платформа для морской добычи нефти

Формула изобретения

Платформа для морской добычи нефти, включающая буровую установку с приводом, палубу платформы, подъемный кран, вспомогательный блок (тендерную установку), буровую трубу, ствол скважины, фундамент скважины, подводное оборудование, включающее устройства регулировки расхода жидкости и газа, коллекторы, подводные выкидные линии, блокираторы, подводную систему управления, отличающаяся тем, что буровая труба оснащена защитной оболочкой с возможностью фиксации на палубе платформы и в фундаменте скважины, которая выполнена из химически стойкого и водостойкого, светозащитного и силового слоев, и оснащена рукавами с впускными клапанами, расположенными по длине защитной оболочки и соединенными с мобильными эластичными резервуарами, в верхней части буровой трубы в отводном коллекторе размещен дистанционно управляемый внутритрубный снаряд.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области обустройства и освоения морских нефтегазовых месторождений, а более конкретно к способам и средствам предупреждения аварийных ситуаций.

В настоящее время добыча нефтегазовых ресурсов континентального шельфа переносится из мелководных незамерзающих морей на большие морские глубины и акватории с тяжелыми ледовыми условиями, отдаленные от обустроенных береговых промышленно-производственных инфраструктур.

Обустройство и эксплуатация открытых месторождений требует разработки специальных технологий, технических средств и технологических схем добычи, подготовки, сбора, хранения и транспортировки добываемой продукции. Эти задачи имеют различные решения в зависимости от гидрометеорологических условий и наличия береговых инфраструктур.

В настоящее время в основном проектируют морские нефтегазовые станции металлической конструкции. Однако по предварительным экспертным оценкам специалистов, видна не завершенность обоснования только их использования. Поэтому целесообразно провести комплексные исследования по созданию железобетонных конструкций морских сооружений в районе Мурманской области.

Одной из важнейших проблем является необходимость наличия технических средств для эвакуации персонала при экстремальных ситуациях на объектах обустройства в любых природно-климатических условиях шельфа замерзающих морей.

В настоящее время в мире имеется несколько тысяч морских нефтегазопромысловых инженерных сооружений для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Опыт работы которых показывает, что при освоении месторождений с их помощью зачастую возникают крупные аварии, приводящие к человеческим жертвам и травматизму, загрязнениям окружающей среды и значительным капитальным затратам на их ликвидацию [Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М.: Издательство Академии горных наук. 1999, с.335-343].

Одной из последних крупных аварий является авария, которая произошла 20 апреля 2010 года в ходе буровых работ на нефтяной платформе «Deepwater Horizon» в Мексиканском заливе в 80 километрах от побережья американского штата Луизиана, на которой произошел взрыв, который вызвал сильный пожар. После двух суток пожара платформа затонула, оставив после себя большое нефтяное пятно [http://www.novoteka/ru/click?-URL=http://lenta/ru/articles/2010/04/29/oilrig/].

Пробуренный пласт Macondo считается небольшим, всего 100 миллионов баррелей. Однако, при скорости утечки 5000 баррелей в сутки, если его не заглушить, то он будет фонтанировать 60 лет.

Инцидент на платформе привел и к выбросу нефти в воды залива. В момент ЧП на буровой установке находилось порядка 700 тысяч галлонов дизельного топлива. Из-за аварии в воду вылилось более 300 тысяч галлонов (более миллиона литров) необработанной нефти (сырца). По предварительным оценкам площадь нефтяного пятна уже в первые дни составляла полторы тысячи квадратных километров, и оно ежедневно пополняется как минимум 5 тысячами баррелей нефти из поврежденной в трех местах скважины.

Для устранения места аварии были задействованы четыре дистанционно управляемые подводных аппарата, но добиться каких-либо существенных результатов не удалось даже спустя неделю после затопления платформы. В общей сложности в работах по устранению последствий аварии уже в первые дни были заняты 700 человек, четыре самолета и 32 специализированных судна для сбора нефтепродуктов.

