Woraus besteht eine Ölplattform? Giganten auf See: Offshore-Bohrplattformen. Bohrinseln "Uralmash"

29.09.2020

Darüber, wie Öl produziert wird, habe ich bereits. Heute werde ich am Beispiel einer Ölplattform im Kaspischen Meer darüber sprechen, wie die Offshore Ice-Resistant Stationary Platform (OIRFP) aufgebaut ist.

Diese Bohranlage begann ein wenig Öl zu pumpen weniger als ein Jahr vor dem 28. April 2010 und ist für 30 Betriebsjahre ausgelegt. Es besteht aus zwei Teilen, die durch eine 74 Meter lange Brücke verbunden sind:

118 Menschen leben in einem 30 mal 30 Meter großen Wohnblock. Sie arbeiten in 2 Schichten à 12 Stunden am Tag. Die Schicht dauert 2 Wochen. Das Schwimmen und Angeln von der Plattform aus sowie das Werfen von Müll über Bord ist strengstens verboten. Das Rauchen ist nur an einem Ort im Wohnblock erlaubt. Für einen ins Meer geworfenen Stier werden sie sofort gefeuert:

Der Wohnblock heißt LSP2 (Ice Resistant Stationary Platform) und der Hauptbohrblock heißt LSP1:

Es wird als eisbeständig bezeichnet, weil das Meer im Winter mit Eis bedeckt ist und es darauf ausgelegt ist, dem standzuhalten. Der Schlauch, den Sie auf dem Foto sehen, ist das Meerwasser, das zur Kühlung verwendet wurde. Sie wurde aus dem Meer geholt, durch die Rohre getrieben und zurückgebracht. Die Plattform basiert auf dem Prinzip des Zero Reset:

Rund um die Plattform fährt ständig ein Versorgungsschiff, das im Falle eines Unfalls alle Personen an Bord nehmen kann:

Die Arbeiter werden per Helikopter zur Station transportiert. Flugstunde:

Vor dem Flug werden alle eingewiesen und fliegen in Schwimmwesten. Wenn das Wasser kalt ist, müssen Neoprenanzüge auch getragen werden:

Sobald der Hubschrauber landet, werden 2 Schläuche dorthin geschickt - sie haben hier große Angst vor Bränden:

Vor dem Betreten des Bahnsteigs durchlaufen alle ankommenden Fahrgäste eine obligatorische Sicherheitseinweisung. Wir hatten ein ausführliches Briefing, da wir zum ersten Mal auf die Plattform kamen:

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Auf der LSP1 darf man sich nur mit Helm, Arbeitsstiefeln und Jacke bewegen, aber im Wohnblock kann man sogar in Pantoffeln laufen, was viele Leute tun:

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Die Offshore-Plattform ist ein Objekt erhöhter Gefahr, und der Sicherheit wird hier viel Aufmerksamkeit geschenkt:

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Auf dem Wohnblock und auf LSP 1 gibt es Rettungsboote, die jeweils 61 Personen aufnehmen können. Es gibt 4 solcher Boote auf LSP2 in Wohngebieten und 2 auf LSP1, dh alle 118 Personen können problemlos auf Rettungsausrüstung passen - dies ist nicht die Titanic für Sie:

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Passagiere vom Schiff werden mit einem speziellen "Aufzug" angehoben, der 4 Personen gleichzeitig aufnehmen kann:

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Jeder Raum auf jedem Deck hat Evakuierungswegweiser - rote Pfeile auf dem Boden:

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Alle Kabel sind ordentlich verstaut, niedrige Decken oder Stufen sind mit rot-weiß gestreiften Markierungen gekennzeichnet:

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Am Ende unserer Tour erfuhr ich, dass diese Plattform komplett von uns gebaut wurde. Ich war überrascht, weil ich mir sicher war, dass es sich um ein "fremdes Auto" handelt - hier riecht es nicht nach einer Schaufel. Alles ist sehr sorgfältig und aus hochwertigen Materialien gefertigt:

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Da es viele Fotos und Informationen gibt, habe ich beschlossen, meine Geschichte in 2 Beiträge zu unterteilen. Heute werde ich über den Wohnblock sprechen und über die interessantesten - über die Brunnen und den Produktionsprozess - im nächsten Beitrag.

Der Kapitän persönlich führte uns entlang der LSP2. Die Plattform ist eine Seeplattform, und die Hauptsache ist hier wie auf einem Schiff der Kapitän:

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Im Wohnblock befindet sich eine Backup-CPU (Central Control Panel). Im Allgemeinen wird die gesamte Produktionssteuerung (Ölmänner betonen O) von einem anderen Bedienfeld ausgeführt, das sich auf LSP1 befindet, und dieses wird als Backup verwendet:

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Die Arbeitseinheit ist im Backup-Konsolenfenster gut sichtbar:

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Das Büro des Kapitäns und hinter der Tür links ist sein Schlafzimmer:

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Lediglich die Tagesdecken und farbigen Bettbezüge stehen im Widerspruch zum europäischen Erscheinungsbild der Bohrinsel:

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Alle Kabinen waren geöffnet, obwohl ihre Besitzer Schicht hatten. Es gibt keinen Diebstahl auf dem Bahnsteig und niemand schließt die Türen:

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2018-12-14

Offshore-Ölplattformen werden benötigt, um Kohlenwasserstoffreserven in der Arktis zu erschließen. In Russland werden hauptsächlich ausländische schwimmende Bohrinseln eingesetzt. Sie werden entweder gekauft oder geleast. Heute wird es aufgrund der US-Sanktionspolitik, der geopolitischen und wirtschaftlichen Situation unmöglich, neue Plattformen von westlichen Unternehmen zu erwerben.

Zu Sowjetzeiten wurden 100% der Komponenten für Bohrinseln in einheimischen Unternehmen hergestellt. Mit dem Zusammenbruch der Union landeten einige von ihnen außerhalb Russlands, und einige von ihnen hörten vollständig auf zu existieren.

Aber die Notwendigkeit, die Reserven der Arktis zu erschließen, lässt uns über den Stand der Dinge in der Branche nachdenken. Anfang der 2000er Jahre gab es keine Nachfrage nach Offshore-Ölplattformen. Der Bau der Hubinsel „Arctic“, die 1995 niedergelegt und für 1998 in Betrieb genommen werden sollte, wurde nicht mehr gefördert. Das Projekt wurde Anfang dieses Jahrzehnts abgeschlossen.

Das bedeutendste der inländischen Projekte war die 2013 gebaute Ölplattform Prirazlomnaya, bei deren Entstehung Industrie-, Ressourcen- und wissenschaftlich-technische Strukturen die ihnen übertragenen Aufgaben mit staatlicher Unterstützung lösten.

Weitere Errungenschaften russischer Ingenieure waren die Offshore-Ölplattformen Berkut und Orlan. Sie zeichnen sich durch ihre Fähigkeit aus, niedrigen Temperaturen und starken seismischen Vibrationen standzuhalten. An die Werft in Astrachan wurde 2014 eine eisfeste Plattform übergeben, um im Kaspischen Meer zu produzieren.

Teures Vergnügen

Die Entwicklung und Herstellung einer modernen Ölplattform ist ein Prozess, der in seiner Komplexität durchaus vergleichbar ist Weltraumprojekte. Die Kosten für schwimmende Bohrplattformen beginnen bei 0,5 bis 1 Milliarde US-Dollar, während die Versicherung von Objekten 2 % des Immobilienwerts ausmacht. Die Miete kostet täglich Hunderttausende von Dollar. Solche Beträge müssen ausgegeben werden, da es keine inländischen Analoga gibt.

Bisher ist es russischen Werken gelungen, die Erstellung von Ölplattformfundamenten und die Selbstmontage der verbleibenden Elemente aus ausländischen Komponenten zu meistern. Aus dem Ausland werden Wohnmodule, Bohrkomplexe, Entladevorrichtungen, Energiesysteme und andere großformatige Artikel gekauft.

Experten weisen darauf hin, dass auch die unzureichend ausgebaute Verkehrsinfrastruktur ein erhebliches Problem darstellt. Lieferung von Baumaterialien und Geräten an Produktionsstandorte in der Arktis und im Fernen Osten, wo die Hauptprojekte geplant sind, erfordert erhebliche Kosten. Der Zugang ist nur zum Asowschen Meer, zur Ostsee und zum Kaspischen Meer möglich.

Trotz der aktiven Maßnahmen des Energieministeriums und des Ministeriums für Industrie und Handel Russlands in Bezug auf den Ersatz ausländischer Technologien erkennen Branchenexperten die Unmöglichkeit an, ausländische Technologien beim Bau von Offshore-Ölplattformen auch langfristig zu ersetzen die Tatsache, dass es in unserem Land keine gibt moderne Technologien solche Projekte umzusetzen. Da die ersetzten Technologien hohe Kosten verursachen, werden Inlandsaufträge auf asiatischen Werften ausgeführt. Die Entwicklung heimischer Offshore-Technologien ist im Bundeszielprogramm „Entwicklung des Schiffsbaus“ vorgesehen, mit der Umsetzung wurde jedoch noch nicht begonnen.

Tolle Pläne

Russische und asiatische Werften planen, die Produktion zu steigern. Laut der Prognose des Energieministeriums wird die Zahl der Offshore-Plattformen auf dem russischen Schelf bis 2030 30 Einheiten erreichen. Bis 2020 werden im Rahmen der laufenden Verpflichtungen 100 Projekte angestrebt.

Derzeit sind 15 Bohrplattformen auf dem russischen Schelf in Betrieb. Davon sind acht stationäre Produktionsschiffe, die für das Bohren von Brunnen ausgelegt sind, sowie sieben mobile Plattformschiffe, die für das Bohren von Brunnen ausgelegt sind. Für mobile Plattformen ist es auch notwendig, die Unterwasserproduktion zu organisieren oder eine stationäre Plattform zu bauen.

Was ist eine Ölplattform und wie funktioniert sie?

Eine Offshore-Ölplattform besteht aus vier Hauptkomponenten – dem Rumpf, dem Bohrdeck, dem Ankersystem und der Bohrinsel. Der Rumpf ist ein Ponton, dessen Basis von Säulen getragen wird. Über dem Rumpf befindet sich ein Bohrdeck, das Hunderte Tonnen Bohrrohre tragen kann, sowie mehrere Kräne und ein Hubschrauberlandeplatz. Über dem Bohrdeck erhebt sich ein Bohrgerät, dessen Aufgabe es ist, den Bohrer auf den Boden abzusenken und dann anzuheben. Auf See wird die gesamte Struktur durch ein Ankersystem mit Festmacherkabeln aus Stahl an Ort und Stelle gehalten.

Auf See beginnt es nach seismischer Erkundung durch Spezialschiffe mit einer Verdrängung von bis zu 3.000 Tonnen. Solche Schiffe wickeln hinter sich seismische Streamer ab, auf denen sich Empfangsgeräte befinden, um mit einer Schwingungsquelle Schallwellen zu erzeugen. Stoßwellen werden von den Erdschichten reflektiert und bei ihrer Rückkehr an die Oberfläche von Instrumenten auf dem Schiff erfasst. Basierend auf den gewonnenen Daten werden zwei- und dreidimensionale seismische Karten mit Offshore-Ölreserven erstellt.

Nach der Exploration beginnt der Bohrprozess. Nach Abschluss des Bohrvorgangs wird der Bohrer entfernt, um das Bohrloch abzudichten, damit kein Öl ins Meer austritt. Dazu wird eine 15 m hohe und 27 Tonnen schwere Blowout-Präventionsanlage auf den Boden abgesenkt, dank der kein einziges Material den Brunnen verlässt. Es ist in der Lage, den Ölfluss in 15 Sekunden zu blockieren.

Wenn Öl gefunden wird, pumpt eine spezielle Ölförder-, Lager- und Entladeanlage das Öl vom Meeresboden und schickt es zu den Raffinerien an der Küste. Zu beachten ist, dass eine Ölplattform jahrzehntelang verankert sein kann.

