входной инфор-
мацией для Плана разработки и эксплуатации месторождения (ПРЭ).
Поставщики должны также разработать график, включающий са-
мые ранние сроки возможного начала производства и увязанный с
используемой этими поставщиками концепцией разработки мес-
торождения.
9.7.8.4. Критерии оценки
Критериями оценки поставщика товаров и услуг являются:
— капитальные затраты (КАПЕКС) и стоимость жизненного цикла;
— график;
— возможность осуществления контракта, подтвержденная доку-
ментально;
— общий опыт крупных морских разработок;
— опыт российских разработок, в особенности в условиях россий-
ской Арктики;
— приемлемые строительные площадки, оборудование и ресурсы,
собственные или находящиеся в собственности совместных пред-
приятий;
— способность к сотрудничеству, подтвержденная документально;
— способность заключать подряды и выполнять обязательства;
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 653
— способность работать с подрядчиками;
— своевременные и качественные поставки;
— программа непрерывного усовершенствования;
— финансовое положение;
— юридический статус приемлемого стандарта;
— философия охраны здоровья, безопасности и охраны окружаю-
щей среды;
— система обеспечения качества.
654 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружении
9.8. Требования к строительству бетонных платформ
О.Т.Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
9.8.1. Применение бетонных платформ
9.8.1.1. Введение
9.8.1.2. Опыт работы в Северном море
9.8.1.3. Будущее применения бетонных платформ
9.8.1.4. Применение бетонных платформ в новых районах
9.8.2. Выполнение работ по созданию бетонной платформы
9.8.3. Создание строительной площадки для бетонной платформы
9.8.3.1. Общие положения
9.8.3.2. Требования к доку для платформы
9.8.4. Потребность в местной промышленности
9.8.5. Качество материалов и бетона
Литература
9.8.1. Применение бетонных платформ
9.8.1.1. Введение
Применение морских бетонных платформ пользуется интересом во
всем мире. В настоящее время проводится сравнение между морс-
кими бетонными конструкциями и металлическими опорными бло-
ками решетчатого типа. Эта оценка включает вопросы возможнос-
ти строительства, использование существующих строительных пло-
щадок, инфраструктуры и доступности материалов.
В данной работе сведены вместе требования к проекту строительства
морской бетонной платформы. Они могут оказаться полезными для
тех, кто интересуется проектами бетонных конструкций. Выбор типа
платформы для разработки морского углеводородного пласта зави-
сит от нескольких аспектов, таких как опыт обслуживающего пер-
сонала, функциональные требования и экономические оценки.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 655
Как правило, за пределами Северного моря для стационарных мор-
ских платформ применяются обычные стальные опорные блоки
решетчатого типа. Для того чтобы добиться признания, платформы
с бетонным гравитационным основанием должны продемонстри-
ровать свои экономические преимущества. В тех случаях, когда тре-
буется морское хранилище, выбор бетонного основания может ока-
заться более удачным, чем выбор стальной конструкции. Однако
при этом следует учитывать технические аспекты, например, та-
кие как условия грунта, на котором будет установлено бетонное
основание.
Можно кратко перечислить следующие преимущества бетонных
оснований платформ:
— обеспечивается хранение углеводородов в основании платформы;
— не требуется применение квалифицированной рабочей силы (свар-
щиков);
— требуется гораздо меньше ремонтных работ [4];
— большее по сравнению со сталью сопротивление усталости.
9.8.1.2. Опыт работы в Северном море
Северное море стало основным регионом для применения бетон-
ных оснований платформ.
Поиск нефти и газа в Северном море начался в конце 1960-х годов.
Одновременно с этим увеличение цен на углеводороды подвело эко-
номическую основу под разработки в этой области. В результате были
быстро созданы конструкции, способные функционировать в Север-
ном море. Следует помнить о том, что климатические условия Север-
ного моря гораздо суровее, чем в Мексиканском заливе, который
послужил примером для разработок североморских платформ.
В конце 1960— начале 1970-х годов несколько нефтяных компаний
стали отдавать предпочтение платформам с бетонным гравитацион-
ным основанием, а не опорным блокам решетчатого типа. Это ха-
рактерно для строительства платформ на глубине от 70 до 150 м. С
конца 1970-х годов техника проектирования, изготовления и уста-
новки как бетонных, так и стальных платформ значительно улуч-
шилась. Отсутствие у Великобритании глубоких фьордов, где мож-
но проводить установку палубы, не позволили там строить бетон-
656 Часть И. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
ные конструкции с гравитационным основанием. Однако в нор-
вежских водах, где есть глубоководные районы и глубокие каналы
для буксировки, при глубине моря, достигающей 241 м, для боль-
шинства крупных морских разработок были выбраны именно бе-
тонные конструкции с гравитационным основанием.
9.8.1.3. Будущее применения бетонных платформ
Предполагается, что технология бетонных платформ получит в бли-
жайшем будущем дополнительное развитие [5]. Таким образом:
— ожидается продолжение тенденции к использованию бетон-
ных платформ для проектов, требующих хранилища углеводо-
родов;
— ожидается, что разработка экономически эффективных, воз-
можных для повторного использования, небольших бетонных
конструкций позволит улучшить их применение для разработ-
ки месторождений с низкой рентабельностью [6];
— продолжится разработка глубоководных месторождений, для
которых бетонные плавучие конструкции (платформы с растя-
нутыми опорами, плавучее буровое основание, поставленное
на якорь, плавучее основание с глубокой осадкой) представ-
ляют собой экономически эффективное решение [1], [3].
— отмечается, что разработка месторождений в Арктике в настоя-
щее время сдерживается низкими ценами на нефть, большими
расстояниями до ближайших рынков сбыта и неблагоприятны-
ми климатическими условиями. Тем не менее считается, что
бетонные конструкции являются самым оптимальным решени-
ем для этого региона.
При прогнозировании будущих сфер применения бетонных конст-
рукций с гравитационным основанием многое зависит от цен на
нефть и экономических условий разработки месторождений в глубо-
ководных или климатически неблагоприятных регионах. Весьма ве-
роятно, что приоритет будет отдан месторождениям, находящимся
в районах с умеренной глубиной моря и/или месторождениям, рас-
положенным поблизости от уже существующих производственных
мощностей. Считается экономически неэффективным применять
небольшие бетонные платформы для разработки таких месторож-
дений в регионах, где отсутствует технология строительства бе-
тонных платформ или нет сухихдоков для строительства.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 657
9.8.1.4. Применение бетонных платформ в новых районах
Применение технологии бетонных платформ для тех районов моря,
где эта технология до сих пор не использовалась, зависит от не-
скольких факторов:
— соответствие применения бетонных платформ необходимости для
проекта хранилища углеводородов и экстремальности клима-
тических условий;
— интерес компаний, занимающихся строительством бетонных
конструкций, к данному региону;
— экономическая эффективность бетонных конструкций по срав-
нению со стальными;
— наличие подходящего места для строительства;
— наличие перспективных проектов с возможностью использова-
ния бетонных конструкций;
— наличие необходимых мощностей для производства цемента
и стальной арматуры для развития как наземной инфраструк-
туры, так и потенциальных морских конструкций;
— наличие перспективных проектов разработки глубоководных
месторождений с использованием плавучих добывающих уста-
новок. С возможностью использования бетонных констукций.
В настоящее время рассматривается возможность строительства бе-
тонных платформ в территориальных водах Вьетнама и Индонезии.
9.8.2. Выполнение работ по созданию бетонной платформы
Рассматривая возможность осуществления проекта бетонной плат-
формы, следует помнить о распределении ролей между органами
государственной власти, оператором месторождения и проектно-
го/строительного подрядчика(ов):
— компания-оператор месторождения отвечает за его разработку
от лица лицензионной группы;
— органы власти должны одобрить представленный оператором
месторождения План разработки и эксплуатации месторожде-
ния в соответствии с нефтяным законодательством страны и
применимыми в этом случае правилами и нормами;
42. А. Б. Золотухин и др.
658 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
— проектный/строительный подрядчик(и) выполняет проектные
и строительные работы для оператора месторождения в соответ-
ствии с согласованными инженерными чертежами и специфи-
кациями.
Оператор месторождения рекомендует лицензионной группе мес-
торождения, какую конструкцию платформы следует выбрать, и
он же принимает конкурентные предложения на выполнение этой
работы. Предусматривается, что для морских месторождений, тре-
бующих хранения нефти, должны быть сопоставлены варианты
стального решетчатого основания (в сочетании с танкером-храни-
лищем) и бетонной платформы хранилища с гравитационным ос-
нованием.
В случае если в данной стране изготовление бетонной платформы
осуществляется впервые, строительный подрядчик должен будет сде-
лать некоторые капиталовложения в создание предварительного про-
екта сухого дока и выбора места расположения еще до выбора
концепции. После того как лицензионная группа месторождения
подтвердила выбор, должна начаться подготовка к строительству
сухого дока. Это означает завершение детального проекта и подго-
товку сухого дока до физического начала строительных работ.
Если сухой док уже имеется, то подготовка его для данного про-
екта требует более ограниченного объема работы. Подготовка ново-
го сухого дока является длительным процесом. Однако так как
детальное проектирование и изготовление верхнего строения плат-
формы идут довольно долго, считается, что есть достаточно вре-
мени для подготовки сухого дока и строительства бетонного осно-
вания без чрезмерного удлинения программы. Подробно програм-
ма показана на рис. 9.17.
Для выполнения проекта строительства бетонной платформы необ-
ходимо знать, кто из возможных подрядчиков сможет взять на
себя такую работу. Предусматривается, что будет создано совмест-
ное предприятие, в которое войдут национальная компания и ев-
ропейский подрядчик, специализирующийся на строительстве бе-
тонных платформ. Партнером в таком совместном предприятии может
также стать опытный местный подрядчик для выполнения инже-
нерно-строительных работ. Европейские подрядчики на строитель-
ство бетонных платформ перечислены в табл. 9.2 с указанием опы-
та их работы. Эти компании имеют опыт осуществления крупных
инженерно-строительных проектов через создание совместных пред-
приятий с местными подрядчиками.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 659
Рис. 9.17. Программа разработки бетонной платформы
660 Часть 1L Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Таблица 9.2. Возможные подрядчики на строительство бетонных платформ
Строительная компания Страна Основной опыт работы Комментарий в отношении опыта работы
«Акер Маритим» Норвегия Проектирование, строительство, установка Лидирующий
«Холландше Бетонг Труп» Нидерланды Строительство, установка Значительный
«Дорис» Франция Проектирование, совместное предприятие для строительства Значительный
«Боугес Оффшор» Франция Строител ьство, установка, детальное проектирование бетонной баржи Значительный
«Мак-Альпин» Великобритания Строительство, установка Достаточный
«Уве Аруп» Великобритания Проектирование Достаточный
«Лаинг» Великобритания Строительство, установка Достаточный
«Сканска» Швеция Строительство, установка Достаточный
«Квернер» Норвегия Строительство, установка, изготовление бетонных ПБО Достаточный
9.8.3. Создание строительной площадки
для бетонной платформы
9.8.3.1. Общие положения
Большинство стран не располагают глубокими фьордами, столь
характерными для Норвегии. Действительно, береговая линия
большинства стран больше похожа на топографию Великобри-
тании. С точки зрения строительства бетонной платформы, это оз-
начает, что концепции строительства таких платформ будут
сильно отличаться от норвежских. В Норвегии, как правило, толь-
ко часть конструкции строится в сухом доке, а остальное достра-
ивается уже на плаву. Кроме того, большая глубина моря позво-
ляет погружать конструкцию под воду и перевозить палубу близко
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 661
к берегу. В большинстве стран это невозможно. Наличие мелково-
дья означает, что бетонные платформы должны быть спроектиро-
ваны в расчете на завершение работ в доке с последующим подъе-
мом и установкой верхних строений в море. Размер основания плат-
формы будет диктоваться глубиной осадки при буксировке.
При увеличении глубины моря на месторождении размеры основа-
ния платформы увеличиваются для повышения устойчивости. Это
означает, что есть предел глубины моря для бетонных платформ,
построенных в сухом доке. Этот предел будет ниже, чем, скажем,
в Норвегии. Этот предел глубины моря зависит в некоторой степени
от условий грунта и для стационарных платформ составляет 150 м.
Географические районы, определенные как места для возможного
строительства бетонных платформ во Вьетнаме, например, следу-
ющие:
— залив Дам Мон (к северу от Нха Транг);
— Вунг Тау.
9.8.3.2. Требования к доку для платформы
Для имеющихся размеров платформ требуется сухой док размером
150x150 м. В дополнение должно быть место для сборки, хранения,
предварительного изготовления, цехов и офисов. Размер террито-
рии зависит от количества работы, которую предполагается выпол-
нять на верфи. Кроме того, предполагается, что все предварительное
изготовление стали и труб для конструкции осуществляется в другом
месте. Для этой цели должно быть отведено около 10 га земли.
Верфь, подходящая для бетонной платформы, должна иметь учас-
ток с большой глубиной воды для буксировки готовой конструк-
ции. Кроме того, экскавация сухого дока может потребовать много
средств, поэтому важно найти такое место, в котором бы требова-
лось минимальное взрывание горных пород. Док должен быть
устойчивым и водонепроницаемым. Его основание должно выдер-
живать вес конструкции. В готовом виде в сухом доке платформа
может весить около 100 000 т.
Строительство бетонной платформы требует больших трудозатрат,
поэтому важно, чтобы поблизости от верфи было необходимое ко-
личество квалифицированной и неквалифицированной рабочей силы.
662 Часть IL Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Для строительства бетонной платформы необходимы большие объе-
мы воды и электроэнергии. Среднее потребление воды составляет
250 м3/день, а потребности в электроэнергии могут доходить до
1 млн кВт/квартал.
Сухой док глубиной 14 м (ниже среднего уровня моря) является
очень перспективным. Однако такая глубина означает, что в док
будет проникать вода, что заставляет уделить большое внимание
устойчивости фундамента дока.
Строительство сухих доков, основанное на опыте Норвегии, тре-
бует устройства шпунтовой стенки (рис.9.18 и 9.19). Такая стенка
Перемычка — причал
Рис. 9.19. Стена из стальных листов и стенка-перемычка
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 663
обеспечит водонепроницаемость дока. Тем не менее, дополнитель-
ное исследование грунта и анализ имеющихся ресурсов могут при-
вести к применению и других методов, более экономически эф-
фективных.
Предполагается, что нужен причал для выгрузки привозимых мо-
рем оборудования и материалов. Размер причала будет зависеть от
прогнозируемого объема морских поставок.
Предусматривается, что, как и в Норвегии, основные материалы,
такие как песок, цемент, наполнители и арматурная сталь будут
перевозиться морем.
Для основания дока может понадобиться бетонная опорная плита,
способная поддерживать тяжелую конструкцию. Размер и тип опоры
будут зависеть от расстояния до скальной породы, находящейся
под дном дока.
На рис. 9.20 показан план дока, а на рис. 9.21 показано место
возможного расположения дока для изготовления бетонной плат-
формы во Вьетнаме.
9.8.4. Потребность в местной промышленности
Строительство бетонных платформ представляет собой крупные
строительные/механические инженерные проекты. Для их успеш-
ного осуществления требуются высококачественные материалы и
оборудование. К основным материалам относятся:
— песок, наполнители и вода для бетона;
— цемент (Портланд);
— арматурная сталь;
— предварительно напряженная сталь;
— конструкционные стальные балки и элементы конструкции;
— стальные трубы как из углеродистой, так и из нержавею-
щей стали;
— различные пластмассовые трубы;
— электрические кабели;
— системы контрольно-измерительных приборов;
— различное ротационное оборудование (насосы) и т.д.
664 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Рис. 9.20. Схема расположения дока
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
665
Рис. 9.21. Залив Дам Мон (Вьетнам) Американская военная карта 6834 П
666 Часть II. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
Кроме того, для подобных проектов используется тяжелое строи-
тельное оборудование.
Конструкционные допуски важны для конструкций бетонных плат-
форм по многим причинам. Буксировка из сухого дока является
критической фазой, когда важно,чтобы вес конструкции не пре-
вышал запланированный. Для гидростатической устойчивости важно,
чтобы распределение веса на единицу площади соответствовало
теоретическим расчетам. Для нормальной работы во время эксплу-
атации очень важно поддерживать данный уровень допустимых
отклонений. Для достижения таких допустимых отклонений долж-
ны использоваться соответствующие виды опалубки. Допуски на
толщину стен и бетонного покрытия являются важными фактора-
ми, поскольку они определяют их прочность. Бетонное покрытие
играет дополнительную роль, придавая арматурной стали допол-
нительную антикоррозийную защиту.
Предположив, что строительные материалы и оборудование име-
ются в наличии, необходимо задействовать местную рабочую силу,
обладающую достаточными навыками для выполнения этой рабо-
ты. Строительная часть работы потребует использования следую-
щих специальностей:
— столяры;
— слесари;
— бетонщики;
— специалисты по возведению строительных лесов;
— чернорабочие.
Для механической обработки потребуются следующие дополни-
тельные специальности:
— сварщики;
— электрики;
— инспекторы неразрушающего контроля;
— инженерны-механики по проверке и пуску в действие сис-
тем.
Материалы, оборудование и рабочий персонал, требующиеся для
успешного проекта строительства бетонной платформы, скорее
всего должны быть местным и зарубежным. Для первых платформ
импорт, вероятно, будет больше, чем для последующих платформ.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений 667
Следует отметить, что материалы, оборудование и рабочая сила,
используемые для проектов бетонных платформ, могут также при-
меняться для строительства мостов, развития промышленной ин-
фраструктуры и портовых работ.
В случае, когда строительство бетонных платформ не продолжается
непрерывно, ресурсы и опыт могут быть успешно задействованы
для других инженерно-строительных проектов. Действительно, опыт,
приобретенный при строительстве морских бетонных платформ,
может стать ценным вкладом при осуществлении других сложных
строительных проектов.
9.8.5. Качество материалов и бетона
Для получения бетона С55 и выше, важно получить правильную
смесь бетона, наполнителей и воды, а также добавок, позволяю-
щих контролировать затвердение бетона и достижение хорошего
рабочего состояния.
Для морских бетонных платформ обычно используется Портланд
цемент, в котором С3А содержится менее 8%, а СаС12 нет совсем.
У каждой прибывающей партии цемента должен быть сертификат
от производителя цемента. Специальный цемент с меньшим раз-
мером частиц, подобный цементу Портланд РЗО, затвердевает бы-
стрее, чем обычный цемент, но достигает такого же качества через
28 дней. Следует принимать меры предосторожности, чтобы избе-
жать перегрева при отвердении.
Наполнители, состоящие из природного и заводского крепкого
песка и гравия, являются важным компонентом бетонной смеси.
Используется гравий размером до 32 мм. Хорошая смесь наполни-
теля имеет определенное распределение степени просеивания.
Количество минералов, вступающих в реакцию с присутствую-
щими в бетоне щелочами, должно быть ограничено для того, что-
бы не допустить ухудшения прочности. Допустимо только очень
небольшое количество органических примесей. Во многих случаях
примеси устраняются путем промывки песка и гравия пресной
водой.
Легкие наполнители подготавливаются путем расширения или спе-
кания глины, сланца, доменного шлака или летучей золы. При
668 Часть П. Проектирование и строительство нефтегазовых сооружений
производстве легким наполнителям придается определенная проч-
ность. Для получения бетона LC60 требуется только высококаче-
ственный наполнитель.
Вода должна быть свежей, чистой и свободной от вредных приме-
сей нефти, кислот, спиртов, солей или органических материалов.
Морскую воду использовать нельзя.
Есть несколько видов добавок: добавки для замедления отвержде-
ния, если это необходимо, добавки для ускорения процесса при
технологии скользящей опалубки и добавки, снижающие количе-
ство воды для получения хорошей обрабатываемости бетонной смеси
в том случае, когда имеется низкое водоцементное соотношение.
Арматурная сталь обычно классифицируется по ее размерам (диа-
метр стержня), характерного предела текучести, определяющего уро-
вень пластичности, характеристики поверхности, а также сваривае-
мость. К наиболее распространенным номинальным диаметрам стер-
жней для морских конструкций относятся диаметры размером 16,
20, 25 и 32 мм, стержни размером 12 мм используются как хомуты.
Как правило, используется предел текучести 400 МПа (сорт 400)
и 500 МПа (сорт 500). Значение текучести соответствует 0.2% оста-
точного удлинения.
Выделяет [3] три класса пластичности: А, В и S. Класс S должен
применяться для морских конструкций. Класс S предписывает проч-
ность на растяжение/>\Л5 раз, чем предел текучести, ат и суммар-
ное удлинение при максимальной нагрузке, е>6%. Изгиб стержня
должен быть ограничен, как указано в соответствующих стандартах.
Стержни должны выдерживать нагрузку усталости.
В соответствующих стандартах перечислены требования к сваривае-
мости. Содержание в стали углерода, кремния, марганца, фосфо-
ра, серы и азота ограничено.
Предварительно напряженная сталь обычно классифицируется на
основе характерной прочности на растяжение,/р1, определяющей
сорт стали.
