Podvodna proizvodnja nafte. Inovativne tehnologije za podvodnu proizvodnju ugljovodonika na arktičkom šelfu

Podmorski proizvodni kompleks sastoji se od nekoliko bušotina opremljenih podmorskim božićnim stablom, kontrolnim sistemom, gasovodima za prikupljanje gasa, koji se nalaze na morskom dnu. Gas iz bušotina se doprema u razdjelnik (svojevrsno sabirno mjesto), a zatim se magistralnim gasovodom isporučuje na obalu do kompleksne jedinice za tretman gasa.

Oprema za podmorska proizvodnja, smještena na dnu Ohotskog mora bez platformi i drugih površinskih struktura, omogućava proizvodnju plina pod ledom, u teškim klimatskim uvjetima, isključujući utjecaj prirodne pojave. Time se izbjegavaju mnogi rizici koji su svojstveni radu u nepovoljnim prirodnim i klimatskim uvjetima.

Slične tehnologije već su korišćene u drugim zemljama, na primer, u Norveškoj na poljima Snovit i Ormen Lange, ali će u Rusiji biti prvi put primenjene na Kirinskom polju. Tehnologije podmorske proizvodnje su pouzdane i omogućavaju obavljanje industrijskih aktivnosti sa minimalnim negativnim uticajem na ekološki sistem regiona.

oprema za bušotinu

Projektom razvoja polja predviđeno je 7 bušotina. Podmorsko božićno drvce tipa "božićno drvce" omogućava vam kontrolu protoka plina iz bunara. Zaštitna struktura protiv koće štiti božićno drvce od mehaničkih udara.

Težina sa zaštitom	141 t
Dimenzije	23x23x10 m

Manifold

Gas iz bunara ide u razdjelnik (sabirno mjesto). Uređaj se sastoji od nekoliko cjevovoda pričvršćenih na jednoj bazi, dizajniranih za visoki tlak i povezanih prema određenoj shemi. Razdjelnik distribuira plin, monoetilen glikol (MEG), kemikalije i podmorske kontrolne signale.

Tee

Cjevovodni T je dizajniran za povezivanje srednjih bunara na vod koji je spojen na razdjelnik.

terminalni uređaj

Završni uređaj cjevovoda je dizajniran za spajanje ekstremnih bunara pod vodom na vod koji je spojen na razdjelnik.

Cjevovod za monoetilen glikol (MEG).

Cjevovod od GTP-a do razdjelnika snabdjeven je monoetilen glikolom koji je neophodan za sprječavanje kristalizacije. Iz razvodnika, MEG se dovodi u bunar kroz infield pupčanu.

Kabel crijeva

Glavni umbilik je položen uz morsko dno i povezuje razdjelnik s kontrolnom platformom podmorskog proizvodnog kompleksa. Umbilik prenosi kontrolne komande iz kontrolne sobe do podmorske opreme polja.

Infield pupkovi povezuju razdjelnik sa božićnim stablom na ušću bunara.

gasovod

Gasovod povezuje polje i integrisanu jedinicu za tretman gasa (GTP). Preko njega se rezervoarska mešavina gasa, kondenzata i vode dovodi sa polja do GTP.

Podvodni robot ROV

Vrši podvodnu montažu opreme. Ima 2 ruke manipulatora i ima sistem stabilizacije položaja.

Pronalazak se odnosi na industriju nafte i gasa, posebno na postrojenja za priobalna polja ugljovodonika, koja se uglavnom nalaze na epikontinentalnom pojasu. Uređaj se sastoji od platforme za bušenje sa pogonom, platforme, dizalice, tenderske platforme, armirano-betonskih šipova, bušotine, kompleta opreme instalirane na platformi za sakupljanje, prečišćavanje i transport nafte i gasa, uspona, tačkastih privezišta. i noseća konstrukcija hidrotehničke armirano-betonske konstrukcije duboko ukopana u rezervoar. Dva armiranobetonska šipa su iznutra šuplja i u donjem dijelu povezana lučnim mostom čiji je unutrašnji promjer srazmjeran unutrašnjim promjerima prvog i drugog armirano betonskog šipa. Prvi šip je predviđen ispod nivoa mora, na mjestu postavljanja priobalne fiksne platforme, sa otvorima za unos vode. Unutrašnje stijenke prve šuplje armiranobetonske gomile opremljene su vodilicama napravljenim u obliku trokuta i smještenim u aksijalnom smjeru prema dnu rezervoara. Na spoju prvog šupljeg armirano-betonskog šipa sa zemljom ugrađuje se lopatica hidrauličke jedinice koja se ugrađuje u vodonepropusni kontejner na temeljnoj ploči i uz prvi armirano-betonski pilot. Druga gomila u gornjem dijelu ima rupu koja se nalazi na oznaci iznad nivoa mora, čiji se prečnik unutrašnje površine smanjuje prema odvodu. Povećana je pouzdanost rada platforme na moru. 3 ill.

Pronalazak se odnosi na industriju nafte i gasa, tačnije na postrojenja za priobalna polja ugljikovodika, uglavnom smještena na kontinentalnom pojasu Arktičkog okeana.

U skladu s novim Pravilima za klasifikaciju, izgradnju i opremu plutajućih naftnih i plinskih kompleksa, uključujući pravila za izgradnju i opremu podvodnih proizvodnih kompleksa (vidi, na primjer, N. Reshetov. Arktik diktira pravila // Marine Poslovanje severozapada 2009, br. 1 (14) , str.43), objekti za morska polja ugljovodonika nisu samo plutajuće bušaće platforme, priobalne fiksne platforme, priobalne fiksne platforme otporne na led, već i podvodni cjevovodi, podvodni proizvodni objekti, rizeri, tačkasti vezovi za istovar ugljovodonika, kao i plutajući objekti, za obavljanje pripreme, prerade, skladištenja i otpreme ugljovodoničnih proizvoda.

Glavni tip morskih platformi za proizvodnju nafte i gasa su platforme napravljene u obliku strukture koja se sastoji od jedne ili više armiranobetonskih školjki zakopanih duboko u rezervoar (vidi, na primjer, R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. Mirzoev, Izgradnja i razvoj naftnih i gasnih polja na moru, Moskva, Akademija rudarskih nauka, 1999, str.122.

Izgradnja takvih konstrukcija izvodi se i od ledenog pokrivača i od površine vode. Takve strukture se koriste za razvoj epikontinentalnog pojasa.

Poznate su sljedeće izvedbe morskih platformi: polupotopna plutajuća bušaća platforma "Uralmash 6000/200", samopodizna plutajuća bušaća platforma otporna na led SPBU 6500/10-30, dvonosna konstrukcija hidrauličke armiranobetonske konstrukcije duboko zakopane u rezervoar, gravitaciono armirano betonska platforma, veštačka ostrvska konstrukcija sa betonskim ojačanjem kosina, veštačka ostrvska konstrukcija sa blagim nearmiranim kosinama, veštačka ostrvska konstrukcija sa metalnim cilindričnim okvirom.

Podmorske platforme se koriste (u zavisnosti od lokacije polja) na dubinama od 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 m (Štokmansko polje). U inostranstvu na dubinama do 300-600 m.

Udaljenosti od priobalnog polja do obale također imaju različite dužine. Glavni podvodni cevovod od Štokmanskog polja ima dužinu od 635 km do obale poluostrva Kola.

Prilikom izrade nalazišta nafte i gasa koji se nalaze ispod morskog dna, uzimaju se u obzir posebnosti prirodno-klimatskih, hidroloških i rudarsko-geoloških uslova u vezi sa potrebom izbora načina njihovog razvoja i odgovarajućeg načina ribolova na moru.

Hidrometeorološki faktori su glavni pri odabiru tipa morskog naftnog i gasnog postrojenja (OOGS). Jedan od glavnih faktora pri odabiru vrste ledootpornih struktura je režim leda, koji karakterizira skup parametara (debljina, poroznost, salinitet, brzina i površina ledenih formacija, itd.).

Za utvrđivanje dizajna površinskog dijela MNGS-a potrebne su informacije o mogućnosti njegovog zaleđivanja kako bi se predvidjeli mjere za suzbijanje ove pojave u projektu.

Ove okolnosti zahtijevaju pouzdano napajanje MNGS-a.

