Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений



Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений
Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений

Владельцы патента RU 2547161:

Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") (RU)

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно жидких и газообразных, а именно к сооружению технологических комплексов, предназначенных для обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений и работающих в экстремальных условиях. Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений заключается в сооружении ряда морских стационарных платформ, подводных донных комплексов, подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, емкостей хранения продукции скважин и отгрузочных установок, при этом, по крайней мере, одну из платформ выполняют в подводном исполнении с закрепленным ко дну опорным блоком, верхний габарит которого располагают ниже уровня воды на величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга. Кроме этого все платформы в подводном исполнении конструктивно и технологически соединены между собой электрическими кабелями и трубопроводами для конденсата и газа. Выполняют регулярное глубинное сейсмическое зондирование в районе терминалов по добыче подводных залежей углеводородов, путем пассивного зондирования морского дна и последующего анализа микросейсмических колебаний земной коры, блок-модуль энергетической платформы выполняют с газовой турбинной установкой, выполняют прогноз состояния моря вблизи морских буровых платформ путем размещения на акватории волномерных буев и запуска беспилотных летательных аппаратов, оснащенных измерительной аппаратурой, величину наибольшего габарита прохождения подводной части айсберга определяют путем зондирования подводной части айсберга гидроакустическими сигналами с подвижного подводного аппарата, оснащенного параметрическим гидролокатором и управляемым по гидроакустическому каналу связи посредством автоматизированной системы управления и контроля, блок-модули опорных блоков платформы в подводном исполнении, служащие для размещения персонала в подводных воздушных камерах, выполнены со стыковочными устройствами, обеспечивающими стыковку со спасательными подводными аппаратами, размещенными в специальном подводном ангаре. Техническим результатом является повышение надежности строительства и эксплуатации, снижение стоимости капитальных и эксплуатационных затрат при обустройстве морских глубоководных нефтегазовых месторождений. 2 ил.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- недостаточная точность измерений, ограниченная область применения;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Новыми отличительными признаками заявляемого технического решения являются:

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

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

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

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

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

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

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

Глубина зондирования структуры морского дна - до 8 км.

Глубины постановки придонной станции - до 400 м.

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

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

Вероятность правильного определения месторождений - не менее 0,75.

Сейсмологический мониторинг морского дна по технологии 3D.

Кроме этого поставленная цель достигается тем, что:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Способ реализуется следующим образом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Источники информации

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

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

3. Патент RU 2349705 C1, 20.03.2009.

4. Патент RU 2378531 C1, 10.01.2010.

5. Патент RU 2078988 C1, 10.05.1997.

6. Патент RU 2198260 C2, 10.01.2003.

7. Патент RU №2408764, 10.01.2011.

8. Патент WO №2009153530 A2, 23.12.2009.

9. Патент RU №2377606, 27.12.2009.

10. Патент RU №24890 U1 27.08.2002.

11. Патент RU №54171 U1 10.06.2006.

12. Патент US №6842006 B2 11.01.2005.

13. Патент GB №2439378 A1 22.12.2007.

14. Авторское свидетельство SU №1389473, 30.04.1995.

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

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

17. Патент RU №2296836 C1, 10.04.2007.

18. Патент RU №2288994 C1, 10.12.2006.

19. Патент RU №2215847 C2, 10.11.2003.

20. Патент RU №2280128 C1, 20.07.2006.

21. Патент US №3535884 A, 27.10.1970.

22. Патент RU №2238365 C1, 20.10.2004.

23. Патент RU №2383683, 10.03.2010.

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



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к автоматизированной регистрации в реальном времени морских млекопитающих. Техническим результатом является повышение точности регистрации в режиме реального времени морских млекопитающих.

Изобретение относится к гидроакустической технике, конкретнее к области активной гидролокации, в том числе к активным гидролокаторам, предназначенным для обнаружения объектов, измерения координат и параметров движения обнаруженных объектов.

Изобретение относится к гидроакустической технике, конкретнее к области активной гидролокации, в том числе к активным гидролокаторам, предназначенным для обнаружения объектов, измерения координат и параметров движения обнаруженных объектов.

