Становление и развитие технологий и технических средств добычи и химической переработки продукции скважин морских месторождений

Мастобаев, Юрий Борисович

автореферат диссертации по истории, специальность ВАК РФ 07.00.10
диссертация на тему: Становление и развитие технологий и технических средств добычи и химической переработки продукции скважин морских месторождений

Год: 2005
Автор научной работы: Мастобаев, Юрий Борисович
Ученая cтепень: кандидата технических наук
Место защиты диссертации: Уфа
Код cпециальности ВАК: 07.00.10

450 руб.

Диссертация по истории на тему 'Становление и развитие технологий и технических средств добычи и химической переработки продукции скважин морских месторождений'

Полный текст автореферата диссертации по теме "Становление и развитие технологий и технических средств добычи и химической переработки продукции скважин морских месторождений"

На правах рукописи

МАСТОБАЕВ ЮРИЙ БОРИСОВИЧ

СТАНОВЛЕНИЕ И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДОБЫЧИ И ХИМИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальности: 07.00.10 «История науки и техники» 02.00.13 «Нефтехимия»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2005

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель:

доктор химических наук, профессор Мовсумзаде Эльдар Мирсамедович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Грудников Игорь Борисович кандидат технических наук Журавлев Герман Валентинович

Ведущая организация: ГУП «Институт нефтехимпереработки РБ» г. Уфа

Защита состоится «27» мая 2005 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.01 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «26» апреля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

A.M. Сыркин

Актуальность темы. XXI век устанавливает новые условия добычи и потребления нефти в силу изменившейся политической (война в Ираке) и экономической (рост цен на нефть) ситуацией. Наряду с интенсивной добычей нефти в традиционных районах суши, бурными темпами продолжает развиваться морская нефтедобыча, перемещаясь на значительные расстояния от берега и большие глубины. К началу XXI века основные страны, добывающие нефть на шельфовых и морских месторождениях (США, Канада, Великобритания, Норвегия, Мексика, Азербайджан, Россия и др.), разработали и продолжают разрабатывать различные технологии и технические средства, успешно применяемые в различных климатических условиях.

Значительный вклад в развитие морской нефтедобычи был внесен специалистами Советского Союза (30 - 80-е годы XX века, Бакинский район Каспийского моря). Но в связи с изменением политической ситуации в СССР, а затем и полным его распадом, большая часть месторождений Каспия перешла к Азербайджану. Несмотря на значительные достижения, в развитии морской нефтедобычи СССР и России отмечались и застойные периоды. Одной из важных причин уменьшения темпов освоения морских месторождений явилось открытие в 60-х годах целого ряда нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, что на значительный промежуток времени заслонило работы на месторождениях Каспия и Сахалина. Такое положение привело к снижению темпов работ на море и наметилось их отставание от мирового уровня.

Восстановление положения России как морской нефтедобывающей страны может быть обеспечено включением ее в разработку и внедрение новых технологий морской нефтедобычи с учетом специфики омывающих морей и океанов. Все это будет невозможно без учета более чем векового опыта добычи нефти на шельфовых и морских месторождениях различных стран, в том числе и опыта СССР. По этой причине весьма актуальным является проведение анализа становления морской нефтедобычи в мире, выявление основных направлений развития технологий и технических средств на всех временных этапах и определений дальнейших направлений развития морской нефтедобычи России.

Целью работы является изучение развития морской нефтедобычи, анализ разработки и внедрения технологий добычи нефти в морях и океанах в различных климатических зонах с учетом специфических условий регионов, анализ добываемых нефтей и исследование возможности химической переработки продукции скважин на морских месторождениях с целью их адаптации при внедрении в освоение морских месторождений России.

Научная новизна заключается в том, что впервые рассмотрено в историческом и техническом аспектах становление и развитие освоения и разработки морских месторождений.

Впервые обобщены и проанализированы существующие на различных исторических этапах методы и технологии морской нефтедобычи в зависимости от политико-экономической ситуации и уровня развития науки и техники.

Проведено исследование свойств добываемых нефтей и рассмотрены технологии и технические средства для химической переработки продукции скважин непосредственно на морском месторождении.

Практическая значимость заключается в использовании результатов исследований Государственным унитарным предприятием «ИПТЭР» при выполнении научных и практических работ по утилизации попутного газа на месторождениях «Дракон» и «Белый тигр» СП «ВьетСовпетро» в Социалистической Республике Вьетнам. Основные положения работы использованы в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при подготовке студентов по направлению «Нефтегазовое дело». Материалы работы могут быть использованы при перспективном планировании разработки морских месторождений нефти в России с учетом более чем векового опыта добычи нефти в морях и океанах в различных странах мира.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались:

- на Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов. Уфа, 2002 г.;

на Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра». Уфа, 2002 г.;

- на III Международной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Уфа, 2002 г.;

- XXX SYMPOSIUM OF THE INTERNATIONAL COMMITTEE FOR HISTORY OF TECNOLOGY (ICOHTEC - 2003). St. Petersburg - Moscow, 2003 г.;

- на IV Международной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Уфа, 2003 г.;

- на V Международной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Уфа, 2004 г.

Публикации и личный вклад автора. По теме диссертационной работы опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи и 7 тезисов докладов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, участие в их решении, анализ полученных результатов и рекомендации по их внедрению.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и приложения, содержит 19S страниц машинописного текста, в том числе 13 таблиц, 84 рисунка, библиографический список используемой литературы из 144 наименований.

Содержание работы. Во введении обоснована актуальность темы исследования, приведены научная новизна и практическая ценность работы, сформулированы цели и задачи, дана общая характеристика диссертационной работы.

Глава 1. Предпосылки и возникновения морской нефтедобычи

в XIX - начале XX века

Площадь водной территории Земли составляет более двух третей поверхности. Первоначально океан исправно служил человечеству как основная транспортная артерия, связывающая континенты, а также как источник пищевых, энергетических и минеральных ресурсов. Первые серьезные шаги к изучению океана человечество сделало только в начале, XX века, когда в 20-е годы впервые в науке появился термин «Мировой океан», которым советский океанограф и картограф ЮМ. Шокальский объединил в единую водную оболочку все моря и океаны планеты Земля.

Континентальный шельф морей и океанов, площадь которого 27 млн. км2 (шельф СССР составлял четвертую часть шельфа Мирового океана) обладает 60 % мировых запасов нефти и газа. Каспийское море - первое море, потревоженное нефтяниками. В начале XIX века бакинский житель Касымбек Селимханов начал добывать нефть со дна моря. На расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата им были сооружены два нефтяных колодца. Эти колодцы защищались от воды срубами из плотно сколоченных досок. Из этих колодцев ежесуточно добывалось 3-4 ведра нефти. В 1825 г. сильный шторм разрушил колодцы и существование первого морского промысла прекратилось.

В 1885 г. академик К.М. Бэр, посетивший южную часть Каспия, описал «извержение нефти» из моря. В 1898 г. геолог Н.И. Лебедев представил записку и два геологических разреза о нефтеносности площади, покрытой водами Биби-Эйбатской бухты. В 1904 г. геолог Д.В. Голубятников убедительно доказал простирание нефтеносных слоев под дном бухты, опубликовав геологическую карту Биби-Эйбата.

В 1894 г. в Калифорнии за пирсами Санта-Барбары впервые была добыта нефть из морских скважин. Одним и основателей морской нефтедобычи в США был Г. Вильяме. Бурение в открытом море было начато с 1897 г. неглубокими скважинами (до 1000 м) в приливной полосе Тихого океана в Сомерланде. Буровые вышки устанавливались на деревянных сваях, не имели защитные шахты и соединялись с берегом посредством легких деревянных пристаней. Производительность скважин не превышала 1-2 барреля в день. Во время сильного шторма в 1899 г. во многих скважинах, не имеющих защитных шахт, колонны были сломаны и морская вода попала внутрь скважин. Морская добыча нефти в тот момент времени не могла соперничать с интенсивной добычей на суше и предприимчивые американские нефтепромышленники отказались от нее.

В 1896 г. горный инженер В.К. Згленицкий обратился в Управления государственными имуществами Бакинской губернии и Дагестанской области с прошением об отводе ему двух участков под разведку на нефть, которую он предполагал проводить с вышек, сооружаемых в открытом море. Это прошение было отклонено. Тем не менее, в 1900 г. он добивается заслушивания своего проекта специальной комиссией, образованной для установления возможности добычи нефти на прибрежной полосе Каспийского моря. Проект предполагал сооружение вышки для бурения на свайном основании. Предусматривалась

установка шахтной трубы, представляющая собой железный кессон, который в целях предотвращения поступления воды снизу заливался цементом. Для производства работ предполагалось использование электроэнергии. Однако, несмотря на оригинальность проекта, тщательность его разработки и настойчивость автора проект был отклонен.

В 1898-1900 гг. было признано необходимым продолжать разработку морских месторождений путем засыпки морского дна. Этот вариант предусматривал засыпку морского дна таким образом, чтобы вновь образуемая площадь сливалась в одно целое с прибрежной материковой полосой. Такое решение в отношение Биби-Эйбатской бухты мотивировалось тем, что она окружена высотами с большими запасами земли и камня, необходимых для засыпки.