Предварительно напряженная сталь должна без поломки выдержи-
вать 2x106 циклов при напряжении 200 МПа и при максимальном
напряжении 0,8/рГ
Качество и прочность бетона зависят от соотношения между водой
и цементом (<0.45), содержанием цемента (>400 кг/м3), просеива-
ющей степени наполнителей [2] и качества и прочности цемента.
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
669
При выполнении работ требуется уплотнение цемента при помощи
вибратора. При отвердении бетона, температура не должна превышать
70°С, а перепад температуры не должен превышать 30°С/300 мм.
Заметим, что Норвежский стандарт для проектирования бетонных
конструкций [7] фактически устанавливает Международные Нор-
мы для проектирования бетонных конструкций.
Литература
1. Alm-Paulsen, A, Gudmestad, О.Т., Odland, J. and Sactre, I.: «Deep draft
concrete platform for various areas of the world». Presented at «Deep
Offshore Technology Conference», Monaco, Nov. 1993.
2. ASTM-C33-86: «Standard Specification for Concrete Aggregate», ASTM,
1986.
3. CEB-FIP Model Code, Committee Euro-Inti, du Beton, Lausanne, March
1990.
4. Fjcld, S. and Roland, B.: «In service experience with eleven Offshore
Concrete Structures». OTC 4358 Proc. Offshore Technology Conferences,
Houston, 1982.
5. Gudmestad, O.T., Aas-Warland, T. and Stea, B.: «Concrete structures for
development of offshore fields». Journal of Petroleum Technology,
pp 762-770, August 1993. Also Paper SPE 22.376. Proc Int.Meeting on
petroleum Engineering, pp. 457-470, Beijing, March 1990.
6. Gudmestad, O.T., Stead, B. and Sparbye, B.; «Reusable production systems».
Presented by Statoil at SPE South East Asia, Singapore, February 1993.
7. Norwegian Standard NS 3473: «Design of Concrete Structures», Norwegian
Council for Building Standardization, Oslo, Oct. 1989.
8. Wilson, T.: «Concrete versus steel for tension leg platform hulls». Proc.5th
Deep Offshore Technology (DOT) Int. Conf., pp. 75—89, Marbella, Spain,
1989.
Часть III
КАЧЕСТВО, БЕЗОПАСНОСТЬ
И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Глава 10
УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ
О. Хаген
Сканпауер, Хемер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
10.1. Введение
10.1Л. Качество
10.2. Как обеспечить качество (подход к обеспечению общего качества)
10.2.1. Ориентация на клиента
10.2.1.1. Следующий процесс — это ваш клиент
10.2.2. Ориентация на процесс
10.2.2.1. Описание процессов
10.2.3. Совершенство менеджмента
10.2.4. Участие рабочих в управлении
10.2.5. Непрерывное совершенствование
10.3. Петля контроля качества
10.4. Контроль качества
10.4.1. Аудит системы
10.4.2. Предметный аудит
10.4.3. Внутренний аудит
10.4.4. Внешний аудит
10.4,5. Основные направления аудита
Литература
Глава 10. Управление качеством
673
10.1. Введение
Каждое предприятие сталкивается с требованиями, выдвигаемы-
ми окружающим его обществом. Это относится и к государствен-
ным, и к частным предприятиям. Все они должны действовать в
условиях рынка, отвечая требованиям владельцев и клиентов, за-
конодательных органов и общества.
Главная задача всех предприятий заключается в том, чтобы ос-
таться конкурентоспособными и процветающими. Предприятие
может процветать, только если будут удовлетворены клиенты,
покупающие его продукцию или услуги. Если у клиентов есть аль-
тернативные поставщики, то клиенты будут покупать там, где со-
ставляющие продукции или услуг наилучшим образом отвечают их
потребностям и ожиданиям. Другими словами, единственное, что
предприятие действительно может предложить, это качество. Соот-
ветственно, способность управлять обеспечением качества имеет для
предприятия принципиально важное значение.
В нефтяной промышленности, где технические поломки и челове-
ческие ошибки могут иметь серьезные последствия, почти для
каждого вида деятельности есть особые требования. Обязательно
должны соблюдаться национальные законодательства, и это
является непременным условием участия в бизнесе. Все эти тре-
бования должны быть отражены в системе качества (или управ-
ления) компании. Однако цели и устремления компании обыч-
но выходят далеко за рамки этого.
Качество служит наивысшим параметром в достижении целей, свя-
занных, например, со способностью компании быть доходной
и конкурентоспособной. Если компания следует принципу «каче-
ство прежде всего», то постепенно она завоюет доверие клиента,
и, вероятнее всего, ее доходы со временем возрастут. Прибыль
позволит компании и дальше улучшать качество. Однако если
компания следует принципу «прибыль прежде всего», то она мо-
жет получить быстрый доход, но потеряет конкурентоспособность
на рынке, а в дальнейшем станет получать более низкую прибыль.
Все это легче сказать, чем сделать. На практике многие компании
по-прежнему действуют на основе приоритета прибыли. Они могут
заявлять о том, что «качество прежде всего», но в своей деятель-
ности они заинтересованы только в снижении затрат. Некоторые
люди все еще опасаются, что повышение качества будет означать
43. А. Б. Золотухин и др.
674
Часть Ill. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
повышение расходов, что в свою очередь приведет к снижению
прибыли. Это правда, что в ходе улучшения качества оборудования
или работы расходы могут временно возрасти. Тем не менее немед-
ленную отдачу можно найти в способности компании удовлетво-
рять требованиям клиентов и быть конкурентоспособной на рынке.
Для того чтобы преуспеть с принципом «качество прежде всего»,
высшее руководство должно действительно понять концепцию об-
щего качества, быть искренно вовлеченным в создание системы
качества или управления компанией и постоянно стремиться к
высокому качеству и усовершенствованию.
10.1.1. Качество
Качество — это не абсолютное понятие. Люди по-разному понима-
ют качество. То, что считается качеством, может варьироваться в
зависимости от ситуации и меняться со временем. Например, для
компании при разработке месторождения способность произво-
дить нефть по $ 18 за баррель уже не является достижением в смысле
качества. Сжигание на факелах в свое время считалось хорошим
решением для устранения избытка газа. Сегодня уже это совер-
шенно неприемлемо.
У термина «качество» есть несколько определений.
Стандарт МОС (ISO) определяет качество так: «совокупность черт
и характеристик продукции или услуг, обладающих способнос-
тью удовлетворять заявленные или предполагаемые потребнос-
ти». Юран [2] считает, что «Качество — способность продукции
или услуг удовлетворять потребности или ожидания клиента».
Ни в одном из этих определений не учитывается аспект затрат,
который является существенным для компаний, стремящихся к
повышению своей конкурентоспособности и оптимизации затрат.
Более подходящим для таких предприятий может быть толкование
или определение термина «качество» следующим образом: «Эф-
фективное, с точки зрения затрат, удовлетворение потребностей и
ожиданий клиента».
Кроме того, клиенты — это покупатели нашей продукции (внеш-
ние клиенты), наши коллеги (внутренние клиенты), владельцы,
руководящие органы и общество (табл. 10.1).
Глава 10. Управление качеством
675
Таблица 10.1. Потребности и ожидания клиентов
Что они хотят от нас Что мы хотим от них
Клиенты Продукции и услуг в соответ- ствии с их потребностями и ожиданиями Дохода, отдачи
Органы власти Соблюдения правил Уступок, справедливого отношения
Общество Безопасности продукции, безопасной деятельности, охраны окружающей среды Уважение, поддержки
Владельцы Дохода, стабильности, преданности цели Поддержки, политики, контроля результатов
Руководители Компетенции, преданности, следования решениям, участия Поддержки, участия, решений, контроля выполнения
Коллеги Продукции и услуг в соответ- ствии со взаимным соглашением Продукции и услуг в соответ- ствии со взаимным соглашением
Говоря о качестве, мы привыкли подразумевать качество продук-
ции. Но при обеспечении общего качества главное внимание на-
правлено на качество людей. Вкладывание качества в людей всегда
было главным залогом обеспечения качества. Предприятие, спо-
собное вложить качество в своих людей, находится уже на полпу-
ти к достижению высококачественных результатов. При разработ-
ке месторождения всегда придавалось особое значение обеспече-
нию качества. Пока существовала формальная система обеспечения
качества, как это требовалось органами власти, руководство было
довольно. Обеспечение качества было в основном направлено на
технические средства, а не на людей. Поэтому мне особенно при-
ятно наблюдать, что вкладывание качества в людей постепенно
завоевывает все больше внимания в проектах разработки место-
рождений в Норвегии.
Есть два, особенно часто встречающиеся, неправильные толкова-
ния. Одно заключается в том, что процедуры системы обеспечения
качества должны подробно разъяснять работнику, как должна вы-
полняться работа. Некоторые даже заявляют, что подробные про-
цедуры требуются на случай, если кто-нибудь не сможет выйти на
работу и его придется заменить другим. Если внимательно изу-
чить процедуры выполнения работы, то вы часто найдете в них
мешанину из собственных инструкций автора, описания полити-
ки, ответственности и полномочий; как документ должен обнов-
ляться, как надо заполнять бланк и т.д. Чаще всего работник нахо-
676
Часть Ш. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
дится на данной должности потому, что у него есть соответствую-
щая квалификация для выполнения данной работы. Многие работ-
ники являются настоящими специалистами своего дела. Им не надо
объяснять, как надо работать, но им следует знать, как они долж-
ны взаимодействовать с другими работниками и должностными
лицами, являющимися частью той же рабочей группы, с тем,
чтобы создавать стоимость. Вот чем должна быть процедура — пись-
менным планом совместной работы. Поэтому процедуры системы
обеспечения качества — письменное указание всему предприятию
о том, как оно должно достигать своих целей.
Другое неправильное толкование состоит в том, что работники
системы качества отвечают за качество. Работники системы каче-
ства могут нести ответственность за такие области, как система
контроля обеспечения качества. Все руководители без исключения
отвечают за качество результатов в рамках своей сферы отчетности.
10.2. Как обеспечить качество
(подход к обеспечению общего качества)
Доктору Арману В. Файгенбауму принадлежит концепция «конт-
роля общего качества», которую он выдвинул в статье, опублико-
ванной в Industrial Quality Control в мае 1957 г. Согласно мнению
д-ра Файгенбаума, контроль общего качества (или обеспечение
общего качества) может быть определен как «эффективная систе-
ма для интеграции повышения качества, поддержания его уровня
и усилий по его улучшению, принадлежащим различным группам
организации, что осуществляется для того, чтобы вывести про-
дукцию и услуги на наиболее экономичный уровень, позволяю-
щий полностью удовлетворить клиента».
У обеспечения общего качества (ООК) нет стандартного опреде-
ления. Различные авторы и «гуру» по-разному подходят к этой
концепции. Обеспечение качества, как указывается, например,
в серии стандартов МОС 9000, является важной составной частью
концепции ООК. В МОС 8402 обеспечение качества определяется
так: «Обеспечение качества: все запланированные и систематичес-
кие действия, необходимые для обеспечения адекватной уверен-
ности в том, что продукция или услуги отвечают данным требова-
ниям к качеству».
Глава 10. Управление качеством
677
ООК — это более сложное понятие, чем обеспечение качества
(ОК). В то время, как ОК заботится о том, чтобы продукция или
услуги соответствовали данным требованиям, ООК охватывает все
виды деятельности компании. ООК стремится также к удовлетво-
рению клиента (потребителя), даже когда потребитель специально
не указал всех своих требований. Таким образом, ООК делает
главный упор на конкурентоспособность и успех компании. Одна-
ко мы должны помнить о том, что несколько терминов могут
обозначать одно и то же явление. В специальной литературе мы
можем встретить термины: управление качеством, обеспечение ка-
чества и контроль качества, описывающие почти идентичные сис-
темы управления.
ООК — это одно из нескольких названий, в смысл которого мы
вложили основные принципы, методологию и системы, ставшие ре-
зультатом наблюдений лучших в мире компаний с точки зрения
обеспечения качества. Различные компании использовали разные ос-
новные принципы, приемы и методологии и все же они достигли
мирового класса в своей области бизнеса. ООК не рецепт и не стан-
дарт. ООК — это скорее набор известных (и неизвестных) методов,
принятых, приспособленных и подогнанных для предприятия. Тем не
менее есть несколько основных элементов, которые могут вместе
рассматриваться как концепция, если на них смотреть так, как пока-
зано на рис. 10.1. Основные элементы ООК следующие:
Рис. 10.1. Основные элементы ООК
678
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
— ориентация на клиента;
— ориентация на процесс;
— совершенство управления;
— повышение квалификации рабочей силы;
— непрерывное усовершенствование.
Элементы частично накладываются один на другой, и до некото-
рой степени между ними есть взаимозависимость. Эти пять эле-
ментов являются основой управления качеством, когда они трак-
туются как одно понятие и подвергаются систематичному и не-
прерывному усовершенствованию. Важно, чтобы все элементы раз-
рабатывались в гармонии и, в особенности, чтобы ни один из
элементов не отставал от других.
10.2.1. Ориентация на клиента
Клиенты приципиально важны для любого предприятия, и имен-
но на них должна быть направлена любая деятельность, выпол-
няющаяся на любом предприятии. Без клиентов мы скоро бы оста-
лись без бизнеса. Ориентация на клиента означает, что предприя-
тие принимает в расчет своих клиентов, их потребности и ожида-
ния. Общее качество означает, что осознание ответственности за
качество работы охватывает все предприятие, от старшего руко-
водства до каждого отдельного работника.
У предприятия может быть несколько категорий клиентов. Во-
первых, мы можем разделить клиентов на две категории — внеш-
ние и внутренние клиенты. У нефтяной промышленности есть
четыре исключительно важные группы внешних клиентов:
— руководящие органы;
— продавцы, которые закупают и перепродают продукцию;
— потребители, которые покупают нашу продукцию для своего
личного пользования;
— общество.
Наша продукция может оказывать влияние на членов общества,
даже если они не покупают ее. Таким влиянием может быть, на-
пример, ущерб, наносимый окружающей среде. Есть и другие при-
меры. Общество следит за нашей компанией и судит наше поведе-
ние. Его суждение основано на таких факторах:
Глава 10. Управление качеством 679
— что наши работники говорят о нашей политике в отношении
персонала;
— что наши поставщики говорят о нашей деловой практике;
— как выглядят наши служебные помещения;
— наша отзывчивость на деятельность и проблемы общества.
Эти суждения создают климат, который может помочь нашей дея-
тельности или замедлить ее. В экстремальных случаях такой климат
может оказать критическое влияние на нашу способность дости-
гать своих целей. Соответственно, общество должно рассматриваться
как клиент. Поэтому при выявлении и определении потребностей
ожиданий наших внешних клиентов мы не должны упускать из
вида общество как клиента.
Длительный успех в бизнесе зависит от способности компании
эффективно, с точки зрения затрат, удовлетворять потребности и
ожидания внешних клиентов. Однако удовлетворение потребнос-
тей и ожиданий внутреннего клиента является необходимым усло-
вием эффективной совместной работы и эффективности затрат
компании. Соответственно, осознание взаимоотношений с внут-
ренним клиентом имеет принципиально важное значение.
От всех работников ожидается выполнение «полезной» работы.
Полезная работа попросту означает, что кто-то другой будет пользо-
ваться результатами работы. Этот кто-то является пользователем
или нашим клиентом. У каждого, кто выполняет полезную работу,
есть один или несколько клиентов. Тот, кто выполняет работу,
является поставщиком, а тот, кто пользуется ее результатами,
клиентом. Если нет необходимости в нашей работе, т.е. если у нас
нет клиентов, то мы вскоре окажемся вне бизнеса. Для того чтобы
выжить, мы должны полностью понимать потребности и ожида-
ния наших клиентов. Это подводит нас к признанию того, что:
В мире конкуренции нет ничего более важного, чем создание путей к
пониманию потребностей и ожиданий клиентов и измерение степе-
ни удовлетворения клиента.
Это заявление одинаково и для внутренних, и для внешних клиен-
тов. В нем нет ничего нового. Оно просто отражает основной прин-
цип ведения бизнеса. И все же многие пытаются найти пути, оп-
ровергающие это заявление. Некоторые компании просто выбира-
ют путь ориентации на производителя в противовес ориентации
на клиента. Эта тенденция особенно заметна на рынке сбыта, та-
680 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
ком как закрытый рынок, не позволяющий либерализацию тор-
говли (такой была в течение десятилетий нефтяная промышлен-
ность), или в случае существования монополии. На таких рынках
компании производят и продают продукцию и услуги, которые
они считают хорошими, без уделения какого бы то ни было вни-
мания потребностям и ожиданиям пользователя.
10.2.1.1. Следующий процесс — это ваш клиент
Фраза «следующий процесс — это ваш клиент» была в свое время
произнесена доктором Каору Ишикава после проведения консуль-
тативной работы на сталепрокатном заводе в августе 1990 г.
В контексте этой книги данная фраза должна звучать как «следую-
щий шаг в процессе — это ваш клиент». В приведенном ниже при-
мере показано предприятие с сильным секционализмом, который
встречается во многих организациях.
Пример: Предприятие пыталось выработать решение проблемы со-
кращения числа дефектов и царапин на стальных листах, и про-
изошел следующий разговор:
Ишикава: Почему бы не пригласить работников пред-
шествующих и последующих процессов?
Начальник отдела: Вы серьезно предлагаете пригласить наших
соперников?
Ишикава: Подождите. Следующим процессом должен
быть ваш клиент. Почему вы называете их
соперниками? Каждый вечер отправляйтесь
в листопрокатный цех и спрашивайте: «Вся
ли продукция, которую мы сегодня вам по-
ставили, удовлетворительна?» Это должно
создать лучшие взаимоотношения.
Начальник отдела: Мы никогда не сможем этого сделать. Если
мы отправимся к следующему процессу,
предварительно не объявив об этом, они
подумают, что мы шпионим за ними. Они
тут же выставят нас вон.
Должностные лица иногда с трудом начинают думать с точки зрения
ориентации на клиента. Бухгалтерия может, например, по ошибке
Глава 10. Управление качеством
681
решить, что они единственные, кто отвечает за контроль прибыли и
затрат. Однако это не они, а линейные подразделения, которые на
самом деле являются — или должны быть — напрямую вовлеченны-
ми в контроль прибыли и затрат. Роль бухгалтерии заключается или
должна заключаться, в предоставлении данных для этих подразделе-
ний, чтобы облегчить их работу по контролю прибыли и затрат. Это
услуга, которую они могут эффективно оказывать. Работникам ли-
нейных подразделений можно дать такой совет: «Заставляйте как можно
больше работать на вас весь штат компании». А совет ответственным
за систему обеспечения качества такой: «Помните о том, что вы —
сотрудники штата, и действуйте как таковые».
Такое заявление, как «Мы никогда не ожидали, что наш клиент
будет использовать нашу продукцию таким способом», часто про-
износится как оправдание проектировщиков, не знакомых с
потребностями и ожиданиями своих клиентов или с тем, как кли-
енты будут использовать их продукцию или конструкции. Это со-
вершенно безответственное, но, к сожалению, далеко не редкое
заявление. Оно также указывает на чрезмерные расходы.
Мыслить с точки зрения ориентации на клиента — это значит,
всегда думать о положении другой стороны. Это означает — слу-
шать ее мнение и действовать так, чтобы учитывались ее взгляды,
потребности и ожидания.
Организациям, ответственным за разработку месторождений, нужно
помнить об одном: организация, ответственная за эксплуатацию
месторождения, — это ваш очень важный клиент.
В данный раздел включены несколько примеров компании, назы-
вающейся ОЙЛ КО. Это вымышленная компания. Но примеры до-
статочно реальны и составлены на основе опыта нескольких неф-
тяных компаний, действующих в районе норвежского континен-
тального шельфа.
ОЙЛКО установила следующее правило, касающееся принципа
«следующий шаг в процессе — это ваш клиент» (табл. 10.2).
10.2.2. Ориентация па процесс
Все результаты достигаются через процессы. Процесс — это сред-
ство достижения целей и устремлений. Плохие результаты вырас-
тают из плохо спланированных процессов. Плохо спланированный
682 Часть HI. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Таблица 10.2. Принцип «следующий шаг в процессе — это ваш клиент»
Ответственность за качество. Каждый работник отвечает за качество своей
работы. Это предполагает, что каждый должен знать:
— кто является следующим пользователем в цепочке стоимости;
— какие у этого пользователя есть потребности и ожидания;
— отвечает ли выполненная работа потребностям и ожиданиям следующего
пользователя
Все руководители без исключения несут ответственность за результаты, полу-
чаемые в пределах их сферы ответственности. Это включает проверку достиже-
ния необходимого уровня качества
процесс заставляет рабочую силу производить дефектную продук-
цию или продукцию более низкого качества. Стоимость их такая
же или даже выше, как у продукции высокого качества. В допол-
нение к плохому качеству стоимость имеет деморализующий эф-
фект на отдельных людей, которые постоянно и несправедливо
считаются ответственными за плохое качество продукции. Повторе-
ние процесса означает повторение плохих результатов. Пока мы про-
должаем повторять процесс, в конце мы получим то же самое. Если
мы хотим улучшить результаты, мы должны изменить процесс:
— качество и производительность можно улучшить, только улуч-
шив процесс, путем которого достигается результат.