Napajanje kompleksa za obradu nafte i plina vrši se centraliziranim opskrbom električnom energijom putem podvodnog kabela ili dalekovoda ili korištenjem autonomne elektrane instalirane na stacionarnoj platformi na moru.

Pri korištenju autonomnih izvora energije plin se koristi kao gorivo, a tekuće gorivo se koristi samo kao rezerva.

U klimatskim uslovima Arktičkog okeana i udaljenosti od stacionarnih industrijskih izvora energije, problem obezbeđivanja potrebne snage po nominalnoj vrednosti ne može se uvek obezbediti, što nameće korišćenje značajnog broja autonomnih elektrana koje rade na različitim principima (dizel generatori). itd.).

Cilj ovog tehničkog prijedloga je poboljšanje pouzdanosti rada MNGS-a obezbjeđivanjem napajanja MNGS-a koji se nalazi na epikontinentalnom pojasu, uglavnom u teško dostupnim područjima.

Problem je riješen činjenicom da je offshore stacionarna platforma, koja se sastoji od bušaće platforme sa pogonom, platforme, dizalice, tenderske instalacije, armirano-betonskih šipova, bušotine, uređaja za napajanje, kompleta opreme. instaliran na platformi za sakupljanje, pripremu i transport nafte i gasa, uključujući objekte za razvoj morskog polja ugljovodonika: podvodni cevovod na moru, kompleks za podvodnu proizvodnju, uspone, tačke vezova za istovar ugljovodonika - i predstavlja noseću konstrukciju od hidrauličnog armiranog betona konstrukcija zakopana duboko u rezervoar, razlikuje se od prototipa po tome što su dva armiranobetonska šipa iznutra šuplja i spojena u donjem dijelu jedan s drugim pomoću kratkospojnika u obliku luka koji ima unutrašnji promjer srazmjeran unutrašnjim prečnicima prvog. i drugi armirano-betonski šipovi, prvi armirano-betonski šip je predviđen ispod nivoa mora, na mjestu postavljanja morske stacionarne platforma, otvori za zahvat vode, dok su unutrašnji zidovi prvog šupljeg armirano betonskog pilota opremljeni vodilicama napravljenim u obliku trokuta i lociranim u aksijalnom smjeru prema dnu rezervoara, na spoju prvog šupljeg armiranog betona. šipa sa zemljom ugrađuje se propeler hidrauličke jedinice koji se ugrađuje u vodonepropusni kontejner na temeljnoj ploči i uz prvi armirano betonski pilot, drugi šuplji šip u gornjem dijelu ima rupu koja se nalazi na oznaka iznad nivoa mora čiji se prečnik unutrašnje površine smanjuje prema odvodu.

Razlike u predloženom tehničkom rješenju su u tome što su dva armiranobetonska šipa iznutra šuplja i u donjem dijelu međusobno povezana lučnom kratkospojnikom čiji je unutrašnji promjer srazmjeran unutrašnjim promjerima prvog i drugog armirano betonskog pilota, prvi armirano-betonski šip predviđen je ispod nivoa mora, na mjestu postavljanja priobalne stacionarne platforme, vodozahvatnih rupa, dok su unutrašnji zidovi prvog šupljeg armirano-betonskog šipa opremljeni vodilicama napravljenim u obliku trokuta i smještenim u aksijalnom pravcu prema dnu rezervoara, na spoju prvog šupljeg armirano-betonskog šipa sa zemljom, ugrađuje se propeler hidrauličke jedinice koji se ugrađuje u vodonepropusni kontejner na temeljnoj ploči i uz prvi armirano betonski šip, druga šuplja gomila u gornjem dijelu ima rupu koja se nalazi na oznaci iznad nivoa mora, čiji se prečnik unutrašnje površine smanjuje prema odvodu.

Skup karakterističnih karakteristika predloženog tehničkog rješenja omogućava da se MNGS obezbijedi stabilno autonomno napajanje u teško dostupnim područjima.

Suština pronalaska je ilustrovana crtežima.

Fig.1. Opšti oblik MNGS. MNGS se sastoji od fiksne platforme na moru, koja uključuje platformu za bušenje sa pogonom 1, platformu 2, kran 3, platformu za tendere 4, ledeno polje 5, armirano betonske šipove 6, bušotinu 7. MNGS takođe uključuje uređaji za napajanje, komplet opreme instaliran na platformi za sakupljanje, pripremu i transport ugljovodonika, podvodni cevovod na moru, kompleks za podvodnu proizvodnju, rizeri, tačkasti privezi za istovar ugljovodonika.

Fig.2. Konstrukcija šipova. Dva armiranobetonska šipa 6 su iznutra šuplja, šip 8 i šip 9, koji su u donjem dijelu međusobno povezani lučnim kratkospojnikom 10, unutrašnjeg prečnika srazmjernog unutrašnjim prečnicima prvog 8 i drugog 9 armiranog betona. šipovi, prvi armiranobetonski šip 8 ima vodozahvate ispod nivoa mora, rupe 11 i 12, dok su unutrašnji zidovi šupljeg armirano betonskog šipa 8 opremljeni vodilicama 13, u obliku trougla, koje se nalaze u aksijalnog smjera prema dnu rezervoara 14, na spoju prvog šupljeg armirano-betonskog šipa 8 sa zemljom dna rezervoara 14, ugrađeno je turbinsko kolo 15 hidrauličke jedinice 16 ugrađene na temeljnu ploču 17 od vodonepropusni kontejner 18 uz armirano-betonski šip 8. Drugi šuplji armirano-betonski šip 9 ima rupu 19 u gornjem dijelu, koja se nalazi iznad nivoa mora 20 ili ledenog polja 5. Unutrašnji prečnik armirano-betonskog pilota 9 se smanjuje. na stranu šljive.

Fig.3. Strukturna shema hidraulička jedinica 16. Strukturna šema hidrauličke jedinice 16 sadrži: turbinsko kolo 15, vodeće lopatice 21, ležaj turbine 22, kočnice 23, stator generatora 24, rotor generatora 25, ležaj generatora i potisne ležajeve 27 kupke generatora 26, odnosno ležaj 28, segmenti potisnog ležaja 29, ogledalo potisnog ležaja 30, vod za turbinsko ulje 31, vod za procesnu vodu 32, rezervoar za destilovanu vodu 33, jedinica za pritisak ulja 34, vod za dovod vazduha visokog pritiska 35, vod za vazduh nizak pritisak 36.

Hidraulična jedinica 16 je hidrogenerator napravljen u obliku hidrogeneratora horizontalne kapsule, čiji su analogi hidrogeneratori opisani u izvorima informacija: 1. Patent Ruske Federacije br. 228532. 2. Hidroenergija. Ed. V.I. Obrezkov. M., Energoizdat, 1988. - 512 str., str.301.

Analog temeljne ploče 17 je temeljna ploča data u opisu patenta Ruske Federacije br. 2261956.

Određeni tip hidrogeneratora se bira na osnovu dubine rezervoara.

Uređaj radi na sljedeći način.

Vanbrodska voda ulazi kroz ulazne rupe 11 i 12 u šupljinu gomile 8, gdje se kroz vodilice 14, napravljene u obliku trokuta i smještene u aksijalnom smjeru prema dnu rezervoara 14, pretvara laminarni tok. u turbulentni tok. Turbulentni tok dolazi do lopatica 21 uređaja za vođenje, dovodeći ih u rotaciono kretanje, te se shodno tome pokreće cijeli mehanički sistem hidrauličke jedinice, a zatim i električni sistem.

Nadalje, turbulentni tok kroz lučni kratkospojnik 10 ulazi u drugu gomilu 9, u kojoj se tok vode, došavši do rupe 19, spaja na površinu rezervoara ili ulazi u vodovodni sistem, spojen sa rupom 19, koji se može koristi se za zadovoljavanje tehničkih potreba MNGS-a.

Kada se koristi predloženo tehničko rješenje, nema potrebe za izgradnjom dalekovoda u teško dostupnim područjima, na primjer, u arktičkom regionu.

Izvori informacija

1. R. I. Vyakhirev, B. A. Nikitin, D. A. Mirzoev. Uređenje i razvoj morskih naftnih i gasnih polja. M., Akademija rudarskih nauka. - 1999.