15 августа 1909 г. подрядчики Тами и Дойгман начали работы по засыпке Биби-Эйбатской бухты. Сооружение каменного мола было закончено в 1912 г., после чего начались работы по засыпке. В 1910 г. бакинские нефтепромышленники пригласили руководить работами по засыпке бухты П.Н. Потоцкого, который в то время руководил строительством канала Херсон-Очаков. Приняв приглашение, П.Н. Потоцкий переехал из Херсона в Баку и проработал на засыпке бухты около 20 лет.

До 1917 г. засыпку бухты было вложено более 5 млн. руб. золотом и засыпано 193 гектара. Засыпка, осуществленная для разработки нефтеносных горизонтов, залегающих под дном моря в Биби-Эйбатской бухте, являлась единственной в мировой практике.

Продолжилась засыпка бухты и после Октябрьской революции. Большой вклад в проведение работ внесли С. Киров, А. Серебровский, М. Баринов, П. Потоцкий, Ф. Рустамбеков и др. Работы велись круглосуточно, на каждый гектар будущей суши засыпали 65 тысяч кубометров грунта. 6 ноября 1922 г. на засыпанной территории бухты была заложена первая буровая имени А. Енукидзе. Первые стволы скважин врезались в жерло грязевого вулкана и не дали нефти. Этот факт стал серьезным препятствием на пути дальнейшего освоения бухты. Разгорелись серьезные дискуссии - быть или не быть морской нефти. Все это привело к тому, что 1 мая 1924 г. засыпка бухты была приостановлена, буровые работы возобновились к осени 1924 г. и вскоре скважины №№5, 23,27, 2 дали нефть с общей производительностью 50-400 тысяч пудов в сутки.

Прибрежная часть Биби-Эйбатской бухты при площади 350 га (освоено 300 га) дала с 1923 по 1935 гг. при разработке только одного верхнего отдела продуктивной толщины около 15 млн. т нефти. В более поздней оценке засыпки бухты Н.С. Тимофеевым и B.C. Мелик-Пашаевым указывалось на то, что практика разработки этой площади показала, что вследствие недостаточной разведки за оградительным молом осталась нефтеносная площадь, а некоторая площадь ( около 90 га) засыпана напрасно.

К концу 20-х годов нефтяные компании, добывающие нефть в США выходят к побережью Тихого океана (Калифорнийский залив) и Атлантического (Мексиканский залив) океанов. Обследуются и прибрежные

районы в Венесуэле, Австралии, Колумбии, Тринидаде, Камеруне, Новой Гвинее и Новой Зеландии. В СССР продолжаются исследования в прибрежной зоне Ашперонского полуострова острова Сахалина, полуострова Камчатка, в районе озера Байкал.

Побережье Мексиканского залива представляло значительные трудности для проведения разведки обычными геологическими методами. Начало геофизических разведок можно отнести к 1924 г., когда был открыт купол «Nach». В 1926 г. разведки в прибрежной полосе соляных куполов, имеющих большое значение для залегания нефти Техаса и Луизианы, представляли интерес не столько по результатам, сколько по тому, что здесь широкое применение получили геофизические методы, прочно в последующем вошедшие в обиход при поиске нефтяных месторождений. Применение сейсмографа и крутильных весов было впервые предложено в Европе, но США опередили Европу и другие части света в этом отношении.

Общие затраты на геофизические разведки для Америки исчислялись приблизительно в 50 млн. долларов, по всему миру эти расходы равнялись 100 млн. долларов. К концу 1936 г. в США работало уже более 124 сейсмических партий, а в СССР только 10. На побережье Мексиканского залива в середине 30-х годов начинаются глубокие разведки. Так в 1937 г. были пробурены две скважины на глубину 3658 м и две скважины более 3048 м, из которых в дальнейшем осуществлялась промышленная добыча.

В таблице 1 приводится характеристика глубоких разведочных скважин на побережье Мексиканского залива в 1937 г.

Таблица 1

Характеристика глубоких разведочных скважин

Побережье Мексиканского залива (Техас и Луизиана) вошло в историю горноразведочного дела как классическое место применения геофизических методов разведки с помощью которых за 9 лет (1925 - 1934 гг.) было открыто 69 бесспорных месторождений нефти и 40 вероятных, между тем как старыми приемами разведка за 34 года (1900-1934 гг.) было обнаружено только 54 месторождения. Сравнение 40 млн. долларов, затраченных на производство геофизических изысканий, с двумя миллиардами, в которые оценивалась полученная продукция за указанный выше период, убедительно оправдывало существование 95 геофизических партий работающих на побережье Мексиканского залива.

В 1927 г. в местности Ринкон, вблизи нефтяного месторождения Вентура в Калифорнии возобновляется морская нефтедобыча на прибрежной полосе, покрываемой морем во время приливов. Разведочные скважины установили,

что антиклиналь месторождения Вентура продолжается под водами Тихого океана, имея вздымание от берега в сторону океана, и по предположению геологов распространялась далеко под водами океана на большие глубины. В 1929 г. начинается разработка морских участков на месторождении «Элвуд» в районе Санта-Барбары в Калифорнии после того как там были открыты мощные фонтанные скважины на суше в приморской полосе. Буровые установки в море устанавливались на металлических сваях или на бетонных устоях большого диаметра со стальной оболочкой, углубленных в морское дно до твердого грунта. Буровые вышки соединились с берегом эстакадой также на металлических сваях.

В тресте «Азнефть» первое основание под буровую вышку в открытом море было сооружено на деревянных сваях для разведочной скважины № 737 на расстоянии около 300 м к востоку от восточного мола засыпки в Биби-Эйбатской бухте. Глубина моря в этом месте около 6 м., сваи забивались в дно моря до твердого грунта на глубину около 5,5 м.

Для неглубоких вод в 30-е годы XX века были разработаны и применялись в США основания островного типа. Строительство первых оснований в СССР на деревянных сваях было осуществлено, когда было установлено, что контур нефтеносности выходит за пределы засыпанной Биби-Эйбатской бухты. Первые два основания были построены в 1932-1933 гг. Первое основание было заложено на расстоянии 270 м от восточного ограждения засыпки бухты на глубину моря около 6 м. В дальнейшем была установлена буровая вышка высотой 37,4 м. Для основания было использовано 320 свай. Практическое расширение морского бурения началось в Бакинском районе с 1935 г. Были пробурены разведочные скважины в морской полосе северной антиклинали о. Артема (№157 и №150), оконтурившие значительную нефтеносную площадь. Для сооружения оснований под вышки были использованы набивные железобетонные сваи, устанавливаемые на дно моря с помощью бурильной установки. Оболочкой сваи служила обсадная труба (бывшая в употреблении), что значительно снижало стоимость конструкции. При расчетных нагрузках сваи до 100 т, она могла успешно использоваться и для эстакад о. Артема. Для разработки данного месторождения был принят комбинированный метод вертикальных и наклонных скважин, пробуренных частично с эстакад типа эстакад, сооруженных на промыслах Элвуд и Рикон. В 1936 г. было построено металлическое основание на бурозаливных сваях конструкции Н.С. Тимофеева, что позволило осуществить разработку морских участков в районе о. Артема и выйти с разведкой в новые районы Каспийского моря. В последствии для бурения скважин глубиной 2000-2500 м в Бухте Ильича инженером Б.А. Рагинским была предложена новая конструкция свайного основания, имеющая основное отличие от основания системы Н.С. Тимофеева в том, что заготовка конструкции осуществлялась промышленными методами на заводе, а их монтаж в море - плавучими кранами. Общий вид такого основания приведен на рисунке 1.

Рис. 1. Основание системы Б.А. Рагинского 1 - основная площадка; 2 -вспомогательные помещения; 3 - соединительные мостки

В 1946 г. были внедрены сборно-разборные основания морских буровых, разработанные инженером Л.А. Межлумовым (ЛАМ). В 1949 г. Л.А. Межлумов, С.А. Оруджев, Ю.А. Сафаров разрабатывают новую конструкцию крупноблочного основания МОС и его усовершенствованные варианты МОС-1, МОС-2 и МОС-3, которые могут использоваться при глубинах моря 22 и более метров. В 1947 г. строится первая эстакада на морском месторождении в районе Изберга, разработанная Б.А. Рагинским, Н.С. Тимофеевым, А.О. Асан-Нури, Е.Н. Крыловым и Н.В. Озеровым. Впоследствии эстакады такого типа были построены в районах Гюргяны-море, Банка Дарвина, о. Жилой и Нефтяные Камни. В 1947 г. мало известная в то время компания «Керр -Макджи» в квадрате 32, в десяти с половиной милях от берега (шт. Луизиана) обнаружила нефть. Бурение проводилось с применением небольшого стационарного основания и тендерного судна. Это было первое тендерное судно с помощью которого осуществляли бурение на значительном расстоянии от берега. Таким образом, к началу 50-х годов XX века мировая нефтяная практика располагала следующими методами освоения морских месторождений:

1) метод сплошной засыпки с оградительным молом;

2) разработка скважинами, пробуренными со специальных морских оснований, связанных между собой и берегом эстакадами;

3) разбуривание морского участка с берега или морских оснований наклонными скважинами;

4) разбуривание при помощи плавучих барж и понтонов, передвигаемых по мере окончания скважины на другие точки;

5) разбуривание морского участка с небольших морских оснований с использованием тендерных судов.

