Презентация на тему "«Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата с морских нефтегазовых месторождений. Танкеры, трубопроводы, хранилища углеводородов»"

Содержание

• 
  Слайд 1
  

   «Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата с морских нефтегазовых месторождений. Танкеры, трубопроводы, хранилища углеводородов»

  Выполнил: магистрант гр. РНМ-1301.03 Иванов И. И. Проверил : к.т.н., доцент. Богатырева Елена Викторовна Москва 2015 г. Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина Кафедра освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 2

  План презентации

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики и Дальнего Востока Жидкие углеводороды, транспортируемые по морскимтрубопроводам или перевозимые морскими танкерами Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата с морских месторождений Береговые наливные терминалы Морские наливные терминалы Точечные причалы Плавучие системы хранения и отгрузки Танкерный транспорт Трубопроводный транспорт

• 
  Слайд 3

  1. Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики и Дальнего Востока

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений К арктическим морям Российской Арктики относятся: Баренцево море, Юго- восточная часть которого называется Печорским морем, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское море. Дальне-Восточное побережье России омывается Беринговым морем и Охотским морем.

• 
  Слайд 4
  

  Арктические моря Российской Федерации

• 
  Слайд 5
  

  2. Жидкие углеводороды, транспортируемые по морскимтрубопроводам или перевозимые морскими танкерами

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений К основным жидким углеводородам, которые транспортируются по морским трубопроводам или перевозятся морскими танкерами, относятся товарная нефть и стабильный конденсат.

• 
  Слайд 6

  Нефть

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Нефть имеет сложный химический состав и представляет собой смесь углеводородных и других соединений. Основные составляющие нефти – метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами в составе нефти являются углерод (до 87%) и водород (до 14%). Среди других компонентов в составе нефти присутствуют сера (до 6%), азот (до 0,3%), кислород (до 3%). СЫРАЯ НЕФТЬ природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси. ТОВАРНАЯ НЕФТЬ подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов.

• 
  Слайд 7

  Стабильный газовый конденсат

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С5+, в которой растворено не более 2÷3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей – воды, механических примесей, хлористых солей. Содержание воды в стабильном конденсате, равное 0,1% масс. (группа I) и 0,5% масс. (группа II), допускается в пределах меньших, чем для сырой нефти (0,5÷1,0% масс.). В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 – 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38º С должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60º С.

• 
  Слайд 8

  Свойства транспортируемого флюида

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Плотность (650 до 920 кг/м3) Коэффициент объёмного сжатия ((5-15).10- 41/МПа) Коэффициент объёмного расширения Вязкость. Температура застывания

• 
  Слайд 9

  3. Морские наливные терминалы

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Морские беспричальные наливные устройства это инженерные соружения морского типа, предназначеные для приема, хранения и погрузки сырой нефти и нефтепродуктов в танкеры, которые могут быть использованы и как временные сооружения, когда ещё не сооружены подводные трубопроводы от платформ (месторождений) на берег, и как постоянные сооружения, когда экономически не оправдано строительство морского трубопровода или когда нефть транспортируется сразу на большие расстояния – в другие страны и континенты.

• 
  Слайд 10

  Факторы влияющие к использованию беспричальных наливных устройств

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений отмена ограничений размеров танкеров по длине и осадке; ужесточившиеся в последние десятилетия экологические ограничения; возросшие габариты наливных судов; высокие затраты на строительство искусственных гаваней.

• 
  Слайд 11

  Виды конструкций автономных морских наливных устройств

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений непосредственный налив нефти в танкеры с плавучих платформ; турель – устройство сравнительно небольшого плавучего нефтехранилища башенного типа, обеспечивающее врещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях SBS (Single Buoy Storage); выносной точечный причал с ёмкостью для хранения нефти SPAR (Single Point Anchored Reservoir); выносной точечный причал с анкерным креплением CALM (Catenary Anchor Leg Mooring); выносной точечный причал с анкерными и цепным креплениями; выносной точечный причал с анкерным креплением SALM (Single Anchor Leg Mooring) и ёмкостью для хранения SALS (Single Anchor Leg Storage); шарнирно закреплённая на дне колонна для отгрузки нефти ALC (Articulated Loading Column); стационарная башня для налива нефти FT (Fixed Tower); шарнирно закреплённая башня со швартовым захватом; моносеваядля налива нефти MP (Monopile); шарнирно закреплённая башня с цепным креплением.