Sieben russische Giganten

Von den sieben Bohrplattformen in Russland gehören fünf zu Gazflot, einer Tochtergesellschaft von Gazprom. Zwei weitere gehören Arktikmorneftegazrazvedka (Teil der Struktur von Zarubezhneft), sie führen Bohraufträge aus. Die meisten festen Plattformen befinden sich auf dem Sachalin-Schelf: Molikpaq, Piltun-Astokhskaya-B und Lunskaya-A, die von Gazprom genutzt werden. Die Plattformen Berkut und Orlan befinden sich im Projekt Rosneft Sakhalin-1. Zwei weitere – die Caspian LSP-2 und D-6, die auf dem Kravtsovskoye-Feld in der Ostsee operieren – gehören LUKOIL. Und schließlich befindet sich die Prirazlomnaya-Plattform des Unternehmens Gazprom Neft im Petschora-Meer.

Der obere Teil der meisten russischen Plattformen, die das Bohrmanagement- und Kontrollsystem ausführen, wird im Ausland hergestellt. Beispielsweise wurde die Oberseite der Berkut-Plattform im Aruktun-Dagi-Feld im Sachalin-1-Projekt in der Republik Korea von Samsung Heavy Industries gebaut. Die Orlan-Plattform auf dem Chayvo-Feld wurde in Japan zusammengebaut und auf eine in Russland hergestellte Basis gestellt. Die Prirazlomnaya-Plattform ist ein Bohr- und Technikmodul, das von der stillgelegten Hutton-Plattform in Norwegen übernommen und mit einer Basis zusammengebaut wurde, die im Unternehmen Sevmash in Severodvinsk hergestellt wurde. Die Oberseiten der Plattformen Lunskoye-A und Piltun-Astokhskaya-B wurden ebenfalls in der Republik Korea hergestellt. Die Molikpaq-Plattform wurde vollständig vom kanadischen Schelf nach Sachalin transportiert.

Laut Experten dauert der Bau einer Plattform mit stabiler Finanzierung 2 bis 4 Jahre, die Kosten für den Bau einer Plattform variieren je nach deklarierter Produktionskapazität zwischen 0,5 und 1 Milliarde US-Dollar. Die meisten Bestellungen für Komponenten für Bohrplattformen gehen bei Fabriken in der Republik Korea ein. Low-Tech-Komponenten werden im Vyborg Shipbuilding Plant und im Zvezda-Werk hergestellt. Inländische Werften erfüllen Aufträge für Arbeiten im Regal von vier russischen Öl- und Gasunternehmen, aber die Details wurden noch nicht bekannt gegeben.

Sanktionen gegen Russland treffen die USA

Wenn es in Russland nicht genügend Offshore-Plattformen gibt, insbesondere für Arbeiten in der Arktis, hat sich im Ausland in den letzten drei Jahren die gegenteilige Situation entwickelt. Plattformen bleiben ohne Verträge für Unterwasserbohrungen.

Als Hauptgründe nennen Branchenexperten die Instabilität der Ölpreise und die begrenzten Möglichkeiten, sich an Projekten auf dem russischen Schelf zu beteiligen, was wiederum auf westliche Sanktionen zurückzuführen ist, die sich hauptsächlich gegen die russische Ölindustrie richten. Dabei liegt der Schwerpunkt auf der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen auf dem russischen Schelf. Dieser Schlag prallte jedoch ab und wirkte sich aus Amerikanische Unternehmen beschäftigt sich mit Offshore-Bohrungen und der Herstellung von Ausrüstungen. Infolgedessen verloren sie dank der Verbote ihrer Regierung ihre geplanten langfristigen Verträge in Russland.

In den Gewässern Nordwesteuropas ging beispielsweise die Zahl der aktiven Offshore-Bohrplattformen im Jahr 2017 um 20 Einheiten zurück. Da die meisten von ihnen für die rauen natürlichen und klimatischen Einsatzbedingungen in den nördlichen Meeren Europas ausgelegt sind, können sie in anderen, wärmeren Gebieten nicht eingesetzt werden. Und die US-Sanktionen erlauben es nicht, sie im russischen Regal zu verwenden. Infolgedessen werden Bohrplattformen eingemottet in Erwartung, wann sich die Situation zum Besseren ändern wird.

Der Markt für Tiefseebohrungen stürmt

Die Investitionen der Bergbauunternehmen in Unterwasserbohrungen sind seit der Finanzkrise 2008-2009 rapide gestiegen. Gleichzeitig hätten sie laut GBI Research zwischen 2010 und 2015 jährlich um durchschnittlich 6,6 % steigen und schließlich 490 Milliarden US-Dollar erreichen sollen. Die meisten dieser Mittel sollten in die Entwicklung von Tiefseezonen fließen - in den Gewässern des Golfs von Mexiko, vor der Küste Brasiliens, Westafrikas sowie einer Reihe von Ländern im asiatisch-pazifischen Raum.

Der größte Western Öl- und Gasunternehmen plante den Bau von Offshore-Plattformen in erheblichen Mengen. Infolge der Preiskrise auf dem Energiemarkt im Sommer 2014 kam es jedoch zu einer Kürzung der Finanzierung von Offshore-Bohrprogrammen und in der Folge zu einer raschen Kürzung dieser Pläne. Wenn 2010 weltweit 389 Offshore-Bohrinseln in Betrieb waren und ihre Zahl bis 2013 infolge einer systematischen Erhöhung 459 Einheiten betrug, wurde sie 2014 anstelle des geplanten Wachstums auf 453 Einheiten reduziert.

Experten sagten ein teilweises Einfrieren von Kerninvestitionsprogrammen und eine Verzögerung bei der Inbetriebnahme neuer Offshore-Bohrinseln voraus. Dennoch stieg die Zahl der betriebenen Offshore-Bohrinseln bis 2017 auf 497 Einheiten.

Die Angebote überstiegen die Nachfrage

Aufgrund des Wachstums aktiver Offshore-Bohrinseln übersteigt das Angebot in diesem Markt die Nachfrage weiterhin deutlich. Im Jahr 2016 wurden 184 neue Plattformen verschiedener Typen gebaut und im Jahr 2017 - 160 Einheiten. diese Technik. Branchenexperten zufolge wird der Mangel an Nachfrage und der Anstieg des Angebots in naher Zukunft aufgrund der Inbetriebnahme neuer Plattformen, die zwischen 2011 und 2013 bestellt wurden, noch größer sein.

In diesem Zusammenhang versuchen die Betreiber, die Abnahme von 22 neuen schwimmenden und 73 Jack-up-Bohrinseln auf 2019 zu verschieben. In der aktuellen Situation können laut Analysten von dieser Zahl nur 10 Bohranlagen unmittelbar nach der Inbetriebnahme Aufträge erhalten.

Verschärft wird das Bild noch dadurch, dass der Prozess der Stilllegung ausgedienter Offshore-Bohrinseln nicht in ausreichendem Tempo voranschreitet, um das Aufkommen neuer Geräte auf dem Markt zu kompensieren. Infolgedessen ist eine Situation entstanden, in der nicht alle genügend Verträge haben, mit denen sie zuvor gerechnet haben.

Laut IHS Petrodata in zwei den letzten Jahren Die Gesamtzahl der Offshore-Bohrplattformen ging um 9,5 % zurück, während die Zahl der in Betrieb befindlichen Bohrinseln im gleichen Zeitraum um 34 % auf 403 Einheiten zurückging.

Arbeitslose Plattformen

Die aktive Stilllegung von Plattformen wurde in fast allen wichtigen Regionen der Offshore-Öl- und Gasförderung beobachtet. Vor kurzem, zwischen 2015 und 2017, wurden die meisten Offshore-Bohrplattformen in Lateinamerika geschnitten - 42 Einheiten. Dies betraf Bohrarbeiten in den Meeren der Zentral- und Südamerika, in der Karibik und im Golf von Mexiko. Die Kürzung betraf kleine Betreiber, und die zehn größten Ölgesellschaften hingegen stärkten ihre Position in dieser Zeit nur.

Für 38 Einheiten. die Anzahl der Plattformen im asiatisch-pazifischen Raum reduziert. Der anerkannte regionale Marktführer, Chinas COSL, hat alle seine Anlagen beibehalten, aber nur die Hälfte davon ist tatsächlich in Betrieb.

Westafrikanische Offshore-Entwickler haben den Bohrbetrieb auf 21 Offshore-Bohrinseln eingestellt. Im Sektor des Golfs von Mexiko, wo US-Unternehmen tätig sind, stellten 16 Bohrplattformen den Betrieb ein. Im Nahen Osten haben 13 Einheiten die Produktion eingestellt, von denen acht vor Ort eingemottet wurden.

Die Situation beim Betrieb von Offshore-Plattformen in den Nordmeeren, die für den Einsatz unter rauen natürlichen und klimatischen Bedingungen bestimmt sind, hauptsächlich auf dem Schelf Nordwesteuropas, ist besser als in anderen Regionen.

Trotz des starken Rückgangs der Weltölpreise seit der zweiten Jahreshälfte 2014 blieb die Auslastung dieser Plattformen bis Anfang 2015 bei 100 %. Unter Hinweis auf die hohen Kosten der Ölförderung rechneten die in den Nordmeeren tätigen Betreiber mit zusätzlichen Vorteilen ihrer Regierungen. Jemand hat es geschafft, sie zu bekommen.

Im ersten Halbjahr 2015 erreichte die Ölförderung im norwegischen und britischen Sektor des Nordschelfs Rekordniveaus. Dies wurde erreicht, indem die Produktionsintensität der vielversprechendsten Bohrlöcher erhöht und gleichzeitig die Gesamtzahl der in der Region beteiligten Offshore-Plattformen reduziert wurde. Ihre Beschäftigungsquote lag bei 70 %. Im Winter 2015-2016, als der Ölpreis 30 US-Dollar pro Barrel erreichte, stellten einige Offshore-Bohrplattformen in der Region den Betrieb ein. Infolgedessen blieben bis September 2016 weitere 20 Installationen ohne Arbeit. Die Gesamtauslastung sank auf unter 40 % und erst im Juni 2017 erreichte der Auslastungsgrad wieder 40 %.

Hilft die Stilllegung alter Plattformen?

Auf globaler Ebene hat sich eine Situation entwickelt, in der Russland die Offshore-Plattformen auf dem ölproduzierenden Schelf, hauptsächlich in seinem arktischen Teil, ausgegangen sind. In den westlichen Ländern und in den USA hingegen ist die Nachfrage nach ihnen zurückgegangen, und ein Teil dieser Kapazitäten wurde vom Markt nicht beansprucht. Heutzutage können in Russland aufgrund der US-Sanktionspolitik keine Plattformen im Leerlauf verwendet werden, und es gibt nichts, womit sie geladen werden könnten. Infolgedessen entstehen den Eigentümern von Offshore-Plattformen erhebliche Verluste, da die Kosten für die tägliche Miete einer Offshore-Plattform 100.000 $ erreichen.

Hoffnungen auf eine Normalisierung der Lage sind in der aktuellen Situation vor allem mit der Stilllegung bestehender Offshore-Anlagen verbunden. Die Betreiber werden ermutigt, einen solchen Schritt zu tun Durchschnittsalter Halbtaucherflotte, die die von Bohrschiffen für Tiefseeoperationen deutlich übertrifft. Doch obwohl die skizzierten groben Pläne noch lange nicht verwirklicht sind, allgemeine Stellung weckt bei den Betreibern wenig Optimismus.