Глава 2. Разработка морских месторождений c использованием

плавучих установок

В Бакинском районе наряду с разработкой конструкций морских оснований стационарного типа разрабатывались также проекты плавучих

буровых установок. В 1933-1934 гг. братьями Хубенцовыми была предложена конструкция плавучего основания в виде затопляемого деревянного понтона. С этого основания была пробурена поисковая скважина глубиной 365 м. Впоследствии, во время сильного шторма понтон был разрушен.

Для установки набивных свай, исходя из промысловых условий использовалась плавучая буровая установка. Бурильный станок вращательного бурения монтировался на плавучей барже (киржиме) (рис. 2). Киржим представлял из себя плоскодонное деревянное судно длиной 13 м, шириной по дну 4 м и высотой 2 м. Два таких киржима служили опорой для площадки.

В начале 30-х годов, когда в прибрежной полосе Мексиканского залива в дельте реки Миссисипи была установлена нефтеносность и началась промышленная разработка некоторых площадей, которые представляли болотистую местность. Были использованы баржи для доставки оборудования к нефтяным промыслам, а впоследствии и для бурения. Для облегчения продвижения барж по болотистой местности при помощи драг прокапывались каналы между разными водоемами шириной от 9 до 12 метров и глубиной от 1,2 до 2,1 м.

Рис. 2. Плавучая буровая установка

В начале 50-х годов использовались прицепные баржи - тендеры в комбинации с небольшим основанием. Подобное сочетание значительно снижало затраты на бурение, причем особую экономию этот способ давал при разведочном бурении скважин, когда скважина оказывалась «сухой».

Первоначально для прицепов или тендеров применялись переоборудованные транспортные десантные суда военно-морского флота США, которое могли быть сравнительно дешево приобретены из оставшихся после войны излишков. В это время была следующая классификация принятых для проектирования буровых плавучих установок:

1) Погружные установки; 2) самоподъемные установки; 3) установки с донной опорой; 4) тендерные суда.

Первой выпущенной в промышленных условиях погружной плавучей установкой была установка «Пенрод 51» фирмы «Пенрод Дриллинг», построенная в 1951 г. фирмой «Бетлхем Стал» в г. Бомонте, шт. Техас.

В 1954 г. были спущены на воду для эксплуатации в Мексиканском заливе еще 3 погружных установки: «Мистер Чарли» фирмы «Одеко»; установка 44 фирмы «Трансуорлд Дриллинг»; «Одеко Севн» фирмы «Одеко». Все три установки рассчитаны на работу при глубине моря до 12 м.

Институтом «Гипроморнефть» в 1958-1959 гг. был разработан проект плавучей буровой установке для структурно-поискового бурения. Эта установка, первая в СССР достроена судоремонтным заводом «Каспнефтефлота» в Баку. Общий вид буровой установки представлен на рисунке 3.

В 1954 г. в Орэндже (шт. Техас) была спущена на воду первая буровая площадка, оборудованная мощными пневматическими домкратами (рис. 4).

Рис. 3, Плавучая установка института «Гипроморнефть» при установке па точке бурения

Одними из первых самоподъемных плавучих буровых установок, появившихся на Каспии были «Хазар», построенная в Голландии и «Апшерон», построенная в СССР (рис. 5). Плавучая установка «Апшерон» была спроектирована в институте «Гипроморнефть» и построена «а судоремонтном заводе им. Парижской Коммуны в г. Баку. С помощью этой установки предполагалось вести проходку поисковых скважин глубиной до 2200 м при глубине моря до 16 м. До 1960 г. максимальная толщина воды на разрабатываемых морских месторождениях углеводородов составляла 61 м.

Рис. 4. Передвижная площадка на 14 опорах

В середине 50-х годов начинается освоение более удаленных, и глубоководных районов. Для этих целей используются специальные суда, с помощью которых производится разведочное бурение (структурные, поисковые скважины) В 1953 г запускается в эксплуатацию для глубоководного бурения первое буровое судно, работающее автономно без судов снабжения в отдаленных от баз районов В начале 1955 г значительное распространение на морских разведочных площадях получает метод, при котором использование плавучих буровых судов обеспечивает установку всего устьевого оборудования на дне океана. В целом, парк плавучих буровых установок для разработки морских месторождений с начала их применения в 1981 г составлял 538 единиц, а распределение их по регионам представлено на рисунке 6. Районами самой большой концентрации плавучих буровых установок в 1981 г являлись Мексиканский залив, шельф у побережья Венесуэлы, моря омывающие Западную Европу, шельф у берегов Западной Африки, Юго-восточная Азия и район Персидского залива.

Глава 3. Развитие новых технологий и разработка плавучих установок для освоения глубоководных месторождений Как показывает опыт разработки морских месторождений, с момента открытия залежи до начала ее эксплуатации проходит не менее семи лет Необходимость сокращения этого срока очевидна и решение этой проблемы велось во многих компаниях и фирмах Одно из решений было предложено фирмой «Флюр сабси сервиз» и заключалось в следующем для сокращения периода между разведкой и промышленной эксплуатацией месторождения предлагалось использовать для бурения и эксплуатации скважин одну платформу.

Использование одной платформы для бурения, а затем и для эксплуатации ведет к экономии средств, получаемой благодаря тому, что при увеличении глубин, на которых устанавливается платформа, стоимость ее

Рис. 6. Распределение буровых установок по регионам

возрастает незначительно (дополнительные средства необходимы только для наращивания натяжных устройств). Кроме того, после завершения освоения одного месторождения платформа может быть передислоцирована в другой район работ.

В начале 70-х гг. XX столетия специалисты фирмы «Коноко» утверждали, что для обеспечения потребностей в энергоресурсах в последние десятилетия века возникнет необходимость в добыче нефти и газа на глубинах моря 1000 и более метров. В тот момент времени практически все морские скважины бурили и осваивали со стационарных платформ при глубине моря не превышающей 120 м. Большинство специалистов утверждали, что использование обычных металлических стационарных платформ в водах большой глубины малоэффективно и нерентабельно. Учитывая это конструкторский и технический персонал фирмы «Коноко» приступил к разработке новых технических средств для освоения глубоководных месторождений нефти. Для разработки полупогружной платформы с натяжными опорами (ППНО) потребовалось 14 лет.

Преимущество ППНО над существовавшими то время плавучими установками заключалось в значительной экономии стали (особенно при глубинах моря более 300 м), быстром переходе от разведочного бурения к эксплуатации скважин, легкости монтажа и демонтажа конструкций.

При решении различных гидродинамических задач специалисты фирмы «Коноко» пришли к выводу, что работа будет легче и эффективнее, если проект привязать к условиям конкретного месторождения. С этой целью в качестве

критериев проектирования были выбраны условия окружающей среды на месторождении «Хаттон». Это месторождение было открыто фирмой «Коноко» в 1973 г. Обший вид платформы представлен на рисунке 7.

Рис. 7. Платформа с натяжными опорами

К июлю 1984 г. платформа была готова к монтажу на месторождении «Хаттон». Буксировка платформы из залива Мори Ферт к месту установки началась 8 июля 1984 г. и через 30 часов она была на точке закрепления.

Следует отметить, что платформа введена в действие менее чем через три месяца после завершения строительства ее корпуса и палубы на заводах Шотландии.

Традиционный подход к разработке морских нефтяных и газовых месторождений заключается в том, что после открытия месторождения производится оценка его запасов, устанавливается стационарная платформа, бурится скважина, осуществляется монтаж эксплуатационного оборудования, после чего месторождение вводится в эксплуатацию. Обычная продолжительность этого процесса (от получения в аренду до ввода месторождения в эксплуатацию) составляет около пяти лет. Она возрастает при проведении работ в более глубоких водах, где требуется использование новой технологии, а также в случае возникновения юридических и экологических проблем.

В начале 80-х годов прошлого столетия, в связи с ростом цен на нефть, задержки с вводом месторождений в эксплуатацию заставляли нефтяные компании отдавать предпочтение методам ускоренного ввода в эксплуатацию,

основой которых является применение плавучих эксплуатационных установок, в качестве которых могут применяться переоборудованные танкеры.

Технология ускоренного вода морских месторождений в эксплуатацию является достаточно известной, однако в ряде случаев для разработки отдельных месторождений, независимо от того, что используется в качестве плавучей эксплуатационной установки (самоподъемная, полупогружная или танкер), использование существующей технологии ограничено и она должна быть модифицирована. Одна и та же система ускоренного ввода в эксплуатацию не может быть в равной степени эффективной в различных районах, а модификация ее компонентов связана с существенными затратами.

Более приемлемый подход заключается в проектировании и строительстве универсальных эксплуатационных установок, пригодных для применения в различных условиях. Использование такой установки дает возможность начать эксплуатацию месторождения уже через несколько недель после окончания бурения на нем первой результативной поисково-разведочной скважины.