TVRDITI

Fiksna platforma na moru za proizvodnju ugljovodonika, koja se sastoji od bušaće platforme sa pogonom, platforme, dizalice, tender platforme, armirano-betonskih šipova, bušotine, uređaja za napajanje, seta opreme instalirane na platformi za sakupljanje, preradu i transport nafte i gasa i uključujući objekte na morskom polju ugljovodonika: podvodni cevovod, podvodni proizvodni kompleks, uspone, tačkaste vezovi za istovar ugljovodonika i predstavljaju noseću konstrukciju hidrauličke armiranobetonske konstrukcije ukopane duboko u rezervoar, karakteriziran time da su dva armiranobetonska pilota iznutra šuplja i spojena u donjem dijelu između je lučni kratkospojnik koji ima unutrašnji prečnik srazmjeran unutrašnjim prečnicima prvog i drugog armiranobetonskog pilota, predviđen je prvi armiranobetonski šip ispod nivoa mora, na mjestu postavljanja priobalne stacionarne platforme, sa otvorima za unos vode jame, dok su unutrašnje stijenke prvog šupljeg armirano betonskog šipa opremljene vodilicama napravljenim u obliku trokuta i smještenim u aksijalnom smjeru prema dnu rezervoara, na spoju prvog šupljeg armirano betonskog šipa sa zemljom. , ugrađena je lopatica hidrauličke jedinice koja se ugrađuje u vodonepropusni kontejner na temeljnoj ploči i uz prvi armirano betonski šip, drugi šuplji šip u gornjem dijelu ima rupu koja se nalazi na oznaci iznad razine mora, prečnik unutrašnje površine se smanjuje prema odvodu.

Uvođenje sankcija prije tri godine lišeno ruske kompanije mogućnosti korištenja zapadne opreme i tehnologija za razvoj terena. To je bio poticaj za domaću industriju i IT sektor - Rusija ima svoje jedinstvene razvoje koji se već testiraju. Kako se vrši supstitucija uvoza u kompleksu goriva i energije, jesu li hakerski napadi strašni za industriju, zašto se ne isplati polagati cijevi širom Ruske Federacije u sklopu programa gasifikacije, rekao je zamjenik ministra energetike Kiril Molodtsov u intervjuu za RIA Novosti.

Kako teče rad na uvoznoj zamjeni opreme za industrije nafte i gasa, uključujući i za rad na polici?

- AT poslednjih godina dolazi do postepenog preorijentacije ruskih naftnih i gasnih kompanija na narudžbine za domaće mašinske kapacitete.

Za offshore proizvodnju identificirali smo oko 20 prioritetnih zadataka za blisku budućnost. Trenutno se aktivno uvode domaći uzorci zapornih ventila namijenjenih za transport nafte i plina, razvijena je oprema za bušenje usmjerenih bušotina.

Na osnovu već napravljenih prototipova, planiramo da do 2019. godine obezbedimo proizvodnju nafte ruskim rotacionim upravljanim sistemima, a do 2022. godine preradu nafte sa visokokvalitetnim aditivima.

Detaljnije, od 600 elemenata koji su nekako uključeni u offshore proizvodnju od dna do obale, oko 300 treba zamijeniti. Od ovih 300, oko 50 elemenata se može nazvati posebno kritičnim.

Za rad na stvaranju ruskih uzoraka offshore opreme predviđen je mehanizam istraživačko-razvojnog rada (R&D). U periodu od 2017. do 2019. godine izdvojeno je 2,7 milijardi rubalja za implementaciju osam istraživanja i razvoja, uključujući i podvodne proizvodne komplekse.

Tako do 2021.-2022. možemo predstaviti prototip vlastite podmorske proizvodne tehnologije. To je teško, jer takva oprema podliježe povećanim zahtjevima u pogledu ekološke i tehnološke sigurnosti. Ali postoje prvi uspjesi, postoje ljudi koji se stvarno bave ovom problematikom i imaju sve šanse da postignu željeni rezultat.

Osim toga, postoje tehnologije vezane za geologiju. To su 2D, 3D seizmičke i druge. I ovdje u određenoj mjeri zaostajemo, a možda i ne toliko zaostajemo koliko mislimo da još uvijek zaostajemo.

Na primjer, 2016. godine započelo je istraživanje i razvoj u brojnim područjima istraživanja — projekti na ražnju ispunjenom gelom, sistemi za pozicioniranje, pridnene seizmičke stanice, seizmičke trake, objedinjavanje opreme za kompleks za bušenje.

Većinu ovih projekata ćemo završiti 2017. godine, ali već sada možemo govoriti o dostupnosti uzoraka opreme na terenskim ispitivanjima.

- Istovremeno, mnoge ruske kompanije radije koriste strane tehnologije i opremu.

- Ako pogledate iskustvo, recimo, Kine, onda u svojim unutrašnjim vodama na svojoj polici vrše seizmička istraživanja isključivo kineskih kompanija. A mi ponekad uspijemo, uz prisustvo vlastitih razvoja i vlastitih brodova, da privučemo iste kineske kompanije, govoreći da je to jeftinije.

- Da li je tačno?

- Ne mislim tako. Moramo procijeniti kakav ćemo rezultat na kraju postići.

Za mene je stvaranje offshore proizvodnih tehnologija veći prioritet od pukog povećanja obima proizvodnje, što možemo dobiti u narednim godinama. Zato što je tehnologija potrebna za rješavanje strateških problema.

- Kako ide razvoj i implementacija ruskog softvera za industriju nafte i gasa?

- Generalno, softver se dosta dobro razvija, postoje poznati brendovi. Sa stanovišta industrije, rekao bih da se naše kolege, uključujući i nas, ne popravljaju u određenoj mjeri.

Za mnoge je korištenje postojećeg uvijek lakše i lakše nego prelazak na nešto novo. Stoga moramo preokrenuti situaciju kada se naši korisnici boje i ne žele da pređu na nove proizvode koje su razvili ruski programeri.

Da biste to učinili, potrebno je stalno informisati kompanije o tome šta se dešava, šta se radi. Na primjer, na jesen će se održati prvi događaj te vrste - Ruska energetska sedmica, na kojoj je rusko Ministarstvo energetike pokušalo da okupi sve sektore gorivnog i energetskog kompleksa: naftu i plin, tehnologije energetske efikasnosti, električnu energiju. energija, ugalj, inovacije, itd. o inovacijama, uključujući softvera, pričaćemo uživo, diskutovati.

Nedavno su izvijestili Rosnjeft, Bashneft i druge kompanije širom svijeta hakerski napad. Planira li Ministarstvo energetike poduzeti bilo kakve protumjere za zaštitu industrije?

— Postoje državne doktrine energije i sigurnost informacija. Ovi dokumenti će se morati dopuniti i izmijeniti kako bi odražavali novu stvarnost.

Pogledaćemo kako sistem treba da bude lokalizovan i autonomno kontrolisan. Glavna stvar je izbjeći posljedice koje mogu utjecati na pružanje života. Znamo kako stvoriti autonomne sisteme upravljanja u brodogradnji, na primjer. Hajde da ga kreiramo i ovde. Možda će to biti zbog uvođenja novih tehnologija sa autonomnim sistemima upravljanja. Uradimo ovo.

- Postoji li procjena štete od posljednjeg napada?

Nisam primijetio nikakva oštećenja. U svakom slučaju, nismo zatekli niti jednu promjenu u protoku informacija u industriji. Shodno tome, sve kompanije koje su nekako došle u takve okolnosti, očigledno su bile spremne na njih, što ih dobro karakteriše. Ispostavilo se da oni mogu predvideti situaciju, što je važno.

- Da se vratimo na temu arktičkog šelfa, kada se mogu pojaviti novi projekti proizvodnje ugljovodonika?

- Gazprom i Rosnjeft već rade na polici, pojava novih projekata je pitanje ekonomska efikasnost. Što se tiče proizvodnje, naše kompanije imaju rezerve. Trenutno proizvodnja ugljovodonika na našoj polici nije velika, ne prelazi 5% ukupne ruske proizvodnje.

Istovremeno, arktički šelf sadrži vjerovatno značajne rezerve nafte - više od 15% svih ruskih, tako da je potencijal regije vrlo visok. Međutim, mora se shvatiti da su troškovi razvoja arktičkih voda mnogo veći od troškova razvoja drugih morskih polja. I u tom smislu, za kompanije danas, polica je više izazov nego potreba. Ali sredstva koja se trenutno troše na razvoj police sigurno će se isplatiti u srednjem roku.