Unsere Referenz
Oberflächenplattformen
Um Öl unter der Wassersäule zu fördern, werden Bohrplattformen eingesetzt, die auf schwimmenden Strukturen platziert werden. Als Schwimmanlagen dienen Pontons, selbstfahrende Lastkähne. Offshore-Bohrplattformen haben bestimmte Konstruktionsmerkmale, damit sie auf dem Wasser schwimmen können. Je nach Tiefe des Öl- oder Gasfeldes kommen unterschiedliche Bohranlagen zum Einsatz.
schwimmende Plattform
Schwimmende Plattformen werden in einer Tiefe von 2 bis 150 m installiert und können unter verschiedenen Bedingungen eingesetzt werden. Eine schwimmende Bohrplattform ist eine vorteilhafte Struktur, da sie selbst bei geringer Größe ein großes Öl- oder Gasvolumen auspumpen kann, wodurch Transportkosten eingespart werden können. Eine solche Plattform verbringt mehrere Tage auf See und kehrt dann zur Basis zurück, um die Tanks zu leeren.
Stationäre Plattform
Eine stationäre Offshore-Bohrplattform ist eine Struktur, die aus einer oberen Struktur und einer tragenden Basis besteht. Es ist im Boden befestigt. Design-Merkmale Solche Systeme sind unterschiedlich, daher gibt es mehrere Arten von stationären Installationen.

Schwerkraft - Die Stabilität dieser Strukturen wird durch das Eigengewicht der Struktur und das Gewicht des erhaltenen Ballasts gewährleistet.

Pfahl - Gewinnen Sie Stabilität durch in den Boden gerammte Pfähle.

Mast - Die Stabilität dieser Strukturen wird durch Streben oder den erforderlichen Auftrieb gewährleistet.

Abhängig von der Tiefe, in der die Öl- und Gasförderung durchgeführt wird, werden alle stationären Plattformen in Tiefwasser- und Flachwasserplattformen unterteilt.
Kletterplattform
Jack-up-Bohrplattformen ähneln Bohrschiffen, aber erstere sind moderner und fortschrittlicher. Sie erheben sich auf Masten, die auf dem Boden ruhen. Strukturell bestehen solche Anlagen aus 3–5 Stützen, die für Bohrarbeiten auf den Boden abgesenkt werden. Solche Strukturen können verankert werden. Die selbsthebende schwimmende Plattform kann in Tiefen von bis zu 150 Metern betrieben werden. Diese Installationen erheben sich dank Säulen, die auf dem Boden ruhen, über die Meeresoberfläche.
Halbtaucher-Installation
Die Halbtaucher-Ölbohrplattform ist eine der beliebtesten Offshore-Bohrinseln, da sie in einer Tiefe von über 1.500 Metern betrieben werden kann. Schwimmende Strukturen können in beträchtliche Tiefen tauchen. Ergänzt wird die Installation durch vertikale und geneigte Streben und Stützen, die die Stabilität der gesamten Konstruktion gewährleisten. Oberkörper solcher Systeme sind Wohnräume, die mit modernster Technik ausgestattet sind und über die nötigen Vorräte verfügen.

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Einführung

Geologen erforschen sowohl Land als auch Meere und Ozeane.

Erdgasfelder gibt es nicht nur an Land. Es gibt Offshore-Vorkommen - Öl und Gas werden manchmal in den vom Wasser verborgenen Tiefen gefunden.

Fast 70 Prozent der Erdoberfläche stehen unter Wasser; Kein Wunder, dass Explorationsunternehmen ihre Aufmerksamkeit auf Grundgestein und Sedimente unter dem Ozean als Mineralquelle richten. Dieser sogenannte „Offshore-Bergbau“ ist nichts Neues. Die ersten Offshore-Explorationsarbeiten wurden in den 1960er und 1970er Jahren durchgeführt. Wenn der größte Teil der Erdoberfläche mit Wasser bedeckt ist, warum ist dann die Methode Offshore-Produktion wächst so langsam? Dafür gibt es zwei Erklärungen: politische und technologische Beschränkungen. Vor der UN-Seerechtskonferenz gab es keine Einigung darüber, wie viel des Meeresschelfs dem Land gehört und wo internationale Gewässer beginnen. Jetzt, da die Eigentumsfragen geklärt sind, die Technologie fortgeschritten ist und die Rohstoffpreise in die Höhe geschossen sind, wird das Problem der Offshore-Exploration immer akuter.

In unserer Zeit ist die Frage der Verbesserung von Offshore-Bohrinseln, wie die Ölförderung in den Gewässern produktiver und sicherer gemacht werden kann, ziemlich akut.

Geschichte der Offshore-Ölförderung

Der Beginn der Offshore-Ölförderung geht auf die 20er Jahre des 19. Jahrhunderts zurück, als im Stadtgebiet. Baku, 20-30 m vom Ufer entfernt, bauten sie vom Wasser isolierte Brunnen, aus denen sie schöpften Offshore-Öl aus flachen Horizonten. Üblicherweise wurde ein solcher Brunnen mehrere Jahre betrieben. 1891 wurde an der kalifornischen Küste des Pazifischen Ozeans ein geneigter Brunnen gebohrt, dessen Boden bis zu einer Entfernung von 250 m von der Küste abwich und zum ersten Mal produktive Flöze einer Offshore-Lagerstätte öffnete. Seitdem ist der kalifornische Schelf zum Hauptziel für die Prospektion, Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen unter dem Boden des Pazifischen Ozeans geworden.

Das erste Offshore-Ölfeld der Welt entstand 1924 in der Nähe der Stadt Baku, wo man begann, von Holzinseln aus Brunnen im Meer zu bohren, die später mit im Meeresboden zementierten Stahlpfählen befestigt wurden. In den frühen 1930er Jahren wurde im CCCP mit der Schaffung von Gründen für Bohrungen zum Zwecke der Erschließung von Offshore-Ölfeldern begonnen. 20. Jahrhundert.

In den späten 1940er und frühen 1950er Jahren war die Trestle-Methode der Ölförderung im Kaspischen Meer weit verbreitet. Ähnliche Offshore-Ölfelder mit einer Meerestiefe von 15-20 Metern wurden auch im Golf von Mexiko und in Venezuela gebaut. Bau von schwimmenden technische Mittel für die Erschließung von Offshore-Ölfeldern begann vor allem in den 50er Jahren des 20. Jahrhunderts mit der Schaffung von Bohrplattformen.

Die systematische Suche nach Ölvorkommen in den Gewässern der Meere und Ozeane begann 1954. 1965 führten nur 5 Länder der Welt Offshore-Ölförderung durch, 1968 - 21 Länder, 1973 mehr als 30 Länder, 1984 mehr als 40 Staaten fördern Gas- und Ölozeane und über 140 suchen in den Regalen danach.

Geographie der Lagerstätten

Werke für Öl und Gas bedecken weite Teile der Ozeane. In der Sedimentschicht des Bodens wurden etwa 1000 Ablagerungen entdeckt.

Die wichtigsten Öl- und Gasreserven befinden sich auf dem Festlandsockel, in einigen Gebieten des Weltozeans gelten auch der Kontinentalhang und der Meeresboden als öl- und gasführend. Öl- und Gasfelder wurden in den Regalen von 60 Ländern entdeckt. Mehr als 500 Vorkommen werden vor der US-Küste erschlossen, etwa 100 – in der Nordsee, mehr als 40 – im Persischen Golf. Öl wurde entdeckt und wird in den Regalen Nord- und Südamerikas, Europas, Südostasiens, Afrikas, Australiens, Neuseelands und einer Reihe anderer Wassergebiete gefördert. Im CCCP ist das traditionelle Ölfördergebiet das Kaspische Meer.

Im Atlantik und seinen Meeren offen große Menge Offshore-Öl- und Gasfelder, die intensiv erschlossen werden. Zu den reichsten Offshore-Öl- und Gasregionen der Welt gehören der Golf von Mexiko, die Maracaibo-Lagune, die Nordsee und der Golf von Guinea, die intensiv erschlossen werden. Im Westatlantik wurden drei große Öl- und Gasprovinzen identifiziert:

1) von der Denis Strait bis zum Breitengrad von New York (Industriereservate in der Nähe von Labrador und südlich von Neufundland);

2) vor der Küste Brasiliens von Kap Kalkanyar bis Rio de Janeiro (mehr als 25 Felder wurden entdeckt);

3) in den Küstengewässern Argentiniens vom Golf von San Jorge bis zur Magellanstraße. Schätzungen zufolge machen vielversprechende öl- und gasführende Gebiete etwa 1/4 des Ozeans aus, und die gesamten potenziell förderbaren Öl- und Gasressourcen werden auf mehr als 80 Milliarden Tonnen geschätzt.

Auf dem relativ entwickelten Schelf der Provinz werden riesige Öl- und Gasbecken der nördlichen, irischen, baltischen und mediterranen See ausgebeutet. In den an das Meer angrenzenden Gebieten wurden große Vorkommen an Kohlenwasserstoffrohstoffen erkundet. Eine Reihe von Vorkommen sind von globaler Bedeutung

Die Eingeweide des Pazifischen Ozeans sind reich an Öl und Erdgas, aber nur ein kleiner Teil davon wurde untersucht und entwickelt. Die Reserven potenzieller Öl- und Gasressourcen werden auf 90–120 Milliarden Tonnen (30–40 % der Reserven des Weltozeans) geschätzt. Mehr als 3 Milliarden Tonnen wurden in die Kategorie der erkundeten und förderbaren Reserven überführt, und 7,6 Milliarden Tonnen wurden als vielversprechend und prognostiziert eingestuft.Unterwasserentwicklungen werden hauptsächlich in Tiefen von bis zu 100 m und in einer Entfernung von 90-100 durchgeführt km von der Küste entfernt. Die wichtigsten Offshore-Öl- und Gasfördergebiete sind: der südliche Teil des kalifornischen Schelfs und die Gewässer der Cook Bay (USA), die Bass Strait (Australien), die Küstengewässer des malaiischen Archipels, Brunei und Indonesien, die Bohaiwan Bay ( VR China), die Gewässer der Bucht von Guayaquil (Ecuador) und die Schelfzone von Peru. Auf dem Schelf von Sachalin, im Südchinesischen Meer und in der Magellanstraße werden umfangreiche Prospektions- und Explorationsarbeiten durchgeführt. Öl und Gas werden in den Regalen der Provinzen gefördert, viele der Vorkommen der Küstenzone (sind von Weltbedeutung.) Die intensivste Entwicklung der Meeresindustrie fand in Indonesien, Malaysia und Singapur statt. Indonesien ist der größte Produzent der Region von Öl und Ölprodukten (Gesamtreserven, einschließlich des Schelfs, betragen etwa 8 Milliarden Tonnen) und Zinnerz. Kontinentale Offshore-Öl- und Gasfelder konzentrieren sich vor der Küste der Inseln Java und Madura, im nördlichen Teil der Weststraße und in der Nähe der Westküste Ostküste Inseln Kalimantans.

Die Öl- und Gasförderung nimmt im Bundesstaat Sarawak (Miri), auf dem Schelf des nordwestlichen Teils der Insel Kalimantan und vor der malaiischen Halbinsel, zu

Die Eingeweide der nordöstlichen Küstenregionen und des Festlandsockels der Provinz sind ebenfalls reich an Kohlenwasserstoffen (Alaska, das Gebiet von Los Angeles und die Küstengewässer Kaliforniens).

In den Küstenstaaten Mexikos werden Ölfelder (Chiapos) ausgebeutet, an der Küste Kolumbiens wurden Ölreserven erkundet und in Ecuador werden Öl- und Gasfelder recht erfolgreich erschlossen. In den Ländern der Ostprovinz an der Pazifikküste sind Vorkommen jedoch seltener als im Landesinneren und an der Atlantikküste.

Technologien der Offshore-Erdölförderung. Rig-Typen

Das allgemeine System für die Öl- und Gasförderung in Offshore-Öl- und Gasfeldern umfasst normalerweise die folgenden Elemente:

eine oder mehrere Plattformen, von denen aus Förderbohrungen gebohrt werden,

· Rohrleitungen, die die Plattform mit dem Ufer verbinden;

Onshore-Anlagen zur Verarbeitung und Lagerung von Öl,

Ladevorrichtungen

Eine Bohrinsel ist ein komplexes technisches Gebilde, das für die Offshore-Öl- und Gasförderung ausgelegt ist.