Изобретение относится к гидроакустической технике, конкретнее к области активной гидролокации, в том числе к активным гидролокаторам, предназначенным для обнаружения объектов, измерения координат и параметров движения обнаруженных объектов.
Изобретение относится к области использования систем технического зрения для обнаружения объектов и скорости их движения на гидролокационных изображениях. Техническим результатом изобретения является высокая точность определения координат объектов, окружающих подвижную подводную платформу, и скорости их движения за счет использования совместной обработки последовательности гидролокационных изображений и данных инерциальной системы самой движущейся платформы. .

Система для освещения подводной обстановки относится к специальной технике и может быть использована для обнаружения и опознания подводных объектов, а также для сигнализации и оповещения о появлении на акваториях морских объектов хозяйственной деятельности (акватории портов, морские терминалы по добыче и транспортировке углеводородов, гидротехнические сооружения и т.д.) неизвестных малогабаритных подвижных аппаратов (МПА) или подводных пловцов (ПП), а также для обнаружения и сопровождения айсбергов.

Изобретение относится к гидроакустике и может быть использовано для обнаружения движущегося заглубленного источника звука, измерения координат источника звуковых волн в мелком море в пассивном режиме с помощью акустических приемников, установленных на морском дне, координаты которых и угловое положение считаются известными.

Изобретение относится к области использования навигационных и промерных эхолотов и может быть применено для их тарировки. Техническим результатом изобретения является повышение точности тарирования эхолотов и снижение трудозатрат на ее проведение.

Использование: гидроакустика и может быть использовано для построения навигационных гидроакустических станций освещения ближней обстановки. Сущность: способ содержит излучение зондирующего сигнала, прием отраженного эхосигнала, формирование статического веера характеристик направленности, формирование цифрового массива данных с выхода тракта когерентной обработки по каждому пространственному каналу, последовательный вывод цифровых отсчетов на индикатор, определение порога автоматического обнаружения по среднему значению амплитуд цифровых отсчетов первого и второго циклов обработки по всем пространственным каналам, вывод цифровых отсчетов на индикатор осуществляется по правилу А=Аотсч/ (Г-К), где А амплитуда отсчета, выводимая на индикатор, Аотсч - амплитуда исходного цифрового отсчета, Г - параметр, определяемый оператором как глубина регулировки усиления, К - номер цикла обработки, порог автоматического обнаружения выбирается из условия минимума пропуска эхосигнала от цели, формирование общего цифрового массива данных с выхода тракта когерентной обработки по всем пространственным каналам от момента излучения до момента достижения зондирующим сигналом установленной шкалы работы, определение отсчетов, превысивших порог, определение номера пространственного канала М, определение временного положения отсчета Т, проведение классификации по цифровым отсчетам обнаруженной цели из общего цифрового массива по М пространственным каналам, средний канал из которых равен измеренному каналу, и во временном окне, равном Н циклам набора временной реализации, автоматическое определение классификационных признаков и автоматическое принятие решения о классе цели, вывод результата обработки по обнаруженной цели на индикатор с указанием номера цели, измеренных координат М и Т, классификационных признаков и класса обнаруженной цели, при очередном обнаружении превышения порога процедура повторяется до окончания шкалы дистанции и по совокупности всех обнаруженных целей формируется банк классификации.