Тем не менее, есть руководители, которые скорее заплатят цену
плохих результатов вместо того, чтобы вложить средства в улуч-
шение процесса.
Ишикава определяет процесс как «систематическую серию дей-
ствий, направленных на достижение цели».
В стандарте МОС 8402 процесс определяется как «набор взаимоза-
висимых ресурсов и деятельности, превращающих поступающий
продукт в выходящий».
Примечание: Ресурсы могут включать персонал, финансы, здания,
оборудование, способы и методы.
Процесс на рис. 10.2 можно рассматривать как средство, которым
можно пользоваться для достижения общих целей и критериев
приемлемости. У процесса разработки месторождения эти средства
могут быть техническими и эксплуатационными условиями, уп-
равлением и организацией, анализом и другими факторами, кото-
Глава 10. Управление качеством
683
рые, возможно, могут оказать воздействие на ход процесса (или
систему). Например, для достижения нужного уровня безопаснос-
ти системы нефтяного производства мы можем пользоваться раз-
личными техническими средствами: системы обнаружения газа и
огня, системы пожаротушения и эвакуации, противопожарная за-
щита, избыток оборудования, надежность компонентов и обору-
дования и т.д.
На ранней фазе разработки месторождения средства являются бо-
лее или менее свободными переменными в том смысле, что их
можно свободно выбирать. Однако на практике всегда существуют
ограничения на эти переменные. Эти ограничения и ограничиваю-
щие условия могут быть вызваны требованиями законодательства
или компании, соглашением о продаже и спецификациями про-
дукции, имеющейся технологии, ограниченным временем и ре-
сурсами, ограничениями в отношении веса и площади и т.д. После
того как решения приняты, некоторые из этих переменных ста-
нут ограничениями или ограничивающими условиями.
Ограничения или ограничивающие условия также отражаются на
выборе общей политики, целей и критериев приемлемости. Для того
чтобы наиболее эффективно отобрать наилучшие средства, можно
пользоваться моделью систематической оптимизации.
Процесс должен рассматриваться как цепочка стоимости, где каждая
«деятельность» добавляет стоимость к конечной цели. Основные
положения для создания процесса таковы:
— поставить перед собой особые цели, которые надо достичь. Цели
основаны на потребностях и ожиданиях клиента;
— определить планы/пути для достижения этих целей;
— определить деятельность, создающую стоимость и прогресс
(процесс);
684
Часть П1. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
— измерять результаты по отношению к целям и степени удов-
летворения клиента;
— отмечать и награждать отличные результаты.
При определении процесса следует убедиться в том, что процесс:
— ориентирован на достижение цели. Мы не можем планировать
абстрактно только если знаем цели и критерии приемлемости;
— систематичен. «Виды деятельности», составляющие процесс,
должны быть взаимосвязаны и взаимозависимы. Они также
должны быть прогрессивны, поскольку следуют заданной
последовател ьности;
— выполним. Процесс должен быть способен достичь целей и кри-
териев приемлемости при нормальных условиях. Во всех про-
цессах заложена способность выполнения. Способность мож-
но оценивать через сбор данных и проведение анализа. Выте-
кающая из них оценка способности станет неоценимой в
стремлении к непрерывному усовершенствованию;
— законен. Процесс принят и согласован лицами, ответствен-
ными за различные «виды деятельности», его составляющие.
Основной процесс бизнеса эксплуатационной нефтяной компании
заключается, коротко говоря, в обнаружении и добыче залежей уг-
леводородов, разработке месторождения, производстве и продаже
нефти и газа и, наконец, в оставлении месторождения восстановле-
нием нарушенного природного равновесия. Генеральный менеджер
является владельцем процесса. Проектирование и управление процес-
са принципиально важны для процветания и успеха компании. Этот
процесс предоставляет базовую линию для проектирования и разра-
ботки подпроцессов. Разработка месторождения может быть таким
процессом, если она определена в основном процессе бизнеса как
отдельный вид деятельности. Альтернативно «разработка месторож-
дения» может быть определена как несколько процессов. Это зависит
от того, как генеральный руководитель определил основной процесс
бизнеса в отношении видов деятельности и отчетности.
На пути к ориентации на процесс и общему качеству неплохо
установить несколько простых правил в отношении ответственно-
сти. Правила ОЙЛКО следующие (табл. 10.3).
Процессы документально регистрируются в процедурах или опи-
саниях процессов. Описание процесса — это не документ, который
учит людей, как надо выполнять работу, а письменный план груп-
повой работы.
Глава 10. Управление качеством
685
Таблица 10.3. Правила ОЙЛКО
Ответственность за процессы. Наши цели достигаются через процессы. Про-
цесс — это набор взаимосвязанных ресурсов и деятельности, которая преобра-
зует «исходный материал» в «продукт» с целью прибавления стоимости. Наш
успех будет в большой степени зависеть от нашей способности намечать пра-
вильные цели и и разработке и выполнении эффективных процессов для до-
стижения этих целей
У каждого процесса есть свой владелец. Если особо не оговорено и заявлено,
то лицо, ответственное за все функциональныс/организационные единицы,
участвующие в процессе, и есть его владелец
Владелец процесса отвечает за эффективность и приемлемость процесса. Это
предполагает, что владелец процесса, как и подобает, должен:
— определять процесс;
— контролировать и анализировать выполнение процесса;
— внедрять усовершенствования
Все существенные процессы должны быть документально зафиксированы,
а остальные процессы должны быть занесены в документацию только если
это повысит эффективность
10.2.2.1. Описание процессов
Есть несколько путей составления документации процесса. Широко
распространены технологические схемы и устные описания. Альтер-
нативой им служит «плейскрипт» или «сценарий». Названием своим
он обязан тому, что пьесы для театра часто пишутся в таком виде.
Следующий процесс описан в форме плейскрипта. Процесс — это
основной бизнес-процесс нефтяной компании ОЙЛКО. Владелец
процесса — генеральный менеджер ОЙЛКО, а описание процесса
отражает, как он и начальники отделов согласовывают свою рабо-
ту как группы для эффективного ведения бизнеса. Почти все виды
деятельности в этом основном бизнес-процессе дают начало под-
процессам. Владельцы подпроцессов — это менеджеры, указанные
в графе «ответственные». Такой способ порождения подпроцессов
называется каскадированием. При помощи этого приема у компа-
нии размера ОЙЛКО будет несколько уровней описания процес-
сов, все с указанными владельцами процесса или руководителями
групп (табл. 10.4).
686 Часть 111. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Таблица 10.4. Описание сценария процесса для основного
бнзнес-процесса ОЙЛ КО
БИЗНЕС-ПРОЦЕСС ОЙЛКО: КОНТРОЛЬ И РУКОВОДСТВО Владелец процесса: Генеральный менеджер
1. Задача и охват работы Здесь описывается основной процесс жизненного цикла лицензий, которые получила компания ОЙЛКО. Описание составляет основу для планирования и разработки эффективных подпроцессов, которые непосредственно способ- ствуют этому процессу и достижению нашей задачи
2. Описание процесса
Ответственный Вид деятельности
1 2
Менеджер Генеральный менеджер Менеджер разведочных работ Генеральный менеджер Генеральный менеджер Менеджер Генеральный менеджер 1. Определяет районы континентального шель- фа разведочных работ Норвегии с наиболь- шим потенциалом для создания добавленной стоимости и экономического роста, основан- ных на стратегическом плане ОЙЛКО. Подает заявку, где возможно, на лицензию на изыс- кания 2. Одобряет приоритетную классификацию и фи- нансирование предстоящего осуществления проекта 3. Оценивает возможности в рамках работ глав- ных областей 4. Одобряет заявление о торгах или лицензии, включая финансирование проведения оценки 5. Обеспечивает создание соответствующих ко- миссий (т.е, по эксплуатации, техническим вопросам, коммерческим вопросам и т.д.). Назначает представителей во все комиссии, руководимые партнерами 6. Оценивает и определяет объем углеводород- ных разведочных работ ресурсов и экономи- ческую ценность охватываемой области через геологические и геофизические обзоры и при помощи разведочных скважин. При необходи- мости подает заявку па получение разреше- ния на неглубокое бурение и/или разведоч- ное бурение 7. Одобряет финансирование дополнительного окоятурива) (ия потенциала экономических ре- сурсов
Глава 10. Управление качеством
687
Продолжение табл. 10.4
1 2
Менеджер разведочных работ Генеральный менеджер Менеджер ресурсов Генеральный менеджер Коммерческий директор Менеджер проекта Генеральный менеджер Менеджер проекта Менеджер по эксплуатации 8. Определяет коммерческую ценность ресурсов, связанную с обнаружением запасов углеводоро- дов, через оконтуривание и дальнейшую гео- техническую/инжснсрную проектную работу. Подготавливает план сбыта, хранения или раз- работки и добычи на новом месторождении. Подготавливает «Отчет об открытии месторож- дения* Подаст заявку на получение разрешения на неглубокое бурение и/или разведочное бурение 9. Одобряет «Отчет об открытии месторождения» и финансирование исследований разработки 10. Создает проектную группу для разработки ре- комендованных вариантов для дальнейшей оценки и одобрения. Подготавливает «Инженерный отчет» 11. Одобряет рекомендованные варианты и назна- чает менеджера проекта 12. Сбывает на рынке продукцию и договаривает- ся о переработке и транспортировке, требую- щихся для добычи. Работает в сотрудничестве с юридическим отделом для разработки требуе- мых соглашений 13. Подготавливает план разработки и эксплуата- ции (ПР), выполняя требования, как указано в основных направлениях Норвежского нефтя- ного директората (ННД). Требуется тесное со- трудничество с партнерами и ННД. Подает заявку на получение Разрешения для плана установки и эксплуатации (ПУЭ), если это необходимо 14. Одобряет направление плана разработки и эксплуатации в министерство 15. Занимается разработкой месторождения, с долж- ным вниманием относясь к оценке уровня бе- зопасности, готовности к чрезвычайным ситу- ациям и экологическим вопросам. Подает заявление на получение: разрешения на детальный инженерный проект, разрешения на изготовление; разрешения на эксплуатацию 16. Руководит добычей углеводородов: а — добывает углеводородные ресурсы месторож- дения в максимальной степени извлечения с минимальными эксплуатационными затрата- ми на единицу продукции, безопасность и защиту природы;
690 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Таблица 10.5. Предпосылки достижения высокого качества
Любой менеджер отвечает за предоставление его подчиненным средств для
достижения качества в своей области работы. Это предполагает обеспечение
квалификации и соответствующей подготовки подчиненного. Кроме того, это
предполагает, что человек, получающий задание:
— должен знать требования, цели и ожидания, связанные с его/ее работой;
— быть информированным о том, соответствует ли его работа и сс результа-
ты требуемым стандартам;
— способен влиять па рабочую ситуацию
что, если все предпосылки соблюдены, а подчиненный все еще не
в состоянии соответствовать в своей работе установленным стан-
дартам, то тогда реальная причина несоответствия будет заклю-
чаться уже в самом подчиненном. И напротив, если одна или не-
сколько предпосылок не были соблюдены, то несоответствие ста-
вится в вину менеджменту. Выполненные на ранних стадиях обзо-
ры технологии, качества и менеджмента (ТКМ) в ОЙЛКО, по-
казали, что менеджмент приводит примерно к 80% несоответствий
в работе подчиненных.
ТКМ часто называется проверкой фактов, но люди часто игнори-
руют ее. Во многих случаях они не смотрят внимательно на факты,
и поэтому данные, которые они предоставляют.не всегда заслужи-
вают доверия. Иногда они могут проигнорировать факты и поло-
житься на свой собственный опыт, свое шестое чувство, свои ощу-
щения. Если менеджер опирается не на данные и статистические
методы, а на свой собственный опыт, свое шестое чувство, ощу-
щения, то он тем самым признает, что его компания не выполня-
ет работу высококачественно.
Факты важны, и эту важность следует четко осознавать. После
того как это будет достигнуто, надо попытаться представить акты
в виде четких данных. Последним шагом будет использование ста-
тистических методов для анализа этих данных, которые позволят
компании произвести оценку, выдвинуть суждение, а затем пред-
принять соответствующие действия.
Без получения фактов и точных данных об условиях работы, про-
ведение систематического контроля и усовершенствований ста-
нет затруднительным. Но сбор фактов очень тяжелая задача. Есть
множество ложных данных. Иногда люди сообщают ложную или
неверную информацию. Для этого могут быть свои причины:
Глава 10. Управление качеством
691
— желание показать только лучшие моменты;
— желание скрыть ошибки;
— желание избежать предвзятость по отношению к себе.
Тем не менее, надо подчеркнуть, что шестьдесят или семьдесят
процентов ответственности за ложные и неправильные данные ле-
жат на начальниках. Причины, по которым подчиненные склонны
лгать, могут, например, быть следующими:
— необдуманные приказания;
— вспыльчивые начальники;
— раздражающее вмешательство;
— начальники, не терпящие статистической разбросанности и
не понимающие ее;
— отсутствие твердых правил и стандартов работы;
— плохая система оценки персонала;
— начальники, любящие сваливать вину на других;
— плохие методы проверки или неадкватная проверка.
Эти и другие причины порождают ложные данные. Им сопутству-
ют ошибочные данные и сознательно или бессознательно возник-
шие ложные данные. Это дело среднего уровня менеджмента и
менеджеров, ему подчиненных, заниматься выяснением этихдан-
ных, обеспечивая их точность и позволяя компании узнать истин-
ное положение вещей.
Во всех процессах заложена способность выполнения. Эту способ-
ность можно оценить через сбор и анализ данных. Вытекающая из
них оценка способности станет ценным подспорьем как при пла-
нировании обеспечения качества, так и при последующем осуще-
ствлении работы.
Факты и данные, касающиеся качества, должны регулярно про-
сматриваться на соответствующем уровне менеджмента. Высшее
руководство должно ежемесячно проводить обзор менеджмента.
Обзор менеджмента определяется в стандарте МОС 8402 как «фор-
мальная оценка высшим руководством состояния и адекватности
системы качества в отношении политики и целей обеспечения ка-
чества». Наилучший способ определить состояние и адекватность
системы заключается в измерении результатов ее работы. Важную
исходную информацию можно получить из данных основного биз-
нес-процесса и результатов проверки качества, (см. также часть 13.3).
692 Часть III, Качество, безопасность и охрана окружающей среды
10.2.4. Участие рабочих в управлении
Основной принцип менеджмента общего качества состоит в поме-
щении людей в центр внимания. Когда предприятие начинает свой
путь к достижению общего качества, старшее и среднее руковод-
ство должны быть достаточно смелыми, чтобы передать как можно
больше своих полномочий подчиненным. Это способ превращения
уважения к человеческим качествам в философию менеджмента. Все
сотрудники принимают участие в управлении, сверху вниз и снизу
вверх, при полном уважении к человеческим качествам. Термин
«человеческие качества» предполагает автономность и спонтанность.
Люди не машины. У них есть своя воля, и они добровольно работа-
ют без указки других. Они работают головой и всегда думают.
Менеджмент, основанный на человеческом отношении, — это си-
стема управления, дающая возможность развернуться неограни-
ченному потенциалу, заложенному в людях. Этот принцип также
называется предоставлением управления рабочей силе.
Будущее предприятия должно строится на его сотрудниках. Исполь-
зуемая вами технология, вероятно, уже всем знакома, ваша про-
дукция и услуги производятся другими предприятиями или их можно
скопировать. Единственное имеющееся у вашего предприятия соб-
ственное достояние — его работники. Соответственно:
работники— это главное достояние предприятия и ключевой фак-
тор конкуренции.
Основополагающий принцип успешного менеджмента состоит в
том, чтобы дать подчиненным возможность полноценно использо-
вать свои способности.
Вот некоторые из ключевых принципов предоставления управле-
ния рабочей силе:
— к людям надо относиться справедливо и с уважением;
— люди хотят участвовать в управлении;
— когда люди участвуют в управлении, они стремятся найти пу-
ти улучшения качества выпускаемой продукции;
— когда люди участвуют в управлении, они чувствуют, что у них
есть власть; они чувствуют себя как владельцы;
— люди — это ценны;: ресурс, потому что у них есть знания и
идеи;
Глава 10. Управление качеством
693
— когда люди участвуют в принятии решений подразделения или
отдела, то вырабатываются лучшие решения;
— организации должны надолго включиться в программу раз-
вития людей, потому что люди становятся ценными для орга-
низации;
— люди могут получать знания, необходимые для принятия важ-
ных решений, касающихся управления их деятельностью;
— людям может быть доверено принятие важных решений, ка-
сающихся управления их деятельностью;
— когда люди принимают решения, касающиеся управления их
деятельностью, результатом этого будет большая организа-
ционная эффективность.
Несколько причин эффективности предоставления управления ра-
бочей силе:
— наделенным властью работникам не нужно ждать решений
или ревизии и инспекции;
— наделенные властью работники требуют меньшего надзора
и помощи; это ведет к снижению дополнительных затрат;
— наделенные властью работники чувствуют себя ответственны-
ми за выпуск продукции, что ведет к улучшению качества и
производительности. Люди поднимаются на уровень своей
ответственности;
— у наделенных властью работников есть большая удовлетво-
ренность своим трудом, это ведет к снижению числа отпус-
ков по болезни и снижению ротации персонала;
— наделенные властью работники понимают, какое место в об-
щей цепи производства занимает их работа и поэтому увели-
чивается их вклад в эту работу;
— передача управления ведет к принятию коллективных реше-
ний по вопросам, важным для других видов деятельности и
для корпорации, коллективные решения обычно главенству-
ют над индивидуальными.
Организации с участием работников в управлении — это такие
организации, которые дают информацию, знания, власть и награ-
ды всем сотрудникам с тем, чтобы каждый участвовал в работе
организации. Это организации, использующие свое основное дос-
694 Часть П1. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
тояние и основной фактор конкуренции. Это организации, наде-
лившие своих работников властью.
10.2.5. Непрерывное совершенствование
Только в стационарном мире, где ничего не меняется, может не
быть потребности в совершенствовании. Это мог бы быть очень
удобный мир. Но проблема в том, что он не существует — по
крайней мере, это не мир бизнеса. Чтобы «держаться на плаву» мы
должны совершенствоваться с такой же скоростью, как и наши
конкуренты. Если же наши стремления выходят за рамки этого, то
мы должны совершенствоваться с еще большей скоростью, чем
наши конкуренты. В этом наша задача.
Непрерывное совершенствование основывается на способности пред-
приятия получать, сообщать и анализировать нужные данные. Не
забывайте о том, что ТКМ также называется проверкой фактов.
Непрерывное совершенствование также основывается на искрен-
нем внимании со стороны старшего руководства к качеству и на
способности составлять эффективные обзоры менеджмента.
Кроме того, непрерывное совершенствование полагается на спо-
собность организации пользоваться средствами для его достиже-
ния. Есть целый ряд простых, но мощных средств, таких как тех-
нологические схемы, контрольные листы, дискуссии, метод но-
минальной группы, графики объема работы, формула Парето, гра-
фические таблицы, диаграммы причины и следствия, график вза-
имозависимости и контрольный график. Все они прекрасно описа-
ны в другой литературе, и поэтому мы не будем дольше на них
задерживаться.
Предприятие, действительно занимающееся непрерывным совер-
шенствованием, должно рассматривать качество как критерий,
показывающий, что можно еще улучшить. Нет такого понятия
как маловажное совершенствование.
10.3. Петля контроля качества
Петля контроля качества — это концепция качества для управле-
ния его обеспечением. Те, кто хотели бы использовать это понятие
для своей системы качества, должны тщательно изучить приве-
Глава 10. Управление качеством
695
денный ниже пример (табл. 10.6) и составить свои собственные
требования к каждому из шести блоков модели.