• 
  Слайд 12
  

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений

• 
  Слайд 13
  
• 
  Слайд 14

  Общая характеристика точечных причалов

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Точечные причалы одноякорного типа со стояком или многоякорного на растяжках дают возможность танкеру свободно поворачиваться и принимать положения наименьшего сопротивления по отношению к вектору суммарного действия волн, течений и ветра.

• 
  Слайд 15
  

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Основу точечного причала многоякорного цепного типа составляет буй диаметром до 17 м, который фиксируется четырьмя, шестью или восемью цепями, закреплёнными на сваях или обычных анкерах. В верхней части буя устанавливают платформу, поворачивающуюся на роликовых подшипниках с углом свободного вращения до 360°. На этой платформе монтируются трубопроводные клапаны, соединения для плавучих шлангах, по которым нефть подаётся в танкеры-челноки, швартовые соединения, сигнальные огни и грузоподъёмное оборудование. Донное соединения буя с коллектором подводного трубопровода, установленным на морском дне, выполняется посредством одного или нескольких гибких шлангов. К шлангам прикрепляются поплавки, которые служат для получения фиксации правильного положения шлангов во время эксплуатации. В настоящее время вместо подводных шлангов чаще применяют гибкий трубопровод, что повышает пропускную способность и гарантирует повышенную надёжность работы. Точечный причал многоякорного типа

• 
  Слайд 16

  Точечный причал одноякорного типа

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений В системе точечного причала одноякорного типа со стояком плавучий буй фиксируется жёсткой колоннообразной конструкцией стояка к основанию, закреплённому на грунте морского дна. Жидкость из коллектора подводного трубопровода поступает через гибкие шланги в трубопровод, прикреплённый к вертикальной колонне стояка, и далее через гидравлический вертлюг по плавучим шлангам в танки наливного судна. Якорная система стояка одноякорного точечного причала крепится к корпусу буя и к гидравлическому вертлюгу с помощью карданных соединений.

• 
  Слайд 17

  Установка точечного причала

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений При установке точечного причала для нефтедобычи в заданном районе акватории производят следующие операции: установку подводного коллектора; постановку буя на якоря или на стояк; настройку якорных цепей; прокладку подводных и надводных шлангов; испытание системы нефтеперекачки под избыточным давлением; установку швартового устройства. Подводный коллектор крепят болтовым соединением к подводному нефтепроводу. При установке точечного причала для нефтедобычи в заданном районе акватории производят следующие операции: установку подводного коллектора; постановку буя на якоря или на стояк; настройку якорных цепей; прокладку подводных и надводных шлангов; испытание системы нефтеперекачки под избыточным давлением; установку швартового устройства. Подводный коллектор крепят болтовым соединением к подводному нефтепроводу.

• 
  Слайд 18

  Стационарная башня для налива нефти для замерзающих морей

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений В качестве примера варианта фиксированной башни для налива нефти в замерзающей акватории можно отнести основные характеристики стационарного морского ледостойкого отгрузочного причала на Варандейском месторождении в Баренцевом море. В состав подводного перевалочного комплекса пос. Варандей входят береговой резервуарный парк, подводный трубопровод и арктический подводный терминал. В конце морского участка портового трубопровода установлен стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП «Варандей»)

• 
  Слайд 19

  Нефтеотгрузочные терминалы для замерзающих морей

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Для нефтяного месторождения Приразломное было принято решение по отгрузке нефти в танкеры ледового класса непосредственно с ледостойкой платформы с помощью специального устройства для отгрузки, предназначавшейся не только для бурения скважин (до 40 скважин) но и для хранения нефти в объёме, необходимом для заполнения танкера дедвейтом в 90 тыс. тонн.

• 
  Слайд 20

  Танкер-хранилище

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений В некоторых случаях для временного хранилища нефти, до подхода транспортного танкера, рядом с точечным причалом устанавливаются танкеры-хранилища. При выборе танкера, подходящего в качестве нефтехранилища, должны учитываться следующие факторы: предполагаемые запасы нефти в рассматриваемом районе; предполагаемая производительность промысла (платформы); периодичность прихода транспортного танкера к танкеру-нефтехранилищу; предполагаемые простои из-за неблагоприятных гидрометеорологических условиях; требования техники безопасности эксплуатации; допускаемое время простоев из-за неблагоприятной погоды.