Istovremeno, naftaši imaju obaveze. Dobili su licence koje su ograničene po terminima. Država kaže: dali smo vam policu, molim vas, razvijajte je. Dakle, posao napreduje.

Može se konstatovati da se izrada ležišta arktičkog šelfa odvija u skladu sa licencnim obavezama, štaviše, pred njima su planovi korisnika podzemlja. U aprilu je započeto bušenje na polici Laptevskog mora u oblasti Khatanga. I ove godine će se nastaviti istražna bušenja u vodama Barencovog, Karskog i Crnog mora.

Sada se mnogo priča o situaciji sa gasifikacijom ruskih regija. Ipak, da li je moguće gasom obezbijediti sva naselja u zemlji?

— Gasifikacija ruskih regiona jedna je od najambicioznijih aktivnosti Ministarstva energetike na domaćem tržištu. Od 2005. do 2016. godine nivo gasifikacije u zemlji porastao je sa 53,3% na 67,2%. U proteklih 12 godina, Gazprom je izgradio oko 2,5 hiljada međunaselja gasovoda dužine preko 28 hiljada kilometara.

Stvoreni su uslovi za gasifikaciju više od 3,7 hiljada naselja (u proseku oko 300 naselja godišnje) i 5 hiljada kotlarnica, kao i oko 815 hiljada domaćinstava i stanova.

U isto vrijeme, polaganje cijevi posvuda je nelogično. Po mom shvatanju, oko 15% naselja može imati poteškoća sa gasovodom iz više razloga.

Na primjer, u našoj zemlji postoji nekoliko hiljada naselja sa manje od deset stanovnika. Nikako ne želim da kažem da će takva naselja ostati bez gasa. Plin je naš kapital, koji prije svega moramo iskoristiti za stvaranje vlastitih povoljnih uslova za život. Dakle, naselja treba gasifikovati ili gasovodnim gasom ili uz pomoć alternativnih izvora. Stvoriti uslove za to je naš zadatak.

Podsjećam da će do 2020. godine, a možda i malo dalje, na primjer, do stvaranja jedinstvenog tržišta gasa EurAsEC, postojati državna regulacija cijena gasa. Ali istovremeno postoji i cijena alternativnog plina - LPG (tečni ugljovodonični gas - prim. aut.), koji bi također trebao biti snabdjeven stanovništvu. Moguće je izvesti trošak jedinice kalorijske vrijednosti za potrebe stanovništva i shodno tome shvatiti koje obaveze država može preuzeti u pogledu obezbjeđivanja stanovništva ovim gasom. To je problem koji sada pokušavamo riješiti.

Imamo sopstvenu inicijativu, iako neke naše kolege to nazivaju anahronom, zakonsku regulativu zadatka proizvođača TNG-a da snabdevaju stanovništvo gasom za domaće potrebe. Nacrt zakona je već razmatran, uključujući i javnu raspravu. Štaviše, čini mi se da je čak i Ministarstvo ekonomskog razvoja čulo naš stav da je naš zadatak, pre svega, da obezbedimo stanovništvo gasom, i nije bitno da li cevovod, tečni, komprimovani ili TNG.

Kakva je situacija sa tarifom za transport gasa za nezavisne proizvođače? FAS je ovo pitanje skinuo sa dnevnog reda sjednice odbora. Da li je moguće da ova tarifa ne bude indeksirana drugu godinu zaredom?

- Ministarstvo energetike je predložilo pristup gornjoj granici indeksacije, zatim - odluku vlade.

- Da li je Ministarstvo energetike naložilo Gazpromu da razradi mogućnost da Rosnjeft izvozi gas?

- Dobili smo nalog predsednika. Pripremljen je i izvještavan stav Ministarstva energetike. Još nisam vidio ažurirani zahtjev od Rosnjefta.

- Koji su glavni zadaci Ministarstva energetike u industriji nafte i gasa za drugu polovinu 2017. godine?

— Završetak radova na izradi dvije master šeme razvoja industrije nafte i gasa za period do 2035. godine.

B zajednički sistem za proizvodnju nafte i plina u podmorskim poljima nafte i plina obično uključuje sledeće elemente:

jedna ili više platformi sa kojih se buše proizvodne bušotine,

· cjevovodi koji povezuju platformu sa obalom;

Kopnene instalacije za preradu i skladištenje nafte,

uređaji za utovar

Postrojenje za bušenje je složena tehnička struktura dizajnirana za proizvodnju nafte i plina na moru.

Obalne naslage se često nastavljaju na dijelu kopna koji se nalazi pod vodom, a koji se naziva šelf. Njegove granice su obala i takozvani rub - jasno definirana izbočina, iza koje se dubina brzo povećava. Obično je dubina mora iznad grebena 100-200 metara, ali ponekad doseže i do 500 metara, pa čak i do jedan i pol kilometar, na primjer, u južnom dijelu mora \u200b\ u200bOhotsk ili na obali Novog Zelanda. Koriste se različite tehnologije ovisno o dubini. U plitkoj vodi se obično grade utvrđeni "otoci" s kojih se vrši bušenje. Ovako se nafta već dugo vadi iz kaspijskih polja u regionu Bakua. Upotreba takve metode, posebno u hladnim vodama, često je povezana s rizikom od oštećenja "otoka" za proizvodnju nafte plutajućim ledom. Na primjer, 1953. godine velika ledena masa koja se odvojila od obale uništila je oko polovine naftnih bušotina u Kaspijskom moru. Manje uobičajena tehnologija je kada je željeno područje oivičeno branama i voda se ispumpava iz nastale jame. Na dubini mora do 30 metara prethodno su izgrađeni betonski i metalni nadvožnjaci na koje je postavljena oprema. Nadvožnjak je bio povezan sa kopnom ili je bio vještačko ostrvo. Nakon toga, ova tehnologija je izgubila na važnosti.

Ako se polje nalazi blizu kopna, ima smisla izbušiti kosi bunar od obale. Jedan od najzanimljivijih savremenih razvoja je daljinsko upravljanje horizontalnim bušenjem. Stručnjaci kontroliraju prolaz bunara sa obale. Preciznost procesa je toliko visoka da možete doći do željene tačke sa udaljenosti od nekoliko kilometara. U februaru 2008. Exxon Mobil Corporation postavila je svjetski rekord u bušenju takvih bušotina u sklopu projekta Sahalin-1. Dužina bušotine je bila 11.680 metara. Bušenje je izvršeno prvo u vertikalnom, a zatim u horizontalnom pravcu ispod morskog dna na polju Čajvo, 8-11 kilometara od obale. Što je voda dublja, primjenjuju se sofisticiranije tehnologije. Na dubinama do 40 metara grade se stacionarne platforme (slika 4), ali ako dubina dostigne 80 metara, koriste se plutajuće bušaće platforme (slika 4) opremljene nosačima. Do 150-200 metara rade polupotopne platforme (slika 4.5), koje se drže na mjestu pomoću sidara ili složenog dinamičkog stabilizacionog sistema. I brodovi za bušenje su podložni bušenju na mnogo većim dubinama mora. Većina "bušotina-rekordera" izvedena je u Meksičkom zaljevu - više od 15 bušotina je izbušeno na dubini većoj od jednog i po kilometra. Apsolutni rekord za bušenje dubokih voda postavljen je 2004. godine kada je Transocean i ChevronTexacoov brod za bušenje Discoverer Deel Seas počeo bušiti bušotinu u Meksičkom zaljevu (Alaminos Canyon Block 951) na dubini mora od 3.053 metra.

U sjevernim morima, koje karakteriziraju teški uvjeti, često se grade stacionarne platforme, koje se drže na dnu zbog ogromne mase baze. Iz baze se uzdižu šuplji "stubovi" u kojima se može skladištiti izvađeno ulje ili oprema. Prvo se konstrukcija odvuče do odredišta, poplavi, a zatim se, pravo u more, nazida gornji dio. Postrojenje na kojem se grade takve konstrukcije po površini se može porediti sa malim gradom. Postrojenja za bušenje na velikim modernim platformama mogu se premjestiti da izbuše onoliko bušotina koliko je potrebno. Zadatak dizajnera ovakvih platformi je da u minimalno područje ugrade maksimum visokotehnološke opreme, što ovaj zadatak čini sličnim projektiranju svemirskog broda. Da biste se nosili sa mrazom, ledom, visokim valovima, oprema za bušenje može se postaviti na dno. Razvoj ovih tehnologija izuzetno je važan za zemlje sa ogromnim kontinentalnim pojasom.

