РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ	(19) RU (11) 2 547 161 (13) C2
	(51) МПК G01S 15/00 (2006.01)

Статус:	не действует (последнее изменение статуса: 02.07.2021)
Пошлина:	учтена за 4 год с 16.07.2016 по 15.07.2017. Возможность восстановления: нет.

(21)(22) Заявка: 2013132723/28, 15.07.2013 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 15.07.2013 Приоритет(ы): (22) Дата подачи заявки: 15.07.2013 (43) Дата публикации заявки: 20.01.2015 Бюл. № 2 (45) Опубликовано: 10.04.2015 Бюл. № 10 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: RU 2296836 C1 10.04.2007. RU 2431868 C1 20.10.2011. RU 2462388 C2 27.09.2012. RU 2288994 C1 10.12.2006. RU 2433430 C2 10.11.2011. SU 208290 A1 29.12.1967. RU 2383683 C1 10.03.2010. RU 2377606 C2 27.12.2009 Адрес для переписки: 199106, Санкт-Петербург, ул. Кожевенная линия, 41, ОАО "ГНИНГИ"

(72) Автор(ы): Островский Александр Георгиевич (RU), Швоев Дмитрий Алексеевич (RU), Чернявец Владимир Васильевич (RU), Илюхин Виктор Николаевич (RU), Бродский Павел Григорьевич (RU), Леньков Валерий Павлович (RU) (73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") (RU)

(54) СПОСОБ ОБУСТРОЙСТВА МОРСКИХ ГЛУБОКОВОДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, включающим технические средства выполнения поисково-спасательных работ и преимущественно расположенных на континентальном шельфе Северного Ледовитого океана.

В соответствии с новыми Правилами классификации, постройки и оборудования плавучих нефтегазовых комплексов, включая правила постройки и оборудования подводных добычных комплексов (см., например, Н.Решетов. Арктика диктует правила // Морской бизнес Северо-Запада. 2009, №1(14), с.43), объектами обустройства морских месторождений углеводородов являются не только плавучие буровые установки, морские стационарные платформы, морские ледостойкие стационарные платформы, но и морские подводные трубопроводы, подводные добычные комплексы, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов, а также плавучие объекты, осуществляющие подготовку, переработку, хранение и отгрузку углеводородных продуктов.

Разработка морских нефтегазовых месторождений длится 20-30 лет и более. При этом изменяются фонд эксплуатационных скважин, их дебиты и обводненность. В течение этого времени имеющаяся система сбора и подготовки должна обеспечивать, в том числе и безопасные условия эксплуатации объектов обустройства и работы обслуживающего персонала (Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Академия горных наук, 1999, с.39 [2]).

Непрерывный рост мировых потребностей в углеводородном сырье определяется необходимостью поиска новых областей, перспективных для нефтегазодобычи. В настоящее время наблюдается перенос разведочных работ, проводимых ведущими нефтяными компаниями, с морского шельфа на большие глубины - в пределы континентального склона. Крупные глубоководные нефтегазовые добывающие комплексы расположены на континентальных окраинах в разных частях Мирового океана. Можно предположить, что в ближайшие годы мировая нефтегазовая индустрия, активно развивающаяся в пределах шельфов и континентальных склонов, станет одним из главных факторов антропогенного воздействия на экосистему Мирового океана. В связи с активным освоением шельфа для нефте- и газодобычи, прокладкой подводных трубопроводов и кабелей связи донные землетрясения и провоцируемые ими явления становятся чрезвычайно опасными как для самих морских сооружений, так и для экологии региона в целом. Кроме того, имеется возможность появления наведенной сейсмичности при извлечении больших объемов нефти и газа из земных недр. Донная сейсмическая активность концентрируется в прибрежных зонах континентальных окраин, островных дуг и срединных океанических хребтов.

На дне океана происходит непрерывный обмен водных масс с корой Земли. При повышении внутрикорового давления, что может происходить, например, при подготовке сильного землетрясения, флюиды, содержащиеся в порах коры, «выдавливаются» в придонный слой, вызывая существенное изменение его свойств. На суше это явление приводит к повышению уровня подземных вод в скважинах и служит одним из признаков для прогноза землетрясений (Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005, с.22 [1]).

При разработке проектов нефтегазового комплекса, безусловно, проводится оценка сейсмической опасности. Однако при этом за основу обычно берутся среднестатистические данные для региона. Практически не проводятся специальные сейсмологические исследования по изучению активности близко расположенных тектонических разломов, кратеров грязевых вулканов и т.д., что может приводить к тяжелым авариям. Кроме того, предварительные морские сейсмологические исследования позволят уточнить степень сейсмической опасности конкретного района, поскольку сейсмическое районирование производилось, в основном, по данным стационарной сети сейсмостанций, расположенных только на суше, и крайне неравномерно (Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005, с.24 [1]).