Эксплуатационная установка (рис. 8), заякоренная на месторождении должна обеспечивать разделение нефти, газа и воды, а также хранение нефти с последующей ее отгрузкой в танкеры.

', 5 /«

__/ /7 — \г~/'в "V — 1 V - »-То— —

Рис. 8. Система ускоренного вода скважины в эксплуатацию и хранения добываемой нефти, характеризующая универсальность и легкостью подготовки к работе 1 - направление ветра, волн и течения; 2 - посадочная площадка для вертолетов; 3 - жилые помещения; 4 - вертлюг для нескольких жидкостей; 5-установки для обработки добываемой продукции; 6 - свеча для сжигания в факеле добываемого нефтяного газа; 7 - электростанция в ремонтные мастерские; 8 - причальный канат к танкеру; 9 - танкер; 10 - плавучий шланг для налива нефти в танкер; 11 - двигатели-толкатели системы динамического позиционирования; 12 - нефтехранилище; 13 - эксплуатационные стояки; 14 -якорная линия; 15 - трубопроводы для транспортирования нефти или газа к берегу; 16 - основание манифольда и стояка; 17 - емкость для обеспечения плавучести стояков; 18 - линии прямого и обратного транспортирования жидкостей; 19- скважины с подводным заканчиванием

Одной из первых является система разработки нефтяных месторождений Северного моря с относительно небольшими запасами (6,4 - 8,0 млн. м3), которые нерентабельно разрабатывать обычными методами, предложенная фирмой «Бритиш петролеум».

Опыт проектирования и использования плавучих эксплуатационных комплексов показал, что исходя из состояния морской нефтегазодобычи с середины 80-х годов применение этих систем значительно расширится, поскольку в определенных условиях они обладают неоспоримыми преимуществами перед другими аналогичными системами. В 1986 г. во всем мире число таких комплексов превышало 15 единиц.

Многие нефтяные компании направили свои усилия на совершенствование плавучих эксплуатационных систем на базе танкеров (FPSO - Floating production oil storage and offloading). Новым направлением развития плавучих средств для разработки морских месторождений явилось создание в 1996 г. первой плавучей платформы на столбовидном буе, отличающейся малыми перемещениями, имеющей фонтанную арматуру «сухого» типа (SPAR). Прототип SPAR использовался как терминал и хранилище нефти в 1972 г. на месторождении «Брент» в Северном море. В разработке SPAR принимали участие конструкторы, создавшие платформу TLP, которая явилась базисом для возникновения SPAR.

Плавучая платформа SPAR создавалась для малодебитных месторождений, сочетая в себе небольшие размеры, наличие необходимого оборудования и хранилища для сбора продукции, обеспечивая работу в глубоких водах. Первая SPAR «Нептун» была изготовлена компанией «Текнип» на верфи в Финляндии, доставлена в Мексиканский залив и эксплуатировалась компанией «Керр-Макджи» в районе, где глубина воды составляла 588 м.

В 2004 г. в эксплуатации находилось 14 платформ SPAR. Все они были установлены в Мексиканском заливе.

Существующие к началу 21 века плавучие эксплуатационные системы для глубоких вод можно сгруппировать по конструкционным признакам и по проводимым на них операциям. Такая классификация, учитывая оба указанных признака, предполагает 6 типов плавучих эксплуатационных систем:

1) FPSO - плавучая система нефтедобычи, хранения и отгрузки продукции на базе танкера;

2) FPSS - плавучая система нефтедобычи на базе полупогружных платформ (SEMI);

3) TLP - плавучая система нефтедобычи на базе полупогружной платформы с избыточной плавучестью с натяжными опорами;

4) SPAR - плавучая система на столбовидном буе;

5) FPDSO - плавучая система бурения нефтедобычи, хранения и отгрузки на базе танкера;

6) DD SEMI - двухъярусная полупогружная платформа.

Внешний вид всех шести видов плавучих систем представлен на рисунке 9. В 2002 г. парк плавучих эксплуатационных систем составлял 119 единиц, более половины из которых были FPSO. Применение всех типов плавучих

средств для освоения нефтегазовых месторождений с начала их внедрения обеспечило освоение значительных глубин. На рисунке 10 приводятся сведения по динамике выхода на большие глубины.

Рис. 9. Основные типы плавучих эксплуатационных систем

В начале 80-х годов 20 столетия Арктика являлась одним из самых перспективных районов для открытия крупных месторождений углеводородов

Рис. 10. Освоение морских месторождений нефти и газа с использованием стационарных и плавучих установок

К 1983 г. самыми распространенными основаниями на арктическом шельфе являлись искусственные острова. Ни металлические, ни железобетонные стационарные платформы в определенных условиях не выдерживали ледовых нагрузок, а как показала практика, такие нагрузки способны выдерживать только большие искусственные острова. Перспектива их использования при освоении месторождений в море Бофорта в этот период времени была самая благоприятная. На основании опыта эксплуатации существующих искусственных островов была разработана, концепция их создания и использования под основания для бурения скважин и эксплуатации месторождений.

В море Бофорта близ дельты р. Маккензи фирма «Импириал» в середине 1978 г. с первого искусственного острова, сооруженного в водах глубиной 13 м, пробурила газовую скважину — открывательницу «Иссерк Е-27». Фирма «Импириал» с партнерами летом 1979 г. наметила намыть еще один искусственный остров в 21 км севернее «Иссерка».

Интересным направлением создания искусственных островов являлось использование ледяного покрова для установки бурового оборудования.

В 70-х было успешно опробовано использование искусственного утолщенного льда в качестве временных площадок для бурения нефтяных скважин. Однако применяемая технология намораживания льда не позволяла за короткий срок создать крупные ледяные блоки. Для строительства ледяной нефтедобывающей площадки в условиях Арктики требовалось около 100 блоков льда, объемом 100 м3. В 1979 г. технология создания ледовых оснований была изменена: по мере наращивания ледяной подушки в слой льда внедряли крупные блоки уретановой пены. Это нововведение позволило уменьшить толщину и массу площадки. В результате этого сократились сроки строительства, и осталось больше время на бурение.

Глава 4. Развитие процессов химической переработки продукции

скважин в условиях морского месторождения

Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазовых месторождений (особенно глубоководных) могут превратить рентабельную залежь в неэкономичную.

Анализ состава нефти любого месторождения (в том числе и морского) на начальном этапе позволит оптимально подобрать методы и технические средства разработки месторождения, а также выбрать способы и средства доставки нефти потребителю, нуждающемуся в конкретном сорте нефти. Для рассмотрения свойств нефтей морских месторождений выбраны основные морские месторождения мира, находящиеся в промышленной разработке к начало 80-х годов XX столетия. Как показывает анализ свойств нефтей морских месторождений между ними больше различий, чем сходства. Тем не менее можно отметить сходство всех рассмотренных нефтей по такому показателю как газосодержание. В большинстве случаев этот показатель достаточно высокий. Если в условиях добычи нефти на суше этот фактор не является определяющим, то в ограниченном пространстве эксплуатационных платформ проведение подготовки нефти для дальнейшей транспортировки затруднено и

этот факт во многих случаях необходимо учитывать. Перекачка таких многофазных систем по трубопроводам на берег может осложнена целым рядом факторов.

С середины 50-х годов XX века при эксплуатации морских месторождений большое внимание уделялось конструированию новых типов оборудования, которое позволило бы сократить время обслуживания и тем самым снизить эксплуатационные затраты. Увеличение рентабельности могло быть достигнуто за счет необычного использования углеводородов в морских условиях и оптимизации размещения и работы эксплуатационного оборудования. Одним из таких направлений являлось создание компактного оборудования для сепарации газонефтяного потока. Применение сепарационных установок обеспечивало разделение потока на два наиболее важных компонента: нефть и газ. Нефть транспортируется на берег выбранным для данного месторождения способом (трубопровод, танкер), а в отношении газа оператор может принять одно из следующих решений: сжигать на факеле; закачивать обратно в пласт; получать сжатый газ и транспортировать его на берег; производить электроэнергию; химическим путем получать синтетические продукты; получать сжиженный газ с последующей доставкой его на берег.

В 1979 году была разработана система, состоящая из двух циклонов. Газ и нефть подаются в первый циклон, где осуществляется первичная сепарация (рис.11). Выходящий из первого циклона поток газа вместе с увлекаемой нефтью сепарируется во втором циклоне.

В 1988 г. компания БОЭТ («Бритиш оффшор энджиниринг текнолоджи») разработала концепция подводной сепарационной установки, которую предполагалось использовать для разделения продукции небольших месторождений, открытых в водах доступных для водолазов (рис .12). В сентябре 1988 года на месторождении «Арджилл» в британском секторе Северного моря эксплуатируемом компанией «Хамилтон бразерс» на дно моря был спущен опытный образец подводного сепаратора пропускной способностью 800 м3/сут. После проведения рабочих испытаний и модификаций основных компонентов сепарационной установки она в сентябре 1989 года утверждена регистром Ллойда.