Zanimljivosti Norveška platforma "Troll-A", svijetli "predstavnik" porodice velikih sjevernih platformi, dostiže 472 m visine i teži 656.000 tona (Sl. 6).

Amerikanci smatraju da je 1896. datum početka naftnog polja na moru, a njen pionir je naftaš Williams iz Kalifornije, koji je bušio bušotine sa nasipa koji je izgradio.

1949. godine, 42 km od Apšeronskog poluostrva, na nadvožnjacima izgrađenim za vađenje nafte sa dna Kaspijskog mora, izgrađeno je čitavo selo pod nazivom Oil Rocks. U njoj su nedeljama živeli zaposleni u preduzeću. Naftni kameni stub može se vidjeti u jednom od filmova o Jamesu Bondu - "Svijet nije dovoljan." Potreba za održavanjem podvodne opreme platformi za bušenje značajno je utjecala na razvoj opreme za duboko more. Za brzo zatvaranje bunara hitan slučaj- na primjer, ako oluja spriječi da brod za bušenje ostane na mjestu, koristi se vrsta čepa nazvana "preventer". Dužina takvih prevencija doseže 18 m, a težina 150 tona. Početak aktivnog razvoja offshore shelfa olakšala je globalna naftna kriza koja je izbila 70-ih godina prošlog stoljeća.

Nakon što su zemlje OPEC-a objavile embargo, ukazala se hitna potreba za alternativnim izvorima opskrbe naftom. Razvoju tehnologije doprinio je i razvoj šelfa, koji je do tada dostigao takav nivo da je omogućio bušenje na značajnim dubinama mora.

Plinsko polje Groningen, otkriveno uz obalu Holandije 1959. godine, ne samo da je postalo polazna tačka u razvoju šelfa Sjevernog mora, već je dalo i naziv novom ekonomskom pojmu. Ekonomisti su efekat Groningena (ili holandske bolesti) nazvali značajnom apresijacijom nacionalne valute, koja je nastala kao rezultat povećanja izvoza gasa i imala negativan uticaj na ostale izvozno-uvozne industrije.

Razmotrimo detaljnije tehnologije za bušenje bunara u vodenim područjima i vrste uređaja za bušenje.

Postoje sljedeće metode bušenja bunara u vodenim područjima (slika 8):

1. sa offshore fiksnih platformi;

2. gravitacijske offshore stacionarne platforme;

3. Dizalice za bušenje;

4. polupotopne bušaće opreme;

5. brodovi za bušenje.

Fiksna platforma na moru je baza za bušenje koja počiva na dnu vodenog područja i uzdiže se iznad nivoa mora. Budući da na kraju rada bušotine, MSP ostaje na mjestu izgradnje, shema za bušenje bušotine na moru, za razliku od šeme za izgradnju kopnene bušotine, predviđa prisustvo stuba koji izoluje bušotina iz vodenog stupca i povezuje podvodno ušće bušotine sa mjestom bušenja priobalne stacionarne platforme. Na MSP je montirana i oprema na ušću bunara (preventori, glave čaure, uređaj za odvod tečnosti za ispiranje iz bunara u sisteme za čišćenje).

Četiri ili pet tegljača potrebno je da se platforma odvuče do bušotine. Obično u tegljenju MRP-a učestvuju i druga pomoćna plovila (lučki traktori, prateća plovila itd.). Po lijepom vremenu, prosječna brzina vuče je 1,5 - 2,0 kt/h.

Gravity offshore fiksna platforma je baza za bušenje izrađena od armiranog betona i čelika. Gradi se u dubokovodnim uvalama, a zatim se tegljačima doprema do mjesta bušenja proizvodnih i istražnih bušotina. GMSP je namijenjen ne samo za bušenje bušotina, već i za vađenje i skladištenje crnog zlata prije nego što se tankerima otpremi na mjesto prerade. Platforma ima veliku težinu, tako da nisu potrebni dodatni uređaji za držanje na mjestu bušenja.

Nakon razrade polja, sve bušotine se zatvaraju, agregat se odvaja od ušća, odvaja od morskog dna i transportuje na novu tačku na datom području ili u drugi region bušenja i proizvodnje nafte i gasa. To je prednost HMSP-a nad MSP-om, koji nakon razvoja terena zauvijek ostaje u moru.

Samopodižuća plutajuća bušaća oprema ima dovoljnu granicu uzgona, što je od velike važnosti za njen transport do mjesta bušenja zajedno sa opremom za bušenje, alatima i potrebnim potrošnim materijalom. Na mjestu bušenja, uz pomoć posebnih mehanizama za podizanje i nosača, dizalica se postavlja na morsko dno. Tijelo instalacije je podignuto iznad razine mora na visinu nedostupnu morskim valovima. Po načinu ugradnje preventivnih uređaja i načinu povezivanja mjesta bušenja sa podvodnim ušćem bušotine, dizalica je slična MSP-u. Da bi se osigurala pouzdanost rada bušotine, cijevne cijevi su obješene ispod stola rotora. Po završetku bušenja i po završetku izrade istražne bušotine, postavljaju se likvidacioni mostovi i seče se sve kolone ispod nivoa mora.

Polupotopna plutajuća oprema za bušenje sastoji se od trupa koji uključuje stvarnu platformu za bušenje sa opremom i pontonima koji su sa platformom povezani stabilizirajućim stupovima. U radnom položaju na mjestu bušenja, pontoni se pune procijenjenom količinom morske vode i potapaju pod vodu do procijenjene dubine; u ovom slučaju se smanjuje uticaj talasa na platformu. Budući da je SSDR podložan kotrljanju, nemoguće ga je kruto spojiti na podvodnu bušotinu pomoću uspona (risera). Zbog toga, kako bi se spriječilo uništavanje ligamenta usta - SSBU, uzlazni stup je opremljen teleskopskim spojem sa zaptivnim sklopom i hermetičkim zakretnim spojevima FOC-a. sa plutajućim postrojenjem i opremom za sprečavanje ispuštanja u podvodnom ušću bušotine. Nepropusnost pokretnih elemenata uzlaznog niza mora osigurati izolaciju bušotine od morske vode i sigurnost rada u prihvatljivim radnim uvjetima.

MFDR se na mjesto bušenja doprema tegljačima i drži na njemu sidrenim sistemom tokom cijelog perioda bušenja i ispitivanja bušotine. Po završetku izgradnje, SSDR se uklanja sa mjesta bušenja i destilira na novu lokaciju

Prilikom izgradnje dubokih morskih naftnih i plinskih bušotina koristi se brod za bušenje na kojem je montirana sva bušaća i pomoćna oprema i locirana potrebna zaliha potrošnog materijala. njegova brzina doseže 13 čvorova / h (24 km / h). Iznad tačke bušenja, plovilo se drži dinamički sistem pozicioniranje, koje uključuje pet potisnika i dva vodeća vijka koji su stalno u radu

BOP podmorska oprema se ugrađuje na morsko dno nakon što se BS postavi na točku bušenja, povezuje se na vrh bušotine uz pomoć uspona sa diverterom, dva zakretna zgloba i teleskopskog spoja radi kompenzacije vertikalnih i horizontalnih pomaka broda za bušenje tokom proces izgradnje bunara.

Glavni faktor koji utječe na izbor vrste plutajuće opreme za bušenje je dubina mora na mjestu bušenja. Do 1970. godine, dizalice za bušenje su korišćene za bušenje bunara na dubinama od 15--75 m, sada - do 120 m i više.-300 m i više.