• 
  Слайд 21

  Транспортное судно типа FPSO «Dhirubhai-1»

  FPSO - это тип судна с возможностью производства, хранения и разгрузки нефти. Это система резервуаров, которые используются в нефтяной и газодобывающей промышленности с целью закачки в них нефти или природного газа добытого на близлежащих буровых платформ, а затем после предварительной обработки сырье можно транспортировать к месту разгрузки, которыми могут являться нефтеналивные танкеры или терминалы. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 22
  

  Такой тип судна особенно эффективен при разработке месторождений в отдаленных районах, где прокладка трубопровода не возможна. Транспортные суда FPSO избавляют от необходимости прокладки дорогостоящих длинных трубопроводов от нефтяной скважины к береговому терминалу. Также они помогают сэкономить затраты, связанные с монтажом трубопровода, к скважинам, которые могут быть исчерпаны сравнительно быстро и не оправдают затраченные средства Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 23

  4. Береговые терминалы

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потребителю. Продукция морских нефтегазовых месторождений, в особенности достаточно близко расположенных к берегу, как правило, поступает на береговые технологические сооружения – терминалы преимущественно по подводным трубопроводам. При выборе местоположения таких терминалов руководствуются не только условием их близости к морским платформам, но также возможностью оптимальной прокладки морских трубопроводов, поскольку не всегда трасса, по прямой соединяющая платформу и берег, является наиболее благоприятной.

• 
  Слайд 24

  Состав нефтеналивных терминалов

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений В состав нефтеналивных терминалов входят: резервуарные парки; технологические трубопроводы; технологические насосные; узлы учета; узлы защиты от гидроударов; причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.); шлангующие устройства (стендера, гибкие резиновые армированные шланги); очистные сооружения; вспомогательные здания и сооружения (химическая лаборатория, центральный диспетчерский пункт, котельная и др.); системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и системы связи.

• 
  Слайд 25
  

  КафедраОсвоениеморскихнефтегазовыхместорождений Функции нефтеналивных терминалов приём продукции с морских платформ; подготовка этой продукции до нормативных требований по качеству, т.е. разделение нефти, газа и воды (а в случае газоконденсатных месторождений – газа, конденсата и воды), когда эти флюиды по экономическим соображениям не разделяются на платформах; хранение части нефти (конденсата), подлежащей дальнему транспорту по магистральному трубопроводу или посредством танкерного вывоза, а также химреагентов, необходимых для бесперебойной эксплуатации платформ; перекачка нефти и газа в магистральные нефтегазопроводы; сжижение природного газа и вывоз СПГ газовозами.

• 
  Слайд 26

  Состав береговых объектов терминала

  резервуарный парк; насосная станция; дизельная электростанция; трансформаторная подстанция; воздушная компрессорная; система водоснабжения, теплоснабжения и канализации; противопожарная и дренажная системы; замерные устройства; административное здание; мастерская-склад; караульное помещение; помещение для операторов; стоянка автотранспорта; системы автоматики, связи, пожарной и охранной сигнализации; системы площадочных трубопроводов. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 27

  Состав гидротехнических сооружений

  В состав гидротехнических сооруженийвходят: нефтеналивные причалы; центральная площадка (ЦП); технологические площадки ТП-1 и ТП-2; эстакады; швартовые палы; промежуточные опоры и переходные мостики; причалы базы Морспецподразделения и портофлота; швартовые палы причала портофлота. На территории гидротехнических сооружений размещаются: здание базы Морспецподразделения и портофлота; блок противопожарной насосной станции; камера управления системы автоматизированного управления нефтенаполнением судов; проходная; производственно-техническое здание; служебно-бытовое здание; трансформаторная подстанция; здание контрольно-пропускного пункта (КПП); служебное здание. Портовые сооружениявключают в себя: базу портового флота; базу по ликвидации разлива нефти. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 28

  Технологические процессы морского терминала

  Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магистральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты подаются на замерные устройства, после которых поступают в резервуары. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище. Из буферного хранилища нефть и нефтепродукты поступают в танкер через помпу-сепаратор и погрузочные рукава, установленные на причалах. Средняя скорость погрузки нефти, как правило, составляет 12 000 м3/ч. Эта величина сравнима с западными критериями расчетов для погрузочных терминалов. Для предотвращения разлива нефти при загрузке суда окружаются боновыми заграждениями. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 29
  