Авария в Мексиканском заливе может повлечь ужесточение требований безопасности к добыче нефти. В первую очередь, изменения требований коснутся проведения испытаний оборудования, такого, как противовыбросовый превентор, устанавливаемый на морском дне. Во время взрыва на нефтяной платформе это устройство не сработало и не заблокировало выход нефти из поврежденных аварией скважин.

Длина полупогруженной буровой платформы «Deepwater Horizon» составляет 121 м, ширина - 78 м. Платформа может самостоятельно перемещается с места на место. Она может бурить в океане, где глубина воды достигает 2400 м. И при этом она способна проходить скважины глубиной до 9100 м.

Устойчивость платформы обеспечивается путем забора воды в специальные емкости. При этом, чем ниже центр тяжести, тем платформа более устойчива.

Динамическое позиционирование обеспечивается только за счет подруливания специальной системой винтов, без использования якорей. С морским дном платформа соединена только посредством буровой трубы.

Платформа оборудована системой телеметрии и передает всю информацию о своем состоянии на берег в режиме реального времени.

По одной из версий причиной взрыва могло стать внутреннее давление, которое резко возросло во время бурения.

«Deepwater Horizon» не была оснащена дистанционно-управляемым блокиратором, обязательно используемым в иных нефтедобывающих странах, таких как Норвегия и Бразилия, который мог бы позволить перекрыть скважину после взрыва на платформе. Причина происшествия в настоящее время расследуется специалистами, но одна из выдвинутых в первые минуты после катастрофы версий указывает на возможность выхода из строя оборудования и возгорания под напором попутных газов. Причиной аварии на буровой платформе в Мексиканском заливе мог стать внезапный выброс нефти из-за подвижки земной коры.

Взрыв произошел три дня спустя после того, как скважина была зацементирована.

По предварительным данным причиной взрыва стал мощный выброс метана из скважины. Такой вывод содержится в отчете ВР о внутреннем расследовании причин аварии, сообщает Associated Press. Специалисты сделали вывод, что облако газа ударило буровую колонну, а затем взорвалось. Эти сведения основаны на опросе сотрудников установки, работавших в момент аварии на ней.

Согласно выводу профессора инженерных наук из Университета Беркли Роберта Би, рабочие установили на фундаменте скважины цементную заглушку, затем снизили давление в буровой колонне и стали устанавливать вторую цементную пломбу уже под фундаментом. По мнению специалиста, химическая реакция, спровоцированная установкой пломб, привела к увеличению температуры и выбросу метана, который сорвал заглушку и вырвался наружу.

Эксперты полагают, что взрыв был спровоцирован выбросом газа, до пузыря которого достала скважина, углубившаяся на 5500 метров. Не исключено, что выброс и повредил предохранительный клапан.

Стояк - огромная труба, которая соединяет платформу со скважиной и в которой находится бур, - лег на дно. Лопнул в трех местах. Из них и течет нефть. На эти места и планируется поставить саркофаги.

Работа по ликвидации утечки проводилась одновременно по нескольким вариантам.

1. ВР не оставляет надежды перекрыть противовыбросовый превентор на поврежденной скважине с помощью подводных роботов. До сих пор подобные попытки к успеху не привели.

2. Специалисты компании строят специальные подводные камеры, которыми будут накрыты места утечек. С помощью этих камер нефть будет откачиваться из скважины в нефтеналивные суда.

3. Выполнение бурения перехватывающих скважин, одна из которых на глубине около 4 км пересечется с поврежденной скважиной и направит нефть из нее по новому руслу. На эту работу уйдет, как предполагается, около 3 месяцев.

4. Специалисты компании начали сбрасывать дисперсирующие вещества непосредственно над местом основной утечки на глубине 1,5 км, что, как ожидается, позволит прибить нефть ко дну и снизить скорость распространения углеводородов по Мексиканскому заливу.

5. Еще одним методом ликвидации утечки стала, установка дополнительного противовыбросового превентора поверх уже существующего, однако есть опасения, что такая мера может вызвать дальнейшее повреждение скважины.