Важной проблемой при эксплуатации морских месторождений является транспорт продукции скважин. Перевозки нефти особых проблем не вызывает. Транспорт газа возможен по трубопроводам, но не всегда является экономичным. В начале 80-х годов рассматривая доставку газа потребителям рассматривались вопросы сжижения газа или производства метанола из газа непосредственно на месторождении. Сопоставление затрат на транспортировку метанола и сжиженного природного газа на танкерах показано на рисунке 13 и при значительных расстояниях перевозок доставка метанола более выгодна. Кроме того, метанол представляет собой более ценный продукт, чем сжиженный природный газ, и при сравнении на эквивалентной энергетической основе (при одинаковом энергосодержании) его цена выше, чем цена сжиженного газа. Например, при использовании в качестве заменителя бензина

Рис 11. Схема компактного оборудования для сепарации нефти и газа:

1- первичный циклонный сепаратор; 2 - вторичный циклонный сепаратор; 3 -подача нефти или пены; 4 - газ + некоторое количество нефти; 5 -регистрирующий манометр; 6 - автоматический регулятор давления; 7 -сепарированный газ; 8 - уровнемер; 9 - регистратор уровня; 10 - регулятор уровня; 11 - нефть; 12 - анализатор плотности; 13 - расходомер; 14 -сепарированная нефть; 15 - газ.

Рис 12. Схема подводной сепарационной установки на 1600 м3/сут. с двумя ступенями сепарации, хранилищем нефти и воды, однофазной перекачкой

нефти и воды и сжиганием газа на факеле: I - газ из скважин; II - газ на сжигание; III - нефть к танкеру; IV - вода к

танкеру; 1 - коллектор; 2 - сепаратор первой ступени на 2,5 МПа; 3 -хранилища; 4 - нефтяной манифольд; 5 - водяной манифольд; 6 - сепаратор второй степени на 0,12 МПа; 7 - песок; 8 -вода; 9 - нефть

или в качестве добавки к нему цена метанола составляет 0,26 доллара за литр или 7,6 долл/ГДж. Соответственно рыночная цена сжиженного газа колеблется в пределах от 3,8 до 4,7 долл/ГДж (цены 1987 г.).

МО

Удельная стоимость, центы/млн.ккал ^

«30

400

330

240

о 3.2 1,4 м ч.о 1|.з ».4 а я маршрута

Рис. 13. Удельные затраты на перевозку СПГ и метанола

В 1979 - 1980 годах было проведено исследование технической и экономической целесообразности строительства в Северном море плавучего завода по получению из попутного газа метанола.

Все используемые процессы производства метанола в 80-е годы из природного газа включали риформинг очищенного от сернистых соединений в потоке пара с образование промежуточного газа, содержащего в

соответствующих пропорциях. Процесс получения метанола из природного газа в 1967 г. разработала английская компания «ICI». К 1980 г. технологическая схема производства метанола из природного газа была модифицирована и представлена на рисунке 14.

Применяемые процессы получения метанола, в основном, сходны, однако отличаются используемыми катализаторами и различной конструкцией риформеров и реакторов.

В начале 80-х годов в Японии проводились исследовательские работы по утилизации попутного газа. В 1980 году была завершена разработка плавучей нефтегазоперерабатывающей системы. Система предусматривала переработку газа и получение сжиженного метанола на борту плавучей установки с последующей транспортировкой на танкере или барже. По окончании разработки месторождения установка может быть отбуксирована на другую точку. Схема эксплуатации нефтяного месторождения с применением плавучего завода по производству метанола производительность 1000 т/сут., работающего по схеме низкого давления, спроектированного фирмой «Империал Кэмикэл Индастрис» (ICI) представлена на рисунке 15.

Газ очищается от сернистых соединений и в смеси с перегретым паром, получаемым из морской воды (требуется 1150 т воды на 1000 т метанола), подается на установку риформинга. Здесь образуется синтез-газ, содержащий водород и окислы углерода.

Рис. 17. Схема технологической линии по производству метанола из природного газа:

1 - очищенный природный газ; 2 - подача сырья; 3 - паровой риформер; 4 -теплообменник; 5 - выброс газа в атмосферу; 6 - поток водяного пара; 7 -теплообменник-холодильник; 8 - топливо; 9 - продувочная линия; 10 -турбокомпрессор; 11 - линия синтеза; 12 - хранилище для сырьевого метанола; 13 - осушитель; 14 - отвод воды; 15 - высшие спирты; 16 - метанол; 17 -метиловое топливо; 18— легкие фракции.

Рис. 15. Схема эксплуатации нефтяного

месторождения с использованием попутного газа для получения метанола:

1 - газопровод; 2 - основание причала; 3 -универсальное соединение с вертлюгом; 4 -морской стояк; 5 - причальный буй; 6 -вертлюг; 7 - причальная ферма; 8 - танкер; 9 - завод по производству метанола; 10 -буксирный трос; 11 - плавучий рукав; 12 -танкер для перевозки метанола.

Смесь компримируется и подается в реактор, где протекает реакция образования метанола. Полученный метанол после очистки хранится в танкере. Процесс не требует внешнего подвода энергии, его общий термодинамический КПД коло 60%. Для производства 1000 т метанола требуется около 880 тыс. м3 газа. Наиболее серьезные проблемы при создании плавучего завода по производству метанола связаны с установкой риформинга. Это наиболее громоздкое и тяжелое оборудование, масса которого около 2,5 тыс. т, а габариты 20x50x24 м. Специалисты ICI, выполнившие проект, указывали, что ветровые нагрузки не приведут к нарушениям в его работе. Установка риформинга может выдержать ветер скоростью более 55 м/с, ограничивающим фактором при этом может стать безопасность работы оператора. Перемещения судна и температуры воздуха не могут создавать трудности с точки зрения работы установки риформинга.

Стоимость завода для получения метанола высокого качества в зависимости от его производительности представлена на рисунке 16.

В 1981 году шведской фирмой «Сведярде девелопментс» совместно с датской фирмой «Холдор топси» разработана серия нефтеперерабатывающих установок, построенных в соответствии с международными стандартами.

<ю.-1-1 | I-1—I—

к\

(

wj-

il_I_I-1_I-l—_l_

m m m 1ш im tiso tm

фМЦМИ^ МММИ1, f/tf/M

Рис. 16. Зависимость стоимости завода по производству метанола от его

производительности

Установки для производства мочевины, метанола, целлюлозы и смежных продуктов смонтированы на платформах, которые могут быть размещены в прибрежных водах или в реках. Новая технология позволяла смонтировать установку на сборочной площадке, а затем доставить ее в необходимую точку с помощью баржи.

Одной из таких установок, разработанных фирмой в 1981 году, являлась плавучая установка по производству метанола мощностью до 3 тыс. т/сут., которая может быть построена за 28 месяцев.

В 1997 году на конференции по нефтехимии в Хьюстоне Дж.Аббатом был представлен вариант плавучей метанольной установки, которую возможно разместить рядом с нефтедобывающей платформой.

Предлагаемая схема получения метанола включала стадии подготовки исходного газа, получения синтез - газа, синтеза метанола и ректификации. При проектировании решались вопросы, специфичные для плавучей установки.

Для получения синтез - газа на плавучей установке рассматривалось четыре возможных решения: реакция углеводородов с кислородом; реакция углеводородов с воздухом, обогащенным кислородом; автотермическая конверсия с воздухом, обогащенным кислородом и компактный агрегат конверсии с топкой под давлением.

Технология разработанная фирмой «ИСИ-Каталко» (Великобритания), представленная на рисунке 17 позволяла получать из легкого природного газа синтез - газ с малым содержанием инертных примесей и с почти стехиометрическим соотношением СО И Нг. Однако из газа со значительным содержанием пропана и бутана вырабатывается синтез - газ, содержащий недостаточное количество водорода. В этом случае состав синтез - газа можно подкорректировать в дешевом мембранном аппарате.

Капитальные затраты на такую установку распределяются следующим образом:

• 60% приходится на блок получения синтез - газа, включая разделение воздуха;

• 9% - на узел синтеза метанола;

• 12% - на ректификацию метанола;

• 19% - на энергетические сооружения, включая газовую турбину.

Наземная версия такой установки проработала два года (1995 - 1997 гг.)

на заводе в Лавертоне (Австралия) и подтвердила свою надежность и эффективность.

Рис. 17. Технологическая схема плавучей установки по производству

метанола

В 1980 году предлагается осуществлять производство мочевины и аммиака на море из попутного газа. Морской комплекс по производству мочевины включает источник газа, самоподъемную платформу, одноточечный причальный буй заякоренную баржу и морскую транспортную систему. Стационарная платформа, на которой размещается оборудование для производства мочевины обеспечивает неподвижность рабочих емкостей.

Мочевина образуется путем соединения аммиака и двуокиси углерода. Упрощенная схема производства мочевины показана на рисунке 18.

'Ч^Н^КрЧ

вин/чти итйшы

Рис. 18. Схема производства аммиака и мочевины:

I - первичный риформер; 2 - компрессор; 3 - вторичный риформер; 4 -конвертер; 5 - экстрактор СОг! 6 - конвертер для синтеза аммиака; 7 -охлаждение; 8 - насос; 9 - реактор для производства мочевины; 10 - очистка;

II - обезвоживание; 12 - секция завершения производства мочевины; 13 -затаривание в мешки; I- газ из скважины; II- пар; III- синтетический газ (Нг, СО, СОг); IV - воздух; V - реакционный газ (Нг, СО, СОг, N2); VI - азото-водородная смесь для получения аммиака (Н2, N2); VII - газообразный аммиак; VIII- жидкий аммиак; IX- карбамат аммония; Х- 75%-ный раствор мочевины; XI- расфасованная мочевина.