  Площадь терминала разделена на три зоны: 1-я зона— основные технологические установки нефти; 2-я зона — сооружения вспомогательно-технологического и нетехнологического назначения (блочные устройства теплоснабжения, водоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, операторная, механическая мастерская и др.); 0-я (нулевая) зона— сооружения хранения нефти — зона резервуарного парка. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений Резервуарный парк оснащается металлическими вертикальными резервуарами с плавающей крышей (РВС единичной емкостью до 50 000 куб. м) и со щитовой крышей (РВС единичной емкостью до 3000 куб. м). Высота резервуаров 50 000 куб. м — 18 м, диаметр 60,7 м полистовой сборки; высота резервуаров 3000 куб. м — 12м, диаметр 18,98 м полистовой сборки. Резервуарный парк терминала

• 
  Слайд 30
  
• 
  Слайд 31
  
• 
  Слайд 32

  5. Танкеры

  Танкерный транспорт является составной частью морского транс­порта. являющегося основным видом транспорта по доставке грузов странам, расположенным на других континентах. Танкер – наливное судно, корпус которого, ограниченный бортами, палубой и днищем, представляет собой как бы большую цистерну, в которую наливается перевозимая жидкость. Продольными и переборками эта цистерна разделяется на танки – изолированные друг от друга отсеки. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 33

  Основное требование для танкеров

  Международной Конвенцией установлены требования к конструкции нефтяных танкеров. Основной мерой конструктивного характера, предусмотренной Конвенцией МАРПОЛ 73/78 для предотвращения аварийного загрязнения нефтью, является требование наличия у танкеров двойного дна и защитного расположения танков изолированного балласта – такого, который в процессе нормальной эксплуатации танкера нигде не соприкасается с нефтяной грузовой и нефтяной топливной системами Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 34

  Категории танкеров

  Категории танкеров — в зависимости от дедвейта: GP (General Purpose) — малотоннажные танкеры (6000—16 499 т); используются для специальных перевозок, в том числе для перевозок битумов; GP — танкеры общего назначения (16 500—24 999 т); используются для перевозок нефтепродуктов; MR (Medium Range) — среднетоннажные танкеры (25000—44999 т); для перевозок нефти или нефтепродуктов; LR1 (Large/Long Range1) — oiler — крупнотоннажные танкеры 1 класса (45000—79 999 т); используются для перевозок тёмных нефтегрузов; LR2 — крупнотоннажные танкеры 2 класса (80 000—159 999 т); VLCC (Very Large Crude Carrier) — крупнотоннажные танкеры 3 класса (160 000—320 000 т); ULCC (Ultra Large Crude Carrier) — супертанкеры (более 320 000 т); для перевозок нефти со Среднего Востока до Мексиканского залива. FSO (Floating Storage and Offloading unit) - супертанкеры (более 320 000 т); для хранения и выгрузки нефти на более мелкие танкеры. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 35

  Нефтяные танкеры

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 36
  
• 
  Слайд 37

  Современные супер танкеры

  Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений Knock Nevisсупертанкер под норвежским флагом. Его размеры составляли: 458,45 метров длины и ширина в 69 метров, что делало его крупнейшим судном мира. Построен в 1976 году, перестроен в 1979 г., в последние годы использовался как плавучее нефтехранилище, затем доставлен в Аланг (Индия), где в 2010 году утилизирован. Длина наибольшая — 458,45 метра, ширина — 68,86 метра, осадка по летнюю грузовую марку — 24,61 метра. Максимальная скорость составляла 13 узлов (21,1 км/ч), экипаж судна 40 человек. Тормозной путь судна составлял 10,2 километра, адиаметр циркуляции - более 3,7 километра.

• 
  Слайд 38
  

  Сравнение размеров крупнейших судов мира: Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 39

  Танкеры-газовозы

  Газово́з — специально построенное судно для перевозки сжиженного природного газа (а также сжиженного нефтяного газа - пропана и бутана) в танках (резервуарах): при температуре окружающей среды — газовозы под давлением; охлажденные для снижения давления до заданного значения (выше атмосферного) — газовозыполурефрижераторы; охлажденные для снижения давления до атмосферного — газовозы рефрижераторы; Для охлаждения газов газовоз имеет холодильные установки. Разгрузка производится на специальныхрегазификационных терминалах. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 40