В Национальном управлении по проблемам океана и атмосферы (НОАА) США сообщили, что по поверхности океана в месте катастрофы (на 29 апреля) уже разлилось пятно длиной 78 км и шириной 63 км, которое продолжает увеличиваться.

Интенсивность утечки нефти из скважин затонувшей буровой установки вводы Мексиканского залива может достигать 100 тыс. баррелей в день.

На 30 апреля более легкая нефть уже достигла берега, более густая находилась еще в восьми километрах от суши. Нефтяное пятно растеклось на площади более чем 75 тысяч квадратных километров.

Для того чтобы не дать нефти достичь береговой линии, была опробована технология сжигания нефти в море. Первый пробный поджог состоялся 28 апреля. В местах скопления нефти сформировали периметр из огнеупорных бонов и отбуксировали его от основного разлива. Затем нефть внутри периметра подожгли с помощью специальных плотов. К ночи контролируемое сжигание нефти было прекращено. После сгорания нефтепродуктов в воде остаются комки, которые легко извлечь с помощью сетей. Продукты горения нефти уже не будут опасны для морских животных, птиц и рыб.

Однако экологи считают, что продукты горения нефти могут привести к отравлению рыб, а также сильно загрязнить воздух в регионе, однако согласны с тем, что это загрязнение будет менее серьезным, по сравнению с тем, которое уже принесли взрыв и последующий пожар на нефтяной вышке. Кроме того, последствия «контролируемого поджога» менее страшны, чем вред от нефтяной пленки, особенно если она достигнет суши.

Компании ВР удалось устранить одну из трех утечек нефти на дне Мексиканского залива. Об этом 5 мая сообщил британский телеканал «Sky News». Место, где просачивается нефть, теперь накрыто металлическим контейнером-сборщиком пирамидальной формы. По информации из другого источника блокировать выброс нефти удалось на самой маленькой течи при помощи специального вентиля. Остальные две течи находятся на такой глубине, где нельзя будет повторно применить этот метод. По состоянию на 6 мая в океан попало 9, 5 тысяч тонн нефти. Количество выливающейся в океан нефти не уменьшилось.

ВР планирует установить в районе утечки специальный металлический купол (колокол), который будет собирать растекающуюся на глубине нефть и отправлять ее на поверхность. Колокол представляет собой 98 тонную железобетонную коробку, которая напоминает примитивную космическую ракету с отверстием наверху, через которое по трубе планируется откачивать нефть. Колокол должен собрать 85% нефти, исходящей с морского дна. Однако власти штата Луизиана скептически отнеслись к идее сооружения улавливающего купола. Причина в том, что эта технология ранее никогда не использовалась в аналогичных ситуациях и ее эффективность не доказана. Имеется информация, что подобная технология использовалась в 2005 году после урагана Катрина, но на значительно меньшей глубине.

По состоянию на 6 мая около 100 судов, включая 20 крупнейших в своем классе, ведут сбор нефти с поверхности океана. Идет мобилизация судов для сбора нефти. ВР заключило контракты на выполнение этих работ с 1,2 тысяч рыболовецких судов. Создаются заграждения для защиты побережья. В защитных мероприятиях принимают участие 4 тысячи местных жителей, работа которых оплачивается по 10 долларов в час. На борьбу с утечкой нефти мобилизованы силы Национальной гвардии США.

Перед пуском колокола необитаемые подводные аппараты расчистили место прорыва скважины от мусора и обломков. При спуске колокола на глубину 1520 м специалисты опасались, что пары нефти, исходящие с поверхности воды в безветренную погоду, могут воспламениться из-за случайно возникшей искры между железными частями конструкции.

Для придания нужного положения колоколу непосредственно над местом утечки были использованы пять подводных роботов.

9 мая руководство ВР решило приостановить работы после того, как на внутренней поверхности 100-тонного купола образовались легковоспламеняющиеся газовые гидраты - кристаллические соединения различных газов с водой, которые образуются при определенных соотношениях давления и температуры. Они заблокировали проем купола, предназначенный для сбора нефти. Чтобы участники операции смогли обследовать купол и очистить его от газогидратов, конструкция была поднята с морского дна и сдвинута в сторону. По оценкам руководства ВР на очистку купола потребуется не менее двух дней.