Метан, поступающий из скважины, и пар при соединении в первичном риформере образуют синтетический газ (смесь водорода, окиси двуокиси углерода). Во вторичный риформер вместе с воздухом вводится азот. Окись углерода в конвертере окисляется до двуокиси углерода. Затем отдельно от водорода и азота двуокись углерода попадает в конвертер по производству аммиака. Из конвертера и холодильника аммиак выходит в виде жидкости при температуре около 400С и давлении 1,7 МПа.

Аммиак и двуокись углерода соединяются в реакторе с образованием мочевины, карбамата аммония и воды. Эту смесь с избыточным содержанием аммиака очищают до получения 75%-ного раствора мочевины. Концентрацию мочевины в растворе увеличивают путем перегонки; конечный продукт

получается в виде кусков или гранул. Варианты обустройства платформы представлены на рисунке 19.

Наиболее приемлемым является III вариант обустройства: установка для производства аммиака, реактор для получения мочевины и система ее очистки размещаются на платформе, а на пришвартованную к платформе баржу подается 75%-ный раствор мочевины. В этом случае баржа служит в качестве промежуточного хранилища, а также снабжена оборудованием для получения из 75%-ного раствора мочевины продукта, транспортируемого на берег.

На берег мочевина может транспортироваться в виде четырех продуктов: 50 или 75%-ного раствора, гранул или кристаллов.

г | I И-<М"ГН~7

Рис. 19. Варианты размещения технологического оборудования при производстве мочевины в морских условиях: А - вариант I; Б — вариант II; В — вариант III; 1 — установки для производства аммиака и мочевины; 2 - установка для производства аммиака; 3 -одноточечный причал; 4 - установка для производства мочевины; 5 - хранение частично готового продукта; 6-50 или 75%-ный раствор мочевины, кристаллы и гранулы мочевины в россыпном виде; I - газ из скважины; II - мочевина в мешках; III - транспортирование мочевины на берег; IV - 75%-ный раствор мочевины.

Схема производства, хранения и транспортировки твердой мочевины на море показана на рисунке 20.

Рис 20. Схема производства, хранение и транспортирования мочевины на море: 1 - причальный буй; 2 - 75%-ный раствор мочевины; 3 - хранилище технологического конденсата; I - технологический конденсат; II - 75%-ный раствор мочевины; III- пар.

На заякоренную баржу 75%-ный раствор мочевины подают совместно с паром, необходимым для завершения технологического процесса. На барже раствор мочевины выпаривают и подают на грануляторы или кристаллизаторы. На всех этапах транспортировки и хранения твердую мочевину необходимо защищать от влаги.

Основные выводы и рекомендации

1. На основании собранного и исследованного материала впервые проведено комплексное историко-техническое исследование развития техники и технологии добычи и переработки продукции скважин на морских месторождениях в различных частях Мирового океана, результаты которого могут быть использованы при перспективном планировании разработки морских месторождений России.

2. Показана роль ученых, инженеров и специалистов различных стран, внесших значительный вклад в разработку и внедрение техники и технологий, применяемых при бурении скважин, эксплуатации месторождений, химической переработки продукции скважин в условиях морского месторождения. Установлено, что основы морской нефтедобычи были заложены специалистами СССР и США.

3. Результаты проведенных автором исследований использованы Государственным унитарным предприятием «ИПТЭР» при выполнении научных и практических работ по утилизации попутного газа на месторождениях «Дракон» и «Белый тигр» СП «ВьетСовпетро» в Социалистической Республике Вьетнам. Основные положения работы использованы при подготовке студентов по направлению «Нефтегазовое дело» в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

4. Установлены предпосылки возникновения новых технологий и технических средств для морских районов добычи нефти, а также выделены области их применения в различных климатических зонах и на конкретных месторождениях.

5. Впервые проведен анализ возможности осуществления экономически выгодной химической переработки продукции скважин в условиях морского месторождения. Показано, что получение таких товарных продуктов как метанол и мочевина является рентабельным при эксплуатации малодебитных морских месторождений, осуществляющих добычу нефти с высоким газосодержанием.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

1.Мастобаев Ю.Б., Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Б.Н., Коуба М.. Развитие добычи нефти в море с искусственных островов. - Материалы Новоселовских чтений, - Уфа, Вып. 2, 2004, С. 131-145.

2.Мастобаев Б.Н., Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Ю.Б. Развитие морской нефтедобычи // История науки и техники, 2004, № 4, С. 10-26.,

3.Mastobaev B.N., Movsumzade E.M., Mastobaev J.B. The development of methods and technical means of oil production in shelf and offshore oil fields // Intellectual service for oil and gas industry. Ufa-Miskolc, Vol.3, 2004, p. 23-30.

Of М - Р5~.Я6

4.Мастобаев Б.Н., Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Ю.Б. XX век - начало промышленной добычи нефти на шельфовых и морских месторождениях // «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Материалы V Международной научной конференции. Уфа, 2004, С. 73-74.

5.Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Ю.Б. Разработка морских месторождений арктических районов // «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Материалы V Международной научной конференции. Уфа, 2004, С. 81-82.

6.Дмитриева Т.В., Мастобаев Ю.Б. Совершенствование техники для сооружения морских трубопроводов // «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Материалы IV Международной научной конференции. Уфа, 2003, С. 64-65.

7.Дмитриева Т.В., Мастобаев Ю.Б. Зарождение и развитие теоретических и экспериментальных исследований в области трубопроводного транспорта нефти (конец XIX в). Трубопроводный транспорт нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов. Уфа, 2002, С. 202-203.

8.B.N. Mastobaev, R.N. Bakhtizin, J.B. Mastobaev, A.M. Shammazov Petroleum Transportation in Russia XXX Symposium of the international committee for the history oftechnology. ICONTEC, 2003, p. 25.

9.Мастобаев Ю.Б. Организация производства нефти на море // «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Материалы III Международной научной конференции. Уфа, 2002, С. 72-73.

Ю.Дмитриева Т.В., Мастобаев Ю.Б. Использование химических реагентов для решения проблем транспорта по подводным трубопроводам шельфовых месторождений // «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра». Материалы Международной научно-технической конференции. Уфа, 2002, С.

27-28.

Подписано в печать 2 2.. ои 0<?, Бумага офсетная . Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл.печ.л. 1,6.

Тираж 90 экз. Заказ 9& Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии 450062, г. Уфа, ул.

19 МАЙ 2005

Оглавление научной работы автор диссертации — кандидата технических наук Мастобаев, Юрий Борисович

Введение

Глава 1. Предпосылки возникновения морской нефтедобычи в XIX-начале XX века.

1.1. Первые попытки освоения морских месторождений.

1.2. Начало применения геофизических методов разведки нефтяных месторождений в прибрежной полосе Мексиканского залива.

1.3. Разработка морских месторождений со свайных оснований.

Глава 2. Разработка морских месторождений с использованием плавучих буровых установок.

2.1. Разработка и применение первых передвижных установок.

2.2. Разработка и применение плавучих автономных установок.

Глава 3. Развитие новых технологий и разработка плавучих глубоководных месторождений.

3.1. Проектирование, изготовление и монтаж полупогружной платформы с нефтяными опорами.

3.2. Применение плавучих установок для ускорения ввода месторождений в эксплуатацию и для работы в глубоких водах.

3.3. Создание искусственных островов для разработки и эксплуатации морских месторождений в арктических районах.

Глава 4. Развитие процессов химической переработки продукции скважин в условиях морского месторождения.

4.1. Физико-химические свойства нефтей, добываемых на основных морских месторождениях мира.

4.1.1. Физико-химические свойства нефтей морских нефтегазовых месторождений США.

4.1.2. Физико-химические свойства нефтей месторождений Северного моря.

4.1.3. Физико-химические свойства морских месторождений Азербайджана.

4.1.4. Физико-химические свойства нефтей Венесуэлы Маракаибский нефтяной бассейн).

4.2. Технологии и технические средства, применяемые на морских месторождениях для разделения многофазной продукции скважин.

4.3. Разработка технологий получения метанола на морском месторождении.

4.4. Технология получения мочевины и аммиака на морском месторождении.

Введение диссертации2005 год, автореферат по истории, Мастобаев, Юрий Борисович

Актуальность темы. XXI век устанавливает новые условия добычи и потребления нефти в силу изменившейся политической (война, в Ираке) и экономической (рост цен на нефть) ситуацией. Наряду с интенсивной добычей нефти в традиционных районах суши, бурными темпами продолжает развиваться морская нефтедобыча, перемещаясь на значительные расстояния от берега и большие глубины. К началу XXI века основные страны, добывающие нефть на шельфовых и морских месторождениях (США, Канада, Великобритания, Норвегия, Мексика, Азербайджан, Россия и др.), разработали и продолжают разрабатывать различные технологии и технические средства, успешно применяемые в различных климатических условиях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались:

- на Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов. Уфа, 2002 г.; на Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра». Уфа, 2002 г.;

- XXX SYMPOSIUM OF THE INTERNATIONAL COMMITTEE FOR HISTORY OF TECNOLOGY (ICOHTEC - 2003). St. Petersburg - Moscow, 2003 г.;

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и приложения, содержит 195 страниц машинописного текста, в том числе 13 таблиц, 84 рисунка, библиографический список используемой литературы из 144 наименований.