Küstenablagerungen setzen sich oft auf dem unter Wasser liegenden Teil des Festlandes fort, der als Schelf bezeichnet wird. Seine Grenzen sind die Küste und die sogenannte Kante - ein klar definierter Felsvorsprung, hinter dem die Tiefe schnell zunimmt. Normalerweise beträgt die Meerestiefe über dem Kamm 100 bis 200 Meter, aber manchmal reicht sie bis zu 500 Meter und sogar bis zu eineinhalb Kilometer, beispielsweise im südlichen Teil des Meeres von \u200b\ u200bOchotsk oder vor der Küste Neuseelands. Je nach Tiefe kommen unterschiedliche Technologien zum Einsatz. Im seichten Wasser werden meist befestigte „Inseln“ gebaut, von denen aus gebohrt wird. So wird seit langem Öl aus den kaspischen Feldern in der Region Baku gewonnen. Der Einsatz dieser Methode, insbesondere in kalten Gewässern, ist oft mit der Gefahr von Schäden an erdölproduzierenden „Inseln“ verbunden. schwimmendes Eis. Beispielsweise zerstörte 1953 eine große Eismasse, die sich von der Küste löste, etwa die Hälfte der Ölquellen im Kaspischen Meer. Eine weniger verbreitete Technologie ist, wenn das gewünschte Gebiet mit Dämmen eingefasst wird und Wasser aus der entstandenen Grube gepumpt wird. In einer Meerestiefe von bis zu 30 Metern wurden zuvor Beton- und Metallüberführungen gebaut, auf denen Geräte platziert wurden. Die Überführung war mit dem Land verbunden oder war eine künstliche Insel. In der Folge hat diese Technologie ihre Relevanz verloren.

Befindet sich das Feld in der Nähe von Land, ist es sinnvoll, einen Schrägbrunnen vom Ufer aus zu bohren. Eine der interessantesten modernen Entwicklungen ist die Fernsteuerung des Horizontalbohrens. Spezialisten kontrollieren die Passage des Brunnens vom Ufer aus. Die Genauigkeit des Verfahrens ist so hoch, dass Sie aus mehreren Kilometern Entfernung zum gewünschten Punkt gelangen. Im Februar 2008 stellte die Exxon Mobil Corporation im Rahmen des Sachalin-1-Projekts einen Weltrekord für das Bohren solcher Bohrlöcher auf. Die Länge des Bohrlochs betrug hier 11.680 Meter. Die Bohrungen wurden zunächst in vertikaler und dann in horizontaler Richtung unter dem Meeresboden im Chayvo-Feld, 8-11 Kilometer von der Küste entfernt, durchgeführt. Je tiefer das Wasser, desto ausgefeiltere Technologien kommen zum Einsatz. In Tiefen bis zu 40 Metern werden stationäre Plattformen gebaut (Abb. 4), aber wenn die Tiefe 80 Meter erreicht, werden schwimmende Bohrgeräte (Abb. 4) mit Stützen verwendet. Bis zu 150-200 Meter operieren Halbtauchplattformen (Abb. 4.5), die mit Ankern oder an Ort und Stelle gehalten werden Komplexes System dynamische Stabilisierung. Und Bohrschiffe werden in viel größeren Meerestiefen gebohrt. Die meisten "Rekordbohrungen" wurden im Golf von Mexiko durchgeführt - mehr als 15 Bohrungen wurden in einer Tiefe von mehr als anderthalb Kilometern gebohrt. Der absolute Rekord für Tiefseebohrungen wurde 2004 aufgestellt, als das Bohrschiff Discoverer Deel Seas von Transocean und ChevronTexaco mit dem Bohren eines Bohrlochs im Golf von Mexiko (Alaminos Canyon Block 951) in einer Meerestiefe von 3.053 Metern begann.

In den Nordmeeren, die durch schwierige Bedingungen gekennzeichnet sind, werden häufig stationäre Plattformen gebaut, die aufgrund der enormen Masse der Basis am Boden gehalten werden. Aus der Basis erheben sich hohle „Säulen“, in denen das geförderte Öl oder Geräte gelagert werden können. Zuerst wird das Bauwerk an seinen Bestimmungsort geschleppt, geflutet und dann direkt ins Meer der obere Teil überbaut. Die Anlage, auf der solche Bauwerke errichtet werden, ist flächenmäßig vergleichbar mit einer Kleinstadt. Bohrgeräte auf großen modernen Plattformen können bewegt werden, um so viele Bohrlöcher wie nötig zu bohren. Die Aufgabe der Konstrukteure solcher Plattformen besteht darin, auf minimaler Fläche ein Maximum an Hightech-Ausrüstung zu installieren, was diese Aufgabe dem Entwurf eines Raumschiffs ähnelt. Um mit Frost, Eis und hohen Wellen fertig zu werden, können Bohrgeräte direkt auf dem Boden installiert werden. Die Entwicklung dieser Technologien ist für Länder mit einem riesigen Festlandsockel äußerst wichtig.

Wissenswertes Die norwegische Plattform „Troll-A“, ein heller „Vertreter“ aus der Familie der großen Nordplattformen, erreicht eine Höhe von 472 m und ein Gewicht von 656.000 Tonnen (Bild 6).

Die Amerikaner betrachten das Jahr 1896 als Startdatum des Offshore-Ölfeldes, und sein Pionier ist der Ölmann Williams aus Kalifornien, der von dem von ihm gebauten Damm aus Brunnen bohrte.

1949, 42 km von der Absheron-Halbinsel entfernt, wurde auf den Überführungen, die zur Gewinnung von Öl aus dem Grund des Kaspischen Meeres gebaut wurden, ein ganzes Dorf namens Oil Rocks gebaut. Mitarbeiter des Unternehmens lebten wochenlang darin. Der Oil Rocks Trestle ist in einem der James-Bond-Filme zu sehen – „Die Welt ist nicht genug.“ Die Notwendigkeit, die Unterwasserausrüstung von Bohrplattformen zu warten, hat die Entwicklung von Tiefseetauchausrüstung maßgeblich beeinflusst. Um den Brunnen im Notfall schnell zu schließen – zum Beispiel, wenn ein Sturm das Bohrschiff daran hindert, an Ort und Stelle zu bleiben – wird eine Art Stopfen namens „Preventer“ verwendet. Die Länge solcher Verhinderer beträgt 18 m und das Gewicht 150 Tonnen. Der Beginn der aktiven Entwicklung des Offshore-Schelfs wurde durch die globale Ölkrise erleichtert, die in den 70er Jahren des letzten Jahrhunderts ausbrach.

Nach Bekanntgabe des Embargos durch die OPEC-Staaten bestand ein dringender Bedarf an alternativen Bezugsquellen für Öl. Die Entwicklung des Schelfs wurde auch durch die Entwicklung von Technologien erleichtert, die zu diesem Zeitpunkt ein solches Niveau erreicht hatten, das Bohrungen in erheblichen Meerestiefen ermöglichen würde.

Das 1959 vor der holländischen Küste entdeckte Gasfeld Groningen wurde nicht nur Startpunkt bei der Entwicklung des Nordseeschelfs, sondern gab dem Neuen auch den Namen wirtschaftlicher Begriff. Ökonomen nannten den Groningen-Effekt (oder die Holländische Krankheit) eine erhebliche Aufwertung der Landeswährung, die als Folge eines Anstiegs der Gasexporte auftrat und sich negativ auf andere Export-Import-Industrien auswirkte.

Betrachten wir die Technologien zum Bohren von Brunnen in Wassergebieten und die Arten von Bohrgeräten genauer.

Es gibt folgende Methoden zum Bohren von Brunnen in Wassergebieten (Abb. 8):

1. von festen Offshore-Plattformen;

2. stationäre Schwerkraft-Offshore-Plattformen;

3. Hubbohrinseln;

4. Halbtaucher-Bohrinseln;

5. Bohrschiffe.

Eine feste Offshore-Plattform ist eine Bohrbasis, die auf dem Grund des Wassergebiets ruht und sich über den Meeresspiegel erhebt. Da die MSP am Ende des Bohrbetriebes am Bauort verbleibt, sieht das Offshore-Bohrlochbohrschema im Gegensatz zum Onshore-Bohrlochbauschema das Vorhandensein einer Steigleitung vor, die das Bohrloch vom Wasser isoliert Säule und verbindet den Unterwasserbohrkopf mit der Bohrstelle der stationären Offshore-Plattform. Bohrlochkopfausrüstung (Preventoren, Rohrstrangköpfe, eine Vorrichtung zum Ablassen von Spülflüssigkeit aus dem Bohrloch zu den Reinigungssystemen) ist ebenfalls auf dem MSP montiert.

Vier oder fünf Schlepper sind erforderlich, um die Plattform zur Bohrstelle zu schleppen. Üblicherweise nehmen auch andere Hilfsschiffe (Hafenschlepper, Begleitschiffe etc.) am Schleppen des MRP teil. Bei gutem Wetter beträgt die durchschnittliche Schleppgeschwindigkeit 1,5 - 2,0 kt/h.

Die feste Offshore-Plattform Gravity ist eine Bohrbasis aus Stahlbeton und Stahl. Es wird in Tiefwasserbuchten gebaut und dann mit Schleppern zum Bohrpunkt der Produktions- und Explorationsbohrungen geliefert. Das GMSP ist nicht nur für das Bohren von Brunnen, sondern auch für die Gewinnung und Lagerung von Schwarzgold bestimmt, bevor es mit Tankschiffen zum Verarbeitungsort verschifft wird. Die Plattform hat ein großes Gewicht, sodass keine zusätzlichen Vorrichtungen zum Halten an der Bohrstelle erforderlich sind.

Nach der Erschließung des Feldes werden alle Bohrlöcher eingemottet, die Einheit von den Bohrköpfen getrennt, vom Meeresboden getrennt und an einen neuen Punkt innerhalb des vorgegebenen Gebiets oder in eine andere Bohr- und Öl- und Gasförderregion transportiert. Dies ist der Vorteil des HMSP gegenüber dem MSP, das nach der Entwicklung des Feldes für immer im Meer bleibt.

Die schwimmende Jackup-Bohranlage verfügt über einen ausreichenden Auftriebsspielraum, was für den Transport zum Bohrplatz zusammen mit Bohrausrüstung, Werkzeugen und dem erforderlichen Vorrat von großer Bedeutung ist Lieferungen. An der Bohrstelle wird die Hubinsel mit Hilfe spezieller Hebemechanismen und Stützen auf dem Meeresboden installiert. Der Körper der Installation wird über dem Meeresspiegel auf eine Höhe angehoben, die für Meereswellen unzugänglich ist. In Bezug auf die Methode zur Installation von Preventer-Geräten und die Methode zur Verbindung der Bohrstelle mit dem Unterwasser-Bohrlochkopf ähnelt die Hubinsel der MSP. Um die Zuverlässigkeit des Bohrlochbetriebs zu gewährleisten, werden Verrohrungsstränge unter dem Rotortisch aufgehängt. Nach Abschluss der Bohrungen und nach Erschließung des Explorationsbohrlochs werden Liquidationsbrücken installiert und alle Verrohrungsstränge unterhalb des Meeresspiegels geschnitten.