Затем были начаты работы по строительству нового купола, которым смогут перекрыть утечку нефти. Новый купол значительно меньше размера прежнего, что, возможно, позволит предотвратить образование в ней взрывоопасных веществ и скопления грязи, что также даст возможность проложить специальный трубопровод для откачки и предотвратить утечку нефти в Мексиканский залив из поврежденной скважины.

Кроме того, активно применялось распыление диспергентов, в том числе под водой на глубине 1500 м. Вертолеты разбрасывали у побережья возле места аварии мешки с песком весом по одной тонне каждый.

Также выполнялись предпринимались попытки закрыть нефтяную скважину специальной резиновой заглушкой диаметром 1,2 м и высотой 1,6 м и создать цементный колокол для того, чтобы сдерживать поток нефти и откачивать ее на поверхность. Второй вариант, более перспективный, но более трудоемкий из-за необходимости бурения параллельной скважины, чтобы можно было контролировать основную скважину. Также рассматривался вариант применения растворителей в местах, где нефть выбивается из поврежденной скважины.

Всего названы пять способов ликвидации последствий взрыва на нефтяной платформе. Причем, поскольку неизвестно, какой из предложенных вариантов решений правильный, работа ведется по всем направлениям. Так, в ВР не оставляют надежды перекрыть противовыбросовый превентор на поврежденной скважине с помощью подводных роботов. Также специалисты компании строят специальные подводные камеры, которыми будут накрыты места утечек. С помощью этих камер нефть будет откачиваться из скважины в нефтеналивные суда.

Также в ВР заявили о начале бурения перехватывающей скважины, которая на глубине около 4 км пересечется с поврежденной скважиной и направит нефть из нее по новому руслу. На эту работу уйдет, как предполагается, около 3 месяцев.

Помимо этого, специалисты компании начали сбрасывать дисперсирующие вещества непосредственно над местом основной утечки, что, как ожидается, позволит прибить нефть ко дну и снизить скорость распространения углеводородов по Мексиканскому заливу. Еще одним методом ликвидации утечки стала установка дополнительного противовыбросового превентора поверх уже существующего, однако есть опасения, что такая мера может вызвать дальнейшее повреждение скважины.

Известны также способы очистки сточных вод от нефтепродуктов, включающие обработку коагулянтом с последующей фильтрацией, в которых для повышения степени очистки в качестве коагулянтов применяют раствор, полученный после обработки изгонолитейного шлака соляной кислотой, а фильтрацию осуществляют через полученный при обработке осадок [Авторское свидетельство СССР № 1439083], или в качестве коагулянта используют хлоризолропилат алюминия или в виде отхода химико-фармацевтической промышленности, образующегося на стадии разложения каталического комплекса производства левомицетина [Авторское свидетельство СССР № 1439085].

Данные способы имеют ограничения по применению, так как могут быть использованы только для очистки воды от нефтепродуктов, протекающей по трубопроводным магистралям или находящейся в закрытых резервуарах малого объема, так как после ввода коагулянта необходимо выполнение операций, связанных с отстаиванием и фильтрацией, что требует дополнительного оборудования, аналогичного, описанного в Авторском свидетельстве СССР № 1712315 и авторском свидетельстве СССР № 1712317.

Известен также способ очистки воды от эмульгированной нефти [Авторское свидетельство СССР № 1456000] и способ разрушения нефтяной эмульсии [Авторское свидетельство СССР № 1456451].

В способе очистки воды от эмульгированной нефти [Авторское свидетельство СССР № 1456000], включающем введение гомополимера диметилдиаллиламмоний хлорида, перемешивание и отстаивание, для сокращения остаточного содержания нефти в воде, вводят 0,1-30%-ный водный раствор гомополимера демитилдиаллиламмония хлорида, содержащего 5-10 мас.% мономера и имеющего вязкость 16000-32000 мПа·с, измеренную в 38%-ном водном растворе при температуре 25 градусов.