В процессе эксплуатации крупного нефтегазового месторождения сейсмическая обстановка может изменяться вследствие нарушения тектонического равновесия при извлечении больших масс добываемого продукта. Разрушительное землетрясение в районе Нефтегорска на Сахалине, по мнению специалистов, могло быть вызвано подобными причинами. Аналогичные явления наблюдались в районе Газли (Средняя Азия), где извлечение больших объемов газа привело к значительному усилению сейсмической активности, сопровождавшейся рядом сильных землетрясений (Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005, с.24 [1]).

Морские регионы России, перспективные в направлении развития нефтегазового комплекса (Сахалин, Каспий, северо-восточная часть Черного моря, Баренцево и Карское моря), характеризуются заметной сейсмической активностью (Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005, с.24 [1]).

При разработке проектов и сооружении всех объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений предусматривается комплекс мероприятий, исключающих нанесение ущерба окружающей среде в результате проведения работ (Вяхирев Р.И., Никитин Б. А., Мирзоев Д. А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Академия горных наук, 1999, с.39 [2]). Однако, в части проведения систематического сейсмического мониторинга в регионе обустройства морских нефтегазовых месторождений по мере их эксплуатации, такие работы не предусмотрены (Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Академия горных наук, 1999, с.19-47 [2]).

Известные конструкции морских платформ для добычи подводных углеводородов (Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Академия горных наук, 1999, с.122 [2], патент RU 2349705 C1, 20.03.2009 [3], RU 2378531 C1, 10.01.2010 [4], RU 2078988 C1, 10.05.1997 [5], RU 2198260 C2, 10.01.2003 [6], патент RU №2408764, 10.01.2011 [7], патент WO №2009153530 A2, 23.12.2009 [8]) также не содержат средств сейсмического мониторинга.

Известные донные станции (патент RU №2377606, 27.12.2009 [9], патент RU №24890 U1, 27.08.2002 [10], патент RU №54171 U1, 10.06.2006 [11], патент US №6842006 B2, 11.01.2005 [12], патент GB №2439378 A1, 22.12.2007 [13]) в принципе могли бы быть использованы для проведения локального мониторинга в регионах добычи углеводородов, но они обладают рядом недостатков, такими как:

- невозможность полной и адекватной передачи изменяющихся параметров грунта на датчики измерения сигналов, установленные на опорной трубчатой раме, снабженной металлическими механизмами откидывания и прижимания к грунту, что в сочетании с наличием границы грунт-металл вызывает дополнительные погрешности при прохождении акустических сигналов и в конечном итоге приводит к искажению результатов измерений;

- использование механизмов откидывания и прижимания к грунту недостаточно эффективно вследствие их сложности, отсутствия контроля за их установкой, что приводит к попаданию блока измерительных датчиков в рыхлый грунт дна и, как следствие, к нарушению работоспособности;

- ограничения по глубине постановки, высокий риск потерь станции и требуют достаточно сложной технологии спусковых и подъемных работ;

- недостаточная точность измерений, ограниченная область применения;

- возможность снятия только конкретной группы параметров (электромагнитных измерений).

В известной донной станции [9] предусмотрена возможность регистрации не только электромагнитных колебаний, но и сейсмических. Однако, из-за большого количества выступающих конструктивных элементов станции, ее эксплуатация на морском дне отягощена влиянием подводных течений, и сложностью ее установки на дно, с выполнением требований по обеспечению ее необходимой ориентации.

Известны также способы размещения сейсмических приемников в отработанных скважинах месторождений (авторское свидетельство SU №1389473, 30.04.1995 [14], Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005, с.90-91 [1]). Однако сравнение сейсмических записей скважинных и донных сейсмометров не выявило убедительных преимуществ скважинных сейсмометров и несмотря на существенные затраты времени и средств пока не оправдывает возлагаемых надежд.

Известны также способы обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений на глубинах моря свыше 250 м с использованием в качестве головного сооружения для бурения скважин и добычи нефти и газа морской стационарной платформы с опорной частью в виде джекета решетчатой конструкции пирамидальной или призматической формы, или в виде мачты решетчатой конструкции призматической формы с закреплением к морскому дну оттяжками с якорями (Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе / Г.В. Симаков, К.Н. Шхинек, В.А. Смелов и др. Л., Судостроение, 1989, рис.2.20 и 2.28 [15]). Недостатком использования таких сооружений в ледовых условиях эксплуатации является то, что их защита от воздействия льда, особенно айсбергов, и обеспечение устойчивости ведет к значительному возрастанию их металлоемкости и массы в целом, и реализация таких решений для конкретных арктических условий практически трудноосуществима.