Brodovi za bušenje, zbog veće manevarske sposobnosti i brzine kretanja, veće autonomije u odnosu na SSDR, koriste se prilikom bušenja istražnih i istražnih bušotina u udaljenim područjima na dubinama vode do 1500 m i više. Velike zalihe potrošnog materijala na plovilima, predviđene za 100 dana rada agregata, osiguravaju uspješno bušenje bušotina, a velika brzina kretanja plovila osigurava njihovo brzo premeštanje sa izbušene bušotine na novu tačku. Za razliku od MODU za BS, postoje velika ograničenja u radu, ovisno o stanju mora. Tako je kod bušenja dozvoljeno podizanje bušaćih brodova do 3,6 m, a za MODU - do 5 m. 20--30% visine talasa. Dakle, bušenje bušotina sa MFDR-om se izvodi u znatno većem stanju mora nego kod bušenja sa BS. Nedostaci polupotopljene plutajuće opreme za bušenje uključuju malu brzinu kretanja od izbušene bušotine do nove tačke.Novi pravac u podvodnoj proizvodnji nafte je stvaranje podvodnih proizvodnih kompleksa (slika 9), koji obezbeđuju normalne atmosferske uslove. za rad operatera. Oprema i materijali (cement, glina, cijevi, agregati, itd.) se dobavljaju na platforme za bušenje brodovima za opskrbu. Na njima su također ugrađene dekompresijske komore i potrebnu opremu za ronjenje i niz pomoćnih radova. Proizvedena nafta se do obale transportuje morskim cjevovodima, koji se polažu na otvorenom moru uz pomoć specijaliziranih plovila za polaganje cijevi. Uz cjevovode se koriste sistemi sa privezištima na moru. Nafta se do pristaništa dostavlja podvodnim cjevovodom, a zatim kroz fleksibilna crijeva ili uspone do tankera.

Objašnjenja za sliku 9:

1 -- kabl za upravljanje bušaćom opremom sa broda; 2 -- lijevak za navođenje jezgrenih cijevi 3 -- reflektor; 4 - pokretna podvodna televizijska instalacija; 5 -- hidraulične dizalice za nivelaciju bušaće osnove; 6 - uređaj za praćenje horizontalne instalacije baze za bušenje; 7 -- pogon; 8 -- blatna pumpa; 9 - prodavnica sa bušaćim cevima; 10 -- Crijevo za dovod

Ukratko se razmatra povijest razvoja podvodnih tehnologija u svijetu i na ruskoj polici. Ruska mora karakteriše dugačak sezonski ledeni pokrivač, koji sprečava kontinuirani razvoj ove tehnologije ili dovodi do izostanka njihove primjene. Glavni problem se odnosi na osiguranje pouzdanosti primjene podmorskih tehnologija, budući da je održavanje i popravka podmorske opreme u ledenim uslovima teško i skupo. U članku se predlaže algoritam za procjenu pouzdanosti podmorskih tehnologija i definiraju se zahtjevi za podvodnu opremu za upotrebu u Rusiji: dizajn s dupliranjem standardnih komponenti, pravilno ispitivanje i stroga kontrola kvalitete tijekom proizvodnje. Razvoj nove generacije podmorske opreme za Rusiju treba da ima za cilj unapređenje tehnologija za kompresiju gasa, tretman i odlaganje formacijskih voda, praćenje stanja i kontrolu parametara proizvodnje i transporta bušotinskih proizvoda, izvođenje tehnoloških operacija autonomnim sredstvima. , napajanje, komunikacije i upravljanje. Prikazane su prednosti razvoja podvodnih polja sa podmorskim bušotinama, od kojih je glavna uzastopno puštanje u rad, što daje ubrzanu proizvodnju. Predstavljena je trostepena metodologija za razvoj i razvoj podmorskih polja i identifikovani glavni faktori: minimiziranje operacija bušenja i finansijski troškovi, racionalno postavljanje opreme.

Ključne riječi: proizvodnja nafte i gasa na moru, kompleks podvodne proizvodnje, spremnost tehnologija, pouzdanost, podvodna separacija nafte i gasa, kompresor, praćenje stanja.

UDK 622.323+324
D.V. Lyugai, doktor tehničkih nauka, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moskva, RF)
M.N. Mansurov, doktor tehničkih nauka, prof., Gazprom VNIIGAZ doo, M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

književnost:

API RP 17N preporučena praksa za pouzdanost podmorskog proizvodnog sistema i upravljanje tehničkim rizikom [ Elektronski resurs]. Način pristupa: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Preporučena praksa. Technology Qualification [Elektronski izvor]. Način pristupa: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (pristupljeno 01.06.2018.).

Mokshaev T.A., Grekov S.V. Iskustvo primene i izgledi za razvoj sistema za podvodnu separaciju nafte i gasa // Vesti gazovoy nauki: Nauch.-tekhn. Sat. 2015. br. 2 (22). str. 69–73.

Otvorite PDF

Trenutno su otkrivena naftna i plinska polja na ruskom arktičkom šelfu i na polici dalekoistočnih mora, gdje kombinacija dubine vode i ledenih uslova ne dozvoljava korištenje tradicionalnih tehnologija proizvodnje ugljovodonika pomoću fiksnih ili plutajućih platformi. Njihov razvoj zahtijeva stvaranje posebnih podvodnih kompleksa. Nomenklatura podvodnih tehnička sredstva, koji se proizvodi u svijetu i obezbjeđuje proizvodnju nafte i plina, vrlo je širok. U članku se razmatraju praznine i nedostaci u razvoju takvih tehnologija kako bi se mogle primijeniti u specifičnim uvjetima ruske police. Oni su uglavnom zbog pouzdanosti i operacija koje to osiguravaju: održavanje i popravak podmorske opreme, budući da su u uslovima leda te operacije teške i skupe.

Prva bušotina sa podvodnom lokacijom ušća izbušena je 1943. godine na jezeru. Erie (SAD) na dubini mora od 11,5 m. Cameron je 1961. razvio i proizveo prvo industrijsko podvodno božićno drvce za bunar u Meksičkom zaljevu. Glavni motiv za razvoj offshore proizvodnje nafte u svijetu bila je naftna kriza 1970-ih. zbog embarga koji su zemlje OPEC-a uvele na isporuku "crnog zlata" zapadnim zemljama. Takva ograničenja natjerala su američke i europske naftne kompanije da traže alternativne izvore sirove nafte kroz stvaranje novih tehnologija koje su omogućile bušenje morskih bušotina na velikim dubinama i razvoj podmorskih tehnologija proizvodnje ugljovodonika.

Prvi sistem upravljanja podmorskim proizvodnim kompleksom (SPM) postavljen je 1963. godine, a 1979. godine pojavio se podmorski sistem sa multipleks elektrohidrauličnim upravljanjem. Napredak u razvoju MPC-a tokom 1980–2015 obilježila je pojava horizontalnih podvodnih božićnih drvca, novih upravljačkih sistema, uključujući i one sa punim električnim pogonom.

Danas ne više od 10 kompanija u svijetu proizvodi podmorsku opremu za proizvodnju ugljovodonika, ali postoji više od 130 offshore polja gdje se koriste tehnološki procesi za proizvodnju ugljovodonika na morskom dnu. Geografija distribucije podvodne proizvodnje je opsežna: police Sjevernog i Sredozemnog mora, Indija, Jugoistočna Azija, Australija, Zapadna Afrika, Sjeverna i Južna Amerika. U Rusiji su prvi proizvodni kompleksi postavljeni na šefu Sahalina 2013. godine u sklopu razvoja Kirinskog polja.

OSOBINE PODVODNOG RAZVOJA

Razvoj podvodnih polja sa podmorskim ušima bušotina, iako prilično komplikovan, ima niz prednosti u odnosu na tradicionalne metode površinske opreme bušotina. Glavna prednost leži u mogućnosti puštanja u rad u fazama, što u praksi dovodi do ubrzanog prijema prve proizvodnje.

Moguće je izbušiti nekoliko bušotina sa broda za bušenje, opremiti njihova usta odgovarajućim podvodnim armaturama i pustiti ih u rad mnogo brže od instaliranja skupe stacionarne platforme za bušenje usmjerenih bušotina iz njega. Osim toga, metod podvodnog razvoja omogućava identifikaciju nekih geoloških, fizičkih i operativnih parametara ležišta u ranijoj fazi razvoja.

Opća metodologija za projektovanje razvoja i izgradnje podmorskih polja u suštini odgovara tradicionalnim shemama koje se koriste za kopnena i odobalna polja sa platformskim objektima. Uključuje tri faze: analizu karakteristika ležišta i uslova njegovog rada; obrazloženje principa/koncepta razvoja ležišta i uređenja polja koji variraju u zavisnosti od regiona, karakteristika organizacije projektovanja, izgradnje i eksploatacije polja i dr.; analiza i optimizacija tehnoloških procesa, lokacija bunara, terenskih objekata i dr.