Данный способ имеет также ограниченное применение, так как применим только для очистки воды от нефти ограниченного объема, обусловленного размерами очистного резервуара. Кроме того, выполнение условий по процентному содержанию вводимых компонентов в условиях естественных открытых водоемов практически невозможно.

В способе разрушения нефтяной эмульсии [Авторское свидетельство СССР № 1456451] разрушение нефтяной эмульсии производится путем обработки ее деэмульгатором, содержащим алкилсульфонат, с получением нефтяной фазы, в котором для содержания в нефтяной фазе солей и воды используют деэмульгатор, содержащий в качестве алкилсульфоната натриевую соль сульфированного отхода производства сульфонала на основе керосина и дополнительно содержащий сополимер этилена с пропиленом с мол.м. 5600-60000 с молярным соотношением звеньев пропилена и этилена (35-48):(65-52) соответственно, при массовом соотношении натриевой соли сульфинированного отхода и сополимера в деэмульгаторе (1,5-3):1.

Реализация данных способов также имеет ограничения по объему очищаемой воды, так как после ее обработки необходимо выполнить операции отстаивания и фильтрации и по выполнению условий по процентному содержанию вводимых компонентов, что для открытых водоемов практически не осуществимо.

Выявленных недостатков лишен способ очистки поверхности воды от нефти, включающий нанесение измельченного сорбента на основе каучука с последующим механическим сбором, полученной фазы вещества, в котором в качестве сорбента используют каучуки с полярными группами и размером фракций не более 3-5 мм, при этом используют каучук, содержащий группы нитрилакриловой или метакриловой кислот [Авторское свидетельство СССР № 1712313].

Данный способ может быть использован и на открытых водоемах. Однако при обработке больших загрязненных водных поверхностей по причине использования каучуков, реализация способа требует крупных материальных затрат, а также существенных трудозатрат, связанных с последующим механическим сбором сорбента, например нефтеловушкой [Авторское свидетельство СССР № 1712316].

Кроме того, известные способы, основанные на вводе веществ, содержащих кислоты, экологически не безопасны, что может отрицательно сказаться на макроструктуре водных акваторий, особенно имеющих промысловое значение.

Известен также способ локализации аварийных разливов нефти на поверхности воды, включающий обработку жидким парафином, в котором загрязненную поверхность воды обрабатывают сначала неорганическим сорбентом, например азеритом или стеклозитом, или их смесью с размером зерен не менее 3 мм, а затем наносят жидкий парафин в количестве 4,0-8,5 мас.% от количества нефти [Авторское свидетельство СССР № 1722314], что также связано со значительными трудозатратами и со сложностью выполнения условий по процентному содержанию вводимых веществ.

В известном способе [Патент РФ № 2081854] для очистки воды и почвы от нефтепродуктов используют биореагент на основе торфа, что требует дальнейшего сбора, модифицированных веществ, полученных при обработке нефтяных загрязнений, посредством специальных плавучих средств, аналогичных описанным в [Патент РФ № 2081967].

Известен также способ локализации нефтяного загрязнения на поверхности воды, включающий создание заграждения, препятствующего растеканию нефти на поверхности воды, в котором заграждения создают в виде кромки спекшейся нефти путем многократного воздействия на каждый ее элементарный объем лазерным излучением в видимой или инфракрасной областях спектра [Авторское свидетельство СССР № 1721177].

Данный способ, наряду с его преимуществом перед известными способами, заключающимися в возможности получения спекшихся кромок, которые препятствуют смыканию нефти, также обладает и недостатком, заключающимся в том, что необходимым условием его использования является образование постоянной подъемной силы, препятствующей подтоплению системы плоскостей на ходу судна-заградителя, что в реальных условиях плавания при непостоянстве гидрометеорологических факторов, с учетом непостоянства динамических параметров судна выполнить практически невозможно, что ограничивает применение данного способа только штилевыми условиями.