Таблица 10.6. Концепция качества ОЙЛКО
Концепция ОЙЛКО предназначается для приложения ко всем важным зада-
ниям организации. Однако для достижения необходимой гибкости объем ис-
пользуемых средств должен быть приспособлен к характеристикам действи-
тельного задания, как, например, размер и сложность, а также является ли
задание критически важным или нет
Качество зависит и от содержания и разумности принимаемых решений,
а также от того, как выполняются задания. Поэтому концепция петли контро-
ля качества охватывает фазу принятия решения и фазу выполнения
В определении задания содержатся описание характера задания, а также какие
цели и критерии должны быть достигнуты
В «петле» указываются основные требования к способу выполнения задания
Определение задания
Любое задание должно исходить от уполномоченного для этого лица, объясня-
ющего задания таким образом, чтобы у назначенного для выполненния за-
дания работника была возможность удовлетворительно справиться с заданием
Определение задания должно быть подготовлено в письменном виде, если
это может способствовать эффективности
696 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Продолжение табл. 10.6
Уполномоченный должен обеспечить соответствие задания целям и требованиям
При объяснении заданий должен учитываться опыт выполнения сходных
заданий
Уполномоченный должен убедиться в том, что назначенный работник пол-
ностью понимает свою задачу
Определение задания меняется в зависимости от характера работы. Определе-
ние задач для повторяющихся заданий характеризуется должностью, описа-
нием работы или контрольными документами
Планирование и организация
Планирование
Планирование означает выработку требований, нужных для выполнения дан-
ного задания, для обеспечения эффективного выполнения и обеспечения соот-
ветствия конеченого результата определению задач. Планы должны быть пред-
ставлены исполнителю до начала выполнения задания
Планирование должно осуществляться и формализоваться до пределов, не-
обходимых для обеспечения контроля работы. Планирование включает:
— оценку опыта;
— выяснение государственных требований к продукции и деятельности;
— подсчет продолжительности задания;
— подсчет требующихся ресурсов и их наличие;
— разделение больших заданий па более мелкие;
— определение, если необходимо, контрольных документов;
— выработка бюджета;
— принятие решения о том, как и когда должны быть произведены замеры и
проверены данные;
— установление порядка предоставления отчетов о результатах;
— определение того, как следует отчитываться о приобретенном опыте
Организация
Каждый работник отвечает за качество своей работы. Эго предполагает, что
каждый работник должен знать:
— кто является пользователем первой линии выпускаемой им продукции;
— какие есть у пользователя первой линии потребности и ожидания по отно-
шению к продукции;
— отвечает ли выпускаемая продукция потребностям и ожиданиям пользова-
теля первой линии
Глава 10. Управление качеством
697
Продолжение табл. 10.6
Все лица, занимающие должность менеджера, отвечают за качество результа-
тов в пределах своей сферы ответственности
Это предполагает, что ответственность за контроль ЪЪ достижение соответ-
ствующего качества, должна быть возложена на руководство
Лицо, ответственное за выполнение задания, должно обеспечить организа-
цию выполнения работы наиболее эффективным способом. Организация вклю-
чает:
— создание организационной структуры;
— отбор квалифицированного персонала;
— распределение заданий и назначение ответственных;
— установление каналов для отчетности и связи
Ответственность, полномочия и правила сотрудничества, касающиеся раз-1
личных организационных единиц, должны быть указаны в соответствующих
документах
Выполнение и проверка
Выполнение
Задания должны выполняться в соответствии с одобренными планами, про-
цедурами и другими указанными требованиями. Это достигается путем:
— строгого следования установленным планам и процедурам;
— постоянной оценки состояния идущей работы;
— отчетности и исправления несоответствий
Выполняющий задание работник сам несет ответственность за соответствие его
работы требованиям, даже если другие позже будут проверять это соответствие
Проверка
Проверка должна осуществляться с целью обеспечения соответствия конеч-
ного результата установленным требованиям. Она включает:
— проверку того, чтобы все процессные измерения и контроль/инспекция
промежуточной и конечной продукции выполнялись с приемлемыми ре-
зультатами и чтобы они были занесены в документы и их можно было
проследить до контрольной точки, контрольного метода и контролёра;
— проверку подготовки всей документации в соответствии с указаниями
О результатах проверки нужно доложить по предварительно установленным
каналам связи
Материалы проверки должны храниться в течение установленного периода
времени
Персонал, проводящий проверку, не должен заниматься его оценкой. Ре-
зультаты проверки передаются по специальным каналам связи
Выявление несоответствий
Несоответствия требованиям должны быть зафиксированы и обработаны в со-
от^етствии с установленными правилами. Контроль несоответствий включает:
700 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
результате внедрения системы, оценивая при этом ее эффектив-
ность. Аудит может показать, что персонал проверяемой компании
отклоняется в своей работе от разрешенных процедур или систем.
В то время как ревизия внедрения системы проводится для про-
верки, выполняется ли работа в соответствии с системами, раз-
решенными руководством проверяемой компании, ее не надо
путать с инспекцией. Последняя проверяет приемлемость про-
дукции и ее выпуск для последующей обработки. Аудит же зани-
мается выяснением, удовлетворительно ли применяются системы
менеджмента.
10.4.2. Предметный аудит
Предметный аудит проверяет требования, касающиеся отдельных
предметов. Предметом может быть безопасность («проверка безо-
пасности»), охрана окружающей среды (экологическая проверка),
технические требования («техническая проверка»), эксплуатация,
ремонт и т.д. Предметная ревизия всегда основывается на установ-
ленных и согласованных требованиях, таких как государственные
постановления, руководства, спецификации, процедуры и т.д.
Планирование, выполнение работы и отчеты предметной ревизии
по многим пунктам сходны с системной ревизией.
10.4.3. Внутренний аудит
В нефтяных компаниях Норвегии аудит качества превратился
в широко применяемый метод контроля систем управления обес-
печением качества. Ежегодно подготавливается и принимается Про-
грамма аудита качества. Программа подготавливается отделом аудита
компании (или работниками системы обеспечения качества), пос-
ле чего результаты сообщаются руководству.
В норвежских правилах внутреннего контроля указывается следую-
щее положение, касающееся проведения ревизий и их функций.
«Ответственность за управление и введение в силу системы конт-
роля должно быть возложено на отдельное подразделение в преде-
лах лицензионной (действующей компании) организации. Это орга-
низационное подразделение должно обладать достаточной органи-
зационной свободой для контроля и введения в силу всех подчи-
Глава 10. Управление качеством
701
ненных систем контроля и для проведения системной ревизии пос-
ледних. Это организационное подразделение должно, как правило,
находиться вне оперативной ответственности. Лицензиат должен
организовать свою структуру таким образом, что упомянутое под-
разделение было подотчетно более вышестоящему уровню, чем те
подразделения, которые оно проверяет».
Аудит качества предоставляет руководству исключительно важную
информацию относительно того, следует ли организация юриди-
ческим и контрактным обязательствам. Более того, она предостав-
ляет еще более ценную информацию, касающуюся способности орга-
низации конкурировать в будущем, отсюда и мудрость, позволяю-
щая компании избежать участия в контрактах или рынках продук-
ции, которые организация пока не в состоянии удовлетворить.
10.4.4. Внешний аудит
Внешний аудит проводится компанией у ее собственных постав-
щиков и субпоставщиков или же государственными органами в
компаниях, действующих в их области ответственности. Контроле-
рами могут быть работники самой компании или работающие в
компании по контракту. Они действуют от лица компании. Этот
тип контроля выполняется для оценки состояния контрактов, зак-
люченных с поставщиками и субпоставщиками компании, с тем
чтобы выяснить, получает ли компания то, за что она платит, или
соответствует ли правилам выполняемая работа.
В соответствии с законодательством оператор (лицензиат) должен
обеспечить, чтобы любой, кто работает на него, либо лично, че-
рез своих работников, либо через подрядчиков, соответствовал
положениям опубликованного и соблюдаемого законодательства.
Следовательно, подрядчики и субподрядчики обязаны иметь свою
систему обеспечения качества. Обычно требуется система, соответ-
ствующая стандарту МОС 9 000.
Аудит качества, систематически используемый для контроля под-
рядчиков и субподрядчиков, доказал, что он является очень эффек-
тивным средством обеспечения получения правильной продукции
вовремя и в рамках согласованной стоимости (см. пример).
Для Норвежского нефтяного директората аудит качества также явля-
ется инструментом наблюдения и контроля нефтяных компаний.
702 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Примеры внешней ревизии двух крупных проектов нефтяного газо-
провода
Проекты:
Зеепайп и Европайп — это проекты трубопроводов, транспорти-
рующих газ с Норвежского континентального шельфа в Бельгию
и Германию. Оба трубопровода размером 40" с бетонным покрыти-
ем установлены на глубине моря, достигающей 300 м. Общая
протяженность трубопровода — более 1500 км, а общая стоимость
составляет $ 5 млрд.
Основными подрядчиками проектов были:
— инженерные подрядчики, выполняющие услуги, связанные
с подготовкой общего системного проекта, закупкой, специ-
фикациями установки и эксплуатации, чертежами общего
расположения и т.д;
— поставщики стальных труб, в основном из Японии, Германии
и Франции;
— подрядчики, выполняющие антикоррозийное и утяжеляющее
покрытие;
— подрядчики, модернизирующие существующие добывающие
платформы и системы управления;
— поставщики анодов для защиты от коррозии, подводных со-
единений и других конструкций;
— подрядчики, прокладывающие трубопровод, включая сварку,
неразрушающий контроль, проверку давления и т.д.
Стратегия обеспечения качества состояла:
— в заключении контрактов только с компаниями, имеющими
эффективные системы обеспечения качества;
— в использовании стандартов МОС 9 001 и 9 002 как требований
во всех контрактах;
— в проведении аудита выполнения работ до подписания кон-
тракта, чтобы убедиться в том, что системы качества работают
как надо;
— в проведении регулярной ревизии качества в течение кон-
трактного периода и, если необходимо, выдаче рекоменда-
ции подрядчикам с тем, чтобы они могли полностью соот-
ветствовать требованиям;
Глава 10. Управление качеством
703
— во включении вопросов охраны здоровья, безопасности и окру-
жающей среды в системы обеспечения качества и в аудит каче-
ства;
— в сосредоточении внимания на качестве во всех частях проект-
ной организации, а в особенности, на уровне менеджмента и
надзора.
Аудит проводился:
— до подписания всех крупных контрактов. Исправление обна-
руженных несоответствий требовалось в конечном контракте;
— проводилась, по меньшей мере, одна проверка качества в те-
чение периода проектирования у подрядчика для обеспечения
соблюдения всех требований при инженерных разработках,
приобретении оборудования и материалов, планирования и т.д.;
— регулярные проверки в течение контрактного периода, по край-
ней мере, дважды в год.
Результаты:
— поставки материалов и установка производились в соответ-
ствии со спецификациями и графиком;
— затраты были, как правило, ниже запланированных в бюджете;
— очень незначительный ремонт;
— очень мало производственных травм;
— нет загрязнения окружающей среды.
10.43. Основные направления аудита
В 1992 г. был издан международный стандарт по ревизии качества.
Он быстро завоевал международное признание. Стандарт МОС 10011
состоит из следующих частей под общим заголовком «Основные
направления для проверки систем обеспечения качества»:
Часть 1. Проведение аудита
В этой части содержатся основные пункты, по которым следует
проводить проверку. В ней устанавливаются принципы и критерии
основного аудита и указываются основные направления создания,
планирования, осуществления и документирования этого меро-
приятия.
704 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Часть 2. Критерии квалификации для аудиторов систем обеспече-
ния качества
Для того чтобы проверка качества проводилась эффективно и в
соответствии с задачами аудита (см. часть 1), для квалификации
ревизоров требуются некоторые минимальные критерии. В этой ча-
сти дается описание этих критериев. В ней также излагается метод,
по которому должно оцениваться и проверяться соответствие про-
веряющих этим критериям.
Часть 3. Менеджмент программ аудита
Любая организация, имеющая постоянную потребность в прове-
дении проверок качества, должна создать условия для обеспече-
ния общего руководства всем процессом. В этой части указывают-
ся общие направления для управления программами обеспечения
качества.
В части 3 также есть указание на необходимость согласованности
отчетов аудиторов для получения одинаковых выводов при про-
верке одного и того же вида деятельности и тех же условиях. Ме-
неджмент программы аудита должен устанавливать способы изме-
рения и сопоставления работы ревизоров для достижения согласо-
ванности между ними.
Литература
1. Ishikawa, К (1985),What is Total Quality Control? Prentice-Hall.
2. Juran, J.M. (1988), Planning for quality. Collier Macmillan Publishers,
London.
3. Eric Anschutz (1990), A Training Course in the Concepts, Practices and
Implementation of Total Quality Management. Presented to George
Washington University Continuing Engineering Education, Washington,
D.C.
Глава И
ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ, ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
45. А. Б. Золотухин и др.
706
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
11.1. Охрана здоровья и экология
К. Салте
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
11.1.1. Охрана здоровья и условия труда
11.1.2. Защита окружающей среды
11.1.2.1. Введение
11.1.2.2. Описание природных условий
11.1.2.3. Нынешнее состояние экологии
11.1.2.4. Экологическая уязвимость
11.1.2.5. Экологический контроль (ЭК)
11.1.2.6. Защита окружающей среды при проектировании
и на стадиях производства
Литература
11.1.1. Охрана здоровья и условия труда
При планировании мероприятий по разработке месторождения ос-
новные усилия необходимо сосредоточить на охране здоровья и
условиях труда служащих. Создание надлежащих условий труда —
это эффективное капиталовложение. Высококачественное проек-
тирование работы и создание хороших условий труда снижают про-
должительность рабочих операций, ремонтно-профилактических ра-
бот, улучшают состояние техники безопасности (ТБ) и микро-
климат в коллективе. Здоровье и удовлетворенность сотрудников —
важное условие процветания компании.
Стандарт S-DP-002 «Проектные нормативы: условия труда» опре-
деляет основные требования к условиям труда и предполагает на-
правления исследований для их оптимизации. Компания «Статойл»
придерживается политики точного следования требованиям этих
стандартов и нормативов. Однако, если предлагаемые альтернати-
вы не влекут за собой значительного ухудшения условий труда,
экономичны и хорошо задокументированы, то они также могут
быть учтены при осуществлении проекта. Кроме того, нормативы
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 707
условий труда должны также соответствовать всем стандартам и
требованиям, принятым в Российской Федерации.
Подробно смотри стандарт S-DP-002 «Проектные нормативы: ус-
ловия труда».
11.1.2. Защита оружающей среды
11.1.2.1. Введение
Целью данного раздела является описать экологические аспекты
разработки месторождений в Печорском море и определить техни-
ческие задачи для снижения воздействия нашего проекта на окру-
жающую среду.
11.1.2.2. Описание природных условий
Характеристика воды
Водная масса Печорского моря состоит из вод различного проис-
хождения. Холодные арктические воды поступают в Печорское море
из северной части Баренцева моря при менее плотных водах Бело-
го моря. Наиболее интенсивный водообмен между Печорским и
Карским морями происходит в 50-километровом проливе (с глу-
биной в 60 м) между островами Новая Земля и Вайгач. Южная
мелководная часть Печорского моря находится под сильным влия-
нием пресноводных вод из р. Печоры. Ежегодный речной сток из
Печоры в Печорское море составляет около 130 куб.км. Солонова-
тая вода Белого моря также оказывает определенное влияние на
поверхностные воды Печорского моря. Сильное влияние Печоры
на поверхностные воды моря показано на рис. 11.1.
Осадки
Ежегодно течение Печоры приносит в Печорское море до 6 млн т
дисперсного материала, большая часть которого оседает в дельте
реки и в юго-восточной части Печорского моря. Река приносит
также значительное количество растворенного органического и не-
органического материала. В Печорское море попадают также раз-
мытые породы с берега и взвеси из Белого моря. В основном осад-
ки состоят из песка и ила (рис. 11.2).
708
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Рис 11.1. Типы осадков в Печорском море [2]
Рис. 11.2. Замеры температур со спутника, °C. Снимок сделан 5 августа 1988 года
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 709
Лед и многолетние мерзлые породы (ММП)
Для Печорского моря характерно наличие однолетнего льда. За-
мерзание моря длится с октября/ноября по июль/август. Наиболее
сильное ледообразование наблюдается в марте—апреле. Среднеме-
сячная температура поверхности моря на протяжении года колеб-
лется от -1,8 до 12°С. В зоне месторождений в Печорском море
возможно наличие ММП. Ранее они были обнаружены в песчаных
пластах на глубине 40—50 м.
Биологические ресурсы
Благодаря смешению вод различных морей в биологическом смыс-
ле Печорское море очень продуктивно. На рис. 11.3 приведена кор-
мовая схема биологических видов, обитающих в Печорском море.
На рис. 11.4—11.6 показаны районы обитания рыб, птиц и млеко-
питающих в Печорском море осенью. Из этой информации следу-
ет, что в районе месторождения «Варандей-море» имеются значи-
тельные популяции рыб и млекопитающих. Наиболее распростра-
ненными птицами являются чайки, крачки, утки, гуси и лебеди.
Рис. 11.3. Биологическая кормовая цепь мелководья Печорского моря [2|
Рис 11.4. Районы обитания рыб осенью в открытой воде и экологическая уязвимость
Рис. 11.5. Районы обитания птиц осенью в открытой воде и экологическая уязвимость
710 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды I Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 711
712
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Рис. И. 6. Районы обитания млекопитающих осенью в открытой воде н экологическая уязвимость
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 713
Наиболее распространенные млекопитающие — нерпа, морж и бе-
луга.
11.1.2.3. Нынешнее состояние экологии
В целом Печорское море — очень чистое, и концентрация вредных
веществ невысока. Основными источниками углеводородов в море
являются сбросы рек и судов. Это загрязнение не сильно повлияло
на содержание нефти в воде и в осадках. Концентрация нефти
обычно выше летом, чем зимой, что объясняется, возможно, реч-
ным стоком.
Проводились также исследования осадков на содержание полиаро-
матических углеводородов. Их содержание в воде и в осадках не-
значительно и сравнимо с незагрязненными участками акватории
мирового океана. То же самое можно сказать и о концентрации
тяжелых металлов.
11.1.2.4. Экологическая уязвимость
Оценка экологической уязвимости базируется на следующих фак-
торах:
— физические и климатические условия;
— сезонные различия;
— состояние экологи;
— уровень загрязнения;
— общественная заинтересованность;
— конкретные проекты.
Экологическая уязвимость месторождении Печорского моря до-
вольно высока в отношении почти всех данных факторов.
Поскольку климатические условия этого региона очень суровые и
характеризуются низкими температурами на протяжении почти все-
го года, процесс самоочистки моря и распада загрязняющих ве-
ществ будет протекать очень медленно. Ликвидация нефтяных пя-
тен в водах со льдом более сложна, чем в открытом море, поэтому
утечки нефти будут иметь более продолжительные последствия
для экологии.
714 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Уязвимость сохраняется на протяжении всех сезонов. В холодный
сезон, с ноября по июль, уязвимость возникает из-за наличия
льда в море. Теплый, безледовый, период, хотя и наиболее произ-
водителен, очень короток и также уязвим к загрязнению и раз-
личным нарушениям.
Прибрежные районы особенно важны для морских птиц. Именно
они могут особенно пострадать от разливов нефти.
Хорошее состояние окружающей среды в этом районе и необходи-
мость сведения загрязнения окружающей среды до минимума ста-
вят особые требования к промышленной деятельности в этом ре-
гионе. При планировании любых работ необходимо разрабатывать
специальные меры по снижению загрязнения до минимума.
11.1.2.5. Экологический контроль (ЭК)
В ходе разработки месторождения необходимо вести экологичес-
кий контроль (ЭК) и использовать его результаты для снижения
последствий промышленной деятельности в регионе. Особенно важ-
но проводить исследования окружающей среды на ранних этапах
разработки месторождения, в процессе выбора концепций и их
оптимизации. Необходимо разработать также меры по прогнозиро-
ванию последствий загрязнения окружающей среды.
Российские нормативы в этой области несколько отличаются от
норвежских. В России для ведения ЭК предусматриваются доволь-
но детальные исследования и сбор данных, что ведет к большим
затратам труда и детальности ЭК.
Хотя в Печорском море уже и проводились обширные исследова-
ния, по некоторым темам, возможно, предстоит дополнительно
проводить подробный ЭК, чтобы определить:
— распределение, размер популяций и биологию основных видов
рыб, птиц и млекопитающих;
— кормовые системы, взаимодействие, движение энергии в эко-
системе;
— токсические вещества в осадках, микропланктоне и рыбе;
— объем возможных разливов нефти в мелководной части Печор-
ского моря.
Это позволит создать экологическую базу данных.
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 715
11.1.2.6. Защита окружающей среды при проектировании
и на стадиях производства
На основе имеющихся данных по экологии региона и планов по
разработке и эксплуатации месторождений Печорского моря для
снижения экологических последствий до минимума были выбра-
ны следующие направления исследований:
— загрязнение в ходе буровых работ;
— загрязнение пластовыми водами;
— загрязнение балластовыми водами из хранилищ и плавательных
средств;
— выбор химреагентов;
— погрузочные работы;
— транспортировка нефти на корабли;
— возможные разливы нефти;
— обработка отходов;
— выбросы в атмосферу.
Каждое изданных направлений исследований подробно обсужда-
ется ниже.
Загрязнение в ходе буровых работ
Буровой раствор и шлам представляют собой наибольшую часть
выбросов в ходе разработки и эксплуатации нефтегазовых место-
рождений. Вследствие незначительной глубины моря, ледовых ус-
ловий и медленной скорости разложения органического материала
в этом районе лучшим решением будет обратная закачка буровой
жидкости в пласт. Обратная закачка нефтесодержащих отходов —
распространенная практика в Северном море.
Обработка пластовых вод
Пластовые воды содержат различные концентрации растворенной
нефти, неорганические соли, тяжелые металлы и химреагенты.