Istovremeno, posebnost projektiranja podmorskih polja je identifikacija i provjera odlučujućih faktora koji utječu na izbor projektnih rješenja. Na primjer, poznato je da niske temperature zahtijevaju korištenje posebnih materijala za podvodne konstrukcije, što povećava njihovu cijenu, ali temperature morske vode na dubinama većim od 30-50 m praktički su iste u svim regijama. Temperature za transport i skladištenje opreme na Arktiku obično su ispod –40…–50 °C. Ali da li je potrebno transportovati i skladištiti, kao i testirati podmorske sisteme na tako ekstremnim temperaturama, što povećava troškove izgradnje?

U okviru projekta Mape puta razvoja Arktika identifikovane su i sistematizovane ključne teme čije je rešavanje, prema rečima autora projekta, neophodno za razvoj resursa nafte i gasa u Arktičkom okeanu. Prema ovom dokumentu, tehnologije transporta ugljovodonika, jaružanje i kopanje rovova morskog dna, modeliranje i obuka klasifikovani su kao značajni faktori koji utiču na budući razvoj, a zaštita je klasifikovana kao potencijalno neizbežna smetnja. okruženje. Po našem mišljenju, ovakve ocjene nisu sasvim uvjerljive.

Prilikom odabira rješenja za razvoj polja, odlučujući faktor je minimiziranje operacija bušenja i finansijskih troškova optimizacijom broja i dizajna bušotina, kao i racionalnim postavljanjem opreme na morsko dno. Provjerava se funkcionalni zahtjevi za ugradnju i rad, uključujući uslove transporta, skladištenja i ispitivanja, kao i zahtjeve za istovremene operacije (npr. bušenje i ugradnja, bušenje i proizvodnja).

Prednost podmorskog sistema ušća bušotine je zaštita sve opreme instalirane na dnu od vanjskih vremenskih uvjeta. Poznato je da nadvodne fiksne platforme predstavljaju značajnu opasnost za navigaciju, dok takva opasnost praktički nema kada je oprema instalirana pod vodom; opasnost od požara je takođe eliminisana.

Istovremeno, značajan nedostatak sistema sa podvodnom lokacijom usta je teškoća pristupa oprema za bušotinu, posebno u prisustvu ledenog pokrivača i potrebe za čestim popravkama bunara. Tako je, prema Statoilu, jednom od lidera u oblasti tehnologije razvoja podvodnih polja, upoređivanje statističkih pokazatelja efikasnosti proizvodnje za 2010-2012. tokom platformskog i podvodnog razvoja polja Sjevernog mora duž cijelog lanca od bušotine do platforme pokazalo se da je radna efikasnost suhih bunara (na platformama) 91,8%, a za podmorske bušotine 86,5%, tj. proizvodnja platforme na poljima veća je za 5,3%.

Povećani gubici u proizvodnji na poljima sa MPC-om uglavnom su povezani sa uzlaznim kanalima i poljskim cjevovodima, što dovodi do neplaniranih gubitaka u proizvodnji zbog potrebe za uslugama popravke i restauracije (3,7%). Statistika neplaniranih gubitaka proizvodnje u MPC prikazana je na sl. jedan.

Očigledno je da za mora u Rusiji, koje karakteriše dugi ledeni režim i relativna nepristupačnost bušotina tokom ovog perioda, faktor rada podmorskih bunara može biti znatno niži.

PRIMJENA NOVIH TEHNOLOGIJA

Prilikom razvoja morskih polja i opravdavanja rasporeda opreme za podvodnu proizvodnju, veoma je važno uzeti u obzir specifične uslove regiona (na primjer, Arktik) i identificirati primjenjivost postojećih sistemskih rješenja ili identifikovati nedostatke u razvoju/nedostatku tehnologije za pružanje dizajnerskih rješenja.

Postoje dvije vrste praznina u razvoju tehnologija: koncepti koji se mogu poboljšati novim tehnologijama, ali postoje dokazane tehnologije; koncepti koji u potpunosti zavise od novih tehnologija, budući da takve tehnologije ne postoje.

Nivo spremnosti tehnologije određuje se prema API RP 17N (vidi tabelu). Po pravilu, mnogi naftni i gasni operateri izjavljuju svoju spremnost nova tehnologija za implementaciju na poljima po završetku razvojnih faza TRL 4 i TRL 5.

Problem osiguranja pouzdanosti jedan je od najvažnijih u primjeni podmorske tehnologije, budući da je pregled podmorske opreme težak, a njeno održavanje i (ili) zamjena skupa. Osim toga, kvar podvodne opreme direktno utiče na stanje okoliša. Konačno, podmorska oprema mora osigurati kontinuitet proizvodnje i povrat kapitalnih ulaganja.

Prema FMC Technologies, pouzdanost novih tehnologija može se ocijeniti prema šemi prikazanoj na Sl. 2, koji se zasniva na metodologiji koju je razvilo Norveško kvalifikaciono društvo (Det Norske Veritas).

Za korištenje podmorskih tehnologija u ledenom moru, važno je osigurati da metode održavanja za komponente podmorske opreme budu prihvatljive za inspekciju, popravku ili zamjenu.

S tim u vezi, potrebno je u podmorske sisteme položiti princip djelimične redundancije, koji bi osigurao pouzdanost i bio garancija kontinuiteta proizvodnje. Stoga, modularni sistemi moraju biti dizajnirani tako da dupliraju standardne komponente, propisno testirani i proizvedeni pod strogom kontrolom kvaliteta.

U svakom sistemu mogu postojati jedinstvene komponente namenjene samo za datu oblast. Ne izvlače se i služe tokom čitavog perioda razvoja polja. U takvoj situaciji moguća su dva pristupa: osigurati visoku pouzdanost ovih komponenti podmorskog sistema; projektirati sisteme na način da u slučaju kvara nekih komponenti njihove funkcije mogu preuzeti druge komponente. Stoga je pri rješavanju problema osiguranja pouzdanosti podmorskih sistema potrebno kombinovati kreativnu genijalnost s pažljivom primjenom novih ideja, a priroda održavanja podmorskih sistema, zajedno sa rezultatima njihove analize troškova i koristi, mora uzeti u obzir prilikom odlučivanja o primjeni podmorske tehnologije.

S obzirom na razvoj tehnologija za podvodnu pripremu bušotine, treba napomenuti da je u početku pred podvodnu opremu bio postavljen samo zadatak proizvodnje nafte. U prvim projektima samo je plin odvajan od tekućih ugljikovodika pod vodom, nakon čega su potonji pumpom ispumpani na površinu, a plin je podizan pod vlastitim pritiskom. Istovremeno, zadaci korišćenja preostalog potencijala depozita produženjem perioda efektivnog poslovanja, smanjenjem troškova životni ciklus polja i povećanje proizvodnje doveli su do aktivnog razvoja tehnologija za podvodnu pripremu bunarskih proizvoda.

U radu se detaljno razmatraju svjetska iskustva u korišćenju i perspektivi razvoja sistema za podvodnu separaciju nafte i gasa. Postavljanjem tehnološke opreme na morsko dno u neposrednoj blizini bušotina, omogućava se efikasniji razvoj polja, a posebno: održavanje pritiska na ušću bušotine neophodan za proizvodnju teške nafte; povećati pritisak na ulazu u infield sabirni sistem za polja sa niskim akumulacionim pritiskom; smanjiti rizike povezane sa stvaranjem hidrata u sistemu sakupljanja; obezbijediti efikasnu proizvodnju nafte sa povećanjem nivoa zalijevanja vode korištenjem separatora ulje-voda; fleksibilniji pristup projektovanju vrhova morskih platformi postavljanjem dijela tehnološkog procesa na morsko dno; značajno smanjiti operativne troškove odabirom optimalne opreme za povišenje tlaka (na primjer, korištenjem jednofaznih pumpi umjesto višefaznih).

Tehnologije podmorske kompresije koriste se u plinskim poljima sa velikim udaljenostima od obale ili postojećih platformi i obezbjeđuju: smanjene kapitalne i operativne troškove; povećanje faktora povrata plina u formaciji; nesmetan protok i eliminacija emisija i ispuštanja u more.

Povećanje faktora iskorištenja plina na polju Ormen Lange uz korištenje podmorske kompresije prikazano je na sl. 3.