В известном способе локализации нефтяного загрязнения [патент RU № 2304194], включающем обработку нефтяного загрязнения на поверхности воды световым потоком, с получением модифицированных структур, в котором при обработке нефтяного загрязнения на него воздействуют световым потоком с плотностью 0,8÷0,9·10 ⁵ Вт/см², причем воздействие световым потоком осуществляют до получения твердой фазы нефтяного продукта с плотностью, превосходящей плотность воды, и ее опускания на дно водоема.

При воздействии на нефтяное загрязнение на поверхности воды световым потоком 0,8÷0,9·10⁵ Вт/см ² происходит обратимое фазовое превращение вещества, сопровождающееся скачкообразным изменением его химического состава. При этом длительность воздействия световым потоком осуществляется до получения фазы нефтяного продукта с плотностью более 0,10283 г/см, что позволяет получить фазу вещества, представляющего собой жидкий нефтепродукт, в виде твердой фазы.

При облучении световым потоком происходит обратимое фазовое превращение вещества, находящегося в жидкой фазе, сопровождающееся скачкообразным изменением его химического состава, в фазу твердого состояния, ввиду наличия явления фотохимических фазовых переходов в молекулярных веществах при иницировании светом реакции демиризации или изомеризации.

При применении данного способа исключается необходимость в последующей обработке, полученной фазы нефтепродуктов, связанных с проведением таких технологических операций как отстаивание и фильтрация.

Однако данный способ, как и другие известные способы очистки воды от нефтепродуктов, могут быть использованы после того, как образовался разлив нефти на поверхности.

Известен также биопрепарат для очистки почвы и воды от нефти [патент RU № 2361686].

В качестве твердого субстрата-носителя используется сферозола (отходы теплоэлектростанций), представляющая собой полые стеклокристаллические алюмосиликатные микросферы в составе летучей золы, образуемой при высокотемпературном сжигании углей на теплоэлекторостанциях.

Совокупность уникальных свойств сферозолы: низкая плотность (меньше воды), малые размеры, сферическая форма, большая удельная поверхность, высокая твердость и температура плавления, химическая инертность, свободная растекаемость (сыпучесть) позволяют получить на ее основе эффективный, легкий, сыпучий биопрепарат, который не тонет в воде и не загрязняет окружающую среду. Попадая в загрязненную почву, сферозола способствует ее структурированию, повышает доступ кислорода для почвенной микрофлоры, что стимулирует ее окислительные процессы.

Однако данный биопрепарат может быть использован после того, как образовался разлив нефти на поверхности, и, кроме того, эффект очистки достигается только на 30 сутки (по полученным данным в лабораторных условиях).

В качестве прототипа выбрана платформа, описанная в источнике [Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М.: Издательство Академии горных наук. 1999, с.123-124, 134-149].

Задачей настоящего технического решения является предотвращение возможности утечки нефти в аварийных масштабах.

Поставленная задача решается за счет того, что платформа для морской добычи нефти включает буровую установку с приводом, палубу платформы, подъемный кран, вспомогательный блок (тендерную установку), буровую трубу, ствол скважины, фундамент скважины, подводное оборудование, включающее устройства регулировки расхода жидкости и газа, коллекторы, подводные выкидные линии, блокираторы, подводную систему управления, в которой буровая труба оснащена защитной оболочкой с возможностью фиксации на палубе платформы и в фундаменте скважины, которая выполнена из химически стойкого и водостойкого, светозащитного и силового слоев, и оснащена рукавами с впускными клапанами, расположенными по длине защитной оболочки и соединенными с эластичными резервуарами, в верхней части буровой трубы в отводном коллекторе размещен дистанционно управляемый внутритрубный снаряд.

Новые отличительные признаки заключаются в том, что буровая труба оснащена защитной оболочкой с возможностью фиксации на палубе платформы и в фундаменте скважины, защитная оболочка выполнена из химически стойкого и водостойкого, светозащитного и силового слоев, и оснащена рукавами с впускными клапанами, расположенными по длине защитной оболочки и соединенными с мобильными эластичными резервуарами, в верхней части буровой трубы в отводном коллекторе размещен дистанционно управляемый внутритрубный снаряд.