Использование: гидроакустика. Сущность: способ содержит излучение зондирующего сигнала, прием эхосигнала веером статических характеристик, набор временной реализации последовательно по всем пространственным каналам, обработку последовательно по всем пространственным каналам, определение уровня помехи, как результат суммирования всех отсчетов по первому циклу приема по всем пространственным каналам, вычисляют порог обнаружения по среднему значению всех отсчетов Аср, производят выбор минимального значения в каждом наборе временных отсчетов огибающей последовательно по всем пространственным каналам по правилу 0≤Амин<Аср, запоминают номера пространственных каналов, в которых обнаружены минимальные значения огибающих, производят выбор максимального отсчета Амакс в каждом наборе отсчетов огибающей по всем пространственным каналам, проводят прореживания с оставлением минимального отсчета по правилу п последовательных отсчетов выбирают наименьший, и максимального отсчета по правилу из n последовательных отсчетов выбирают максимальный, в каждом наборе временных отсчетов огибающей по всем пространственным каналам, производят автоматическое обнаружения превышения эхосигналами выбранного порога обнаружения Амакс>Апорог=кАср последовательно по всем пространственным каналам статического веера характеристик направленности, измеряют и запоминают амплитуды и номера отсчетов сигналов, превысивших порог обнаружения, измеряют и запоминают номера пространственных каналов, в которых произошло обнаружение сигнала, измеряют угловую протяженность УПмак объекта по количеству пространственных каналов, превысивших порог обнаружения, определяют номера отсчетов и пространственных каналов, в которых не произошло превышение выбранного порога и уровень сигнала в которых близок к 0, определяют угловую протяженность УПмин области минимальных отсчетов по числу пространственных каналов, в которых 0≤Амин<Аср, и при совпадении угловых протяженностей принимают решения о наличии тени объекта.

Изобретение относится к техническим средствам охраны объектов со стороны водной среды с прямой передачей информации в пункт приема об обнаруженных подводных целях через границу вода-воздух на основе эффекта параметрического взаимодействия электромагнитных и акустических колебаний, организованных на границе вода-воздух. Система охраны предназначена для использования в морских областях, озерах, в речных руслах и каналах. Использование в системе прямой передачи информации через границу вода-воздух позволяет оперативно развертывать систему охраны в зоне наблюдений, не прокладывать по дну кабели и не использовать радиобуи на водной поверхности, тем самым исключить возможность несанкционированных внешних воздействий на систему. Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение надежности и эффективности системы охраны, упрощение и удешевление передачи в пункт приема информации о подводной обстановке в сложных условиях проведения подводных наблюдений и охранных мероприятий в реальных акваториях. 2 ил.

Изобретение относится к гидроакустической технике, конкретнее к области активной гидролокации, в том числе к активным гидролокаторам, предназначенным для обнаружения объектов, измерения координат и параметров движения обнаруженных объектов. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности обнаружения с высокой вероятностью объектов на фоне реверберационной помехи, при неизвестной радиальной скорости отражающего объекта, определения с повышенной точностью координат и параметров движения обнаруженных объектов при излучении только одной посылки. 1 ил.

Изобретение относится к области гидроакустики, а именно к конструированию многоэлементных антенн гидроакустических комплексов надводных кораблей и подводных лодок. Предложена многоэлементная гидроакустическая антенна, содержащая основание, на котором закреплены секции, в которых размещены стержневые пьезокерамические преобразователи, каждая секция заключена в герметичный корпус и содержит на лицевой стороне пластину, в отверстиях которой установлены передние накладки стержневых пьезокерамических преобразователей, герметично соединенные со стенками отверстий резиновыми развязками-уплотнениями, и каждая секция имеет электрический вывод. В антенне каждая пластина представляет собой сегмент цилиндрической поверхности высотой h с центральным углом β, многоэлементная гидроакустическая антенна выполнена в виде сегмента толстостенного цилиндра толщиной b, где b - радиальный размер секции, высотой nh, где n - количество секций по высоте многоэлементной гидроакустической антенны, и центральным углом α=kβ, где k - количество секций по направляющей цилиндрической поверхности, причем основание многоэлементной гидроакустической антенны выполнено в виде круглого металлического фланца, снабженного стойками, перпендикулярными фланцу и имеющими форму сегмента цилиндрической поверхности конгруэнтной внутренней поверхности секции, стойки смещены от края основания на расстояние b, причем корпус каждой секции с ее тыльной поверхности скреплен разъемными соединениями с двумя стойками, ширина стойки b1 выполнена достаточной для размещения разъемного соединения, которое может быть выполнено резьбовым, а электрические выводы от секций выполнены с их тыльной стороны в промежутках между стойками и выведены из антенны через центральное отверстие во фланце. Это позволяет упростить транспортировку антенны на объект и ее сборку, что повышает ее технологичность, снижает стоимость и массогабаритные характеристики, а возможность замены секции непосредственно на корабле повышает ресурс и долговечность без снижения тактико-технических характеристик. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Настоящее изобретение относится к области гидроакустики и может быть использовано для разработки гидроакустической аппаратуры различного назначения. Способ позволяет автоматически обнаруживать гидроакустические сигналы шумоизлучения объектов. Способ обработки гидроакустического сигнала шумоизлучения объекта, содержащий прием сигнала шумоизлучения, определение спектра шумового сигнала и помехи, накопление, сравнение результата, прием сигнала шумоизлучения производят с выхода единой антенны, производят выделение реальной части спектра, выделение мнимой части спектра, повторение процедуры выделения реальной части спектра и повторение процедуры выделения мнимой части спектра для N последовательных наборов, суммирование реальных частей по N наборам, суммирование мнимых частей по N наборам, возведение в квадрат суммы реальных частей, возведение в квадрат суммы мнимых частей, определение энергетического спектра сигнала суммы, одновременно с определением энергетического спектра суммы по тем же исходным данным определяется энергетический спектр разности, определяют энергетический спектр разности как сумму квадратов N наборов разности реальных частей и сумму квадратов N наборов разности мнимых частей, а решение о наличии сигнала шумоизлучения объекта принимается в том случае, если энергетический спектр суммы будет больше энергетического спектра разности. 1 ил.