Известны также способы обустройства глубоководных нефтегазовых месторождений с помощью подводных конструкций, темплейтов с манифольдами, оборудованных камерами и системами подводного закачивания скважин, эксплуатация которых осуществляется с помощью дистанционно управляемой аппаратуры с использованием гидравлических и электрогидравлических систем управления. Примеры таких способов: схема системы подводной разработки месторождения Гарупа (Бразилия) и системы SEA-MAP для разработки месторождении в глубоководных районах Мексиканского залива (Обустройство морских нефтегазовых месторождений. Ч.С. Гусейнов, В.К. Иванец, Д.В. Иванец. Изд. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2003, рис.9.1, 9.2, с.329; рис.9.22, с.365, рис.9.23, с.367-368 [16], патенты RU №2296836 C1, 10.04.2007 [17], RU №2288994 C1, 10.12.2006 [18], RU №2215847 C2, 10.11.2003 [19], №2280128 C1, 20.07.2006 [20], US №3535884 A, 27.10.1970 [21]).

Недостатком такого решения является то, что надежность в эксплуатации и обслуживании подводных комплексов с дистанционным управлением не всегда обеспечена, так как на значительных глубинах в случае отказов периодическое обслуживание подводно-технического оборудования с помощью водолазов или с применением манипуляторов практически неосуществимо. Кроме того, при значительном удалении морских глубоководных нефтегазовых месторождений от береговых технических баз, более чем на 150-200 миль, для транспортировки добываемой на месторождении продукции из скважин к местам приемки на берегу, подводные добычные комплексы должны иметь в своем составе компрессоры, насосы и соответствующие потребляемой ими мощности энергоблоки в подводном исполнении, что является крайне сложной задачей.

Известен также способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений, заключающийся в сооружении ряда морских стационарных платформ, подводных донных комплексов, подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, емкостей хранения продукции скважин и отгрузочных установок, при этом, по крайней мере, одну из платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга (патент RU №2238365 C1, 20.10.2004 [22]). Недостатком этого способа является необходимость производства сложных и дорогостоящих работ по отсоединению и отводу в безопасную и защищенную ото льда и айсбергов зону верхнего подвижного модуля с временной остановкой эксплуатации морской платформы с соответствующими экономическими потерями.

Известен также способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений (патент RU №2383683, 10.03.2010 [23]), заключающийся в сооружении ряда морских стационарных платформ, подводных донных комплексов, подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, емкостей хранения продукции скважин и отгрузочных установок, при этом часть платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга, по крайней мере, одну из платформ выполняют в ледозащитном исполнении, а опорные блоки платформ в подводном исполнении выполняют с блок-модулями, служащими для размещения персонала в подводных воздушных камерах, предназначенных для осуществления периодических работ по техническому обслуживанию, ремонту и обследованию конструкций и технологического оборудования, автоматизированных систем управления и контроля, при этом блок-модуль энергетической платформы выполняют с автоматизированной атомной электростанцией, предназначенной для энергетического обеспечения технологических подводных платформ, а блок-модули технологических платформ выполняют с сепарационными установками, с компрессорным и насосным оборудованием, с автоматизированной системой управления и с водолазным и подводно-техническим оборудованием, которые предназначены для первичной подготовки продукции скважин к транспортировке до центральной технологической платформы и/или до морского отгрузочного причала с емкостью для хранения продукции скважин.

При этом платформы в подводном исполнении конструктивно и технологически соединяют между собой электрическими кабелями и трубопроводами для конденсата и газа, энергетический блок-модуль с автоматизированной атомной электростанцией выполняют в подводном исполнении с возможностью опускания и расположения непосредственно на морском дне, часть платформ в подводном исполнении может быть оборудована вертикальной колонной, которую устанавливают относительно опорного блока с возможностью перемещения и опускания ниже габарита прохождения подводной части айсберга и оснащают специальными камерами и оборудованием для соединения с подводными модулями платформ.