  Газовозы

  Главные характеристики газовозов - уровень заполнения – 98%; крейсерская скорость – 18 узлов; расход топлива – 0,22% для номинальных мощностей за один день пути (0,12% при возвращении порожняком), из которых 95% расходуется на работу судовых двигателей и 5% для охлаждения цистерн. Газовозы имеют в своей грузовой части два корпуса, что является важным элементом безопасности в части технической прочности структур, и такая конструкция распространяется на суда, перевозящие химические продукты, и на танкеры. Пространство между корпусом и дублирующим корпусом заполнено балластной морской водой, которая стабилизирует качку судна. Кафедра Освоение морских нефтегазовых месторождений

• 
  Слайд 41

  7. Морские трубопроводы

  Морские трубопроводы- это трубопроводы, прокладываемые в морских акваториях; служат для транспортировки нефти, нефтепродуктов, природных и искусственных газов (в т.ч. сжиженных), воды и др.

• 
  Слайд 42

  Нормативное обеспечение

  В настоящий момент проектирования морских трубопроводов систематизирован в виде ряда всемирно признанных нормативных документов, таких как: американский национальный стандарт ASME В31.8-1995 «Газотранспортные и распределительные трубопроводные системы»; рекомендуемая практика API 1111 «проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание морских трубопроводов для углеводородов»; британский стандарт BS 8010, часть 3/1993 «Нормы практики для трубопроводов. Подводные трубопроводы: проектирование, строительство и монтаж»; норвежские «Правила для систем подводных трубопроводов» DNV96. Нормативное обеспечение строительства магистральных трубопроводов, в том числе морских, на федеральном, административно-территориальном и производственно-отраслевом уровнях в настоящее время определяется в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» (№ 184 – ФЗ от 27 декабря 2002 г., вступил в силу с 1 июля 2003 г.), который заменяет раннее действовавшие законы «О стандартизации» и «О сертификации продукции и услуг».

• 
  Слайд 43

  Стадия проектирования

  Процесс проектирования можно разделить на три стадии: предварительная стадия проектирования; технико-экономическое обоснование (проект); детальное проектирование (рабочий проект). Проект на строительство сооружений морского трубопровода состоит из нескольких разделов: - Общая пояснительная записка. - Генеральный план и транспорт. - Технологические решения. - Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием. - Архитектурно-строительные решения. - Инженерное оборудование, сети и системы. - Организация строительства. - Охрана окружающей среды. - Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. - Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. - Сметная документация. - Эффективность инвестиций.

• 
  Слайд 44

  Природные факторы действующие на трубопровод

  Направление и скорость ветра; Высота, период и направление морских волн; Скорость и направления морских течений; Уровень астрономического прилива и отлива; Штормовой нагон воды; Ледовые условия; Свойства морской воды; Температура воздуха и воды; Рост морского обрастания на трубопроводе; Особенности влияния течений на трубопровод, уложенный в траншею; Сейсмическая обстановка; Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анализу в ходе проектирования.

• 
  Слайд 45
  

  Морские трубопроводы располагают под дном (заглублённые трубопроводы), на дне (незаглублённые) и вблизи дна (погружные).

• 
  Слайд 46

  Конструкция морских трубопроводов

  Конструктивно морские трубопроводы выполняют однотрубными (толщина стенки свыше 7 мм), двухтрубными "труба в трубе" или многотрубными и защищают антикоррозионной изоляцией из полимерных и битумных материалов усиленного типа. Заглублённые однотрубные морские трубопроводы укладывают в открытом море на расчётную глубину и покрывают жёсткой футеровкой деревянными рейками. Для создания отрицательной плавучести поверх последней устанавливают чугунные или железобетонные кольцевые грузы. Закрепление морские трубопроводы в траншеи осуществляют (по возможности) анкерными устройствами. Для защиты труб от механических повреждений, а также придания им отрицательной плавучести применяют усиленное бетонное защитное покрытие морских трубопроводов (осуществляется нанесением бетона по всей длине трубы или отдельными секциями на антикоррозионную изоляцию усиленного типа).