Заключение научной работыдиссертация на тему "Становление и развитие технологий и технических средств добычи и химической переработки продукции скважин морских месторождений"

Основные выводы и рекомендации

1. На основании собранного и исследованного материала впервые проведено комплексное историко-техническое исследование развития техники и технологии добычи и переработки продукции скважин на морских месторождениях в различных частях Мирового океана, которая может быть использована при перспективном планировании разработки морских месторождений России.

Список научной литературыМастобаев, Юрий Борисович, диссертация по теме "История науки и техники"

1. Аббат Дж. Плавучая метанольная установка. Нефтегазовые технологии №5, 1997 г. с.55.

2. Абих Г.В. О появившемся на Каспийском море острове и материалы к познанию грязевых вулканов Каспийской области. Тр. Геол. инст. АзФАН 1939.

3. Азербайджанское нефтяное хозяйство №6, 1958 г. с.1.

4. Азербайджанское нефтяное хозяйство №9, 1959 г. с.1.

5. Азербайджанское нефтяное хозяйство, №9, 1956 г. с.45.

6. Американская техника и промышленность. Вып. III «Нефтегазовая промышленность». В/о «Внешторгреклама» СССР. 1977 г.

7. Анисимов Ю.А. К истории бурения на нефть на дне моря. Нефтяное хозяйство № 6, 1951г. с. 57-59.

8. Асцатуров А.Г. Удянский Н.Я. Скоростная передвижка буровых вышек на море. Азербайджанское нефтяное хозяйство № 6, 1947 г. С. 9-10

9. Бадовский Н.А. Основные направления технологического прогресса при создании морских буровых установок. Газовая промышленность. №9, 1981 г. с.34-36.

10. Ю.Баяндурова Н. Бурение на море. Азербайджанское нефтяное хозяйство № 6, 1947 г. С. 35.

11. П.Богдановский С. Результаты разведочного бурения в Соединенных Штатах в 1926 г., как конъюнктурный показатель. Нефтяное хозяйство № 8, 1927 г. с. 142-147.

12. Буровые работы в море. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №10, 1981 г. с.86-89

13. И.Буслов В.М., Крэл Н.У. Проекты разработки и эксплуатации арктических месторождений. Часть IV. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №2, 1984 г. с.51-53

14. И.Буслов В.М., Крэл Н.У. Проекты разработки и эксплуатации арктических171месторождений. Часть V, VI. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №12, 1984 г. с.64-70

15. Буслов В.М., Крэл Н.У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. Часть III. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №12, 1983 г. С. 54-56

16. Буслов В.М., Крэл Н.У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. Часть II. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №11, 1983 г. с.46-48

17. Буслов В.М., Крэл Н.У. Проекты разработок и эксплуатации практических месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №8,1983 г. с.63-68

18. Буш Р.А. Совершенствование плавучих эксплуатационных комплексов, сооруженных на базе танкеров. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №1, 1986 г. с.46-48

19. Бэр К.М. Автобиография.- М.: Изд. АН СССР, 1950 г.

20. Вакилов Т.Г. Перспективы развития буровых работ на море // Газовая промышленность. 1981. № 9. - с.

21. Вествуд Д., Вингроув М. Рост производства морских плавучих эксплуатационных установок. Нефтегазовые технологии №2, 2001 г. стр. 41-42

22. Вяхирев Р. И., Каратае Ю.П., Маргулов Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ, пособие. М.: Недра,1984 г.

23. Викери Р.Б. Экономика бурения в Арктике. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №3, 1983 г. с. 7-13

24. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М. Издательство Академии горных наук. 2001г., 459с.

25. Даниэл Дж. Новые технологии для условий Северного моря. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №11, 1989 г. с.51-53

26. Детин Г. нечто легендарное // Нефтяник. 1967. № 16. - с. 36-37

27. Ергин Д. Добыча М. «Де Ново» 2001 г. 888 с.

28. Ивамото В. Ускоренное освоение глубоководных морских месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №!, 1985 г. с.28-29

29. Касум-Эаде Д.С., Таранков В.В., Газарбеков Г.А. Строительсво основания морской буровой системы JT.A. Межлумова. Азербайджансоке нефтяное хозяйство, №3, 1947 г. с.5-9

30. Каталог морских буровых установок, 1983-1984 гг. нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №9, 1983 г. с.30-38.

31. Кельцев В.В. Метанол-конкурент природного газа сжиженного. Газовая промышленность № 12, 1978г. с. 53

32. Кинг Р. Разведка на нефть и добыча нефти на море в странах СевероЗападной Европы. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №4, 1979 г. с.7-14

33. Кнехт Х.А., Бернард С.У. Использование полупогружных буровых установок в качестве оснований для добычи нефти. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №1, 1986 г. с. 42-46.

34. Ковалев А. Нефтяное хозяйство № 6,1936 г. с. 68-70

35. Креме А.Я. Поиски, разведка и промышленное освоение новых нефтяных месторождений в США. Нефтяное хозяйство, № 9, 1936 г. с.23-26

36. Кулиев И.П. Мочалов М.Н., Гузик И.С. Некоторые итоги применения плавучих буровых установок. Азербайджанское нефтяное хозяйство № И, 1960 г. с. 46-48.

37. Кулиев И.П. Основные вопросы строительства нефтяных скважин в море. Азнефтеиздат, Баку, 1958 г. 374 с.

38. Кулиев И.П. Разработка морских нефтяных месторождений в США // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1956. № 9. — с. 43-44.

39. Кулиев И.П., Гузик И.С. К вопросу использования передвижных установок для разведочного бурения в море. Азербайджанское нефтяное хозяйство №7, 1959 г. с.45-48

40. Кулиев И.П., Сафаров Ю.А. Строительство нефтяных скважин на море. Азнефтеиздат. Баку. 1956 г. 332 С.

41. Кулиев С.М. Подводное бурение Азербайджанское нефтяное хозяйство № 9, 1957 г. с. 15-16

42. Куртис Л.Б. (Бак). Создание платформы с натяжными опорами. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №8, 1984 г. с.49-55

43. Кэпрон М. Эксплуатационные платформы для Арктики. Журнал нефть газ и нефтехимия за рубежом №11, 1981 г.

44. Лангевис К. Глубоководная технология разработки нефтяных месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом 1987 г. с.45-49

45. Лейбсон И., Давенпорт С., Мюнцер М. Экономика транспорта природного газа. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №8, 1987 г. с. 7881.

46. Летченко В.К. Морские сооружения для бурения и добычи нефти в США. Азербайджанское нефтяное хозяйство № 6, 1955 С. 31-3349. Лисичкин

47. Листенгартен Л.Б. Комплексное проектирование разработки морских нефтяных месторождений М.: Недра, 1991г.

48. Лоуви П.М. Плавучие системы для добычи, хранения и отгрузки нефти в Мексиканском заливе: вариант, испытанный в промысловых условиях. Нефтегазовые технологии №3, 2000 г. с. 72-76

49. Мастобаев Б.Н., Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Ю.Б. Развитие морской нефтедобычи. История науки и техники № 4, 2004г. с. 10-26

50. Мастобаев Ю.Б., Мовсумзаде Э.М., Мастобаев Б.Н. Развитие добычи нефти в море с искусственных островов. Материалы Новоселовских174чтений. Издательство УГНТУ, 2004. с. 131-145

51. Мелик Пашаев B.C. Некоторые вопросы разработки морских месторождений нефти. Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 9, 1953 г. с.1-3.

52. Михайлов К.Ф., Тимофеев Н.С. Основание под морскую вышку на острове Артема. Азербайджанское нефтяное хозяйство №11-12, 1934 г. С. 64-70

53. Михайлов К.Ф., Тимофеев Н.С. Практика наклонного бурения на о. Артема. Азербайджанское нефтяное хозяйство №9, 1935г. с. 16-21

54. Морские сооружения для бурения и добычи нефти в США. Азербайджанское нефтяное хозяйство №6, 1955, стр. 31-33.

55. Морской энциклопедический справочник под ред. акад. Н.Н. Исанина. -Л.: «Судостроение», 1987г. т. 1., 510 с.

56. Морской энциклопедический справочник под ред. акад. Н.Н. Исанина. -Л.: «Судостроение», 1987г. т.2, 520 с.

57. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник под ред. В.И. Высоцкого и А.Н. Гусевой. М.: Недра, 1977 - 328 С.

58. Нефти СССР. Справочник в 4-х томах. Т. 3. М.: Химия, 1972 - 616 С.

59. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №4, 1981, с.37.

60. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №4, 1981, с.65.

61. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 2, 1982 с.65.

62. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №1, 1984 г. с. 38-39.