Недостатком известного технического решения [22] является то, что часть платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга, т.е. для того чтобы правильно расположить верхний габарит опорного блока ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга, необходимо заранее знать или установить эту величину, что практически установить невозможно из-за различной подводной конфигурации айсбергов и отсутствия в данном техническом решении операций, необходимых для определения наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга. Кроме того, безопасность эксплуатации инфраструктуры подводных месторождений также будет зависеть от степени сейсмической опасности конкретного района в процессе эксплуатации крупного нефтегазового месторождения по мере изменения сейсмической обстановки, которая может изменяться вследствие нарушения тектонического равновесия при извлечении больших масс добываемого продукта.

Также недостатком известного технического решения является то, что для энергетического обеспечения технологических подводных платформ блок-модуль энергетической платформы выполняют с автоматизированной атомной электростанцией, что существенно повышает капитальные и эксплуатационные затраты, а также риски экологических катастроф.

Разработка нефтяных и газовых месторождений на шельфах морей и океанов требует постоянного контроля параметров волнения. Эта информация необходима не только для успешной работы морских стационарных и полупогруженных платформ, но и при позиционировании судов геологоразведки во время бурения, сбора конкреций со дна океана и т.д. Актуальность контрольных измерений обусловлена возможностью возникновения аварийной ситуации в случае превышения высоты волны относительно допустимого значения, при котором может быть разрушен буровой став на морских буровых платформах или иные технологические устройства на судах. Очевидно, что для предупреждения аварийных ситуаций необходимо проведение соответствующих мероприятий, в том числе по прекращению основных режимов функционирования морских объектов, занимающих продолжительное время. В связи с этим возрастает роль прогнозирования интенсивности волнения на необходимое время.

Кроме того, для морских терминалов потенциально существует вероятность аварийной ситуации. Особенно высокие риски возникновения и развития аварийных ситуаций существуют при освоении Арктического бассейна.

Особенности Арктического бассейна выдвигают ряд специальных требований к составу поисково-спасательных средств, скорости и удобству их доставки к месту назначения, энергетическим ресурсам, спасания и жизнеобеспечения. При этом средства спасания должны обеспечить экстренную эвакуацию персонала с аварийного объекта и из района проведения спасательной операции, преодолевая сплошной и битый дрейфующий и торосистый лед. При этом в большинстве случаев в условиях ограниченной видимости, что практически исключает использование самолетов и вертолетов, надводных судов и судов на воздушной подушке.

Задачей настоящего изобретения является расширение функциональных возможностей известных способов обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений с одновременным повышением надежности строительства и эксплуатации и снижением стоимости капитальных и эксплуатационных затрат при обустройстве морских глубоководных нефтегазовых месторождений и повышением эксплуатационной безопасности морских терминалов по добыче подводных залежей углеводородов.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений, заключающемся в сооружении ряда морских стационарных платформ, подводных донных комплексов, подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, емкостей хранения продукции скважин и отгрузочных установок, при этом часть платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга, отличающийся тем, что, по крайней мере, одну из платформ выполняют в ледозащитном исполнении, а опорные блоки платформ в подводном исполнении выполняют с блок-модулями, служащими для размещения персонала в подводных воздушных камерах, предназначенных для осуществления периодических работ по техническому обслуживанию, ремонту и обследованию конструкций и технологического оборудования, автоматизированных систем управления и контроля, при этом блок-модуль энергетической платформы выполняют с автоматизированной электростанцией, предназначенной для энергетического обеспечения технологических подводных платформ, а блоки-модули технологических платформ выполняют с сепарационными установками, с компрессорным и насосным оборудованием, с автоматизированной системой управления и с водолазным и подводно-техническим оборудованием, которые предназначены для первичной подготовки продукции скважин к транспортировке до центральной технологической платформы и/или до морского отгрузочного причала с емкостью для хранения продукции скважин, - дополнительно выполняют регулярное глубинное сейсмическое зондирование в районе терминалов по добыче подводных залежей углеводородов путем пассивного зондирования морского дна и последующего анализа микросейсмических колебаний земной коры, блок-модуль энергетической платформы выполняют с газовой турбинной установкой, выполняют прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов, оснащенных измерительной аппаратурой, величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи посредством автоматизированной системы управления и контроля, блок-модули, опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполнены со стыковочными устройствами, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами, размещенными в специальном подводном ангаре.

Новыми отличительными признаками заявляемого технического решения являются:

- выполнение регулярных глубинных сейсмических зондирований в районе терминалов по добыче подводных залежей углеводородов путем пассивного зондирования морского дна и последующего анализа микросейсмических колебаний земной коры;

- блок-модуль энергетической платформы выполнен с газовой турбинной установкой;

- выполнение прогноза состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов, оснащенных измерительной аппаратурой;

- величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи, посредством автоматизированной системы управления и контроля;

- блок-модули опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполнены со стыковочными устройствами, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами, размещенными в специальном подводном ангаре.