Eine halbtauchende schwimmende Bohranlage besteht aus einem Rumpf, der die eigentliche Bohrplattform mit Ausrüstung und Pontons enthält, die durch stabilisierende Säulen mit der Plattform verbunden sind. In der Arbeitsposition an der Bohrstelle werden die Pontons mit der geschätzten Menge Meerwasser gefüllt und bis zur geschätzten Tiefe unter Wasser getaucht; in diesem Fall wird die Wirkung von Wellen auf die Plattform reduziert. Da der SSDR einem Rollen ausgesetzt ist, ist es unmöglich, ihn mit einem Steigrohr (Riser) starr mit dem Unterwasser-Bohrlochkopf zu verbinden. Um die Zerstörung des Ligament of the Mouth - SSBU zu verhindern, ist die Steigsäule daher mit einer Teleskopverbindung mit einer Dichtungsanordnung und luftdichten Drehgelenken des FOC versehen. mit einer schwimmenden Einrichtung und Unterwasser-Bohrlochkopf-Ausblasausrüstung Die Dichtheit der beweglichen Elemente des Steigstrangs muss die Isolierung des Bohrlochs vom Meerwasser und die Betriebssicherheit unter akzeptablen Betriebsbedingungen gewährleisten.

Der MFDR wird mit Schleppern an die Bohrstelle geliefert und dort während der gesamten Bohr- und Bohrlochtestzeit durch ein Ankersystem gehalten. Nach Abschluss des Baus wird das SSDR von der Bohrstelle entfernt und an einem neuen Ort destilliert

Beim Bau von tiefen Offshore-Öl- und Gasbohrungen wird ein Bohrschiff eingesetzt, auf dem alle Bohr- u Zusatzausrüstung und die notwendige Versorgung mit Verbrauchsmaterial gefunden wird Pa die Bohrstelle der BS mit eigener Energie versorgt wird; Seine Geschwindigkeit erreicht 13 Knoten / h (24 km / h). Über dem Bohrpunkt wird das Schiff von einem dynamischen Positionierungssystem gehalten, das fünf Schubdüsen und zwei Leitspindeln umfasst, die ständig in Betrieb sind.

Die BOP-Unterwasserausrüstung wird auf dem Meeresboden installiert, nachdem der BS am Bohrpunkt platziert wurde. Er wird über eine Steigleitung mit einem Umlenker, zwei Drehgelenken und einem Teleskopgelenk mit dem Bohrlochkopf verbunden, um vertikale und horizontale Bewegungen des Bohrschiffs während des Bohrens auszugleichen der Brunnenbauprozess.

Der Hauptfaktor, der die Wahl des Typs der schwimmenden Bohrausrüstung beeinflusst, ist die Meerestiefe an der Bohrstelle. Bis 1970 wurden Jack-up-Bohrgeräte zum Bohren von Brunnen in Tiefen von 15 bis 75 m verwendet, derzeit bis zu 120 m und mehr, -300 m und mehr.

Bohrschiffe werden aufgrund ihrer höheren Manövrierfähigkeit und Bewegungsgeschwindigkeit sowie ihrer größeren Autonomie im Vergleich zu SSDR beim Bohren von Prospektions- und Explorationsbohrungen eingesetzt abgelegenen Gebieten bei Wassertiefen bis 1500 m und mehr. Die großen Vorräte an Verbrauchsmaterialien, die auf den Schiffen verfügbar sind und für einen 100-tägigen Betrieb der Einheit ausgelegt sind, stellen ein erfolgreiches Bohren von Brunnen sicher, und die hohe Geschwindigkeit der Schiffsbewegung gewährleistet ihre schnelle Verlegung von einem gebohrten Bohrloch zu einem neuen Punkt. Im Gegensatz zum MODU für den BS gibt es je nach Seegang große Einschränkungen im Betrieb. So ist beim Bohren das Heben von Bohrschiffen bis zu 3,6 m und für das MODU - bis zu 5 m. 20-30% der Wellenhöhe zulässig. So erfolgt das Bohren von Brunnen mit MFDR bei deutlich höherem Seegang als beim Bohren mit BS. Zu den Nachteilen eines schwimmenden Halbtaucherbohrgeräts gehört eine geringe Bewegungsgeschwindigkeit von einem gebohrten Bohrloch zu einem neuen Punkt.Eine neue Richtung in der Unterwasserölförderung ist die Schaffung von Unterwasserförderkomplexen (Abb. 9), die normale atmosphärische Bedingungen bieten für die Arbeit der Operatoren. Ausrüstung und Materialien (Zement, Ton, Rohre, Zuschlagstoffe usw.) werden mit Versorgungsschiffen zu den Bohrplattformen geliefert. Auf ihnen sind auch Dekompressionskammern installiert und notwendige Ausrüstung zum Tauchen und eine Reihe von Hilfsarbeiten. Das geförderte Öl wird über Offshore-Pipelines, die mit Hilfe spezialisierter Verlegeschiffe auf hoher See verlegt werden, an Land transportiert. Neben Pipelines kommen Systeme mit Offshore-Liegeplätzen zum Einsatz. Das Öl wird durch eine Unterwasserleitung zum Liegeplatz und dann durch flexible Schläuche oder Steigleitungen zu den Tankschiffen geliefert.

Bohren nach Öl und Gas unter arktischen Bedingungen

Das Bohren nach Öl und Gas unter arktischen Bedingungen hat seine eigenen Eigenschaften und hängt von den Eisbedingungen und der Meerestiefe ab.

Unter diesen Bedingungen gibt es drei Möglichkeiten zum Bohren: von einem schwimmenden Schiff aus; Co-Eis; c eine am Boden montierte Plattform oder ein Schiff, das der Einwirkung von Eis standhalten kann. In Kanada wurden große Erfahrungen beim Bohren aus Eis gesammelt, wo sie in einer Tiefe von bis zu 300 m bohren.In Ermangelung einer dicken Eisbasis und erheblicher Tiefen werden massive schwimmende Caisson-Strukturen verwendet, die mit funktionsfähigen Triebwerken ausgestattet sind ohne einen Mann des Jahres und widerstehen der Einwirkung von sich bewegendem Eis, Wellen, Wind und Strömungen. Hilfsschiffe werden verwendet, um große Eisschollen zu brechen und Eisberge zu entfernen. Bei großen Eisbergen, deren Entfernung schwierig ist, wird die Caisson-Betriebsstruktur vom Boden getrennt und mit Hilfe von Triebwerken beiseite gelegt.

Hauptgebiete der Erdölförderung

Schon jetzt werden etwa 20 % des Öls aus dem Grund der Meere und Ozeane gewonnen. Einigen Schätzungen zufolge befindet sich die Hälfte der Ölreserven der Erde vor der Küste und in tieferen Gewässern.

Im Golf von Mexiko wurden Ölspuren in einer Tiefe von mehr als 3000 m gefunden.Die Hauptgebiete der Offshore-Ölförderung sind der Golf von Venezuela, die Schelfe des Golfs von Mexiko und der Staat Kalifornien, der Persische Golf, einige Gebiete des Golfs von Guinea (vor Westafrika), die Nordsee, Untiefen vor der Küste von Alaska, Peru, Ecuador sowie das Kaspische Meer, die Gewässer des Sees. Maracaibo und Cook Bay.

Offshore-Ölförderung in Russland

Die Erforschung und Ausbeutung mariner Unterwasserressourcen ist mehr als zwei Jahrhunderte alt. Wissenschaftler und Ölmänner achten seit langem auf die zahlreichen Öl- und Gasquellen vom Meeresgrund in den Küstengewässern einiger Inseln der Archipele Apsheron und Baku, insbesondere in der Bucht von Baku.

1781 - 1782. Ein Geschwader russischer Schiffe, die mit der Erforschung des Kaspischen Meeres beschäftigt waren, besuchte das Gebiet von ungefähr. Wohn. Das Team bemerkte einen Film auf der Meeresoberfläche, der im Logbuch eines der Schiffe aufgezeichnet wurde. Der russische Akademiker G.V. Abich (Abb. 12). Er studierte die Inseln des Kaspischen Meeres und machte auf die Abflüsse von Öl und Gas vom Meeresboden in der Nähe einiger Inseln aufmerksam. In seiner Arbeit über Schlammvulkane wies er insbesondere auf das Vorhandensein von Öl und Gas in den Eingeweiden unter dem Grund des Kaspischen Meeres im Bereich der Ölfelsen in der Bibi-Heybat-Bucht hin.

Zu Beginn des 19. Jahrhunderts Der in Baku lebende Gadzhi Kasumbek Mansurbekov beschloss, mit der Ölförderung vom Meeresboden in der Bucht von Bibi-Heybat zu beginnen. Zu diesem Zweck baute er 1803 zwei Brunnen, gesäumt von hölzernen Blockhütten, 18 und 30 Meter vom Ufer entfernt. Diese Quellen, die eine beträchtliche Menge Öl förderten, waren bis 1825 in Betrieb, als sie durch einen Sturm zerstört wurden.

Danach entstand Ende 1873 - Anfang 1874 wieder Interesse an der Offshore-Ölförderung. Eine Gruppe, bestehend aus dem Ölmann Robert Nobel, dem Skipper Robert Miller, dem in Libava ansässigen B. de Boer und dem Flottenleutnant Konstantin Iretsky, wandte sich an die Bergbauabteilung. Sie beantragten die Zuteilung von 10 Morgen Meeresboden in der Bibi-Heybat-Bucht für die Organisation der Ölförderung. Diese Petition stieß auf heftigen Widerstand der Ölbesitzer Zubalov und Dzhakeli, Eigentümer von Ölfelder am Ufer dieser Bucht. Sie protestierten beim Gouverneur von Baku und begründeten ihre Einwände damit, dass die Türme ihre Schiffe daran hindern würden, die notwendigen Materialien für Bohrungen und Produktion zu den am Ufer der Bucht gebauten Liegeplätzen zu liefern. Erst 1877 lehnte die Bergbaudirektion einen Antrag auf Bereitstellung von Grundstücken am Meer ab.

Die nächsten Petenten waren V.K. Zglenitsky, N.I. Lebedew und I.S. Zakovenko, der 1896, 1898, 1900 und 1905 bei verschiedenen Behörden die Genehmigung für Offshore-Bohrungen beantragte. 1896 wurde der Bergbauingenieur V.K. Zglenitsky reichte bei der staatlichen Vermögensverwaltung des Gouvernements Baku und der Region Dagestan eine Begnadigung ein, in der er darum bat, einen Teil des Meeresbodens für die Exploration und Produktion von Öl zu erhalten. Das Ministerium für Staatseigentum lehnte dies mit der Begründung ab, dass das Meer und der Meeresboden nicht unter seine Gerichtsbarkeit fallen.