63. Нефтяное хозяйство №11, 1930 г. с. 64267.0руджев С.А., Асан-Нури А.О., Калинско М.К., Тимофеев Н.С.

64. Передвижная буровая площадка в Персидском заливе. Азербайджанское нефтяное хозяйство №7, 1955 г. с.32.

65. Передвижные буровые площадки. Азербайджанское нефтяное хозяйство №8, 1955 г. с.32

66. Переоборудование танкера в плавучую буровую установку. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №11, 1983 г. с.34-35.

67. Перспективы добычи нефти в Северном море. Нефть, газа и нефтехимия за рубежом, №12, 1980 г. с.63-65.

68. Перспективы развития морской добычи нефти и газа. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. № 10, 1981 г. с. 79-82.

69. План разработки месторождения ФРГ в Северном море. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом № 8, 1985г. с. 61.

70. Платформа с избыточной плавучестью. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №8, 1981 с. 64.

71. Полупогружная платформа для бурения и эксплуатации скважин. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №8, 1981 г. с. 62-63.

72. Полупогружные платформы с натяжными опорами. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №5, 1983 г. с.70-72

73. Прогресс в технологии бурения и заканчивания скважин в глубоких водах. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №12, 1980 г. с.71

74. Работы на континентальном шельфе США. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом № 11, 1983 г. с. 38-45.

75. Райт Т. Новое эксплуатационное оборудование для морских месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №7, 1979 г.

76. Рей-Гранж А., Пьер Р., Сен М. Jle. Уникальная полупогружная платформа для выполнения разнообразных обслуживающих работ. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №5, 1987 г. с.54-55

77. Ринтоул Б. Нефтегазопормысловые операции в Калифорнии и на Аляске. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом № 7, 1989 г. с. 30-35.

78. Рустамбеков Ф. О бурении на море и разработке морских нефтяных176участков у острова им. Артема. Нефтяное хозяйство №8, 1935 г. с.47-57

79. Рустамбеков Ф.Б. К вопросу о разработке морских (подводных) нефтеносных площадей Азнефти. Азербайджанское нефтяное хозяйство №7-8, 1934г.-с. 47-55

80. Система разработки морских месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №6, 1980 г. с.43

81. Состояние и тенденция развития морского бурения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №12, 1980 г. с.71-72

82. Статистика аварий на морских платформах. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №10, 1982 г. с. 68-69

83. Статистическая оценка предстоящих открытий нефтяных и газовых месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №5, 1982 г. с. 8287.

84. Строительство подвижных морских установок и старение парка. Нефтегазовые технологии №2, 2003 г.

85. Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П., Саркисов Э.И. Эксплуатация морских нефтегазовых метсорождений. М.: Недра, 1986г.

86. Тейлор Д.М. Перспективы развития морской добычи нефти и газа. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №10, 1982 г. с. 55-59

87. Тейлор Д.М. Перспективы развития морской добычи нефти и газа. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №10, 1983 г. с.54-63

88. Тим Пис Ф. Состояние и перспективы морского бурения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №9, 1986 г. с. 40-44

89. Тимофеев Н.С. Разработка подводной части северной антиклинали остова им. Артема // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1936. № 7. - с.

90. Токарев В.А. Поиски морских месторождений в США. Азербайджанское нефтяное хозяйство №12, 1947 г. С. 11

91. Удянский Н.Я. Кустовое бурение на море в тресте «Артемнефть». Азербайджанское нефтяное хозяйство № 6, 1947 г. С. 7-8

92. Фостер К., Тейлор JL, Клосс Т., Макговерн Т. Бурение добывающих177скважин с платформы с натяжными опорами. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №7, 1986 г. с. 8-12

93. Фрейн М.Х., Стоке Э.Дж., Шварц Д.Х. Строительство и монтаж придонного основании на месторождении Хаттон. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №9, 1983 г. с. 15

94. Ханкок У.П., Хаген Д.А. Увеличение добычи нефти на месторождении Статфьорд. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. № 1, 1986 г.

95. Харбисон Д., Вествуд Дж. Глубоководная добыча в мире в 2000-2004 г. Нефтегазовые технологии. №5, 2000 г. с. 46-48

96. Холлиер Р.С., Фоулер Д.У. Рентабельная разработка малодебитных морских газовых месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №7, 1982, с.24-31.

97. Хрисановский Д. Глубокие разведки в районе побережья Мексиканского залива. Нефтяное хозяйство № 9, 1937 г. С. 73

98. Хрисановский Д. Показатели работы по геофизической разведке. Нефтяное хозяйство №9, 1936 г. С.72.

99. Чернов А. Буровые эскадры выходят в море. Нефтяник № 1, 1967г. с. 3437

100. Чернов А. Буровые эскадры выходят в море. Нефтяник № 2, 1967г. с. 2830

101. Что происходит в нефтяной и газовой промышленности. Нефтегазовые технологии №2. 2002 г. стр. 35.

102. Ю8.Шацов Н. Вышечное строительство в глубоком бурении. Нефтяное зозяйство, №1, 1934 г. с.22-31

103. Шумейкер Ф.Э., Ки Д.У. Использование плавучих установок для ускорения ввода месторождения в эксплуатацию. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом №7, 10983 г. с.51-52

104. Ю.Шумилин С.В. Геологические и геофизические работы в нефтяной промышленности США. Нефтяное хозяйство № 10, 1936 г. С. 32-35.

105. Э. Манн-Боргезе. Драма океана.- JI: «Судостроение», 1982 г. 176 с.

106. Эдмистон К. Проектирование и эксплуатация сооружений для Арктики. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №1, 1986г. с.30-35

107. ALP gets Alvheim contract. Offshore. December 2004 p. 16

108. Anon, «Subsea separation trial Set for Argyll start-ap», Offshore Engineer, February 1989, p. 20.

109. Anon., Flodting Production Semisubmersible, Design Proposal for DilCo. Limited, Zapata offshore Co., December 1982.

110. B.W. Songhurst, W.G. Edwards Subsea separation: An economic method for submarginal fields. Paper OTC 5922, presented at the 21st Annual OTC, Houston, May 1-4, 1989.

111. D.W. Fowler and I.M. Burns «Trucking gas; F new way to market isolated reserves» World Oil, November, 1977.

112. E. Davis and P. Walson «Miniaturized Separators for Offsore Platforms » at the Commission of the European Committee's Symposiumin Luxembourg, April 18-20, 1979

113. Economies of offshore Drilling (Evaluation of Costs in the gulf of Texas). The Petroleum Time 7.01.1955 v 59 №1498

114. G. Moritis Hubs. New Technologies provide access to more deepwater reserves. Oil and Gas journal. November 17, 2003 p. 54-61

115. J. Fitzpatrik, D. Stenning. Design and Construction of Tarsiut Island in the Canadian Beaufort Sea. OTC paper 4517. 1983 r.

116. J. Greenberg 50 key events technologies shaped the offshore industry. Offshor. August 2004, p. 50-54

117. J. Kammerzell Dominion cuts risk to capitalize on discovery. Offshore. November. 2004 p. 36-37.

118. M. Badley. H. Koepchen. Explorations und Produktion spekte bei der Entwicklung des Nordsee feldes Thistle. Erdoel-Erdgas Zeitschrift 98, July, 1977 p. 224-230.

119. M.P. Fielding, «TW 58's Excursion Broadens Mooring Technology», Petroleum Engineer International, March 1982, p. 13-22

120. N.M Rach North Sea operations drilling varied projects. Oil and Gas journal. Apr. 19, 2004. p. 45-51

121. N.M. Rach Workshop spotlights developments in tender assisted, deepwater drilling Oil and Gas Jornal. July 26, 2004. p.43-45

122. Ocean Industry. Vol.16, №16, 1981

123. Ocean Industry. Vol.16, №4, 1981

124. Ocean Industy, Vol. 16, №10, October 1981, pp. 74-76.

125. P. Charrin. Rev. Petrolifere, 1936, №671, 321-6, №672 pp. 353-7

126. P. Holtberg, R. Hirsch. Can we identify limits to worldwide energy resources? Oil and Gas Journal. June 30, 2003 pp. 20-26.

127. Pratt w. Bui. Amer. Ass. Petrol. Geologists, 1937, v 13, t. 21 №6 p. 697-705.

128. R.S. Hollyer and D.W. Fowler «Economic recovery of offshore marginal gas», Presented at the Annual GPA Convention. Marc, 1980, Houston.

129. Spar history reflects innovation, success. Offshore. November 2004 p. 40-41

130. T.F. Gaskell Physics of the Earth London. Thames, 1970

131. W. James Calvert CATC Group Launches new offshore Drilling Tender. World Petroleum №1, vol. 26, 1955

132. W.D. Stine offshore Drilling Tenders. The Petroleum Engineer Reverance Annual, 1954

133. World Oil. Vol. 194 №2, 1 February 1982 r.

Оглавление научной работы автор диссертации — кандидата технических наук Мастобаев, Юрий Борисович

Введение диссертации2005 год, автореферат по истории, Мастобаев, Юрий Борисович

Список научной литературыМастобаев, Юрий Борисович, диссертация по теме "История науки и техники"

Похожие темы диссертаций