Необходимость проведения морской сейсморазведки нефтегазовых месторождений в шельфовой зоне северных морей и отсутствие российских эффективных сейсморазведочных средств определяет актуальность создания станций, обеспечивающих мобильную региональную сейсморазведку. Такие станции должны представлять собой технические устройства многократного использования на основе инфразвуковых приемников сейсмических колебаний, объединенных с аппаратно-программными средствами накопления и хранения информации, с обеспечением возможности работы как в открытом море с судов геофизической службы, так и при десантировании на ледовую поверхность.

Технология пассивного зондирования морского дна по результатам анализа микросейсмических колебаний Земной коры, порождаемых океаническими волнами, представляет новое направление в области сейсморазведки и поиска морских месторождений углеводородов на шельфе. При этом обеспечиваются следующие технические характеристики по назначению:

Глубина зондирования структуры морского дна - до 8 км.

Глубины постановки придонной станции - до 400 м.

Угол наклона морского дна в местах постановки станции - до 20 град.

Время постановки одной станции - не более 2-х часов.

Вероятность правильного определения месторождений - не менее 0,75.

Сейсмологический мониторинг морского дна по технологии 3D.

Кроме этого поставленная цель достигается тем, что:

- блок-модуль энергетической платформы выполняют с газовой турбинной установкой, что повышает безопасность эксплуатации нефтегазового комплекса;

- выполняют прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов, оснащенных измерительной аппаратурой;

- величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи посредством автоматизированной системы управления и контроля;

- блок-модули опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполняют со стыковочными устройствами, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами и размещенными в специальном подводном ангаре.

Предлагаемый способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений поясняется чертежами (фиг.1 и фиг.2).

Фиг.1 - принципиальная схема обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений. Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений заключается в сооружении (обустройстве) ряда морских стационарных платформ, например подводной донной энергетической платформы 1 (фиг.1), подводных технологических платформ 2, 3 и 4, подводных темплейт-манифольдов 5, кустов скважин 6 и морской ледостойкой технологической платформы 7.

Подводные стационарные технологические платформы 2, 3 и 4 питаются электроэнергией от подводной стационарной энергетической платформы 1 с помощью подводных электрических кабелей 8, а также соединенных с подводными темплейт-манифольдами кабелями 9. Подводные стационарные технологические платформы 2, 3 и 4 соединены между собой и с ледостойкой технологической платформой 7 трубопроводами 10 для конденсата и трубопроводами 11 для газа. Морская ледостойкая стационарная технологическая платформа 7 соединена с подводными стационарными технологическими платформами 2, 3 и 4 нефтегазового месторождения и с береговыми пунктами 12 с помощью магистральных подводных трубопроводов 13 для конденсата и трубопроводов 14 для газа.

Бурение кустов скважин 6 производят через технологические платформы 2, 3 и 4 с плавучей буровой установкой 15.

Подводные опорные блоки 16 подводной стационарной энергетической платформы 1 и блоки 17, 18 и 19 подводных стационарных технологических платформ 2, 3 и 4 представляют собой легкие пространственные решетчатые конструкции призматической формы с фундаментом в нижней части, выполненным из всасывающих свай 20, 21, 22 и 23, позволяющих производить закрепление к грунту 24 сразу после установки опорных блоков 16, 17, 18 и 19.

Подводные стационарные платформы: энергетическая 1 и технологические 2, 3 и 4, - в верхней части имеют подводные верхние строения 25, 26, 27 и 28 соответственно, выполненные с водонепроницаемыми корпусами и с возможным демонтажем отдельных модулей с последующим подъемом их над водой для цехового технического обслуживания и ремонта.

Подводный энергетический модуль 29 расположен в верхнем строении 25 подводной стационарной энергетической платформы 1 и выполнен в виде газовой турбинной установки, использующей попутный газ.

Подводные технологические модули 30, 31 и 32 оснащают сепарационным, компрессорным и насосным оборудованием, подключенным к автоматизированной системе управления, размещенной на береговом пункте 12.

Подводные стационарные технологические платформы 2, 3 и 4 выполняют со стояками для конденсата 33 и газа 34.

При обустройстве морского глубоководного нефтегазового месторождения предусматривают конденсатохранилище 35 и отгрузочное устройство 36 для подъема конденсата через отгрузочную систему 37 на танкер 38 или на морскую ледостойкую стационарную технологическую платформу 7.