Изобретение относится к области подводной навигации и, в частности, может быть использовано для определения собственных координат АНПА при его перемещении подо льдом в высоких арктических широтах. Технический результат заключается в повышении точности позиционирования АНПА при проведении подледных работ в высоких арктических широтах за счет исключения из системы датчика курса АНПА, т.е. исключения влияния ошибок его измерений на общую оценку горизонтальных координат аппарата. Предложенное техническое решение позволяет также исключить ограничивающие условия оценки координат аппарата из-за неблагоприятного геометрического (пространственного) расположения ГМ и АНПА. Использование радионавигационных приемников GPS/ГЛОНАСС, ГАНС-УКБ при определении местоположения ГМ, в качестве которого используется ТНПА, а также исключение измерения курса АНПА и ОС прямым путем, что является источником некорректных данных в высоких арктических широтах, а также повышение маневренности ГМ позволили решить задачу оценки собственных координат АНПА в условиях подледного плавания. 3 ил.

Изобретение относится к гидролокации, конкретно к пассивным способам акустического обнаружения и локации подводных пловцов в толще воды, и может быть использовано при проведении подводных поисковых и спасательных работ, осуществлении охраны береговых сооружений и пляжей со стороны водной среды или охраны подводных сооружений, а также охраны судов на якорной стоянке, морских нефтяных платформ, входов в порты, опор мостов, каналов, акваторий гидростанций. Способ основан на обнаружении и выделении из зарегистрированных шумов исследуемой акватории квазипериодических модуляций неустранимых низкочастотных дыхательных шумов подводного пловца, вызванных ритмом дыхательных маневров, частота которых лежит в диапазоне 0,1-1 Гц. Технический результат - увеличение дальности обнаружения. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Применение: Изобретение относится к области рыболовства и предназначено для диагностики гидробионтов (обнаружения, определения местоположения и перемещения, вида, возраста, пола и состояния). Сущность: Технический результат - определение не только наличия и местоположения, но также вида, возраста, пола и состояния гидробионтов: рыбы и других объектов аквакультуры. Достигается тем, что с помощью измерений температурного поля обследуемой акватории и эхолокации по установленным ранее эмпирическим зависимостям поведения гидробионтов (предпочтению определенных параметров среды обитания, скорости перемещения, характерным движениям в зависимости от вида, возраста, пола и состояния) от температуры определяют наличие и местоположение гидробионтов, а также их вид, возраст, пол и состояние.