Das nächste Mal wurde die Petition beim Minister für Landwirtschaft und Staatseigentum eingereicht und unbeantwortet gelassen. Erst nach einem zweiten Einspruch reichte das Ministerium für Landwirtschaft und Staatseigentum den Antrag zur Prüfung durch das Bergbauministerium ein, das sich, ohne den Kern des Vorschlags zu verstehen, negativ äußerte. Die Ablehnung wurde damit begründet, dass das auf See geförderte Öl teurer als an Land wäre, die Organisation der Ölindustrie auf See der Fischerei großen Schaden zufügen würde und das Vorhandensein von Türmen im Meer und möglicherweise offenen Ölbrunnen würde die Navigation stören. Die Abteilung erkannte jedoch die Notwendigkeit an, das Vorhandensein von Ölreservoirs unter dem Meeresboden gründlich zu untersuchen. 1897 wurde die Untersuchung dieses Problems an N.I. Lebedev, der durch seine Forschungen die Öltragfähigkeit der Schichten der Bucht von Baku bestätigte. Infolgedessen trifft das Bergbauministerium die folgende Entscheidung: „In den Teilen des Meeresbodens, in denen geologische Untersuchungen bereits das Vorhandensein von Öl festgestellt haben und in denen das Vorhandensein von Ölfeldern die Fischerei und die Schifffahrt nicht beeinträchtigt, kann die Ölförderung zugelassen werden, aber nicht direkt, sondern nach dem Füllen mit Erde.“

Diese Entscheidung zwang V.K. Zglenitsky, sein Projekt aufzugeben, und beantragte 1900 erneut bei der kaukasischen Bergbauverwaltung, ihm das Recht zu gewähren, Öl in der Bibi-Heybat-Bucht zu fördern. Die Abteilung schickte diese Petition mit ihrer Schlussfolgerung an das Ministerium für Landwirtschaft und Staatseigentum, in der festgestellt wurde, dass das Projekt in Bezug auf Feuer gefährlich sei und die Ölförderung in Offshore-Gebieten nur nach der Schaffung eines künstlichen Territoriums durch Auffüllen des Meeres genehmigt werden könne die zugeteilten Flächen. Projekt V. K. Zglenitsky wurde der technischen Kommission des Ministeriums zur Prüfung vorgelegt. Dem Projekt zufolge war das Bohren von Brunnen von separaten Standorten aus vorgesehen, die auf in den Boden gerammten Holzpfählen errichtet wurden. Um im Falle einer Freisetzung eine Meeresverschmutzung und Ölverluste zu vermeiden, war geplant, auf der Basis einen Tank für 3000 Tonnen zu bauen. Pumpausrüstung. Die technische Kommission lehnte das Projekt ab und sprach sich ebenso wie das Bergbauministerium dafür aus, Offshore-Ölfelder erst zu erschließen, nachdem sie mit Erde verfüllt wurden. Gleichzeitig erkannte sie, dass es möglich ist, 300 Acre (ein Acre ist etwas mehr als 1 ha) für die Verfüllung in der Bibi-Heybat-Bucht bereitzustellen. Nach Erörterung dieser Frage im Ministerkabinett am 30. Juni 1901 beschloss das Bergbauministerium, einen Teil des Wassergebiets der Bibi-Heybat-Bucht zu verfüllen. Gemäß dieser Entscheidung wurden 300 Acres, die für die Verfüllung vorgesehen waren, in Parzellen von jeweils 4 Acres aufgeteilt. Die Ölbesitzer wurden auf die Lieferung dieser Standorte zu einem Preis von 125.000 Rubel aufmerksam gemacht. Ein Exekutivkomitee, bestehend aus Ölbesitzern, wurde geschaffen, um die Verfüllungsarbeiten zu leiten, die Ende 1905 mit der Arbeit begannen, als bereits 50 Parzellen gepachtet waren.

Trotz der Entscheidung des Bergbauministeriums über die Möglichkeit, Offshore-Lagerstätten nur nach Auffüllen der zugewiesenen Gebiete mit Erde zu erschließen, Ende 1905 wurde der Ingenieur N.S. Zakovenko mit einer Petition, um das Bohren von Brunnen mit einer schwimmenden Bohrinsel auf einem Caisson-Ponton zu ermöglichen. Obwohl die Experten diesem Projekt eine hohe Bewertung gaben, wurde es auch von der Bergbaubehörde abgelehnt, was die Ablehnung durch das unfertige Design des Projekts begründete. Das Projekt der Verfüllung der Bucht wurde schließlich aufgegeben. Dem Projekt zufolge wurde ein Abschnitt des Meeres von 300 Hektar zuvor mit einem Steinpfeiler eingezäunt. Um die Verfüllung der Bucht zu verwalten, lud das Exekutivkomitee den Ingenieur P.N. Pototsky, der in Cherson am Bau eines Kanals an der Mündung des Dnjepr arbeitete.

Der im Januar 1910 begonnene Bau des Sperrpfeilers wurde Mitte 1911 abgeschlossen, danach begann die Sormovo-Gesellschaft mit der Verfüllung. Zu diesem Zweck hat das Sormovo Shipbuilding Plant einen speziellen Baggerwagen gebaut, der aus zwei Baggern mit einer Leistung von jeweils 1100 PS besteht. s, zwei Nachfüller, sechs Schlepper, zehn Binnenschiffe mit einer Kapazität von 1100 m3 und zwei Hilfsschiffe. Die Arbeiten dauerten 8,5 Jahre und 193 Acres (oder 211 Hektar) des Meeresbodens wurden bedeckt. 28. April 1920 wurde in Aserbaidschan gegründet Sowjetische Autorität, und am 24. Mai wurden Unternehmen verstaatlicht, die an der Gewinnung und Verarbeitung von Öl beteiligt waren. Von den ersten Tagen der Verstaatlichung an begannen die Ölarbeiter von Baku mit der Wiederherstellung und dem Wiederaufbau der Ölindustrie. In kurzer Zeit wurden auch die Arbeiten zur Verfüllung der Bucht wieder aufgenommen. Die erste Stufe der Verfüllung mit einer Fläche von 27 Hektar wurde innerhalb von zwei Jahren fertiggestellt. Bereits 1922 wurden auf dem dem Meer abgerungenen Gebiet die ersten Erkundungsbohrungen angelegt. Anfang 1923 waren 10 Brunnen im Bohren. Die Arbeit der Ölarbeiter bei der Erschließung von Ölfeldern aus dem künstlich geschaffenen Gebiet war von Erfolg gekrönt. Das erste Bohrloch, das am 18. April 1923 fertiggestellt wurde, gab eine Quelle sauberen Öls.

Die außergewöhnlich guten Ergebnisse, die während der Bohrung und des Betriebs der ersten Bohrungen erzielt wurden, veranlassten uns, das Tempo der Erschließung des verfüllten Ölgebiets zu erhöhen und mit den Arbeiten zur Verfüllung der zweiten Phase gemäß dem entwickelten P.N. Potocki-Projekt.

Die beim Bohren von Brunnen erzielten Ergebnisse und von Geologen durchgeführte Studien haben gezeigt, dass reiche Lagerstätten weit über das verfüllte Gebiet hinaus ins Meer gelangen. Dann kam die Idee auf, von eigens angelegten Inseln im offenen Meer aus Brunnen zu bohren. Im Jahr 1925 schlug ein mächtiger Springbrunnen aus einem Brunnen, der von einem freistehenden Holzsockel in der Bibi-Heybat Bay gebohrt wurde. Bohrloch 61, das von dieser Insel aus gebohrt wurde, ist das erste der Welt, das vor der Küste gebohrt wird. Diese erfolgreiche Erfahrung führte dazu, dass die Arbeiten zur Erschließung der unter dem Meeresboden liegenden Ölvorkommen mit dem Bohren separater Bohrlöcher fortgesetzt wurden.

In den fünf Jahren nach der Inbetriebnahme von Bohrloch 61 wurden 262 Bohrlöcher gebohrt und 6.600.000 Tonnen Öl und eine beträchtliche Menge Gas gefördert. Zuerst wurden künstliche Inseln gebaut, indem Holzpfähle in den Boden getrieben wurden, die auf zwei gepaarten Booten - Kirzhim - montiert waren. Bis zu 300 lange Pfähle waren erforderlich, um einen Brunnen zu gründen. Die Notwendigkeit, Holz aus den nördlichen Regionen des Landes zu importieren, sowie die Saisonabhängigkeit der Lieferung behinderten ernsthaft die Entwicklung von Arbeiten zur Erschließung reicher Ölvorkommen. Der Nachteil war, dass die Pfähle nicht in Meeresgebieten gerammt werden konnten, in denen der Boden aus starken Felsen besteht, mit dem Vorhandensein von Unterwasserfelsen. Erst 1934 haben junge Ingenieure N.S. Timofeev und K. F. Mikhailov hat ein Verfahren zum Bau von Offshore-Einzelfundamenten auf Metallbohrpfählen vorgeschlagen und in die Praxis umgesetzt. Die Erschließung von Offshore-Vorkommen in den Küstengewässern von ca. Artem.

So kann festgestellt werden, dass die Exploration und Erschließung von Offshore-Ölfeldern durch die Methoden der Schaffung künstlicher Gebiete und des Baus einzelner inselartiger Fundamente zum ersten Mal im Meer in der UdSSR in der Bucht von Ilyicha (ehemals Bibi -Eybatskaya).

Bis zum Beginn des Großen Vaterländischer Krieg Es gab eine systematische Arbeit an der Entwicklung der Unterwasserressourcen des Kaspischen Meeres. Die kriegsbedingte Verlegung von Bohrern samt Ausrüstung in den Osten des Landes führte überall zu einer starken Reduzierung der Bohrarbeiten, auch auf See. Mit dem Ende des Krieges und der schrittweisen Rückkehr der Bohrer nach Aserbaidschan wurden die Bohrarbeiten wieder aufgenommen. Auf See werden seit langem Explorations- und Produktionsbohrungen in geringen Tiefen von einzelnen Fundamenten von N.S. Timofeeva, B.A. Raginskiy und andere Ölmänner.

Aufgrund häufiger Stürme verzögerte sich der Bau der Fundamente. Dies hat die Entwicklung von Offshore-Öl- und Gasfeldern stark behindert. Separate Bohrungen an der Küste, die durch Richtungsbohrungen im Meer durchgeführt wurden, trugen wenig zur maximalen Steigerung der Produktion aus dem Kaspischen Meer bei. All dies führte zum Erscheinen des Baus von Blockbasen, deren einzelne Komponenten in einer mechanischen Anlage hergestellt und näher an das geplante Bohrgebiet an die Küste transportiert wurden. Das erste derartige Bohrgerät, das von L.A. Mezhlumova wurde im Bereich von ungefähr installiert. Artem im Jahr 1948. Mit der Schaffung einer neuen, effizienteren stationären Basis gewannen die Offshore-Bohroperationen an Bedeutung. Der Bedarf des Nachkriegslandes an Öl machte die Inbetriebnahme neuer reicher Vorkommen erforderlich. In dieser Hinsicht ist das Problem der Exploration und Förderung von Öl in Offshore-Gebieten akut geworden.

Angesichts der Verfügbarkeit positiver geologischer und Explorationsdaten wurde 1948 beschlossen, im Gebiet Neftyanye Kameny eine Offshore-Explorationsbohrung anzulegen. Der erste industrielle Ölschwall auf Oil Rocks traf am 7. November 1949 ein. Dies war ein Ereignis, das die Entdeckung eines einzigartigen Öl- und Gasfeldes im Kaspischen Meer ankündigte.

Von großer Bedeutung für die beschleunigte Entwicklung von Offshore-Öl- und Gasfeldern war die Einführung von Offshore-Plattformen und Hochleistungsmethoden zu deren Konstruktion, die von B.A. Raginsky, A.O. Asan-Nuri, N.S. Timofeev und andere 1951 begann der Bau von Überführungen auf dem Oil Rocks-Feld. Bis 1964 wurden mehr als 200 km Überführungen und Plattformen in der Nähe von Überführungen im Meer gebaut, Meerestiefen bis zu 40 m wurden erkundet.Auf der Grundlage der groß angelegten Exploration und Erschließung von Offshore-Ölgebieten entstand ein neuer Zweig des Öls und Gasindustrie entstanden - die Erschließung von Offshore-Öl- und Gasfeldern. Basierend auf der Verallgemeinerung und Systematisierung der Erfahrungen mit der Erschließung und Ausbeutung von Offshore-Öl- und Gasvorkommen wurden eine Reihe von Bestimmungen und Grundsätzen für Ausrüstung und Technologie für die Offshore-Öl- und Gasförderung entwickelt. Derzeit beträgt die Länge der Überführungen im Kaspischen Meer mehr als 350 km, es wurden Tiefen bis zu 70 m bewältigt.1980 wurde im Auftrag des Ministeriums für Gasindustrie eine schwimmende Halbtaucher-Bohrinsel (SSD) Kaspmorneft gebaut von Rauma Repola in Finnland und ausgestattet mit einer leistungsstarken Bohrausrüstung, die es ermöglicht, Erkundungsbohrungen mit einer Tiefe von 6000 m bei einer Wassersäule von bis zu 200 m zu bohren.