Морская ледостойкая стационарная технологическая платформа 7 предназначена для приемки и подготовки конденсата и газа к последующей транспортировке через магистральные подводные трубопроводы 13 и 14 соответственно на приемные береговые пункты 12.

Верхнее строение 39 платформы 7 включает модули для приемки и подготовки к транспорту продукции скважин с сепарационным, насосным, компрессорным оборудованием, автоматизированной системой управления, жилым модулем, грузоподъемными кранами, вертолетной и причально-посадочными площадками, спасательным и противопожарным оборудованием.

Опорная часть 40 платформы 7 в верхней части выполнена с ледозащитным устройством 41 и в средней части состоит из пространственной решетчатой конструкции 42 призматической формы, а в нижней части оперта на свайный фундамент из всасывающих свай 43 для восприятия, в основном, горизонтальных нагрузок от воздействия льда и волн и висячих свай 44 для восприятия, в основном, вертикальных нагрузок от воздействия льда и волн и от технологических эксплуатационных нагрузок и веса платформы.

На подводных стационарных технологических платформах 2, 3, 4 и подводной стационарной энергетической платформе 1 предусмотрен вариант установки вертикальной колонны 45 с возможностью перемещения относительно опорного блока 18 и опускания ниже габарита прохождения подводной части айсберга. Колонна 45 оборудована лифтовой шахтой для соединения с ее надводной частью, при этом колонна оснащается специальными камерами и оборудованием для соединения с подводными модулями платформ.

Подводная стационарная энергетическая платформа 1 и технологические платформы 2, 3 4 и 7 также снабжены подводными модулями с водолазным и подводно-техническим оборудованием, а также оснащены стыковочными устройствами 46 для стыковки с подводными аппаратами 47, размещаемыми в специальном подводном ангаре 48.

Фиг.2 - схема постановки сейсмической станции. Морская ледостойкая стационарная технологическая платформа 7 также оснащена (фиг.2) лебедкой 49, опорой 50 с блоком для постановки сейсмической станции, размещенной в заякоренном измерительном модуле 51, перемещаемом по ходовому тросу 52, между верхней плавучестью 53 и нижней плавучестью 54, сочлененной через блок 55 с якорным грузом 56. Блок 55 также сочленен посредством троса 57 через опоры 50 с блоком, с лебедкой 49.

Сейсмическая станция включает три взаимно-перпендикулярных сейсмических приемника с полосой пропускания 0,055-64 Гц, гидрофон, измеритель давления.

Сейсмические приемники представляет собой многоканальные приемники сейсмических сигналов, построенные на основе горизонтальных (типа СМ-5 ВГ «Север-Юг» и СМ-5 ВГ «Восток-Запад») и вертикального (типа CM-5B(Z) велосиметров, вертикального акселерометра (типа CM-5A(Z) и трехкомпонентного сейсмоакустического датчика (типа А1632), феррозондового магнитометра (типа LEMI).

В качестве сейсмических приемников могут быть также использованы геофоны типа HS-1 фирмы «GeoSpace» с собственной частотой 4,5 Гц. В качестве цифрового регистратора сигналов может быть использован цифровой регистратор сигналов с динамическим диапазоном 140 дБ.

Заякоренный измерительный модуль 51 также оснащен датчиками для определения удельной электропроводности, температуры, давления, содержания CH₄, содержания CO₂, содержания кислорода, гамма-излучения в пределах 0,1-3,0 МэВ, скорости течения.

Способ реализуется следующим образом.

Заякоренный измерительный модуль 51 устанавливается на ходовом тросе 52, натянутом вертикально между верхней плавучестью 53 и нижней плавучестью 54, которая в свою очередь закреплена на конце троса 57, идущего через заякоренный блок 55, установленный на балласте 56 к лебедке 49 на платформе. Такая компоновка позволяет существенно облегчить выборку, снятие для технического обслуживания и повторную установку заякоренного измерительного модуля 51 на ходовом тросе 52.

После установки заякоренного измерительного модуля 51 на ходовом тросе 52 включается лебедка 49 на платформе, которая затягивает буйковую линию на заданную глубину. Заякоренный измерительный модуль 51 начинает автоматически со скоростью около 0.2 м/с передвигаться по вертикально натянутому ходовому тросу 52 между верхней плавучестью 53 и нижней плавучестью 54.

Для снятия заякоренного измерительного модуля 51, имеющего незначительную до 10 Н положительную плавучесть, достаточно вытравить трос 57 с барабана лебедки 49 платформы, и заякоренный измерительный модуль 51 вместе с верхней плавучестью 53 поднимется на поверхность. Затем заякоренный измерительный модуль 51 может быть снят с буйковой линии и с помощью плавсредства отбуксирован к месту проведения технического обслуживания и замены батарей с целью продолжения мониторинга в дальнейшем.