Сущность заявляемого технического решения поясняется чертежами (фиг.1, фиг.2).

Фиг.1. Конструкция дистанционно управляемого внутритрубного снаряда. Дистанционно управляемый снаряд содержит колесо 1 ролика, ось ролика 2, кронштейн 3 ролика, корпус ролика 4, фиксатор 5 цанги, который представляет собой болт, плиту 6 привода цанг, болт 7 крепления сферической опоры, верхнюю крышку 8 сферической опоры, нижнюю крышку 9 (вкладыша) сферической опоры, ось 10 привода плиты привода цанг, болт 11 фиксации оси привода плиты цанг, фиксирующее кольцо 12, внутренний цилиндр 13 корпуса цанг, цангу 14, направляющую 15 цанги, болт 16 фиксации направляющей цанги, конус 17 цанг (подвижная щека уплотнителя), уплотнитель 18, плиту 19 (неподвижная щека уплотнителя) уплотнителя, ролик 20 (в сборе), болта 21 крепления ролика, наружный цилиндра 22 корпуса (корпус скольжения), разжимную пружину 23, направляющую 24 разжимной пружины, гидроцилиндр 25, болт 26 фиксации оси привода плиты цанг, уплотнитель 27, поршень 28, уплотнитель 29, крышку 30 гидроцилиндра, вкладыш сальников 31.

Фиг.2. Конструкция платформы. Платформа для морской добычи нефти включает буровую установку 32 с приводом, палубу 33 платформы, подъемный кран 34, вспомогательный блок 35 (тендерную установку), буровую трубу 36, ствол скважины 37, фундамент скважины 38, подводное оборудование 39, включающее устройства регулировки расхода жидкости и газа, коллекторы, подводные выкидные линии, блокираторы, подводную систему управления. Буровая труба 36 оснащена защитной оболочкой 40 с возможностью фиксации на палубе 33 платформы и в фундаменте 38 скважины, которая выполнена из химически стойкого и водостойкого, светозащитного и силового слоев, и оснащена рукавами 41 с впускными клапанами 42, расположенными по длине защитной оболочки 40. Рукава 41 соединены с мобильными эластичными резервуарами 43, в верхней части буровой трубы 36 в отводном коллекторе 44 размещен дистанционно управляемый внутритрубный снаряд 45.

Конструкция дистанционно управляемого снаряда 45 обеспечивает перекрытие трубопровода для выполнения работ по устранению очага повреждения трубопровода, с возможностью его перемещения в зоне очага повреждения по оси трубопровода. Дистанционно управляемый снаряд 45 выполнен с активным управлением скоростью движения.

Мобильный эластичный резервуар 43 предназначен для временного хранения нефтепродуктов. Каждый мобильный эластичный резервуар 43 содержит поддон, установленный на понтоне.

На верхней поверхности поддона размещена с возможностью фиксации замкнутая оболочка, состоящая из топливостойкого, светозащитного и силового слоев и имеющая на верхней поверхности сливоналивную горловину, соединенную с соответствующим рукавом 41. При этом топливостойкий слой выполнен из двух слоев полимерного материала толщиной 80-150 мкм с массой не более 0,3 кг/м ², разрывной нагрузкой не менее 200 Н, температурой хрупкости не менее минус 50°C, максимальной температурой хранимого нефтепродукта не выше 70°C, проницаемостью не более 10 г/м ² сутки, светозащитный слой - из электропроводной саженаполненной полиэтиленовой пленки толщиной 80-150 мкм, силовой слой размещен с наружной стороны резервуара и выполнен из одного или двух слоев фальцованной полипропиленовой ткани с поверхностной плотностью 200±20 г/м² и количеством нитей на 10 см ткани по основе и по утку 54±2 и 50±2 соответственно, при этом внутренняя часть поддона выполнена из материала, идентичного материалу топливостойкого слоя, и представляет замкнутую герметичную полость для заполнения воздухом или другим агентом, а наружная - из материала, идентичного материалу силового слоя, боковые стенки наружной части поддона имеют высоту, равную не менее 0,7 от высоты заполненного эластичного резервуара, и расположены относительно днища под углом 65-75°.