• 
  Слайд 47
  
• 
  Слайд 48
  
• 
  Слайд 49
  
• 
  Слайд 50
  
• 
  Слайд 51
  

  В настоящее время в Северном эксплуатируются следующие протяжённые морские трубопроводы, по которым транспортируется полностью подготовленный природный газ. Europipe. Протяжённость 660 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 45,4 млн. куб. м газа. Europipe II. Протяжённость 650 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 65,4 млн. куб. м газа. Zeepipe II A. Протяжённость 303 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 72,0 млн. куб. м газа. Zeepipe II B. Протяжённость 304 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 71,0 млн. куб. м газа. Zeepipe.Протяжённость 814 км, диаметр труб 40” (1016 мм), максимальная суточная пропускная способность 41,9 млн. куб. м газа. Franpipe. Протяжённость 840 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 53,7 млн. куб. м газа. Langeled. Протяжённость 1200 км, диаметр труб 42” (1067 мм)/44” (1118 мм), максимальная суточная пропускная способность 69,4 млн. куб. м газа. Кроме того, в Северном море эксплуатируется газопровод Osgard Transport в режиме транспортировки газа в «закритическом состоянии» (dense phasegas). Его протяжённость 707 км, диаметр труб 42” (1067 мм), максимальная суточная пропускная способность 70,4 млн. куб. м газа.

• 
  Слайд 52

  Проект «Сахалин-2»

• 
  Слайд 53

  Морские транспортные сооружения России

  Порт Де-Кастри с выносным одноточечным причалом «Сокол».«Сахалин-1» Терминал для перевалки нефти в Усть-Луге, начал функционировать в 2012 г. Пропускная способность нефтебазы «Усть-Луга» — до 38 млн тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» Терминал для перевалки нефти на территории «Спецморнефтепорт Приморск», сооружение порта началось в начале века. Пропускная способность порта Приморск — до 74 млн. тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» Морской терминал КТК (под Новороссийском), пропускная способность порта может составить 67 млн. тонн нефти в год. Терминал вошёл в строй в 2001 г. КТК В июне 2008 в России заработала не имеющая мировых аналогов система морской транспортировки больших объемов нефти из Заполярья на европейские и северо-американские рынки. На побережье Баренцева моря в Ненецком автономном округе «ЛУКОЙЛ» построил уникальный объект — Варандейскийнефтяной разгрузочный терминал пропускной способностью до 12 млн. тонн нефти в год. В море в 22 км. от берега заступил на круглогодичную вахту уникальный стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП), соединенный с берегом двумя линиями подводных трубопроводов. НК Лукойл Лукойл на месторождении им. Юрия Корчагина в Каспийском море в 2009 г. соорудила морскую ледостойкую стационарную платформу. В 60 км от МЛСП плаваетморской перегрузочный комплекс (МПК) (FSO по международной терминологии) с резервуарами на 28 тыс. тонн нефти, который связан с МЛСП подводным трубопроводом. НК Лукойл

• 
  Слайд 54
  

  20 июля 2004 года ЛУКОЙЛ добыл первые тонны нефти на месторождении «Кравцовское» (Д-6). Месторождение было открыто в 1983 году. Оно находится в 22,5 км от побережья Калининградской области. Бурение и добыча нефти ведутся с помощью морской ледостойкой стационарной платформы. От платформы на сушу проложен подводный трубопровод длиной 47 км. По трубопроводу пластовая продукция – смесь нефти и попутного газа  — транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции. Нефть, добываемая на месторождении, поставляется на экспорт через Комплексный нефтяной терминал «ЛУКОЙЛ I» в поселке «Ижевское». НК Лукойл Через запущенный в 2009 г. на первом этапе реализации проекта ВСТО терминал для перевалки нефти на территории «Спецморнефтепорт Козьмино» можно будет вывозить танкерами до 15 млн. тонн нефти в год. ОАО «Транснефть» На Сахалине (близ города Корсаков) в 2009 г. был запущен завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминал отгрузки нефти и СПГ. «Сахалин-2» В 2005 г. была запущена газотранспортная система «Голубой поток» из России в Турцию. Через акваторию Черного моря проложены два подводных газопровода протяжённостью 396 км каждый. Суммарная пропускная способность МГ составляет 16 млрд. куб. м газа. ОАО «Газпром» В 2011 г. была запущена газотранспортная система «Северный поток» из России в Германию. Через акваторию Балтийского моря проложены два подводных газопровода протяжённостью 1200 км каждый. Суммарная пропускная способность МГ составляет 55 млрд. куб. м газа. ОАО «Газпром»