Посредством сейсмической станции выполняют регулярные глубинные сейсмические зондирования в районе терминалов по добыче подводных залежей углеводородов путем пассивного зондирования морского дна и последующего анализа микросейсмических колебаний земной коры.

Параллельно с сейсмическим мониторингом выполняют прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев 58 и запуска беспилотных летательных аппаратов 59 (фиг.1), оснащенных соответствующей измерительной аппаратурой. На фиг.1 позицией 60 обозначен айсберг.

При приближении айсбергов к акватории морского терминала выполняют обследование айсбергов, при этом величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата 47, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи, посредством автоматизированной системы управления и контроля.

При возникновении нештатной ситуации или аварийной ситуации с последующей эвакуацией обслуживающего персонала с платформ блок-модули опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполнены со стыковочными устройствами 46, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами 47, размещенными в специальном подводном ангаре 48. Данное обстоятельство обусловлено тем, что при неблагоприятных погодных условиях в зимний период, при размещении добычных платформ в морях арктического бассейна, практически полностью исключается возможность эвакуации обслуживающего персонала посредством морских судов и летательных аппаратов.

При возникновении ситуации, связанной с необходимостью эвакуации обслуживающего персонала, по команде с автоматизированной системы управления, размещенной на береговом пункте 12, подвижный подводный аппарат 47 выводится из ангара 48 и направляется к аварийной платформе для состыковки с ней для перемещения обслуживающего персонала из аварийной платформы в подвижный подводный аппарат, с последующей транспортировкой обслуживающего персонала в безопасное место.

Блок-модуль энергетической платформы 1 выполнен с газовой турбинной установкой, использующей попутный газ.

Прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ выполняют путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов (БПЛА), оснащенных измерительной аппаратурой.

В настоящее время БПЛА способны решать те же задачи, что самолеты-лаборатории, при этом стоимость использования БПЛА существенно ниже. Кроме того, современные средства передачи информации позволяют проводить измерения в реальном масштабе времени (Использование беспилотных летательных аппаратов для мониторинга / Ситников Н.М., Акмулин Д.В., Борисов Ю.А. и др. // Метеорология и гидрология, №1, 2013).

Беспилотные летательные аппараты могут быть полезны во время чрезвычайных ситуаций для оперативного мониторинга окружающей среды. Полученная информация даст возможность принять необходимые меры по смягчению социально-экономических и экологических последствий. В частности, использование БПЛА в ряде регионов России летом 2010 г. позволило провести оперативный мониторинг продуктов горения в условиях лесных пожаров. Применение БПЛА позволяет проводить измерения горизонтального и вертикального распределения продуктов горения биомассы, что даст возможность оперативно оценивать степень опасности, обнаруживать очаги возгорания и прогнозировать последствия распространения продуктов горения. Беспилотные летательные аппараты применялись также для исследования явления, наблюдавшегося над Мальдивскими островами в 2006 г. и получившего название "бурые облака" (Maldives AUAV Campaign - MAC). Аппараты весом около 20 кг могли находиться в воздухе несколько часов и пролетать сотни километров на высоте до 5000 м. Те же БПЛА были использованы для анализа загрязнения атмосферы в Калифорнии в 2008 г. (California AUAV Air Pollution Profiling Study - CAPPS). Специально разработанное оборудование позволяло измерять солнечную радиацию, концентрацию и распределение по размерам аэрозольных частиц, турбулентность, температуру, давление и влажность воздуха, а также концентрацию озона и окислов азота.

В число задач, которые можно решать с помощью беспилотных летательных аппаратов, входят следующие: исследование и мониторинг загрязнений атмосферы; определение газового и аэрозольного состава атмосферы; исследование процессов в пограничном слое атмосферы; дистанционное зондирование подстилающей поверхности; валидация данных спутниковых измерений параметров атмосферы и подстилающей поверхности; обнаружение очагов возгорания, мониторинг распространения загрязнений от пожаров; определение газового и аэрозольного состава продуктов вулканической деятельности; контроль трансграничного переноса загрязнений; контроль содержания парниковых газов; исследование физики и динамики облаков; контроль выбросов промышленных предприятий; исследование взаимодействия атмосферы с подстилающей поверхностью; мониторинг окружающей среды в районах техногенных катастроф; исследование атмосферных процессов в зонах стихийных бедствий; мониторинг радиоактивного загрязнения; измерение вертикального и горизонтального распределения метеовеличин и газового состава атмосферы; валидация математических моделей и др.