Während der Entwicklungszeit von 1949 bis 1980 wurden aus den Feldern des Südkaspischen Meers mehr als 260 Millionen Tonnen Öl und mehr als 135 Milliarden Kubikmeter Gas gefördert. In der UdSSR wurde bereits 1978 eine spezielle Abteilung beim Ministerium für Gasindustrie für die Entwicklung von Offshore-Offshore-Feldern eingerichtet. 1990 arbeiteten fast 100.000 Menschen in der Abteilung.

Wachstumstrend in der Öl- und Gasförderung (1928-1965) (Abbildung 13)

Die Offshore-Öl- und Gasförderung, die im Kaspischen Meer begann, hat sich inzwischen auf andere Meere und Ozeane ausgeweitet. Der intensive Verbrauch von Brennstoffen und Energierohstoffen war der Grund dafür, dass bis Anfang der 1980er Jahre. Mehr als 100 der 120 Länder mit Zugang zum Meer haben auf dem Festlandsockel nach Öl und Gas gesucht, und etwa 50 Länder erschließen Offshore-Öl- und Gasfelder. Gemäß der Genfer Konvention von 1958 gehört das an die Küste angrenzende Meeresgebiet bis zu einer Tiefe von 200 m zum Staatsgebiet, und dann beginnt die Freizone. Die größten Offshore-Fördergebiete sind der Golf von Mexiko, Lake. Maracaibo (Venezuela), die Nordsee und der Persische Golf, auf die 75 % der weltweiten Ölförderung und 85 % des Gases entfallen. Derzeit übersteigt die Gesamtzahl der Offshore-Produktionsbohrungen weltweit 100.000, und Öl wird aus Meerestiefen von bis zu 300-600 m gefördert. In Bezug auf Offshore-Bohrungen und Ölförderung aus Offshore-Feldern haben die Vereinigten Staaten, Norwegen und Großbritannien die Nase vorn . In den Vereinigten Staaten wird die Offshore-Exploration von der Regierung subventioniert, und die Höhe der Subventionen beträgt bis zu 80 % Gesamtkosten In 20 Jahren, von 1960 bis 1980, stieg die Ölförderung auf dem Festlandsockel um das Siebenfache - von 110 auf 720 Millionen Tonnen und machte 25 % der gesamten Weltförderung aus. Gegenwärtig macht Öl aus Offshore-Feldern etwa 30 % der gesamten Weltförderung aus, Gas sogar noch mehr. Die Offshore-Ölförderung erfolgt mit tauch- und halbtauchbaren Bohrplattformen. In unserem Land gibt es nur wenige Bohrgeräte, die in westlichen Ländern eingesetzt werden, da sie teuer sind. Darüber hinaus handelt es sich um komplexe Ingenieurbauwerke. Eine der größten Installationen hat eine Höhe von 170 m, wiegt 10 Millionen Tonnen und hat vier Stützen, von denen jede ein neunstöckiges Gebäude mit drei Abschnitten umfassen könnte. Daran arbeitet ein Kran mit einer Tragfähigkeit von 2,5 Tausend Tonnen, der ein fünfstöckiges Gebäude mit 100 Wohnungen heben kann. Bis zu 48 Bohrlöcher können von einer solchen Bohranlage aus gebohrt werden, und die Produktion beträgt bis zu 8 Millionen Tonnen Öl, was der gesamten Jahresproduktion des Kaspischen Meeres entspricht. Die Kosten für eine solche Installation betragen 2 Milliarden Dollar. In Russland werden vier schwimmende Bohrinseln betrieben (Abb. 14), die gleichzeitig in Kanada gekauft wurden. Sie sind in der Barentssee und auf Sachalin installiert. Zur Entwicklung des russischen Festlandsockels wurde ein Konsortium gegründet, dem Japan und die Vereinigten Staaten angehörten.

Offshore-Ölbohrungen

Offshore-Bohrbedingungen

Der Offshore-Bohrprozess wird durch natürliche, technische und technologische Faktoren beeinflusst (Abb. 15). Dazu gehören hydrometeorologische, geomorphologische und bergbaugeologische Verhältnisse.

Hydrometeorologische Bedingungen sind durch Meereswellen, sein Eis und Temperaturbedingungen , Schwankungen des Wasserspiegels (Gezeiten - Ebbe, Wellen - Wellen) und die Geschwindigkeit seines Flusses, Sichtbarkeit (Nebel, niedrige Wolken, Schneestürme, Niederschlag). Für die meisten Meere, die die Küsten Russlands spülen (Japanisch, Ochotsk, Bering, Weiß, Barents, Tatarenstraße), ist die folgende durchschnittliche Häufigkeit von Wellenhöhen typisch,%: bis zu 1,25 m (3 Punkte) - 57; 1,25 - 2,0 m (4 Punkte) - 16; 2,0 - 3,0 m (5 Punkte) - 12,7; 3,0 - 5,0 (6 Punkte) - 10. Die durchschnittliche Häufigkeit von Wellenhöhen bis zu 3,0 m in der Ostsee, im Kaspischen Meer und im Schwarzen Meer beträgt 93%, 3,0 -5,0 m - 5%. Die Küstenzone der arktischen Meere ist fast das ganze Jahr über mit festem, festem Eis bedeckt. Die Navigation ist hier nur 2 - 2,5 Monate im Jahr möglich. In strengen Wintern in geschlossenen Buchten und Buchten der arktischen Meere ist das Bohren von Eis und Festeis möglich. Es ist gefährlich, von Eis aus zu bohren, wenn Eis schmilzt, bricht oder driftet. Gleichzeitig glättet treibendes Eis die Dünung. Dies gilt insbesondere für die Meere von Kara, Laptew, Ostsibirien und Tschuktschen. Hier beträgt die durchschnittliche Häufigkeit von Wellenhöhen bis 3 m 92 %, 3 - 5 m - 6,5 %. Beim Bohren in Wassergebieten sind negative Lufttemperaturen gefährlich, was zu einer Vereisung der Bohrbasis und der Ausrüstung führt und viel Zeit und Arbeit erfordert, um die Antriebsausrüstung nach dem Absetzen einsatzbereit zu machen. Eingeschränkt wird die Bohrzeit auf See auch durch reduzierte Sichtverhältnisse, die in der eisfreien Zeit häufiger nachts und morgens zu beobachten sind. Die Auswirkungen der eingeschränkten Sicht auf Offshore-Bohrungen können durch den Einsatz modernster Radarführungs- und Funkkommunikationstechnologie auf der Bohrinsel und an Land gemildert werden. Bohrfundamente sind der Wirkung von Strömungen im Meer ausgesetzt, die mit Wind, Gezeiten und allgemeiner Wasserzirkulation verbunden sind. Die Strömungsgeschwindigkeit in einigen Meeren erreicht hohe Werte (z. B. im Ochotskischen Meer bis zu 5 m/s). Die Auswirkungen von Strömungen ändern sich zeitlich, in Geschwindigkeit und Richtung, was eine ständige Überwachung der Position des schwimmenden Bohrgeräts (MODU) und sogar eine Neuanordnung seiner Anker erfordert. Arbeiten mit Strömungen über 1 m/s sind nur mit verstärkten Anschlageinrichtungen und deren Verteilung möglich. In der Hochwasserzone ist der Grund eines Großteils des Küstengewässerbereichs freigelegt und die sogenannte Unzugänglichkeitszone nimmt stark zu, in die Bohrschiffe keine Installationen liefern können. Die Höhe der Gezeiten, auch in den Nachbarmeeren und deren Gebieten, ist unterschiedlich. Im Japanischen Meer sind die Gezeiten also praktisch nicht wahrnehmbar, und im nördlichen Teil des Ochotskischen Meeres erreichen sie 9 bis 11 m und bilden bei Ebbe viele Kilometer nackter Bodenstreifen . Die geomorphologischen Bedingungen werden durch die Umrisse und die Struktur der Ufer, die Topographie und den Boden des Bodens, die Entfernung der Bohrpunkte vom Land und die ausgestatteten Häfen usw. bestimmt. Die Regale fast aller Meere sind durch kleine Bodenhänge gekennzeichnet. Isobäder mit einer Markierung von 5 m befinden sich in einer Entfernung von 300 - 1.500 m von der Küste und mit einer Markierung von 200 m - 20 - 60 km. Es gibt jedoch Rinnen, Täler, Vertiefungen, Böschungen. Der Bodengrund ist auch auf kleinen Flächen heterogen.

Sand, Ton, Schluff wechseln sich mit Ansammlungen von Muscheln, Kies, Kieselsteinen, Findlingen und manchmal mit Felsvorsprüngen in Form von Riffen und einzelnen Steinen ab. In der ersten Phase der Entwicklung von Offshore-Lagerstätten fester Mineralien sind das Hauptziel der geologischen Untersuchung Gebiete in Küstengebieten mit Wassertiefen von bis zu 50 m. Dies liegt an den geringeren Kosten für die Exploration und Erschließung von Lagerstätten in geringeren Tiefen und ein ziemlich großer Schelfbereich mit Tiefen von bis zu 50 m. Einzelne Erkundungsbohrungen in Vertiefungen mit einer Tiefe von bis zu 100 m. Die von Geologen erkundete Hauptzone des Schelfs ist ein Streifen mit einer Breite von Hunderten von Metern bis 25 km . Die Entfernung der Bohrlochstandorte von der Küste beim Bohren aus Eisfesteis hängt von der Breite des Festeisstreifens ab und erreicht für die arktischen Meere 5 km. Die Ostsee, die Barentssee, das Ochotskische Meer und die Tatarenstraße haben aufgrund des Mangels an geschlossenen und halbgeschlossenen Buchten keine Bedingungen für einen schnellen Schutz von Booten im Falle eines Sturms. Hier ist es beim Bohren effizienter, autonome RDUs zu verwenden, da es bei Verwendung nicht autonomer Installationen schwierig ist, die Sicherheit des Personals und die Sicherheit der Installation bei Sturmbedingungen zu gewährleisten. Eine große Gefahr stellt die Arbeit an den steilen Steil- und Felsufern dar, die keinen ausreichend breiten Strandbereich haben. Wenn an solchen Orten eine nicht autonome PBU von den Ankern bricht, ist ihr Tod fast unvermeidlich. In den arktischen Schelfgebieten gibt es fast keine ausgestatteten Liegeplätze, Stützpunkte und Häfen, daher muss hier den Fragen der Lebenserhaltung für Bohrinseln und die sie bedienenden Schiffe (Reparatur, Betankung, Schutz während eines Sturms) besondere Bedeutung beigemessen werden. In jeder Hinsicht herrschen die besten Bedingungen in den japanischen und russischen Binnenmeeren. Beim Bohren in Gebieten, die von möglichen Schutzräumen entfernt sind, sollte ein Wettervorhersage-Warndienst gut eingerichtet sein, und das zum Bohren verwendete Wasserfahrzeug sollte über ausreichende Autonomie, Stabilität und Seetüchtigkeit verfügen. Die bergbaulichen und geologischen Bedingungen sind hauptsächlich durch die Mächtigkeit und die physikalischen und mechanischen Eigenschaften des vom Bohrloch durchquerten Gesteins gekennzeichnet. Schelfablagerungen sind normalerweise lose Felsen mit eingeschlossenen Felsbrocken. Die Hauptbestandteile von Bodensedimenten sind Schlicke, Sande, Tone und Kiesel. In unterschiedlichen Anteilen können sich Sand-Kies-Ablagerungen, Lehm, sandiger Lehm, sandiger Schluff usw. bilden. Für das Schelf der fernöstlichen Meere werden Bodensedimentgesteine durch die folgenden Typen repräsentiert,%: Schluff - 8, Sand - 40, Ton - 18, Kiesel - 16, andere - 18. Felsbrocken sind innerhalb von 4 - 6 % im Abschnitt der gebohrten Brunnen und 10 - 12 % der Brunnen von ihrer Gesamtzahl zu finden. Die Dicke der losen Ablagerungen überschreitet selten 50 m und variiert zwischen 2 und 100 m. Die Dicke der Zwischenschichten bestimmter Gesteine variiert von einigen Zentimetern bis zu mehreren zehn Metern, und die Intervalle ihrer Manifestation in der Tiefe folgen keiner Regelmäßigkeit Ausnahme Schluffe, die sich meistens an der Bodenoberfläche befinden und in „ruhigen“ geschlossenen Buchten 45 m erreichen Schluffe in den oberen Schichten sind in flüssigem Zustand, in großen Tiefen sind sie etwas verdichtet: Scherfestigkeit 16 - 98 kPa; Winkel der inneren Reibung 4 -- 26°; Porosität 50 - 83 %; Luftfeuchtigkeit 35 - 90 %. Sande haben eine Kohäsion, die praktisch gleich Null ist, der Winkel der inneren Reibung beträgt 22 - 32 °, die Porosität beträgt 37 - 45%. Die Scherfestigkeit von Tonen beträgt 60-600 kPa; Konsistenzindex 0,18–1,70; Porosität 40 - 55 %; Luftfeuchtigkeit 25 -- 48 % . Die Gesteine der Bodensedimente, mit Ausnahme von Tonen, sind inkohärent und werden beim Bohren leicht zerstört (Kategorien II - IV in Bezug auf Bohrbarkeit). Die Wände der Brunnen sind extrem instabil und brechen ohne Befestigung nach ihrer Freilegung zusammen. Aufgrund der erheblichen Bewässerung der Felsen bildet sich häufig Treibsand. Die Kerngewinnung aus solchen Horizonten ist schwierig, und ihre Bohrung ist hauptsächlich vor der Bohrsohle mit Futterrohren möglich.