Изобретение относится к гидроакустической технике, в частности к области активной гидролокации. Согласно изобретению активный гидролокатор, включает процессорный блок, приемо-передающий блок, соединительный кабель от процессорного к приемо-передающему блоку, антенный блок гидролокатора со встроенным сигнальным и управляющим кабелем, при этом приемо-передающий блок выполнен выносным и содержит две фазируемые антенные решетки, работающие в паре, одна из которых - излучающая с веерной диаграммой направленности, установлена внутри корпуса с возможностью вращения в горизонтальной плоскости вокруг оси, проходящей через ее геометрический центр, а другая - приемная антенная решетка, неподвижно закреплена на корпусе и выполнена в виде кольца, охватывающего герметичный корпус, заполненный жидкостью для компенсации гидростатического давления внешней среды. Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции гидролокатора и его эксплуатации, снижение его стоимости за счет использования в нем промышленно выпускаемых комплектующих и существующих алгоритмов обработки данных. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к акустическим измерениям и может быть использовано для измерения скорости звука в естественных водоемах. Предложен способ акустического мониторинга изменчивости параметров морских акваторий, заключающийся в формировании в морской среде акустической трассы распространения звука и обработке принятого приемным элементом трассы акустического сигнала, которой включает измерение скорости распространения звука, температуры и давления в образцовой зоне водоема на фиксированных горизонтах, свободной от загрязнений техногенного характера, при этом полученные значения измеренной скорости распространения звука являются эталонными значениями для данного водоема и заносятся в память вычислительного устройства средства акустического мониторинга, при формировании в морской среде акустической трассы распространения звука и обработке принятого приемным элементом трассы акустического сигнала, измерения скорости распространения звука выполняют при температуре и давлении, соответствующих температуре и давлению полученных эталонных значений скорости распространения звука на фиксированных горизонтах акватории исследуемого водоема. Технический результат заключается в повышении достоверности способа акустического мониторинга изменчивости параметров морских акваторий, а также расширении функциональных возможностей. 1 ил.

Использование: изобретение относится к области гидроакустической техники и может быть использовано при поиске и распознавании подводных объектов в условиях ограниченной оптической видимости на основе формирования их акустического изображения. Сущность: устройство гидроакустической визуализации, содержащее размещенные в герметичном корпусе антенный блок, включающий установленные в одной плоскости перпендикулярно продольной оси герметичного корпуса излучающую и приемную многоэлементные решетки в виде взаимно перпендикулярных линеек, генератор излучаемого сигнала, соединенную с его выходом многоотводную линию задержки, многоканальный усилитель, выход которого соединен с излучающей многоэлементной решеткой, блок обработки принятого сигнала, включающий последовательно соединенные с выходом приемной антенной решетки приемный усилитель, аналого-цифровой преобразователь, формирователь характеристик направленности и блок вычисления корреляционной функции, второй вход которого подключен к выходу генератора излучаемого сигнала, а также размещенный в герметичном корпусе блок графического отображения акустического изображения, содержащий видеоконтроллер, соединенный кабельной линией связи с выходом блока обработки принятого сигнала, графический дисплей, соединенный с выходом видеоконтроллера, и пульт управления, подключенный к входу видеоконтроллера, снабжено блоком коммутаторов, включенным между многоотводной линией задержки и многоканальным усилителем, и блоком формирования линейно возрастающих времен задержки, включенным между генератором излучаемого сигнала и блоком коммутаторов, при этом управляющий вход блока коммутаторов соединен через кабельную линию связи с пультом управления блока отображения графической информации. Изобретение позволяет существенно увеличить скорость обзора пространства в режиме поиска (режим 2D) за счет облучения всего пространства обзора всего за одну посылку зондирующего сигнала. При необходимости распознавания обнаруженного подводного объекта включается режим 3D, который позволяет воспроизводить его трехмерное изображение, существенно расширяя при этом возможность распознавания. Технический результат: увеличение скорости обзора пространства в режиме поиска за счет обзора всего освещаемого пространства всего за одну посылку зондирующего сигнала. 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-04-10 2015-04-10T11:29:12
Наверх