Для решения этих задач важен выбор не только БПЛА, но и специализированных малогабаритных средств измерений газового и аэрозольного состава и термодинамических параметров атмосферы. К ним относятся малогабаритные измерители температуры, давления и влажности, хемилюминесцентные, полупроводниковые и электрохимические измерители малых газовых составляющих и т.д.

Реализация предлагаемого способа обустройства морских терминалов по добыче подводных залежей углеводородов позволят уточнить степень сейсмической опасности конкретного района в процессе эксплуатации крупного нефтегазового месторождения по мере изменения сейсмической обстановки, которая может изменяться вследствие нарушения тектонического равновесия при извлечении больших масс добываемого продукта. Кроме того, появляется возможность оперативной эвакуации обслуживающего персонала при аварийных ситуациях, независимо от погодных условий, а также мониторинга окружающей среды в регионе эксплуатации морских терминалов.

Источники информации

1. Л.И. Лобковский, Д.Г. Левченко, А.В. Леонов, А.К. Амбросимов / Геологический мониторинг морских нефтегазоносных акваторий. М.: Наука, 2005.

2. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Академия горных наук, 1999.

3. Патент RU 2349705 C1, 20.03.2009.

4. Патент RU 2378531 C1, 10.01.2010.

5. Патент RU 2078988 C1, 10.05.1997.

6. Патент RU 2198260 C2, 10.01.2003.

7. Патент RU №2408764, 10.01.2011.

8. Патент WO №2009153530 A2, 23.12.2009.

9. Патент RU №2377606, 27.12.2009.

10. Патент RU №24890 U1 27.08.2002.

11. Патент RU №54171 U1 10.06.2006.

12. Патент US №6842006 B2 11.01.2005.

13. Патент GB №2439378 A1 22.12.2007.

14. Авторское свидетельство SU №1389473, 30.04.1995.

15. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе / Г.В. Симаков, К.Н. Шхинек, В.А. Смелов и др. Л., Судостроение, 1989, рис.2.20 и 2.28.

16. Обустройство морских нефтегазовых месторождений. Ч.С. Гусейнов, В.К. Иванец, Д.В. Иванец. Изд. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2003, рис.9.1, 9.2, с.329; рис.9.22, с.365, рис.9.23, с.367-368.

17. Патент RU №2296836 C1, 10.04.2007.

18. Патент RU №2288994 C1, 10.12.2006.

19. Патент RU №2215847 C2, 10.11.2003.

20. Патент RU №2280128 C1, 20.07.2006.

21. Патент US №3535884 A, 27.10.1970.

22. Патент RU №2238365 C1, 20.10.2004.

23. Патент RU №2383683, 10.03.2010.

Формула изобретения

Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений, заключающийся в сооружении ряда морских стационарных платформ, подводных донных комплексов, подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, емкостей хранения продукции скважин и отгрузочных установок, при этом часть платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга, по крайней мере, одну из платформ выполняют в ледозащитном исполнении, а опорные блоки платформ в подводном исполнении выполняют с блок-модулями, служащими для размещения персонала в подводных воздушных камерах, предназначенных для осуществления периодических работ по техническому обслуживанию, ремонту и обследованию конструкций и технологического оборудования, автоматизированных систем управления и контроля, при этом блок-модуль энергетической платформы выполняют с автоматизированной электростанцией, предназначенной для энергетического обеспечения технологических подводных платформ, а блоки-модули технологических платформ выполняют с сепарационными установками, с компрессорным и насосным оборудованием, с автоматизированной системой управления и с водолазным и подводно-техническим оборудованием, которые предназначены для первичной подготовки продукции скважин к транспортировке до центральной технологической платформы и/или до морского отгрузочного причала с емкостью для хранения продукции скважин, отличающийся тем, что дополнительно выполняют регулярное глубинное сейсмическое зондирование в районе терминалов по добыче подводных залежей углеводородов путем пассивного зондирования морского дна и последующего анализа микросейсмических колебаний земной коры, блок-модуль энергетической платформы выполняют с газовой турбинной установкой, выполняют прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов, оснащенных измерительной аппаратурой, величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи посредством автоматизированной системы управления и контроля, блок-модули опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполнены со стыковочными устройствами, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами, размещенными в специальном подводном ангаре.

ИЗВЕЩЕНИЯ

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 16.07.2017

Дата внесения записи в Государственный реестр: 04.05.2018

Дата публикации и номер бюллетеня: 04.05.2018 Бюл. №13