Plattform-Katastrophen

Unfälle bei der Ölförderung (Abb. 17) auf dem Festlandsockel Die Gas- und Ölförderung auf dem Meeresschelf wird zwangsläufig von Unfällen verschiedener Art begleitet. Dies sind Quellen einer starken Verschmutzung der Meeresumwelt in allen Arbeitsphasen. Die Ursachen und Schwere der Folgen solcher Unfälle können sehr unterschiedlich sein, sie hängen von den konkreten Umständen, technischen und technologischen Faktoren ab. Wir können sagen, dass sich jeder einzelne Unfall nach seinem eigenen Szenario abspielt.

Die typischsten Ursachen sind Geräteausfälle, menschliche Fehler und extreme Naturereignisse wie Hurrikanwinde, seismische Aktivitäten und viele andere. Die Hauptgefahr solcher Unfälle, Verschüttungen oder Freisetzungen von Öl, Gas und Massen anderer Chemikalien und Komponenten führt zu schwerwiegenden Folgen für die Umwelt. Besonders stark wirken sich solche Unfälle in Küstennähe, im Flachwasser und an Orten mit langsamer Wasserzirkulation aus.

Unfälle in der Bohrphase Solche Unfälle sind in erster Linie mit unerwarteten Freisetzungen flüssiger und gasförmiger Kohlenwasserstoffe aus dem Bohrloch verbunden, wenn der Bohrer Zonen mit hohem Druck durchquert. Vielleicht können nur Ölunfälle von Tankern in Bezug auf Stärke, Schwere und Häufigkeit mit solchen Unfällen verglichen werden, die sich bedingt in zwei Hauptkategorien einteilen lassen. Die erste beinhaltet ein intensives und anhaltendes Ausblasen von Kohlenwasserstoffen, das auftritt, wenn der Druck in der Bohrzone ungewöhnlich hoch wird und herkömmliche Plugging-Methoden versagen. Dies ist besonders häufig bei der Erschließung neuer Lagerstätten der Fall. Ein solcher Unfall ereignete sich während der Entwicklung des Sachalin-1-Feldes. Die zweite Art von Vorfällen ist mit regelmäßigen Episoden von Kohlenwasserstofflecks während der gesamten Bohrperiode verbunden. Sie sind nicht so beeindruckend wie die eher seltenen Gushing-Fälle, aber ihre Auswirkungen auf die Meeresumwelt sind aufgrund ihrer Häufigkeit durchaus vergleichbar.

Pipeline-Unfälle

Komplexe und lange Unterwasserpipelines waren und sind einer der wichtigsten Umweltrisikofaktoren bei der Offshore-Ölförderung. Dafür gibt es mehrere Gründe, sie reichen von Materialfehlern und Ermüdung bis hin zu tektonischen Bewegungen des Grundes und Schäden durch Anker und Grundschleppnetze. Je nach Ursache und Art des Schadens kann die Pipeline zu einer Quelle sowohl eines kleinen als auch eines großen Öllecks oder -austritts werden.

Die größten Unfälle auf Ölplattformen

März 1980 Die Ölplattform Alexander Keilland in der Nordsee brach aufgrund von „Metallermüdung“ und kenterte. 123 Menschen starben.

· September 1982 Die Ölplattform Ocean Ranger (USA) kenterte im Nordatlantik, wobei 84 Menschen ums Leben kamen.

· Februar 1984 Bei einer Explosion auf einer Ölplattform im Golf von Mexiko vor der Küste von Texas wurde ein Mensch getötet und zwei verletzt.

· August 1984 Bei einer Explosion und einem Brand auf der Petrobras-Plattform vor der Küste Brasiliens wurden 36 Menschen getötet und 17 verletzt.

· Juli 1988 Die größte Katastrophe der Geschichte – auf der Ölplattform Piper Alpha von Occidental Petroleum starben infolge einer Explosion nach einem Gasleck 167 Menschen.

· September 1988 4 Menschen starben bei der Explosion und anschließenden Überflutung einer Ölplattform der Total Petroleum Co. (Frankreich), vor der Küste von Borneo.

· September 1988 Explosion und Feuer auf der Ölplattform Ocean Odyssey in der Nordsee, wobei ein Mensch getötet wird.

· Mai 1989 Drei Menschen werden bei einer Explosion und einem Brand auf einer Ölplattform der Union Oil Co. verletzt. (USA) vor der Küste Alaskas.

· November 1989 Explosion der Ölplattform Penrod Drilling Co. im Golf von Mexiko wurden 12 Menschen verletzt.

August 1991 Explosion in der Ölförderung von Shell

· Januar 1995 Explosion auf einer Mobil-eigenen Ölplattform vor der Küste Nigerias, bei der 13 Menschen getötet wurden.

· Januar 1996 Bei einer Explosion auf der Morgan-Ölplattform im Golf von Suez wurden 3 Menschen getötet und 2 verletzt.

· Juli 1998 2 Menschen wurden bei einer Explosion auf der Ölplattform Glomar Arctic IV getötet.

· Januar 2001 Zwei Menschen starben bei einem Brand auf der Petrobras-Gasplattform vor der Küste Brasiliens.

· 16. März 2001 P-56 explodierte vor der Küste Brasiliens - die größte Ölplattform der Welt, die Petrobras gehörte. 10 Ölarbeiter wurden getötet. Am 20. März sank die Plattform nach einer Reihe verheerender Explosionen und richtete irreparable Schäden an. Umgebung Region und Gesamtschäden, die laut Experten (einschließlich entgangener Gewinne) eine Milliarde US-Dollar übersteigen. In Brasilien löste diese Nachricht Massenproteste aus: In den vergangenen drei Jahren kam es in den Betrieben des Unternehmens zu 99 Zwischenfällen.

· 15.10.2001 Nach Schlussfolgerungen von Umweltschützern gefährdet der umfangreiche Bau von Ölplattformen auf dem Sachalin-Schelf die Population des geschützten Grauwals. Der Ölkonzern Sachalin Energy hat damit begonnen, Giftmüll aus seiner Produktion ins Ochotskische Meer zu kippen.

Arten von Offshore-Plattformen:

feste Ölplattform;

Offshore-Ölplattform, frei am Boden befestigt;

Halbtaucher-Ölbohrplattform;

mobile Offshore-Plattform mit einziehbaren Beinen;

Bohrschiff;

Schwimmendes Öllager (FSO) – ein schwimmendes Öllager, das Öl lagern oder Offshore lagern und transportieren kann;

schwimmende Ölproduktions-, Lager- und Entladeeinheit (FPSO) - eine schwimmende Struktur, die Öl speichern, entladen und produzieren kann;

Ölplattform mit gestreckten Stützen (schwimmende Basis mit vertikaler Spannverankerung).

Die vier Hauptkomponenten einer Ölplattform: Schiffskörper, Bohrdeck, Ankersystem und Bohrgerät ermöglichen die Lösung der Probleme der Exploration und Produktion von schwarzem Gold bei Hochwasserbedingungen.

Der Rumpf ist im Wesentlichen ein Ponton mit einer dreieckigen oder viereckigen Basis, die von riesigen Säulen getragen wird. Über dem Rumpf befindet sich ein Bohrdeck, das Hunderte Tonnen Bohrrohre, mehrere Kräne und einen Hubschrauberlandeplatz in voller Größe tragen kann. Über dem Bohrdeck erhebt sich ein Bohrturm, dessen Aufgabe es ist, den Bohrer auf den Meeresboden abzusenken / anzuheben. Auf See wird die gesamte Struktur durch ein Ankersystem an Ort und Stelle gehalten. Mehrere Winden ziehen fest an stählernen Festmacherleinen, die am Meeresboden verankert sind, und halten die Plattform an Ort und Stelle.

Arbeitsprinzip

Der Prozess der Ölförderung beginnt mit der seismischen Exploration. Auf See erfolgt die seismische Erkundung mit Hilfe von Spezialschiffen, meist mit einer Verdrängung von bis zu 3.000 Tonnen. Solche Schiffe wickeln hinter sich seismische Streamer ab, auf denen sich Hydrophone (Empfangsgeräte) befinden und mit einer Schwingungsquelle (Luftkanonen) Schallwellen erzeugen. Schockwellen werden von den Erdschichten reflektiert und bei ihrer Rückkehr an die Oberfläche von Hydrophonen eingefangen. Dank solcher Daten werden zwei- und dreidimensionale seismische Karten erstellt, die potenzielle Lagerstätten mit Kohlenwasserstoffen zeigen. Allerdings kann niemand garantieren, dass er Öl gefunden hat, bis es aus dem Brunnen sprudelt.

Nach der Exploration beginnt also der Bohrprozess. Zum Bohren baut das Team den Bohrer in Teilstücken zusammen. Jeder Abschnitt ist 28 Meter hoch und besteht aus Eisenrohren. Beispielsweise kann die Ölplattform EVA-4000 maximal 300 Abschnitte verbinden, wodurch Sie 9,5 km tief in die Erdkruste vordringen können. Sechzig Abschnitte pro Stunde, mit dieser Geschwindigkeit wird der Bohrer abgesenkt. Nach dem Bohren wird der Bohrer entfernt, um das Bohrloch abzudichten, damit kein Öl ins Meer austritt. Dazu wird eine Blowout-Control-Ausrüstung oder ein Preventer auf den Boden abgesenkt, wodurch keine einzige Substanz den Brunnen verlässt. Der Preventer mit einer Höhe von 15 m und einem Gewicht von 27 Tonnen ist mit einer Kontrollausrüstung ausgestattet. Es wirkt wie eine riesige Hülse und kann den Ölfluss in 15 Sekunden blockieren.

Wenn Öl gefunden wird, kann die Ölplattform an einen anderen Ort fahren, um nach Öl zu suchen, und eine schwimmende Ölproduktions-, Lager- und Entladeeinheit (FPSO) kommt an ihrem Platz an, die Öl aus der Erde pumpt und es zu den Raffinerien an Land schickt.

Eine Ölplattform kann jahrzehntelang verankert werden, ungeachtet aller Überraschungen des Meeres. Seine Aufgabe ist es, Öl und Erdgas aus den Eingeweiden des Meeresbodens zu fördern, die umweltschädlichen Elemente zu trennen und Öl und Gas an die Küste zu befördern.

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