Мобильный эластичный резервуар 43 для нефтепродуктов установлен на поддоне 46, на котором размещена с возможностью фиксации (за счет сил тяжести и трения) замкнутая оболочка, состоящая из топливостойкого, светозащитного и силового слоев. Все слои, в том числе и снегозащитный, соединены в области горловины. В верхней части поддон 46 снабжен крышкой, предназначенной для исключения возможности всплытия мобильного эластичного резервуара при погружении понтона 47, а также для исключения давления водной массы на мобильный эластичный резервуар при всплытии понтона 47.

Все используемые в конструкции мобильного эластичного резервуара 43 для нефтепродуктов материалы выпускаются отечественной промышленностью в виде рукавов шириной 800, 1500, 3000 и 6000 мм, что упрощает процесс создания резервуара (соединение торцевых слоев известными методами - сварка, склейка, сшивка и др.).

Так, в качестве топливостойкого слоя можно использовать полимерный материал толщиной 80-150 мкм с массой не более 0,3 кг/м², разрывной нагрузкой не менее 200 Н, температурой хрупкости не менее минус 50°C, максимальной температурой хранимой рабочей среды не выше 70°C, проницаемостью не более 10 г/м² сутки.

Аналогом мобильного эластичного резервуара 43 является мобильный эластичный резервуар для нефтепродуктов типа ЭР-50 [Описание к патенту РФ № 2304553] с характеристиками, приведенными в таблице 1.

Понтон 47 снабжен балластным блоком, который состоит из верхней части камеры с балластоотжимающей магнитной жидкостью, сообщающейся с нижней частью камеры через трубку, уложенную по спирали внутри статора асинхронного электродвигателя. Перед нижней частью камеры размещен управляемый вентиль. Нижняя часть разделена вялой мембраной на две секции, стенки внешней секции нижней части камеры имеют отверстия для обеспечения протока балласта (воды окружающей среды) при его отжиме (приеме). Аналогом балластного блока являются устройства, приведенные в описании к авторским свидетельствам СССР № 1354572 и № 1413849.

Работа предлагаемого технического решения заключается в следующем.

При наличии аварийной ситуации, аналогичной с платформой Deepwater Horizon, при выбросе нефти из скважины (фиг.2), защитная оболочка 40, зафиксированная на палубе 33 платформы и на фундаменте 38 скважины, не дает нефтепродукту растекаться в толще водной среды. При фонтанировании нефтепродукта под давлением, при его достижении рукавов 41 с клапанами 42, нефтепродукт начнет поступать через рукава 41 в мобильные эластичные резервуары 43, по мере заполнения которых сработает соответствующий клапан 42 соответствующего резервуара 43.

При появлении сигнала тревоги о возникновении аварийной ситуации подается команда дистанционно управляемый внутритрубный снаряд 45, который начнет перемещаться в буровую трубу 36 и перекроет ее, не давая нефтепродукту выливаться на палубу 33 платформы.

При заполнении мобильных эластичных резервуаров 43 они посредством понтонов 45 поднимаются на водную поверхность. При продолжении подъема нефтепродукта под давлением, вместо заполненных мобильных эластичных резервуаров могут быть посредством понтонов 45 установлены пустые мобильные эластичные резервуары 43.

Поднятые на поверхность нефтепродукты в дальнейшем могут быть утилизированы или использованы в качестве сырья путем фильтрации. Очистка воды от остатков нефтепродукта может быть выполнена одним из вышеназванных известных способов очистки водной среды от нефтепродуктов.

Основные узлы и элементы предлагаемого устройства имеют апробацию, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого предложения условию патентоспособности "промышленная применимость".