Prvu podvodnu pumpnu i kompresorsku stanicu Kvaerner je razvio 1989. godine. Na osnovu proizvodnih radova 2001-2003. demo 2000 kompresor kompanije Aker Solutions 2004–2012. Pilot stanica Ormen Lange je projektirana i proizvedena te je prošla tehnološke i građevinske kvalifikacije, kao i oglede u bazenu. Na osnovu rezultata pilot ispitivanja, do 2016. godine proizvedena je kompletna kompresorska stanica kapaciteta 58 MW, uključujući četiri paralelne kompresijske linije, slične pilot modelu, ukupnog kapaciteta 70 miliona m3/dan i ugrađena na polju Ormen Lange na udaljenosti od 120 km od obale i na dubini mora 900 m.

U 2015. godini na polju Asgard, koje se nalazi na udaljenosti od 40 km od tehnološke platforme i na dubini mora od ~300 m, izgrađena je podmorska kompresorska stanica kapaciteta 23 MW i kapaciteta 21 milion m pritiska u odnosu na očekivani i rani prodor vode u bunar Z, kao i potreba da se eliminiše dinamička nestabilnost u cjevovodima.

Pored ova dva projekta, Statoil je implementirao i treći program koji uključuje korištenje podmorske kompresorske stanice za mokri plin na proizvodnom polju Gullfaks, koja je otkrivena 1978. godine i koja je u funkciji od 1986. godine. U ovom projektu korišćen je drugačiji princip nego u sistemima za polja Asgard i Ormen Lange, a to je tehnologija višefaznog kompresora koja ne zahteva visoke performanse: dva kompresora vlažnog gasa kapaciteta 5 MW, kapaciteta od 12 miliona m3 gasa dnevno. Cilj projekta je bio povećanje proizvodnje na polju Gullfaks ubrizgavanjem gasa u bušotinu kako bi se povećao pritisak na horizonte koji sadrže naftu i povratilo dodatnih 22 miliona barela nafte. Ali samo mjesec dana nakon instalacije 2015. godine, prvi svjetski podmorski kompresor za mokri plin, HOFIM, uklonjen je s terena zbog curenja.

Ipak, iskustvo korištenja tehnologija podmorske kompresije na poljima Ormen Lange, Asgard i Gullfaks otkrilo je prednosti podmorske kompresije, a to su: stvaranje više sigurnim uslovima rad ribolovnih objekata (bez prisustva ljudi); sprječavanje nakupljanja tekućine u cjevovodu povećanjem brzine pumpanja; značajno smanjenje investicionih i operativnih troškova u poređenju sa opcijom kompresije gasa na platformi; povećanje efikasnosti kompresije zbog lokacije kompresora bliže bušotinama; mogućnost razvoja polja sa niskim akumulacijskim pritiskom, niskom propusnošću ležišta i složenim svojstvima fluida.

Iako će kompleksi podvodne kompresije plina u budućnosti omogućiti napuštanje površinskih infrastrukturnih objekata, moderne tehnologije imaju energetska ograničenja. Omogućavaju prenos potrošnje energije od 20-30 MW na udaljenosti do 50 km, a snage od 10-20 MW - do 250 km.

Aker Solutions, svjetski lider u podvodnoj kompresiji, kreirao je novi Compact GasBooster™ podmorski kompaktni kompresor sa malim ukupnim dimenzijama (5,5 x 5,0 x 8,0 m), komponentama visoke efikasnosti, male težine, pojednostavljenog dizajna i razvija sljedeće oblasti poboljšanja kompresorske stanice: upotreba visoko efikasnih centrifugalnih kompresora koji omogućavaju prisustvo tečne faze u komprimovanom gasu; najkompaktnija rješenja koja dovode do smanjenja težine i cijene podvodne kompresorske stanice (SCS); mogućnost proširenja granica primjene tehnologija podvodne kompresije - na bilo kojoj dubini mora i u širokom rasponu tlakova plina; poboljšanje sistema za praćenje stanja i operativnih parametara SKS u realnom vremenu, osiguravajući pouzdan i siguran rad podmorskih kompresijskih sistema.

ZAKLJUČAK

izgledi dalji razvoj podvodnih tehnologija povezuju se s problemima razvoja polja u arktičkim morima, maksimiziranjem povrata nafte i plina kroz stvaranje potpunog podvodnog razvoja polja.

Razvoj nove generacije opreme treba da ima za cilj unapređenje podvodnih tehnologija u oblasti: kompresije gasa; ponovno ubrizgavanje pratećeg gasa; prečišćavanje i odlaganje formacijskih voda; kontrola proizvodnih parametara i transporta bunarskih proizvoda; praćenje stanja operativnih karakteristika podvodne opreme; obavljanje tehnoloških operacija autonomnim sredstvima; opskrba energijom, komunikacije i kontrola.

Spreman nivo tehnologije

	Faza razvoja faza razvoja	Opis tehnologije Opis tehnologije
	Unproven Idea	Preliminarni plan. Analiza ili testovi nisu obavljeni Preliminarni plan. Analiza ili testovi se ne rade
	Analitički dokazana ideja Analitički dokazana ideja	Funkcionalnost dokazana proračunom, up opšte karakteristike postojeće tehnologije ili testirane na pojedinačnim komponentama i/ili podsistemima. Ovaj koncept možda neće zadovoljiti sve zahtjeve na ovom nivou, ali pokazuje osnovnu funkcionalnost i potencijal da ispuni zahtjeve uz dodatno testiranje. Funkcionalnost se dokazuje proračunom, pozivanjem na opšte karakteristike postojećih tehnologija ili se testira na pojedinačnim komponentama i (ili) podsistemima. Ovaj koncept možda ne ispunjava sve zahtjeve na ovom nivou, ali pokazuje osnovnu funkcionalnost i potencijal za usklađenost sa zahtjevima za dodatne testove
	Fizički dokazan koncept Fizički dokazan koncept	Idejno rješenje ili nove karakteristike rješenja, potvrđene modelom ili testovima u laboratoriji. Sistem otkriva sposobnost funkcioniranja u "stvarnom" okruženju uz simulaciju ključni parametri okruženje Idejno rješenje ili nove karakteristike rješenja, potvrđene modelom ili testovima u laboratoriji. Sistem otkriva sposobnost funkcioniranja u „stvarnom“ okruženju uz imitaciju ključnih parametara okoline
	Test prototipa testiranje prototipa	Prototip izgrađen u stvarnom obimu i testiran na usklađenost specifikacije u ograničenom rasponu radnih uslova kako bi se demonstrirala njegova funkcionalnost Prototip se stvara u stvarnom obimu i podvrgava se testiranju na usklađenost sa specifikacijama u ograničenom rasponu radnih uvjeta kako bi se demonstrirala njegova funkcionalnost
	Ogledi na terenu	Eksperimentalni uzorak punog opsega kreiran je i testiran prema programu za usklađenost tehnički zahtjevi pod simuliranim ili stvarnim uslovima okoline Testni uzorak pune skale kreiran je i testiran prema programu za usklađenost sa tehničkim zahtjevima pod imitacijom ili stvarnim uvjetima okoline
	Testovi na nivou integracije u sistem Testiranje nivoa integracije	Prototip punog prototipa izgrađen i integrisan u proizvodni sistem sa potpunim interfejsom i testiranjem usklađenosti Testni uzorak u punoj mjeri kreiran je i integriran u operativni sistem sa punim interfejsom i testovima za usklađenost sa tehničkim zahtjevima
	Instalacija sistema Instalacija sistema	Prototip u punoj veličini je izgrađen i integrisan u predviđeni operativni sistem sa potpunim interfejsom i testiranjem usklađenosti u predviđenom prirodnom okruženju, gde uspešno radi ≥10% predviđenog veka trajanja Testni pun uzorak je kreiran i integrisan u predviđeni operativni sistem sa punim interfejsom i testovima za usklađenost sa tehničkim zahtevima u predloženom prirodnom okruženju i uspešno radi ≥10% očekivanog radnog veka
	Dokazana tehnologija dokazana tehnologija	Proizvodna jedinica je integrirana u proizvodni sistem i uspješno radi ≥10% očekivanog vijeka trajanja Proizvodna jedinica je integrisana u proizvodni sistem i uspešno radi ≥10% očekivanog radnog veka