Концентрация различных веществ на разных месторождениях нео-
динакова. Обычная обработка пластовых вод на морских месторож-
дениях подразумевает удаление нефти (до 40 мг/л) с применени-
ем сепараторов, гидроциклонов или центрифуг и т.д. Этой техно-
716
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
логией невозможно удалить растворенные вещества, поэтому она
приемлема только при сливании воды с ее последующим значи-
тельным разбавлением.
При работе на месторождениях Печорского моря пластовую воду
необходимо будет закачивать в подземные пласты. Для этого сле-
дует предусмотреть резервную нагнетательную систему. Такая тех-
нология довольно широко применяется на наземных и морских
месторождениях, а также на новых месторождениях норвежского
континентального шельфа.
Балластовые воды нз емкостей н танкеров
Следует свести к минимуму слив балластовой воды из емкостей и
танкеров. Судя по опыту работы в Северном море концентрация
нефти в такой воде обычно меньше 5 мг/л. Необходимо как можно
меньше использовать балластовую воду в емкостях, в противном
случае придется устанавливать специальные очистительные системы.
Не следует проводить слив балластовой воды с кораблей. Решением
этой проблемы может быть использование постоянного балласта.
Выбор химреагентов
Химические реагенты должны быть не только высокоэффектив-
ны, но экологичны (малая токсичность, быстрая нейтрализация в
окружающей среде). Данные по таким химреагентам следует ис-
пользовать при планировании мер по экологии.
Погрузочные работы
Конструкция погрузочного оборудования должна обеспечивать на-
дежность и экологичность погрузочных операций (без утечек неф-
ти). В этой области может быть использован опыт Статойла.
Танкерные транспортировки
Особую угрозу утечек нефти могут нести танкерные транспорти-
ровки. Следует проводить анализ степени риска таких работ для
внесения улучшений в конструкцию и технологию использования
танкеров. Применяться могут только танкеры с двойным корпусом.
Вероятность разливов нефти
Важной задачей при разработках в Печорском море станет сниже-
ние до минимума вероятности разливов нефти. Обычные механи-
ческие методы ликвидации загрязнений могут быть действенными
Глава И. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 717
летом/осенью в безледовый период. В остальное время года сбор
нефти станет крайне затруднительным из-за льда. В настоящее вре-
мя ведутся исследования по разработке альтернативных методов.
Испытанные методы — это механические методы, местное сжига-
ние, биообработка и т.д. Однако эффективный метод пока не най-
ден. В ходе осуществления проекта необходимо следить за такими
исследованиями и поддерживать их, хотя основной акцент должен
делаться на снижении вероятности утечек нефти.
Отходы
В зоне Печорского моря возможности по ликвидации/захороне-
нию отходов очень ограничены. Поэтому необходимо будет свести
отходы до минимума. Для их переработки следует установить спе-
циальное оборудование.
Выбросы в атмосферу
Энергетическое оборудование следует спроектировать таким обра-
зом, чтобы снизить до минимума выбросы в атмосферу СО2, NOx,
SOx и VOC (для погрузочного оборудования и танкеров).
Литература
1. РАО «Газпром». Экологическая обстановка в районе «Варандей-море»,
1997.
2. Killie В., Larsen L. and Dahle, S., 1997; Pechorahavet — En beskrivelse av
gjennomforte miljoundersokelser i omradet og de utfordringer som ligger
i mangier vcd dettc kunnskapsgrunnlaget, Akvaplan-niva report
no.414.97.1141. (In Norwegian)
718
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
11.2. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
Й. Хулбекдал
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
11.2.1. Введение
11.2.2. Методология анализа уровней риска
11.2.3. Анализ уровней риска для различных вариантов
11.2.4. Другие факторы риска
11.2.5. Заключение по анализу риска
11.2.1. Введение
В этом разделе приведен общий анализ уровней риска по различ-
ным вариантам разработки месторождений. На данном этапе работ
акцент при изучении уровней риска делался на стадии ведения
производственных работ. В дальнейшем изучению будут подвергну-
ты этапы изготовления, установки и демонтажа оборудования.
В разделе 11.3 дается ссылка на документ по анализу уровней риска
при проектировании морских конструкций и транспортных средств.
11.2.2. Методология анализа уровней риска
В основе анализа лежат различные концепции, описанные в разде-
ле 5.2. Главные задачи этого анализа следующие:
— определить основные факторы риска;
— охарактеризовать различные ЧП с точки зрения степени риска;
— оценить приемлемость риска;
— определить возможные меры по снижению риска;
— разработать рейтинг вариантов по их уровню риска.
Так как концепции сами еще довольно приблизительны, анализ
носит скорее общий характер. Каждый фактор риска или ЧП оце-
нивался по 5 категориям риска довольно приблизительно, без вы-
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 719
работки количественных параметров. Анализ вероятности и послед-
ствий приведен только в общих чертах. Были определены следую-
щие категории риска:
— высокий уровень (++)
— средний/высокий уровень (+)
— средний уровень (0)
— низкий/средний уровень (-)
— низкий уровень (- -)
В последующих параграфах в скобках даны относительные уровни
риска для каждого случая аварии. В параграфе 11.2.3 просуммиро-
ван общий риск для каждого рассмотренного варианта. В табл. 11.1
приведено соотношение факторов риска и последствий чрезвычай-
ных происшествий (ЧП).
Таблица 11.1. Факторы риска и последствия чрезвычайных ситуаций
Вид деятельности и фактор риска Чрезвычайная ситуация
Бурение и заканчивание скважин Выбросы
Обработка углеводородов (сепарация, закачка газа и т. д.) Пожар, взрывы
Промысловая обвязка (трубопроводы и т.д.) Утечки из трубопроводов
Экспорт продукта (погрузка) Столкновение танкеров
Конструкционная целостность Влияние экстремальных погодных и природных условий
При оценке уровней риска учитывается риск персоналу, окружа-
ющей среде и оборудованию. Анализ же, представленный в этом
разделе, отражает только осредненные его значения.
Так как анализ носит общий характер, не проводилось его сравне-
ние с количественными параметрами уровней риска, разработан-
ными Статойлом. Для разработки количественных параметров уров-
ней риска необходима доработка концепций проекта. Однако по-
лученные результаты анализа помогут обозначить приемлемый уро-
вень риска при сумме баллов меньше среднего/высокого уровня
(меньше 5+).
720 Часть III. Качество, безопасность » охрана окружающей среды
11.2.3. Анализ уровнен риска для различных вариантов
Вариант 1
Разработка в две стадии с бурением и добычей в наземной зоне
(стадия 1), а также бурением в морской зоне и добычей в сухопут-
ной (стадия 2), табл. 11.2.
Таблица 11.2. Анализ риска для варианта 1
Чрезвычайная ситуация Риск Комментарий
Выбросы Пожар, взрывы Утечки из трубопроводов Столкновение танкеров Экстремальные погодные условия 0.00 + + 0.00 Скважины частично пробурены с берега, не нужны скважины большой протяжен- ности Добыча и хранение на одном судне (танкер или баржа, расположенная в заливе) Трубопроводы также в переходной зоне Погрузка танкеров на значительном расстоянии Защита в заливе предпочтительна
Использование в качестве устьевой платформы (УП) переобору-
дованной буровой платформы характеризуется несколько повы-
шенным уровнем риска по сравнению с эксплуатацией специаль-
ного устьевого оборудования, по крайней мере, в период бурения
и заканчивания морских скважин. Однако количество скважин
может быть ограничено и персонал вывезен после окончания бу-
рения. Следовательно, уровень риска для переоборудованной плат-
формы сопоставим со специально построенной УП.
В целом морская погрузка с буем ППТ представляет собой мень-
шую степень риска, чем погрузка с платформы, так как ППТ
подразумевает удлинение расстояния между морской УП и погру-
зочной станцией.
Вариант 2
Разработка в две стадии с бурением в наземной зоне (стадия 1) и
бурением и добычей с морской платформы (стадия 2), (табл. 11.3).
Эксплуатация переоборудованной бурильной платформы (вариант 2,
альтернативы 1 и 3) ведет к более высокому уровню риска по
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 721
Таблица 11.3. Анализ риска для альтернатив варианта 2
Чрезвычайная ситуация Альтернатива варианта Комментарий
а.1 а.2 а.З
Выбросы 0.00 - 0.00 Скважины частично пробурены с суши Скважины большей протяженности нс нужны
Пожар, взрывы + 0.00 + Добыча и хранение на морс
Утечки из трубопровода + + + Трубопроводы, также в переходной зопс
Столкновение 0.00 0.00 ++ Танкерная погрузка недалеко от платформы
танкеров Экстремал ьныс погодные условия 0.00 0.00 0.00 в альтернативе 2
сравнению с платформой, специально спроектированной для ус-
ловий месторождения. Конверсия переоборудованной буровой плат-
формы в интегрированную производственно-буровую платформу
должна подразумевать в первую очередь адекватное разделение обо-
рудования на опасное и безопасное. Опасное оборудование (буро-
вое, перерабатывающее, хранилища) надо устанавливать отдельно.
Прямая погрузка в малые танкеры у платформы также повышает
уровень риска по сравнению с удаленным погрузочным оборудо-
ванием. Риск растет из-за возможности столкновений танкеров вбли-
зи от платформы, частых челночных перемещений и большего объе-
ма погрузочных работ с малых на большие танкеры.
Для альтернативы погрузочного буя верна оценка варианта 1.
В заключение приведем результаты анализа уровня риска по вари-
анту 2:
I) альтернатива 2 (предпочтительна);
2) альтернатива 1;
3) альтернатива 3.
Вариант 3
Разработка в одну стадию, только с морской платформы. Эксплуа-
тация переоборудованной буровой платформы (вариант 3, альтер-
нативы 1 и 2, табл. 11.4), ведет к большему уровню риска по
сравнению с платформой, специально спроектированной для ус-
46. А. Б. Золотухин и др.
722
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Таблица 11.4. Анализ риска для альтернатив варианта 3
Чрезвычайная ситуация Альтернатива варианта Комментарий
а.| а.2 а.З а.4
Выбросы Пожар, взрывы Утечки из трубопровода Столкновение танкеров Экстремальные погодные условия + 0.00 + 0,00 0.00 0.00 + 0.00 0.00 + 0.00 0.00 0.00 0.00 Все скважины на морс, необходимы скважины большей протяженности Добыча и хранение на морс Трубопроводов в переходной зоне пет Загрузка танкера недалеко от платформы для альтернатив 1 и 3
ловий месторождения. Конверсия буровой платформы будет более
значительная, чем для варианта 2, так как придется значительно
модифицировать устьевое оборудование из-за большего количе-
ства скважин.
Прямая погрузка в малые танкеры у платформы также повышает
уровень риска по сравнению с удаленным погрузочным оборудо-
ванием. Риск растет из-за возможности столкновений танкеров вбли-
зи от платформы, частых челночных транспортировок и большего
объема погрузочных работ с малых на большие танкеры.
Для альтернатив погрузочного буя верна оценка варианта 1.
В заключение приведем результаты анализа уровня риска по вари-
анту 3:
1) альтернатива 4 (предпочтительна);
2) альтернатива 3;
3) альтернатива 2;
4) альтернатива 1.
Вариант 4
Разработка месторождения в качестве спутникового (примыкаю-
щего) месторождения. Эксплуатация переоборудованной буровой
платформы (альтернатива 1,табл. 11.5) ведет к большему уровню
риска по сравнению с платформой, специально спроектированной
Глава Ц. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 723
Таблица 11.5. Анализ риска альтернатив для варианта 4
Чрезвычайная ситуация Альтернатива варианта Комментарий
а.1 а.2
Выбросы Пожар, взрывы Утечки из трубопровода Столкновение танкеров Экстремал ьн ые погодные условия + 0.00 0.00 + 0.00 0.00 0.00 Все скважины на море, необходимы сважи- ны большей протяженности Добыча па морс, хранение отсутствует Трубопроводов в переходной зоне нет Загрузка танкеров на значительном рассто- янии
для определенных условий. Однако конверсия буровой платформы
будет менее значительной, чем для варианта 2 и 3.
В заключение приведем результаты анализа уровня риска по вари-
анту 4:
1) альтернатива 2 (предпочтительна);
2) альтернатива 1.
Так как устанавливается только оборудование для первой стадии
сепарации, количество персонала можно сократить по сравнению
с интегрированной производственно-буровой платформой. Следо-
вательно, возможно сократить полеты вертолетов и связанный с
этим риск.
Вариант 4 увеличит уровень риска на прилежащем месторождении.
Анализ этого риска должен дополнительно проводиться компани-
ей-оператором этого месторождения.
11.2.4. Другие факторы риска
В дальнейшем необходимо будет изучить и другие факторы риска.
Эвакуация
Концепция работ по эвакуации должна включать оптимальные
способы и технологию эвакуации с морских сооружений. Необхо-
димо учитывать суровые природные условия: в ледовых условиях
724 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
невозможно пользоваться спасательными лодками. Необходимо очень
тщательно проанализировать другие способы эвакуации (дежур-
ные суда, вертолеты, пешком по льду и т.д.).
Если единственным надежным средством эвакуации (при опреде-
ленных погодных условиях) является вертолет, то это повлияет на
интенсивность его эксплуатации или же может привести к изме-
нению производственного режима платформы (сокращение персо-
нала, ограничение производственного процесса и т.д.).
Дежурное судно
Вероятнее всего на месторождении понадобится присутствие де-
журного судна ледового класса. Технические характеристики дан-
ного судна в большой степени будут определены результатами де-
тального анализа уровней риска. Задачи дежурного судна будут
следующие:
— устранение последствий утечки нефти;
— помощь танкерам-челнокам;
— эвакуация людей;
— мониторинг морского движения.
11.2.5. Заключение по анализу риска
Как уже было сказано ранее, данный анализ носит общий харак-
тер, однако уже можно сделать некоторые выводы:
— разработка в две стадии с наземными скважинами снизит
уровень риска;
— конверсия буровой платформы представляет собой больший
риск, чем строительство специальной платформы;
— прямая загрузка в малые танкера представляет собой значи-
тельно больший риск, чем загрузка с использованием буя
(лучше ППТ).
Альтернативы каждого варианта имеют разные уровни риска. Поэто-
му в целом трудно составить рейтинг вариантов. Однако можно ска-
зать, что вариант 1 предпочтительнее в смысле ТБ, а вариант 3 —
представляется наиболее рискованным из всех четырех.
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 725
В результате анализа уточнены конкретные возможные чрезвычай-
ные ситуации (ЧС) некоторых альтернатив, которые могут значи-
тельно ухудшить показатели безопасности проекта в целом. Одна-
ко можно сказать, что в целом все варианты обладают приемле-
мыми общими показателями уровня риска.
Позднее выбранные варианты и альтернативы будут подвергнуты
более детальному анализу уровней риска. Главной задачей этого
анализа станет выбор наиболее правильных решений по повыше-
нию уровня ТБ и снижению уровней риска.
726
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
11.3. Учет неопределенности и оценка рнска
при проектировании н эксплуатации судов
и шельфовых сооружений в ледовых условиях
О.Т Гудместад
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Статойл, Ставангер, Норвегия
С. Лосет
Норвежский университет науки и техники,
Тронхейм, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
11.3.1. Введение
11.3.2. Общие сведения
11.3.3. Эксплуатация судов в ледовых условиях
11.3.4. Платформы на шельфе в ледовых условиях
Литература
11.3.1. Введение
Обсуждается специфика анализа риска, связанная с проектирова-
нием судов и шельфовых сооружений, предназначенных для эксп-
луатации в ледовых условиях и дается характеристика возможных
опасностей, которые необходимо проанализировать в процессе
проектирования.
Будем считать, что термин «оценка риска» охватывает все облас-
ти, представляющие интерес для специалистов, занимающихся
проектированием плавучих и стационарных сооружений в тех рай-
онах, где возможно взаимодействие со льдом. Следует отметить,
что понятие «риск» включает в себя риск для персонала, окружа-
ющей среды и материальных ценностей и что риск, связанный с
проектированием и эксплуатацией конструкций, в принципе мог
бы послужить причиной человеческих жертв, загрязнения окру-
жающей среды и потери имущества [10].
Таким образом, термин «оценка риска» в данной статье не следует
рассматривать как синоним термина «оценка надежности», кото-
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды ц техника безопасности 727
рый обычно связывают с неопределенностями в условиях нагруз-
ки со стороны окружающей среды и обусловленной этим фактором
реакцией конструкции. Оценка надежности выполнена комитетом
ISSC [6], хотя в докладе этого комитета ледовые условия не осве-
щены. Определенные данные имеются в материалах [41. Исходные
данные для оценки надежности конструкций при наличии льда име-
ются в работе К.Н.Шхинека и др. [ 16|. Однако следует отметить,
что ледовые расчетные нагрузки различаются в разных проектных
институтах почти на целый порядок (величин) [15], хотя эта нео-
пределенность за последние годы уменьшена [7], [14].
Ниже обсуждается специфика анализа риска, связанная с проек-
тированием конструкций применительно к судам и шельфовым
сооружениям, эксплуатируемым в районах, где имеется лед: при
этом учитываются особенности, которые должны быть охаракте-
ризованы и возможные опасности, которые необходимо проана-
лизировать.
11.3.2. Общие сведения
Общие процедуры оценки риска предусматривают проведение как
качественной (методики FMECA, HAZOP), так и количественной
оценок [1]. Решение, какой использовать метод — качественный
или количественный — будет зависеть от цели проводимого анализа
риска и от наличия исходных данных для количественного анализа
[5]. Можно порекомендовать сначала провести анализ опасности экс-
плуатации (HAZOP), как часть любого анализа риска для определе-
ния опасности тех или иных задач, событий или ситуаций в процес-
се эксплуатации. Кроме того, качественный анализ необходимо вы-
полнить до количественного, чтобы установить уровень риска и
определить, существуют ли критерии для проведения полного ко-
личественного анализа.
Прежде чем проводить любую оценку риска, аналитик должен
также определить соответствующие критерии приемлемого риска
[13]. Они должны отражать понимание приемлемого риска соот-
ветствующей организацией. События с вероятностью от малой до
средней и серьезными (высокими)/большими последствиями бу-
дут лежать вне приемлемых пределов, тогда как события с малой
вероятностью и незначительными (низкими)/малыми последстви-
ями могут считаться приемлемыми. Критерии приемлемого риска
728
Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
можно определить при качественном анализе согласно стандартной
матрице риска (рис. 11.7).
Стандартная матрица риска, принимаемая при качественном анализе риска
Приемлемый риск
Риск, который может быть снижен до
разумно-возможного/осуществимого
Неприемлемый риск
Рис. 11.7. Стандартная матрица, используемая при качественном анализе риска
Следует отметить, что процедуры анализа риска обычно учитыва-
ют группу комбинаций вероятностных событий и их последствий,
в которой риск должен быть уменьшен до разумно возможного/
осуществимого (ALARP), что обычно могло бы повлечь за собой
анализ ожидаемых расходов и прибылей еще до применения уста-
новленных критериев снижения риска. Следует понимать, что эта
группа ALARP по возможности должна быть связана с более мень-
шим риском эксплуатации в ледовых условиях (например, в Арк-
тике), чем при проведении операций в свободных ото льда аквато-
риях. В частности, если эти операции связаны с риском загрязне-
ния окружающей среды. Такое загрязнение могло бы явиться ре-
зультатом повреждения судовых конструкций или работы плат-
форм на шельфе. При высокой уязвимости арктической среды оно
считается более опасным и имеющим более высокие последствия,
чем в других регионах.
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 729
Для того чтобы провести анализ риска, в том числе количествен-
ный, необходимо иметь базы данных, содержащие информацию о
предыдущих случаях аварий и повреждений в тех или иных конк-
ретных условиях. Наиболее полная база таких данных — Всемирная
база данных аварий на шельфе [17]. Ежегодник Ллойда также отра-
жает аварии, связанные с повреждением судов и шельфовых со-
оружений [8].
Кроме того, база данных Норвежского Веритас о надежности по
шельфу отражает такие основные события, как механические
повреждения или повреждения, связанные с процессом эксплуа-
тации, что в результате создаст основу для проведения детального
количественного анализа риска использования судов и шельфо-
вых установок 111]. Однако эта база данных содержит меньше ин-
формации о событиях, касающихся конструктивных поврежде-
ний, и поэтому считается менее важной с точки зрения оценки
риска их возникновения. Детальная информация, содержащаяся в
названных базах данных, создает основу для квалификации веро-
ятностей выхода из строя или отказов того или иного оборудова-
ния или конструкций, когда деревья отказов и событий использу-
ются для того, чтобы разбить задачи до самого низкого из воз-
можных уровней. Однако эти базы данных содержат очень мало
информации относительно условий, связанных с наличием льда.
Способы использования процедур анализа риска на стадиях строи-
тельства и установки шельфовых сооружений подробно обсужде-
ны в работе Рсттедала и др. [12].