• 
  Слайд 55
  

  12. ОАО «НК «Роснефть» поставляет на экспорт через МПК (FSO) «Белокаменка» в Кольском заливе нефть из ресурсов своего дочернего предприятия ОАО «Северная нефть». Дедвейт этого плавнефтехранилища максимальный для российских танкеров этого типа и составляет 360 тыс. тонн. 13. Сырье, добываемое на месторождениях «Северной нефти», поставляется по трубопроводной ветке системы АК «Транснефть» «Уса – Ухта» до нефтеперевалочного железнодорожного терминала на станции Приводино в Котласском районе Архангельской области. Там сырье перегружается в цистерны и по железной дороге отправляется на морской терминал «Роснефти» в Архангельске. Оттуда на танкерах-челноках нефть доставляется на ПНХ «Белокаменка», где производится ее перевалка в супертанкеры покупателей, и транспортируется далее - в направлении на Роттердам. ОАО «НК «Роснефть». 14. На первом этапе эксплуатации месторождений сахалинского проекта «Сахалин-2» использовалось плавнефтехранилище «Оха» дедвейтом 145 тыс. тонн (длина 280 м, ширина 60 м). Производственно-добывающий комплекс «Витязь» предназначался для сезонной добычи и отгрузки нефти в рамках первого этапа на Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения. Комплекс состоял из добывающей платформы «Моликпак» (ПА-А), одноякорного причала (ОЯП), морского трубопровода и плавучего нефтеналивного хранилища (ПНХ) «Оха». Добыча нефти в рамках первого этапа осуществлялась с 1999 по 2007 годы; начиная с 2007 года нефть с платформы «Моликпак» транспортируется по новой системе трубопроводов на терминал отгрузки нефти в заливе Анива. «Сахалин-2»

• 
  Слайд 56
  

  15. ОАО Газпром в 2012 г. построил трубопровод, связывающий Киринское ГКМ с береговыми установками подготовки газа и конденсата протяжённостью 44 км и диаметром 20” (508 мм). Работы по сооружению морского участка этого трубопровода провела компания ОАО «Межрегионтрубопроводстрой» (МРТС) с помощью трубоукладочного судна Fortuna. Кроме того, эта же компания в этом году проложила часть трубопроводов диаметром 10” (254 мм) из будущей газотранспортной системы этого месторождения. ОАО «Газпром» 16. В июне 2011 г. компанией-подрядчиком SGM был испытан и сдан в эксплуатацию газопровод «Джубга-Лазаревское-Сочи. Протяженность газопровода составляет 177 км, из них 159,5 км проложено по дну Чёрного моря, а 17,5 км — по суше. Диаметр трубы — 530 мм. Давление — 9,8 МПа. Проектная производительность — 3,8 млрд. м³ в год. Сухопутный и морской участки газопровода соединены пятью переходами, построенными методом наклонно-направленного бурения (ННБ), что позволило минимизировать негативное воздействие на экосистему Краснодарского края. Сооружение всех переходов осуществлялось в особо сложных грунтах с разломами и скрытыми полостями в условиях больших перепадов высот. ОАО «Газпром»

• 
  Слайд 57

  Список литературы

  1. Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин/Э.М. Мовсум-заде, Б.Н. Мастобаев, Ю.Б. Мастобаев, М.Э Мовсум-заде. Под ред. Шаммазова. – СПб: Недра, 2006. – 192 с. 2. Морские трубопроводы/Ю.А. Горяинов, А.С. Фёдоров, Г.Г. Васильев и др. – М.:ООО Недра-Бизнецентр», 2011. – 131 с. 3. А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие. – М.: ГУП Изд. «Нефти и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. – 770 с. 4. И.А. Суворова. Транспорт углеводородов с морских месторождений. Часть1. Учебное пособие - М.: РГУ нефти и газа, 2002. – 111 с. 5. И.А. Суворова. Транспорт углеводородов с морских месторождений. Часть 2. Учебное пособие - М.: РГУ нефти и газа, 2003. – 105 с. 6. И.А. Суворова. Сжижение природных газов при освоении морских месторождений углеводородов. Учебное пособие - М.: РГУ нефти и газа, 2005. – 116 с. 7. К.Я. Капустин, М.А. Камышев. Строительство морских трубопроводов. – М.: Недра, 1982. – 208 с. 8. Лекционные материалы по дисциплине «Инженерное обеспечение работ на морских нефтегазовых месторождениях» 3 семестр 9. Лекционные материалы по дисциплине «Технические средства для хранения и транспортировки жидких углеводородов в морских условиях» 10. Основы морского нефтегазового дела / Д.А. Мирзоев. – В 2 т. - Том 1 Обустройство и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. –М.: Изд-во ООО «День Серебра», 2009 – 288 с.