При обсуждении процедур и средств анализа риска свершения со-
бытий, связанных с конструкционными повреждениями, следует
также отмстить, что считается возможным сочетать традиционный
количественный анализ (QRA) риска, используя деревья отказов
и событий, с анализом надежности конструкции (SRA), исполь-
зуя распределения вероятностей нагрузок и прочности материалов
и т.д. [9], а также распределения случаев возникновения чрезвы-
чайных погодных условий [2]. Считается, что сочетание QRA и
SRA методов является особенно эффективным и методику его ис-
пользования следует разрабатывать дальше в интересах совершен-
ствования анализа конструкционного риска.
Хотя этот риск может быть связан с разрушением или поломкой
конструкции, можно считать, что большинство подобных аварий
вызвано ошибками человека и организационными промахами
(PrimaTech, 1996). Поэтому при всех оценках риска следует учи-
730 Часть III. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
тывать значение решений человека и организации работ. Важно
также помнить, что различные методы анализа риска являются
всего лишь доступными нам на сегодня инструментами и что в
процессе определения опасных условий, видов повреждений и
несчастных случаев нельзя полагаться только на них.
11.3.3. Эксплуатация судов в ледовых условиях
В основном можно выделить три категории объектов/групп, под-
вергающихся риску при аварии судна:
— народонаселение (в широком смысле слова);
— экипаж;
— судно.
Чини и Койл [3] пишут, что риск для народонаселения включает
угрозу жизни и благосостоянию всех членов общества, риск по-
вреждения или потери общественной собственности и риск
повреждения морской окружающей среды. Морскую окружаю-
щую среду Арктики уже давно считают чрезвычайно уязвимой и
хрупкой. Если там будут проводиться перевозки, проектировщи-
ки должны неустанно помнить об этом и делать все возможное,
чтобы избежать загрязнения окружающей среды.
Риск категории «Экипаж» включает риск аварии, которая при-
ведет к ранениям и смерти членов экипажа данного судна или
членов официально назначенных спасательных и вспомогатель-
ных команд, а по категории «Судно» — риск аварии, в результате
которой будет повреждено или потеряно судно и/или его груз.
Хотя следует избегать опасности риска всех степеней, с точки
зрения общества в этом вопросе существует определенная гра-
дация. Повреждение судна общество в целом не затрагивает, хотя
само по себе это событие важно для судовладельца и страховых
компаний. Ранения (или даже смерть) членов экипажа воспри-
нимаются более серьезно. Загрязнение окружающей среды или
аварии, затрагивающие широкие слои общества, в зависимости
от степени серьезности катастроф воспринимаются очень болез-
ненно, и судовладельцы всячески стремятся их не допустить.
Различаются первичные и вторичные аварии. Вторичные обычно
следуют за первичными и часто бывают прямым их следствием.
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 731
В ряде случаев аварии, которые относят к первичным, фактически
являются вторичными. Примером служит разрушение конструк-
ции. Если танкер садится на мель, в результате чего его корпус
получает повреждения, то разрушение обшивки представляет со-
бой вторичную аварию (или последствия). Если же корпус получа-
ет повреждение в результате плохого качества его материала, то
это — первичная авария.
Основной частью анализа судового риска является описание его с
системной точки зрения. Для этого необходима информация:
— о географическом районе — маршрутах, глубинах, портах и т.д.;
— о физических характеристиках среды — наличии морского льда
и айсбергов, состоянии моря, метеорологических условиях,
видимости и т.д.;
— о задачах и условиях — количество перевозок, тип груза, ха-
рактер операций (погрузка/разгрузка/перегрузка) и т.д.;
— о характеристиках судов — размере, проекте, количестве и т.д.
Например, судоходство в районах, где имеются льды, наиболее
интенсивно на Балтике и менее интенсивно в российском и канад-
ском секторах Арктики.
Анализ конструкционного риска, связанного с проектированием
и эксплуатацией судна, должен охватывать ряд этапов, включая
этап перехода в водах, где встречаются льдины и неподвижный
лед или припай, а также воздействие торосов при движении через
них. Для соответствующих районов необходимо учитывать присут-
ствие айсбергов.
Еще один аспект, который необходимо учесть, — это вход в про-
ливы и гавани, которые заполнены льдинами или полностью по-
крыты льдом. Кроме того, необходимо учитывать ледокольную
проводку и риск столкновения судов и ледоколов или столкнове-
ния судов в караване.
Главными опасностями для судна являются следующие [3]:
— разлив опасного груза. Этот вид аварий включает любые со-
бытия, ведущие к сбросу опасного груза, но не вызывающие
повреждение судна или угрозу экипажу. «Сброс» означает, что
имеющиеся средства борьбы не справляются со значительным
количеством груза. Если разлитый груз немедленно убран и ок-
ружающей среде ущерб не причинен, то считается, что с точки
732 Часть Ш. Качество, безопасность п охрана окружающей среды
зрения анализа риска разлив никаких последствий не имел;
термин «опасный» относится к материалам, которые причи-
няют ущерб морской среде, а также к токсичным материа-
лам, взрывчатым веществам и т.д- Типичными случаями, при-
водящими к опасным авариям, являются, например, разлив
нефти при погрузке/выгрузке или коррозия, приводящая к
течи цистерн, и другие случаи, являющиеся результатом раз-
рушения или неисправности в системе хранения груза;
— столкновение, таран и посадка на мель. Для этого типа ава-
рий основным (или инициирующим) событием является удар
о другой объект. «Столкновение» касается удара о другое суд-
но. «Таран» означает удар о другой объект (не судно). «Посад-
ка на мель» относится к событиям, при которых судно каса-
ется грунта или берега;
— разрушение конструкции. Этот тип аварий вызывается теми
причинами, следствием которых является крупное разруше-
ние судовых конструкций как первичное событие;
— затопление отсеков водой, опрокидывание и затопление суд-
на. Эта категория аварий включает потерю судном плавучести
и/или остойчивости в результате действий таких первичных
событий, как потеря водонепроницаемости или неверное рас-
пределение грузов. В качестве первоначального события встре-
чается редко — обычно это вторичное событие после столк-
новения, тарана, посадки на мель или разрушения какой либо
судовой конструкции;
— пожар или взрыв. Категория аварий, к которой относится си-
туация, приводящая к воспламенению горючего материала
или груза и, как следствие, к пожару или взрыву;
— авария, связанная с профессиональными утратами. К этой
группе относится любая авария, приводящая к ранениям или
смерти членов экипажа (независимо от повреждения судна).
Этот тип аварии должен рассматриваться как первичный —
когда судно не повреждено.
Кроме того, опасность конструкционных повреждений связана,
например, со взаимодействием между судами и льдом, когда воз-
никает возможность местного или полного повреждения судна пла-
вающими льдинами, особенно в сочетании воздействия льда и
волнения или сильных течений. Опасности, связанные с повреж-
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 733
дением судовых конструкцией, должны рассматриваться в следу-
ющих ситуациях:
— взаимодействие судов и айсбергов;
— столкновение судов, а также посадка на мель на мелководье,
например во время входа в гавань;
— потеря управляемости;
— выход из строя энергетической установки;
— швартовка судов в районах, где лед перемещается под дей-
ствием течений и приливных явлений;
— влияние двухкорпусной конструкции на общую прочность
судна и ограничение загрязнения среды;
— влияние больших волн и т.д.
После того как возможные опасности выявлены, необходимо при
проведении анализа риска определить вероятность повреждения и
связанную с этим оценку последствий с использованием крите-
риев приемлемости.
11.3.4. Платформы на шельфе в ледовых условиях
Добывающие платформы уже работают в таких районах, как Бе-
рингово море (зал. Кука), море Бофорта и зал. Бохай. Кроме того,
на Большой Ньюфаундлендской банке, где часто встречаются боль-
шие айсберги, в 1997 г. была установлена платформа Гиберния.
Разрабатываются планы установки платформы в Печорском море
и шельфовой зоне Сахалина. Кроме того, скоро начнется бурение
в районе к западу от Гренландии; в Баренцевом и Карском морях
оно уже проводится несколько лет.
Этапы, которые необходимо учитывать при оценке риска повреж-
дения конструкции шельфовых платформ:
— изготовление и установка [12]; сюда относятся также доставка
палубных блоков на платформу, ее буксировка и точная уста-
новка на место;
— эксплуатация при наличии волнения и в ледовых условиях
нагрузки от воздействия окружающей среды, судов снабже-
ния, танкеров и проходящих судов;
— вывод из эксплуатации, в процессе которого платформа пе-
ремещается с места установки.
734 Часть 111. Качество, безопасность и охрана окружающей среды
Опасность (опасные ситуации) может меняться от этапа к этапу,
но в целом возникает в связи со следующим:
— утратами оборудования на плаву (что может привести к недо-
статочной остойчивости или плавучести);
— столкновениями на всех этапах;
— потерей остойчивости при монтаже тех или иных конструк-
ций, либо при посадке на мель во время буксировки;
— влиянием давления воды при транспортировке палубы на плат-
форму;
— влиянием нагрузок от воздействия волнения/течений и льда,
а также в специфических условиях (например, на Сахалине,
при сейсмическом воздействии);
— влиянием торосов и ледяных валунов, возникающих перед
платформой;
— угрожающей высотой торосов, что может привести к их со-
прикосновению с оборудованием на палубе и т.д.
Во время эксплуатации платформ опасности также связаны:
— с взрывами/пожарами;
— с возможными осложнениями в процессе буровых работ, на-
пример, фонтанированием нефти;
— с возможным загрязнением среды во время погрузочно-раз-
грузочных работ или транспортировки.
В целом на сегодняшний день методология оценки риска, при-
меняемая для районов, в которых лед отсутствует, является при-
емлемой. Однако для оценки факторов, влияющих на эксплуата-
цию в арктических условиях, она должна включить соответствую-
щие экспертные оценки.
Литература
1. Aven, Т. (1992): «Reliability and Risk Analysis», Elsevier, England, pp. 346.
2. Brabazon, P., Hopkins, 1. and Gudmestad, O.T. (1996): «Estimating the
Likelihood of Weather Criteria Exceedance during Marine Operations».
Proc, of OMAE 1996, Vol II, Firenze, June 1996, pp. 23-28.
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности 735
3. Chcaney, E.S. and Coyle, AJ. (1977): «System Safety Analysis of a 4.
Commercial Vessel». Depart ment of Transportation, United States Coast
Guard, Washington, D.C., November, 1977, 80 p.
4. E&P Forum (1996): «Quantitative data sheet: Extreme Weather Risk».
E&P Forum 25/28 Old Burlington Street, London W IX, ILB, UK.
5. Gudmestad, O.T. (1995): «Critically Examining the Methodology of Risk
Assessment in the Construction and Installation Phases of an Offshore
Project». 1RR Conf, on «Assessing & Minimizing Risk in the Design,
Construction & Installation of Offshore Structures», London, September,
1995.
6. Haver, S. (1996): «Environmental Conditions for Reliability Assessment».
Report to ISSC Speciality Committee on Environmental Loading,
Stavanger, October, 1996.
7. Kennedy, K.P., Fitzpatrick, PJ., Hewitt, KJ. and Danielewicz, B.W.
(1995): «Ice Structure Interaction Research and Arctic Modelling
Workshop». Vol. II, North West Research Associates Inc. P.O.Box 3027,
Bellevue, WA98009-3027, pp. 135-142.
8. Lloyds Register of Shipping: «Register of Shi ps», updated annually.
9. Nilsen, T., Gudmestad, O.T., Dalane, J.I., Rcttedai, W. and Aven, T.
(1996): «Utilisation of Principles of Structural Reliability in Quantitative
Risk Analysis. Example from an Offshore Transport». Accepted for publication
in «Reliability Engineering & System Safety. Special Issue on Offshore
Safety», September, 1996.
10. NPD (1996): «Regulations Relating to Implementation and Use of Risk
Analysis in the Petroleum Activities» with «Guidelines». The Norwegian
Petroleum Directorate, Stavanger.
11. OREDA (1994): «International Workshop on Human Factors in Offshore
Operations».New Orleans,to be issued by American Bureau of Shipping,
December, 1997.
12. Rettedal, W., Gudmestad, O.T., Aanim, T. and Vegge, A. (1994): «Use of
Risk Analysis in Offshore Construction Projects». Proceedings OMAE-94,
Vol. 1, Houston, pp. 417-432.
13. Rettedal, W. and Gudmestad, O.T. (1995): «Acceptance Criteria for Risk in
Offshore Construction Projects». Proceedings of OMAE-95, Vol. Il,
Copenhagen, pp. 513-521.
14. Schwarz, J. (1994): «Low Level Icc Forces». Proc, of the 12th Int. Symposium
on Ice (IAHR), Vol. 3, Trondheim, pp. 1040-1050.
15. Shkhinek, S., Blanchet, D., Croasdale, K., «Comparison of the Russian
and Foreign Codes and Methods for Global Load Estimation». Proc.
47. А. Б. Золотухин и др.
736 Часть III. Качество, безопасность it охрана окружающей среды
Offshore Mechanics and Arctic Engineering, OMAE-94, Vol. IV, ASME,
NY, Houston, pp. 75~82.
16. Shkhinek, K., Kama, T. Gudmestad, O.T., Loset, S. Bolshev, A. Mischenko,
S., Chasovskih, E., Lehmus, E. and Strass, P., (1997): «Potential Structures
for the Russian Arctic Offshore». Proceedings of the 16th International
Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, Yokohama,
13-18 April 1997 (in press).
17. WOAD (1994): «Statistical Report». World Offshore Accident Databank,
Det norske Veritas, Technica, Oslo.
Часть VI
ЭКОНОМИКА
738
Часть IV. Экономика
Глава 12
ОСНОВЫ экономики
12.1. Основы экономики — подробное описание
Л. Т. Ульсен
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
12.1.1. Введение
12.1.2. Поток(и) наличности
12.1.3. Временное значение денег
12.1.4. Финансовая математика
12.1.5. Альтернативные критерии прибыльности
12.1.5.1. Метод дисконтированного чистого дохода (ДЧД)
12.1.5.2. Метод внутренней нормы прибыли (ВНП)
12.1.5.3. Метод окупаемости
12.1.5.4. Накопленные расходы в сравнении с накопленной выручкой
12.1.6. Ставка дисконтирования (стоимость капитала)
12.1.6.1. Соотношение между потоком наличности и требуемой
ставкой дисконтирования
12.1.6.2. Неопределенность
12.1.7. Резюме
Глава 12. Основы экономики
739
12.1.1. Введение
Международные нефтяные компании проводят экономическую
оценку с тем, чтобы определить, на чем им следует сконцен-
трировать свои усилия и средства при разработке и эксплуата-
ции месторождений природных углеводородов. Такие оценки
всегда основываются на принципе получения прибыли (доход-
ный оборот капитала).
В этой главе мы попытаемся определить, что же понимается под
доходным оборотом капитала. Определения и оценки строятся на
экономических принципах и философии (т.е. способе мышления)
западного делового мира.
Решения об инвестициях принадлежат к числу наиболее важных
решений, которые приходится принимать компании. Это объясня-
ется тем, что проекты инвестирования в нефтяные предприятия
обычно очень капиталоемки. Кроме того, многие из этих инвести-
ций невозвратны. Сделанная инвестиция оказывает влияние на ком-
панию в течение долгого времени.
Поэтому важно, еще до принятия решения об инвестициях, про-
анализировать альтернативные проекты инвестирования. Альтер-
нативы должны быть четко определены и достоинства каждой из
них должны быть оценены соответствующим образом. Выводы и
решения должны основываться на ожидаемых последствиях при-
менения различных альтернатив. В будущем все эти последствия
будут иметь место. При сопоставлении альтернатив желательно,
чтобы можно было максимально сопоставлять и их последствия.
При этом предполагается, что последствия должны быть выраже-
ны в числовых значениях и чтобы ко всем этим значениям при-
менялись одинаковые единицы измерения.
У доходности есть два основных определителя:
1. Поток наличности — разница между приходом и расходом;
2. Временное значение денег.
И то, и другое будет рассмотрено более подробно в пунктах 12.1.2
и 12.1.3.
12.1.2. Поток(н) наличности
При анализе доходности проекта мы принимаем во внимание его
поток наличности. Это разница между приходом (поступления/до-
740
Часть IV. Экономика
ход), который будет нарастать, и расходом, который станет ре-
зультатом осуществления проекта.
Причина, по которой мы заостряем внимание на потоке наличности,
заключается в том, что мы вкладываем определенное количество
денег сегодня в надежде, что завтра мы получим с них прибыль. Этот
поток наличности может затем быть вложен в другие проекты.
На рис. 12.1 показаны типичные элементы потока наличности неф-
тяного проекта.
Грубый подсчет потока наличности за один год может произво-
диться следующим способом:
Поступления (производство • цена)
— Эксплуатационные издержки
— Капитальные инвестиции
= Поток наличности до «государственного сбора»
— «Государственный сбор»* *
= Поток наличности после «государственного сбора»
* «Государственный сбор» определяется как деньги, которые должны быть
выплачены государственным/местным органам власти/компании в качестве
компенсации за осуществление проекта на их территории (например,
право на изыскания/эксплуатацию).
Примеры: подоходный налог, роялти, премии, государственная доля в
добыче нефти и т.д.
Глава 12. Основы экономики
741
Альтернативные концепции «государственного сбора» будут рас-
сморены более подробно в разделе 12.4.
В соответствии с приведенным расчетом чистый поток наличности
определяется как чистый поток наличности всего задействованно-
го капитала. Этот чистый поток наличности увеличивается, в пер-
вую очередь, у компаний, завершивших проект (или находящихся
в процессе его осуществления). В нефтяной промышленности это те
компании, которые должны оплачивать стоимость изысканий, ре-
ализации проекта и эксплуатационные расходы и брать на себя
связанный с проектом риск.
Чистый поток наличности общего задействованного капитала сна-
чала распределяется кредиторам (банкам/финансовым организаци-
ям), финансирующим проект (процент/взносы), а затем акционе-
рам, вложившим в компанию акционерный капитал (выплата ди-
видендов). Некоторую часть потока наличности компания обычно
оставляет себе с тем, чтобы потом вложить ее в новый проект.
На рис. 12.2 показан типичный профиль потока наличности инве-
стиционного проекта. В первые годы, когда инвестиции еще вели-
Рис. 12.2. Чистый годовой поток наличности типичного инвестиционного
проекта до и после уплаты налогов «государственного сбора»
742
Часть IV. Экономика
ки, годовой поток наличности имеет отрицательные значения. За-
тем, после начала производства, эти значения превращаются в
положительные.
12.1.3. Временное значение денег
Как мы уже видели, решения о расходе капитала обычно предус-
матривают вложение денег сегодня в ожидании получения более
высоких доходов завтра. Анализ целесообразности таких инвести-
ций с экономической точки зрения требует сравнения денежных
сумм (потоков наличности) в разные моменты времени. В свою
очередь, это означает, что нам нужны методы, позволяющие вес-
ти учет временных значений денег.
При проведении анализа прибыльности мы предполагаем, что име-
ющиеся сегодня в распоряжении деньги имеют большую стои-
мость, чем то же количество денег, которое будет получено в
какой-то момент в будущем. Это означает, что для инвестора луч-
ше иметь $100 сегодня, чем $100 завтра. Это предпочтение отраже-
но в концепции ссудного процента.
Концепции ссудного процента не всегда пользовались подобным
уважением. Принцип взимания процентов за одолженные деньги
до 1550 г. отвергался христианами, считавшими его равным рос-
товщичеству, запрещаемому Библией, отвергался он и Арис-
тотелем, называвшем деньги бесплодной вещью, неспособной
самовоспроизводиться, и К. Марксом, считавшим взимание про-
центов причиной неравенства.
Процент за одолженные деньги, начисляемый за определенный
период времени, подсчитывается путем умножения количества
этих денег на процент, называемый процентной ставкой.
В практике западного делового мира принято, чтобы процент по-
лучался, взимался или выплачивался ежегодно или чаще. В дан-
ной работе под «процентом» понимается годовой процент.
Процентная ставка состоит из двух компонентов:
1. Темп инфляции.
2. Реальная норма прибыли.
Реальная оборотная ставка всегда имеет положительное значение,
что означает, что темп инфляции всегда ниже процентной ставки.
Глава 12. Основы экономики
743
С другой стороны, процент можно рассматривать как деньги, уп-
лачиваемые за пользование одолженными деньгами. В этом случае
процентная ставка может быть определена как соотношение между
процентом, налагаемым или уплачиваемым в конце указанного
периода времени (в данном случае за один год), и деньгами, име-
ющимися в начале этого периода. Одалживая деньги компаниям/
частным лицам, банки западного делового мира требуют процент-
ные ставки, превышающие общий темп инфляции.
12.1.4. Финансовая математика
Для того чтобы можно было понять методы проведения анализа
прибыльности, сначала важно познакомиться с элементарной
финансовой математикой.
Предположим, что в банк положено $100 и годовая процентная
ставка i составляет 10%.
Через год наш вклад будет:
$100 х (1 + 10%) = $110.
Через два года наш вклад увеличится до:
$110 х (1 + 10%) = $100 х (1 х 10%)2 = $121.
Через п число лет наш вклад увеличился до:
$100 х(1 + 10%)".
В дальнейшем мы будем использовать следующие обозначения:
Ко — количество денег, которое мы кладем сегодня в банк;
Кп — количество денег, увеличившееся к концу n-го года;
/ — годовая процентная ставка.
В соответствии с приведенным выше примером Кп можно опреде-
лить как:
K~K0(l + iy. (12.1)
Кп называется будущим значением Ко при процентной ставке /.
Если перевернуть вышеуказанную формулу, то получим:
К„ = KJ{\ + 0". (12.2)
744
Часть IV. Экономика
Ко называется настоящим значением количества денег Кп, образо-
вавшегося за п лет при процентной ставке I.
В нашем примере настоящее значение уплачиваемых $121 за
2 года составит $ 100.
Номинальное/реальное значение денег
Поток наличности может иметь номинальное (текущие деньги/
сегодняшние деньги) или реальное (фиксированное) выраже-
ние. Номинальное значение показывает, что каждый годовой по-
ток наличности выражает уровень цен за тот год, когда он образу-
ется. Если профиль потока наличности выражает реальные значе-
ния, то все годовые значения потока наличности выражают его
реальное значение за определенный год.
Если известен темп инфляции заданный период времени, то можно
легко произвести пересчет номинальных в реальные значения, и
наоборот.
Предположим, что у нас есть следующий профиль потока налич-
ности (в номинальном выражении):
Год 2000 2001 2002
НОМИНАЛЬНЫЙ ПОТОК
-1000 212 449 НАЛИЧНОСТИ
Предполагается, что темп инфляции составляет 6% в год.
Профиль потока наличности можно легко перевести в реальные
деньги 2000 г., произведя дефляцию каждого значения потока
наличности следующим путем:
Год 2000 2001 2002
-1000 212 449
1,06 1.062
-1000 200 400
ДЕФЛЯЦИОННЫЙ
РЕАЛЬНЫЙ ПОТОК
НАЛИЧНОСТИ ($2000)
Такое преобразование известно как дефляцирование текущего про-
филя потока наличности. Производя его, мы применяем ту же
Глава 12. Основы экономики
745
формулу, что и при подсчете дисконтированного чистого дохода.
Здесь будет правильно применить темп инфляции.
Номинальный профиль потока наличности можно перевести в ре-
альные деньги 2000 г. следующим путем:
Год 2000 2001 2002
-1000 212 1.06 449 1.062 ИНФЛЯЦИОННЫЙ ДЕФЛЯЦИОННЫЙ
-1000 200 400 РЕАЛЬНЫЙ ПОТОК НАЛИЧНОСТИ ($2000)
Процесс перевода количества денег, образовавшегося за п-1 число лет в
реальное количество денег будущего года называется дефляцией.
До тех пор пока нам известен темп (темпы) инфляции, мы мо-
жем также выражать количество денег в стоимости денег за каж-
дый возможный год, произведя дефляцию или инфляцию данно-
го количества денег.
Как правило, мы имеем дело с потоком наличности, выражен-
ным в реальных сегодняшних деньгах. Причина, по которой мы
это делаем, заключается в том, что оказывается проще устанавли-
вать отношение к потоку наличности, выраженному в деньгах се-
годняшнего дня.
12.1.5. Альтернативные критерии прибыльности
До сих пор мы обсуждали важные положения, которые необходи-
мо учитывать при анализе прибыльности проекта, начиная с рас-
смотрения последствий потока наличности для проекта.
При оценке альтернативных проектов могут использоваться раз-
личные методы подсчета прибыльности каждого из них.
Ниже мы остановимся на некоторых из этих методов и опишем
преимущества и недостатки каждого из них.
Будут описаны следующие методы:
1. Дисконтированный чистый доход.
2. Внутренняя норма прибыли.
746
Часть IV. Экономика
3. Период окупаемости.
4. Накопленные расходы в сравнении с накопленной выручкой.
12.1.5.1. Метод дисконтированного чистого дохода (ДЧД)
Метод дисконтированного чистого дохода (ДЧД) рассматривает
последствия инвестирования всех наличных денежных средств,
учитывая количество и время притока и оттока наличности и
ставку дисконтирования. Задачей анализа ДЧД является просто-
напросто определить сегодняшнее значение будущего притока
наличности, образующегося в результате инвестирования в ходе
экономической жизни проекта. Это достигается путем отбора со-
ответствующего «значения» денег и использования соответству-
ющего ему фактора(ов) дисконтирования для снижения стоимо-
сти будущего количества денег до значений сегодняшнего дня. Кри-
терий прибыльности ДЧД заключается в том, что принимаются к
рассмотрению проекты с ДЧД больше нуля.
ДЧД проекта подсчитывается следующим путем:
" чпн
где ЧПН,— чистый поток наличности за период времени t;
п — число лет.
1
Выражение: 0 + #у называется фактором дисконтирования за год /;
к — ставка дисконтирования или стоимость капитала.
Ставка дисконтирования может считаться для компании возмож-
ной стоимостью капитала или, что проще, требуемой процент-
ной ставкой компании. Как было пояснено выше (часть 12.1.3),
эта ставка состоит из двух компонентов: реальной нормы прибы-
ли и темпа инфляции. Поэтому дисконтированные потоки налич-
ности отличаются от дефляцированных. Дефляцированные пото-
ки наличности были приведены в соответствие только с темпом
инфляции. Принцип ставки дисконтирования будет освещен бо-
лее подробно в части 12.1.6.
Глава 12. Основы экономики
747
Если взглянуть на формулу подсчета ДЧД, то можно легко заме-
тить, что пока ставка дисконтирования остается фиксированной
(т.е. не меняется от года к поду), фактор дисконтирования снижа-
ется при увеличении t. Это и служит причиной, объясняющей,
почему к концу жизненного цикла проекта поток наличности ока-
зывается менее значительным, чем ДЧД проекта.
Примеры подсчета ДЧД:
Пример 1
Финансовые данные (выраженные в тысячах $, 2000 г.):
Капитальные расходы 5 000
Годовые эксплуатационные затраты 300
Годовая валовая стоимость производства 1 000
Срок экономической жизни 20 лет
Период производства 2001 -2020
Реальная ставка дисконтирования 10%
Мы получаем следующий профиль потока наличности и ДЧД:
Год 2QQO | 2001 | 2002 | ...2020
Капитальные расходы Валовая стоимос1ь -5000
производства 1000 1000 1000 1000
Эксплуатационные затраты -300 -300 -300 -300
Чистые потоки наличности -5000 700 700 700
ДЧД ДЧД = 959.5 -5000 700 1.1 + 700 1.Р + 222 |.12П
Преимущество использования метода ДЧД в том, что он дает,
в теории, наилучшую оценку инвестиционных проектов (по срав-
нению с другими существующими методами).
Основные проблемы, связанные с ДЧД, заключаются в следующем:
— иногда бывает трудно прийти к соглашению о том, что входит в
ставку дисконтирования;
— ответ выражается в долларах (или другой валюте), а не в про-
центах окупаемости от вложенного капитала, поэтому может
оказаться затруднительным сопоставлять проекты, имеющие раз-
ные требования к инвестициям;
748
Часть IV. Экономика
— часто выражается мнение о том, что этот метод слишком сло-
жен для практического применения.
12.1.5.2. Метод внутренней нормы прибыли (ВНП)
Внутренняя норма прибыли (ВНП) (рис. 12.3) проекта определяется
как норма, приводящая подсчитанный ДЧД к нулю. Таким образом,
она может также рассматриваться как норма прибыли инвестирован-
ного капитала, которую проект возвращает компании.
В нашем примере потока наличности ВНП подсчитывается следую-
щим путем:
0 = -5000 + / 700 ,+ , 700 + ь +
(1 + ВНП ) (1 + ВНП У (1 + ВНП У
ВНП = 12.7%.
Рис. 12.3. Определение ВНП
Глава 12. Основы экономики
749
Если используется критерий ВНП, а проекты независимы, то при-
нимается любой проект, имеющий ВНП выше требуемой ставки
дисконтирования [(возможная) стоимость капитала]. При отдель-
ной оценке инвестиционного проекта критерий ВНП, как прави-
ло, приводит к тому же выводу, что и критерий ДЧД. Это можно
проиллюстрировать на примере профиля ДЧД, составленного для
нашего примера. Профиль ДЧД представляет собой график, пока-
зывающий ДЧД инвестиционного проекта как функцию ставки
дисконтирования (см. рис. 12.3).
ВНП определяется в точке, где кривая профиля ДЧД пересекает
ось х. Мы видим, что если ВНП превышает требуемую ставку
дисконтирования, то ДЧД имеет положительные значения. Если
ВНП ниже требуемой ставки дисконтирования, то ДЧД имеет от-
рицательные значения.
Если в нашем примере ставка дисконтирования составляет 15%,
то ВНП оказывается равным минус 618.
Некоторые специалисты предпочитают критерий ВНП критерию
ДЧД, потому что критерий ВНП дает относительное измерение
прибыльности проекта. До некоторой степени популярность ВНП
обусловлена также психологическими причинами: измерение
стоимости инвестиций, указанное в процентах, привлекательно
для многих руководителей. ВНП можно легко сравнить со стоимо-
стью фондов для получения дохода с размера прибыли.
И тем не менее, у критерия ВНП есть несколько недостатков:
а. Если профиль потока наличности меняет знак (±) больше одно-
го раза, это может привести к множественным значениям нормы
прибыли (множественные решения). Для нахождения ВНП при-
ходится решать математические выражения в п-й степени, где п
— число лет. Такое математическое выражение может иметь не-
сколько решений.
Ситуацию можно проиллюстрировать, выбрав возможный про-
филь ДЧД (рис. 12.4).
В то же время, критерий ДЧД дает в этом примере единственное
решение.
б. Может возникнуть проблема при применении критерия ДЧД
путем сопоставления/ранжирования альтернативных инвестици-
онных проектов, имеющих:
750
Часть IV. Экономика
1. Различные шкалы инвестирования
Критерий ВНП предпочитает 500%-ю норму прибыли на $1 вмес-
то 20%-й на $100.
2. Различные профили потока наличности.
Пример 2
дчд ю% ВНП
Поток наличности А (-100; 20; 120) 17.3 20%
Поток наличности Б (-100; 100; 31.5) 16.7 25%
По критерию ДЧД будет предпочтен поток наличности А, а по
критерию ВНП — поток наличности Б.
Профили ДЧД для обеих альтернатив приведены на рис. 12.5.
Мы видим, что если требуемая ставка дисконтирования ниже 10.6%,
то поток наличности Б оказывается более прибыльным, чем А, и
наоборот, если требуемая ставка дисконтирования превышает 10.6%.
В приведенном примере критерий ДЧД дает нам точный ответ,
а решение с использованием критерия ВНП оказывается гораздо
менее точным.
в. Различная жизнеспособность.
Глава 12. Основы экономики
751
Пример 3
Поток наличности А: (-100, 120, 0, 0, 0)
Поток наличности Б: (-100, 0, 0, 0, 174)
Причина, по которой мы получаем разные результаты, применяя
эти два метода, заключается в том, что ДЧД подспудно предпо-
лагает инвестирование временной выручки по стоимости капитала
(ставка дисконтирования). Метод ВНП предполагает повторное
инвестирование по собственной внутренней норме прибыли про-
екта. Это подспудное предположение ставки повторного инвести-
рования нарушает требование дисконтировать потоки наличности
по ставке дисконтирования, диктуемой рынком. В этом еще одно
преимущество ДЧД.
12.1.5.3. Метод окупаемости
Период окупаемости проекта — это просто число лет, необходи-
мых для того, чтобы возместить весь наличный вклад в проект:
752
Часть IV. Экономика
1=YK', (12.4)
где / — начальные инвестиции;
К — чистый поток наличности за время /;
Т — период окупаемости.
В данном случае мы не учитывали процент. При добавлении про-
цента мы получаем следующую формулу:
/ = f пГаГ’ <12-5)
где к — стоимость капитала.
Критерий прибыльности проекта заключается в том, что период
окупаемости должен быть короче максимальной продолжитель-
ности определяемого периода.
При определенных обстоятельствах, метод окупаемости может ока-
заться довольно удобным методом оценки проекта, например,
с финансовой точки зрения. Кроме того, инвестиционные проекты,
имеющие короткий период погашения затрат часто оказываются ме-
нее рискованными, чем проекты с длительным периодом погашения.
Это объясняется тем, что риск увеличивается со временем. Однако
подсчет окупаемости не может нам много рассказать о прибыльности
инвестиционного проекта. Эго происходит потому, что данный метод
не учитывает поток наличности, образующийся после завершения
периода окупаемости.
Если при подсчете периода окупаемости процент не учитывается,
то не обращается внимание и на временное значение денег.
Статойл не применяет метод окупаемости для проведения анализа
прибыльности из-за недостатков, присущих этому методу.
12.1.5.4. Накопленные расходы в сравнении
с накопленной выручкой
Этот метод уделяет основное внимание общим расходам в пропор-
ции к накопленной выручке:
(12.6)
Г = 1 (=1
Глава 12. Основы экономики
753
где Pt — выручка за год;
Ц — расходы за год;
п — число лет;
А — критерий прибыльности:
Накопленные расходы
А = МАКСИМУМ -77--------------------.
Накопленная выручка
Соответствие критерию прибыльности достигается тогда, когда
проект выполняет эту формулу.
А = 0.4 означает, что за каждые внесенные $40 выручка должна
составить по меньшей мере $100.
Этот метод не учитывает временное значение денег и поэтому не
дает нам много информации о прибыльности проекта. Этот метод
заставляет нас также неправильно ранжировать альтернативные про-
екты. Используя фактор Л = 0.4 большинство проектов, имеющих
короткий период производства, не будут считаться прибыльными.
В рассмотренном выше примере 1 мы бы пришли к следующему
результату:
0.4-1000-20 > 5000+300-20 => 8000 >11000,
что неверно.
Вывод из оценки проекта, сделанной на основе этого метода, та-
ков, что проект не является прибыльным. Однако по результатам
методов 10%-й ставки дисконтирования и ДЧД проект является
прибыльным.
Низкие значения А сделали бы критерий прибыльности менее стро-
гим, но по-прежнему дали бы ложную оценку и неправильное
ранжирование альтернатив, поскольку здесь не учитывается вре-
менное значение денег.
12.1.6. Ставка дисконтирования (стоимость капитала)
Как мы уже видели, ДЧД инвестиционного проекта подсчитыва-
ется путем дисконтирования потоков наличности проекта для по-
лучения их сегодняшней стоимости. Поэтому ставка дисконтирова-
ния (стоимость капитала) служит критическим фактором при под-
счете ДЧД. Предполагается, что ставка дисконтирования отражает
стоимость капитала (денег).
Важно понять, что предпринимаемые компанией проекты должны
генерировать достаточные потоки наличности, чтобы быть в состоя-
48. А. Б. Золотухин и др.
754
Часть IV. Экономика
нии обеспечить требуемую норму прибыли (процентная ставка) для
кредиторов (банки/финансовые организации), выплату номинальной
задолженности и уплату акционерам ожидаемых дивидендов. Только
тогда, когда поток наличности превышает эти суммы, будет увеличи-
ваться и акционерное состояние. Когда мы дисконтируем потоки на-
личности по взвешенной средней стоимости капитала, то это и есть
именно то, о чем мы говорим. Положительное значение ДЧД достига-
ется только после того, как кредиторы и акционеры получат свою
ожидаемую, за вычетом риска, норму прибыли.
Требуемая ставка дисконтирования часто делится на две составные
части, норма прибыли по внешней задолженности (для уплаты креди-
торам) и норма прибыли акционерного капитала (для уплаты акцио-
нерам). Норма прибыли по внешней задолженности — это выплата,
которую кредиторы получают за одалживание денег компании/проек-
ту. Норма прибыли акционерного капитала — это выплата, которую
акционеры получают за инвестирование денег в проект.
Предполагается, что требуемая норма прибыли акционерного ка-
питала должна отражать доход, который можно получить за инве-
стирование денег в наилучший имеющийся альтернативный про-
ект. Если проект дает положительный ДЧД сданной нормой при-
были, то это означает, что для владельцев денег выгодно их инве-
стировать в проект. Размер требуемой нормы прибыли будет зави-
сеть от следующих факторов:
а. Темп инфляции;
б. Реальная норма прибыли;
бг Безрисковая реальная норма прибыли:
б2. Надбавка за риск (чем больше риск, заложенный в инвес-
тиционном проекте, тем выше требуемая норма прибыли).
Норму прибыли акционерного капитала обычно бывает трудно
определить. На этот вопрос нет правильного и точного ответа.
В особенности трудно определить размер надбавки за риск:
а. Как можно измерить размер надбавки?
б. Как можно назначить цену риска? То есть, какую компенса-
цию требуют акционеры за единицу риска особого проекта?
На практике бывает очень трудно решить эти проблемы. Поэтому
было бы естественным установить требуемую норму прибыли ак-
ционерного капитала на основе того, что уже известно о темпах
Глава 12. Основы экономики
755
инфляции, реальной норме прибыли по банковским вкладам и
неотъемлемом риске, сопровождающем определенный проект.
После того как были определены нормы прибыли по займу и
акционерному капиталу, инвестированным в проект, требуемая
норма прибыли общего количества капитала находится путем ре-
шения следующего математического выражения:
G F
+ (,2-7>
где Kt — требуемая норма прибыли общего количества капитала;
К — требуемая норма прибыли ссудного капитала;
К — требуемая норма прибыли акционерного капитала;
Е— вложенный в проект акционерный капитал;
G — вложенная в проект ссуда.
К, следует использовать как ставку дисконтирования при подсчете
общего ДЧД проекта.
12.1.6.1. Соотношение между потоком наличности
и требуемой ставкой дисконтирования
При подсчете ДЧД потока наличности проекта важно использо-
вать соответствующую ставку дисконтирования. Это в особенности
важно, когда учитываются инфляция и «государственная доля».
Если уплата налогов была принята во внимание при подсчете чис-
того потока наличности, то следует применять ставку дисконтиро-
вания «после уплаты налогов». Кроме того, следует применять но-
минальную ставку дисконтирования при подсчете ДЧД номиналь-
ных потоков наличности, и реальную ставку дисконтирования для
подсчета реальных потоков наличности. Это можно проиллюстри-
ровать на следующем примере:
Предположим следующий профиль номинального потока налич-
ности:
Год 2000 2001 2002
Поток наличности -200 159 168,5
Номинальная ставка дисконтирования Кп составляет 16.6%.
756
Часть IV. Экономика
168.5
1.1662
159
ДЧД = -200 +------+
1.166
60.3.
Если нам известно, что темп инфляции / равен 6% в 2001 и 2002 гг.,
то мы можем подсчитать реальную ставку дисконтирования Kt,
следующим образом:
Kt =
16.6%-6%
1 + 6%
Сначала мы переводим номинальные потоки наличности в реаль-
ные (2000):
Год 2000 2001 2002
Реальный поток наличности -200 159 168.5
1.06 1.062
ДЧД проекта: -200 150 150
ДЧД = -200+
150 150
1.10 + 1.102
= 60.3.
При условии, что есть соответствие между применяемыми нами
потоками наличности и ставкой дисконтирования, мы должны
получить один и тот же результат.
12.1.6.2. Неопределенность
Очень часто нефтяные инвестиционные проекты основаны на нео-
пределенности большого числа данных, в число которых входят,
например:
— цена на нефть/газ;
— производительность скважины;
— расходы.
Ранее мы уже упоминали, что неопределенность, сопутствующая
проекту, должна отразиться на ставке дисконтирования. Проблема
в том, как определить размер надбавки за риск. Для этого мы
можем попытаться понять природу этой неопределенности с по-
мощь подобного приведенному ниже анализу:
Глава 12. Основы экономики
757
1. Анализ сценариев
Просмотр различных возможных сценариев или вариантов реали-
зации проекта дает возможность сделать некоторые экономичес-
кие предположения.
2. Анализ чувствительности
Вариация параметров дает возможность оценить насколько резуль-
тат подвержен или чувствителен к такого рода изменениям. Одним
из способов для осуществления этого является выявление значе-
ний параметров, обращающих ДЧД в нуль.
3. Возможные изменения
Возможные изменения могут произойти с различными входными
данными инвестиционного проекта. Это делается при проведении
подсчета значений проектов разработки.
12.1.7. Резюме
Приведенный выше анализ прибыльности инвестиционных про-
ектов основан на потоке наличности проекта. Поэтому его каче-
ство и результат полностью зависят от используемых входных данных.
Наиболее широко применяемый критерий прибыльности — это
метод чистого дисконтированного дохода (ДЧД), когда приток и
отток наличности сопоставляются в один и тот же момент времени
(сегодня). Если используемая требуемая ставка дисконтирования
(стоимость капитала) отражает то, чего можно достичь, вложив
деньги в какие-либо другие проекты, то положительное значение
ДЧД должно указывать на то, что данный проект является при-
быльным. Аналогично, инвестиционный проект является прибыль-
ным, если его внутренняя норма прибыли (ВНП) превышает тре-
буемую ставку дисконтирования. Однако важно помнить о том,
что критерий ВНП может повести нас по ложному следу, в осо-
бенности при сравнении взаимоисключающих инвестиционных про-
ектов. Для того чтобы избежать эти проблемы, следует пользовать-
ся критерием ДЧД как основным критерием прибыльности.
758
Часть IV. Экономика
12.2. Использование нечетких чисел
и интервальных вычислений
в экономических расчетах
А. Б. Золотухин
Университетский колледж Ставангера, Ставангер, Норвегия
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина,
Москва, Россия
Статойл, Ставангер, Норвегия
СОДЕРЖАНИЕ
Резюме
12.2.1. Введение
12.2.2. Основы нечеткой арифметики
12.2.2.1. Нечеткая арифметика и интервальное исчисление
12.2.2.2. Действия с нечетными и интервальными числами
12.2.3. Экономические расчеты, основанные па нечетком подходе и
интервальных вычислениях
12.2.4. Заключение
Литература
Резюме
Методы теории вероятности и статистики получили широкое рас-
пространение в течение последних десятилетий при решении широ-
кого круга прикладных задач в нефтегазовых науках. Классически-
ми примерами последних являются стохастическое моделирование
геологического строения залежи, использование метода Монте Карло
при оценке запасов месторождения, статистическая теория ошибок
измерений и т.п. К недостаткам этих методов следует отнести тот
факт, что они не всегда способны правильно учитывать неопреде-
ленность в исходных данных, наличие неточностей и ошибок пер-
сонала при регистрации и обработке данных, не обладающих рас-
пределением вероятностей. Более того, во многих практически важ-
ных задачах объем исходной информации не является достаточным
для его статистической обработки. Для такого рода проблем методы
Глава 12. Основы экономики
759
теории нечетких множеств являются более подходящим аппаратом.
Важным отличительным свойством нечеткого подхода является воз-
можность непосредственной оценки неопределенности результата,
порождаемой неполнотой и неопределенностью исходных данных,
без проведения анализа чуствительности. Подобного рода подход,
естественно расширяя рамки получаемых решений, дает возмож-
ность их более глубокого анализа и способствует тем самым повы-
шению надежности прогноза, оценки риска и его снижению при
принятии решений.
С математической точки зрения различие между вероятностны-
ми и «нечеткими методами» основано на определении так назы-
ваемой функции принадлежности, которая основана не столько
на вероятности наступления события, сколько на относитель-
ном ранжировании элементов некоей представительной выбор-
ки сточки зрения важности этих элементов в описании того или
иного события, явления или процесса. Другими словами, если
теория вероятности оценивает вероятность наступления некоего
события, то нечеткие методы оценивают его возможность.
С вычислительной точки зрения, нечеткие методы, основанные
на правилах, напоминающих аксиомы детерминистической ма-
тематики, намного «быстрее» стохастических.
В этом разделе мы познакомимся с основными правилами не-
четких вычислений и рассмотрим применение нечетких методов
к экономическим оценкам.
12.2.1. Введение
Л. Заде [2] ввел понятие нечетких множеств и основанных на них
методов решения так называемых «сложно формулируемых» задач.
Этот подход основан на математическом формализме, который свя-
зывает степень достоверности высказывания или утверждения с так
называемой функцией принадлежности, являющейся числовой ха-
рактеристикой данного высказывания или утверждения (см. также
Приложение к гл.1). Распространение этого подхода на нечеткие числа,
являющиеся особым случаем нечетких множеств, оказалось очень
плодотворным в описании процессов и явлений, где данные явля-
ются неполными и/или нечеткими, т.е. там, где отсутствуют статисти-
ческие данные и вероятностные методы не применимы.
760
Часть IV. Экономика
Одно из важных достоинств нечеткого подхода заключается в том,
что он позволяет напрямую связать неопределенность входных и
выходных данных. Интерес к «нечетким методам» постоянно возра-
стал начиная с первых публикаций, постепенно расширяя области
их использования на задачи классификации и кластеризации, ран-
жирования, оптимизации и многие другие [3,4].
Нечеткие методы применяются во многих областях науки и техни-
ки, и в некоторых, например, в экономике, успешно конкуриру-
ют с обычной (детерминистической) математикой. Начиная с 90-х
годов первые публикации по этому вопросу появились в литерату-
ре, посвященной нефтедобыче [5], [7], [9], [11], [13]. Однако
интерес к этим методам проявлялся главным образом научным
сообществом. Объяснение этому факту очевидно и может быть сфор-
мулировано следующим образом:
— «нечеткое исчисление» не является, в некотором смысле, оче-
видным. Его аксиомы отличаются от аксиом детерминистичес-
кой математики, и вычисления должны проводиться с особой
тщательностью;
— для одной и той же математической задачи может быть получе-
но несколько различных нечетких решений в зависимости от
опыта проводящего расчеты. Доказательство правильности того
или иного решения не является тривиальным;
— программное обеспечение для решения задач в нечеткой поста-
новке оставляет желать лучшего.
Исследования в области использования нечетких методов и ин-
тервального анализа в нефтегазовой науке позволили развить
нечеткий подход и применить его к целому ряду прикладных
задач таких, например, как принятие решений в нечеткой среде
[9] и [12], решение систем нечетких алгебраических уравнений
[7] и [8], оценка нефтегазового потенциала нефтегазоносной
провинции или бассейна, а также задач, связанных с разработ-
кой и эксплуатацией месторождений природных углеводородов
[9], [Ю], [12], [14]. В частности, эти публикации показали, что
нечеткие методы конкурентоспособны и в некоторых случаях
даже лучше детерминистических и вероятностных подходов.
Для удобства изложения ниже приводится краткое описание основ
интервальных и нечетких вычислений*.
* См. также Приложение к главе 1 и рекомендуемую к чтению литературу в
конце данной главы.
Глава 12. Основы экономики
761
12.2.2. Основы нечеткой арифметики
12.2.2.1. Нечеткая арифметика и интервальное исчисление
Понятие нечетких чисел (FN) было впервые введено Д. Дюбуа и
Г. Прейдом [4]. Так называемое треугольное нечеткое число RL-
типа может быть представлено следующим образом [8]:
цл(х)=тах(>.1-|/) <12-8)
где
На рис. 12.6 представлены примеры нечетких чисел, полученных
с использованием соотношения (12.8). Например, линейное треу-
гольное (нечеткое) число соответствует показателю степени /== 1,
Рис. 12.6. Примеры нечетких чисел RL-типа
762
Часть IV. Экономика
а интервальное число — случаю, когда показатель /стремится к
бесконечности.
Нечеткое число может быть представлено интервальным числом, и
наоборот. Например, линейный треугольное число может быть оп-
ределено следующим образом [3]:
1. Функцией принадлежности Ц4(а") :
о,
х - aj(h)
а' (Л)- л
а3’(й)-е, ’
х < я,
а'(й)< х < а2
а2 < х < aj(h)
(12.9)
2. Интервалом достоверности как функцией парметра h:
а3‘(й)]= [a, + (a2-aI)-/i, а3 - (а, - а2)-й], (12.10)
где h представляет уровень уверенности в некоем утверждении (0
< h < 1), и [д’(л) а'(Л)] — соответствующий интервал уверенности,
или просто интервальное число.
12.2.2.2. Действия с нечеткими и интервальными числами
Действия с нечеткими числами происходят из следующих класси-
ческих операций, определенных в интервальном анализе [1]:
[а,, а, ]+ [А,, Ь, ]= [а, +А,, а, +Ь,}
[а,, а2 ]- [А,, Ь2 ]= [а, - А,, а, - А3 J,
[a1,a3][A1,A3]=
[a,,a3][A|,AJ]=
mini •£, [max
_ (,./-1.2 ) (,.,=1.2
ajb^aj b} ].
(12.11)
Глава 12. Основы экономики
763
В случае неотрицательных нижних границ обоих интервалов чисел,
то есть а{>0, Ь>0, расширенное умножение двух интервалов чисел
приводит к выражению:
(12.12)
Рассмотрим простой пример действий над двумя интервалами чи-
сел, скажем, [3.5, 4.5] и [6.0, 7.0]. Выражения (12.11) дают нам
следующие результаты:
[3.5, 4.5] + [6.0, 7.0] = [3.5 + 6.0, 4.5 + 7.0] = [9.5, 11.5];
[3.5,4.51 - [6.0, 7.0] = [3.5 - 7.0,4.5 - 6.0] = [-3.5, -2.5] = -[2.5, 3.5];
[3.5, 4.5]. [6.0, 7.0] = [3.5 • 6.0, 4.5 7.0] = [21.0, 31.5];
[3.5, 4.5]: [6.0, 7.0] = [3.5 : 7.0, 4.5 : 6.0] = [0.5, 0.75].
В следующем разделе мы познакомимся с тем, как проводить эко-
номические расчеты с помощью интервального исчисления.
Отметим, что результаты подобных вычислений остаются верны
и для нечетких чисел, так как любое нечеткое может быть пред-
ставлено числом интервальным и, наоборот, в соответствии с урав-
нениями (12.8), (12.9) и (12.10).
12.2.3. Экономические расчеты, основанные на нечетком
подходе и интервальных вычислениях
Экономические оценки NPV (дисконтированный чистый доход —
ДЧД, внутренняя норма прибыли — ВНП, и т.д.) могут быть
легко обобщены на случай интервальных чисел. Рассмотрим оцен-
ку ДЧД для некоторого месторождения, находящегося в эксплу-
атации или же планируемого в разработке, полученную как не-
четкий аналог классической формулы
У (1+fc) (12ЛЗ)
764
Часть IV. Экономика
Если все входные параметры (годовая добыча нефти Q., цена на
нефть Р, капиталовложения С1., эксплуатационные расходы ОС
и фактор дисконтирования к) представить интервальными числа-
ми, то последнее выражение может быть записано следующим об-
разом:
NPV=y^J '•’<
£ (i+O
г ь\5 •
(12.14)
где NPVj и NPV3 — нижняя и верхняя границы дисконтированно-
го чистого дохода.
Поскольку уравнения (12.14) — «обычные», вычисления произ-
водятся по обычным правилам математики. Наиболее вероятный
дисконтированный чистый доход (NPV) может быть рассчитан
путем использования уравнения (12.13) и наиболее вероятных
значений всех входных параметров.
Результаты оценки дисконтированного чистого дохода для одно-
го из месторождений показаны на рис. 12.7. В частности, отметим,
что неточность входных данных, оцениваемая в 10%, приводит к
15%-ному уровню нечеткости при расчете времени эксплуатации
и большой неопределенности (142%) в оценке NPV. В приведен-
ном примере, к счастью, даже пессимистическая оценка (ниж-
няя кривая на рис. 12.7) дает положительный дисконтированный
чистый доход, что свидетельствует о хороших перспективах, свя-
занных с разработкой данного месторождения. К сожалению, го-
раздо более часто экономический анализ приводит к положи-
тельной максимальной и отрицательной минимальной оценкам,
что делает принятие решения весьма затруднительным (рис. 12.8).
Такого рода положение дел является довольно типичным для мес-
торождений с небольшими извлекаемыми запасами или же место-
рождений в неосвоенных регионах, изменчивой средой и суровы-
ми климатическими условиями, например, месторождений Арк-
тического шельфа.
Глава 12. Основы экономики
765
Рис. 12.7. Оценка дисконтированного чистого дохода — ДЧД (NPV)
для перспективного месторождения
Годы
Рис. 12.8. Оценка значения дисконтированного чистого дохода для небольшо-
го месторождения шельфа
766
Часть IV. Экономика
12.2.4. Заключение
Экономический анализ, основанный на использовании нечет-
ких и интервальных чисел является серьезной альтернативой
обычным экономическим расчетам в силу следующих особен-
ностей:
1. Нечеткий подход позволяет учитывать неопределенность вход-
ных данных естественным образом и автоматически связывает
неопределенность исходной информации с неопределенностью
результата.
2. Нижние и верхние границы нечетких вычислений (как, на-
пример, в случае расчета дисконтированного чистого дохода)
охватывают все возможные решения, которые могут быть по-
лучены, заменяя, тем самым, анализ чувствительности. Дру-
гими словами, анализ чувствительности «включен» в нечет-
кую модель неявно благодаря самой природе нечетких чисел,
и обычный анализ чувствительности не является необходи-
мым.
3. Рассмотренные, а также упоминающиеся примеры экономи-
ческих оценок — только некоторые возможные иллюстрации
использования нечеткого подхода к проблемам нефтедобычи.
Фактически все производство нефти, являющееся «процессом
преобразования доступных знаний о бассейне в оптимальную
экономическую программу развития месторождения» [6] мо-
жет рассматриваться как сложный процесс проектирования в
условиях неопределенности и поэтому может быть обработан
нечеткими методами.
Литература
1. Alepheld, G. and Herzberger. Introduction to Interval Computations,
Academic Press, New York, 1983
2. Zadeh L.A. Fuzzy Sets, Information and Control, 1965, v.8.
3. Jones, A. Kaufmann, and H.-J. Zimmerman. Fuzzy Sets Theory and
Applications, D. Rcidel Publishing Company, Dordrecht, 1985.
4. D. Dubois, H. Prade. Operations on Fuzzy Numbers, Int. J. Systems SCI,
1978, v.9.
Глава 12. Основы экономики
767
5. Fang, and Н.С. Chen. Uncertainties аге Better Handled by Fuzzy Arithmetic,
AAPG Bull., v. 74, No. 8, 1990.
6. H. Haldorsen, and T. Van Golf-Racht. Reservoir Management Into the
Next Century, Paper NMT 890023, New Mexico Tech Centennial
Symposium, Socorro, NM, Oct. 1989.
7. Ya. I. Khurgin. Fuzzy Equations in Petroleum Geophysics, Techn. Cybernetics
Journal, No. 5, 1993.
8. Ya. 1. Khurgin. Fuzzy Methods in Petroleum Industry, Moscow, State Gubkin
Academy of Oil and Gas, 1995.
9. N.A. Eremin. Modelling Hydrocarbon Fields by Methods of Fuzzy Logic,
Moscow, «Nedra», 1994.
10. l.P. Zhabrev, Ya. 1. Khurgin. Fuzzy Mathematical Model for Reserve Estimate.
Proceedings VNIGNI, p. 37—40, VNIGNI, Russia, 1993.
11. A.B. Zolotukhin, N.A. Eremin, L.N. Nazarova and Eu.M. Ponomarenko:
Application of Fuzzy Sets for Selecting EOR Methods, Journ. «Neftyanoc
Khozyaistvo», No.3, 1991.
12. A.B. Zolotukhin. A New Approach to a Decision Making in Petroleum
Engineering. SPE Paper No. 22356, 1992.
13. A.B. Zolotukhin. Managing Uncertainties in Resources Evaluation and Field
Development Planning, proceedings of the 9lh European Symposium on
Improved Oil Recovery, The Hague, The Netherlands, 1997.
14. A.B.Zolotukhin.Handling Multiple Realizations in aLong-Term Production
Forecast. In Proceedings of the 6,h European Conference on the
Mathematics of Oil Recovery (ECMOR VI), Peebles, Scotland, 1998.
EAGE, Paper No. 1998.
768
СОДЕРЖАНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ.................................................. 12
ВВЕДЕНИЕ..................................................... 13
ЕДИНИЦЫ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
И КОЭФФИЦИЕНТЫ ПЕРЕВОДА ..................................... 15
ЧАСТЬ I. ГЕОЛОГИЯ И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Словарь терминов для части I................................. 18
Глава I. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа
1.1. Терминология и определения........................ 26
1.2. Классификация запасов по типам залежей............ 30
1.3. Методы оценки начальных и извлекаемых запасов
месторождений.......................................... 33
1.4. Оценка неразведанных запасов группы месторождений,
бассейна, региона на основе фрактального анализа....... 56
1.5. Оценка мировых запасов нефти...................... 60
Приложение. Введение в операции над нечеткими множествами
и нечеткими числами.......................................... 66
Глава 2. Природные резервуары бассейнов Арктики и их нефтегазоносность
2.1. Введение.......................................... 75
2.2. Восточный сегмент Арктического шельфа............. 81
2.3. НГБ Северо-Атлантического шельфа:
Североморский и Норвежско-Западно- Баренцевоморский . 94
2.4. Западный сегмент Арктического шельфа.............. 97
2.5. Северо-западный сектор Тихоокеанского подвижного пояса. 100
Глава 3. Типы пород, происхождение углеводородов и условия их накопления
L 3.1. Введение............................................. 109
3.2. Основы нефтепромысловой геологии................. 110
3.3. Происхождение углеводородов и условия их накопления. 113
3.4. Типы ловушек, характерных для континентального шельфа
। Норвегии............................................ 120
Глава 4., Бурение скважин, разработка и эксплуатация месторождений
природных углеводородов
4.1. Инженерное обеспечение буровых работ............. 122
4.2. Разработка месторождений природных углеводородов.... 146
4.3. Методы добычи нефти.............................. 182
769
ЧАСТЬ II. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО НЕФТЕГАЗОВЫХ
СООРУЖЕНИЙ
Глава 5. Управление морскими нефтегазовыми проектами
5.1. Управление проектированием и строительством морских
сооружений для Арктического шельфа России.......... 209
5.2. Менеджмент проекта................................. 245
р* Глава 6.- Характеристики гидрометеорологических условий шельфа и нагрузки
,1 на морские нефтегазовые сооружения
( , 6.1. Метеорологические и гидрологические условия........... 279
6.2. Обзор метеорологических условий Баренцева
и Карского морей...................................... 289
1 6.3. Ледовые условия Баренцева и Карского морей............. 309
6.4. Сравнение условий окружающей среды некоторых морей
Северного Ледовитого океана................................ 333
6.5. Метеорологические и гидрогеологические условия северо-
восточного шельфа острова Сахалин в Охотском море.......... 348
6.6. Нагрузки от волн и течений........................... 363
; 6.7. Ледовые нагрузки на шельфовые сооружения............ 394
6.8. Сочетания внешних нагрузок для проектирования
шельфовых сооружений ................................. 425
Глава 7. Технические средства разработки шельфовых месторождений -----
7.1. Особенности разработки шельфовых месторождений........441 )
7.2. Классификация технических решений для разработки
месторождений шельфа.......................................(443у_______
7.3. Технические средства разработки месторождения......... 450
1 7.4. Технологическое проектирование процесса обработки
** J углеводородов.............................................. 481
\ Глава 8. Средства добычи, хранения и транспортировки нефти
> L ""ЗЛ. Потенциальные сооружения
для Арктического шельфа России...................................... 500
8.2. Хранение, погрузка и экспорт нефти с территории
Арктического шельфа России.........................
8.3. Шельфовые трубопроводы в Арктике......................
Глава 9. Проектирование и возведение шельфовых сооружений
9.1. Концептуальное проектирование технических средств
освоения шельфа........................................ 554
9.2. Выбор материалов для шельфовых сооружений.............. 564
9.3. Выбор сталей для сооружений и оборудования............. 568
770
9-4. Выбор нормативных документов для проектирования
сооружений Арктического шельфа.................... 578
9.5. Сравнение Российских и Зарубежных Норм
и методов оценки глобальной нагрузки................... 593
У*" 9.6. у Российские нормативные документы............... 607
\ 9.7. f Сооружение и установка морских конструкций
L - ' в Арктической зоне.............................. 631
9.8. Требования к строительству бетонных платформ ..... 654
ЧАСТЬ III. КАЧЕСТВО, БЕЗОПАСНОСТЬ
И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Глава 10. Управление качеством............................... 670
10.1. Введение......................................... 673
10.2. Как обеспечить качество
(подход к обеспечению общего качества)................. 676
10.3. Петля контроля качества...........................694
-J0.4. Контроль качества.................................699
Глава 11. Охрана здоровья, окружающей среды и техника безопасности
' 11.1. Охрана здоровья и экология...................... 705
11.2. Техника безопасности............................. 718
11.3. Учет неопределенности и оценка риска при проектировании
и эксплуатации судов и шельфовых сооружений
в ледовых условиях................................ 726
ЧАСТЬ IV. ЭКОНОМИКА
Глава 12. Основы экономики
12.1. Основы экономики — подробное описание............ 737
12.2. Использование нечетких чисел и интервальных вычислений
в экономических расчетах.......................... 758
Учебное издание
ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ
ШЕЛЬФОВЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И СТРОИТЕЛЬСТВО МОРСКИХ СООРУЖЕНИЙ
В АРКТИКЕ
Редакторы: 3. Б. Бацежева, Т. В. Бирюкова, О. М. Богатырева
Корректор С. М. Солодовникова
Компьютерная верстка
и обработка иллюстраций О. Л. Доброва
Сдано в набор 1.03.2000. Подписано в печать 15.12.2000.
Формат 60x90/16. Усл. п. л. 48,1. Гарнитура Таймс. Печать офсетная.
Бумага офсетная. Тираж 1 200 экз. Заказ № 277
Государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
117917, Москва, Ленинский просп., 65.
Отпечатано в типографии издательства