Подводная добыча нефти. Инновационные технологии подводной добычи углеводородов на шельфе арктики

Подводный добычной комплекс представляет собой несколько скважин, оборудованных подводной фонтанной арматурой, системой управления, газосборными трубопроводами, и все это находится на морском дне. Газ от скважин поступает к манифольду (своего рода сборный пункт) и далее по основному газопроводу доставляется на берег на установку комплексной подготовки газа.

Подводное добычное оборудование, находящееся на дне Охотского моря без платформ и других надводных конструкций, дает возможность добывать газ подо льдом, в сложных климатических условиях, исключая влияние природных явлений. Это позволяет избежать многих рисков, присущих работам в неблагоприятных природных и климатических условиях.

Подобные технологии уже использовались в других странах, например, в Норвегии на месторождениях Снёвит и Ормен Ланге, но в России будут впервые применены именно на Киринском месторождении. Технологии подводной добычи надежны и позволяют осуществлять промышленную деятельность с минимальным негативным воздействием на экологическую систему региона.

Устьевое оборудование скважины

Проект освоения месторождения предусматривает 7 скважин. Подводная фонтанная арматура типа «елка» позволяет регулировать подачу газа из скважины. Противотраловая защитная конструкция защищает фонтанную арматуру от механического воздействия.

Вес вместе с защитой	141 т
Размеры	23x23x10 м

Манифольд

Газ от скважин поступает к манифольду (сборный пункт). Устройство представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Манифольд распределяет потоки газа, моноэтиленгликоля (МЭГ), химических реагентов и сигналы управления подводным добычным комплексом.

Тройник

Тройник трубопровода предназначен для подключения средних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.

Оконечное устройство

Оконечное устройство трубопровода предназначено для подлкючения под водой крайних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.

Трубопровод моноэтиленгликоля (МЭГ)

По трубопроводу от УКПГ до манифольда подается моноэтиленгликоль, необходимый для предотвращения кристаллизации. От манифольда МЭГ подается в скважину по внутрипромысловому шлангокабелю.

Шлангокабель

Основной шлангокабель проложен по дну моря и соединяет манифольд с площадкой управления подводным добычным комплексом. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Внутрипромысловые шлангокабели соединяют манифольд с фонтанной арматурой скважин.

Газопровод

Газопровод соединяет месторождение и установку комплексной подготовки газа (УКПГ). По нему пластовая смесь газа, конденсата и воды поступает с месторождения на УКПГ.

Подводный робот ROV

Производит подводный монтаж оборудования. Имеет 2 руки-манипулятора и обладает системой стабилизации положения.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, преимущественно расположенных на континентальном шельфе. Устройство содержит буровую установку с приводом, палубу платформы, подъемный кран, тендерную установку, железобетонные сваи, ствол скважины, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, райзеры, точечные причалы и представляющую собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема. Две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи. Первая свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями. Внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема. В месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае. Вторая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива. Повышается надежность функционирования морской платформы. 3 ил.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, 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.

Основным типом морских платформ для добычи нефти и газа являются платформы, выполненные в виде сооружения, состоящего из одной или нескольких железобетонных оболочек, заглубленных в глубь водоема (см., например, Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М., Академия горных наук. - 1999, с.122.).

Строительство таких сооружений ведут как с ледяного покрытия, так и с поверхности воды. Подобные конструкции используют для освоения континентального шельфа.

Известны следующие конструкции морских платформ: полупогружная плавучая буровая установка «Уралмаш 6000/200 , самоподъемная ледостойкая плавучая буровая установка СПБУ 6500/10-30 , двухопорная конструкция гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, гравитационная железобетонная платформа , искусственное островное сооружение с бетонным укреплением откосов , искусственное островное сооружение с пологими неукрепленными откосами , искусственное островное сооружение с металлическим цилиндрическим каркасом .

Морские платформы используются (в зависимости от расположения месторождения) на глубинах 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 м (Штокмановское месторождение) . За рубежом на глубинах до 300-600 м .

Расстояния от морского месторождения до берега также имеют различную длину. Магистральный подводный трубопровод от Штокмановского месторождения имеет длину 635 км до берега Кольского полуострова .

При разработке залежей нефти и газа, расположенных под дном моря, учитывают особенности природно-климатических, гидрологических и горно-геологических условий в связи с необходимостью выбора способа их освоения и соответствующего вида морского промысла.

Гидрометеорологические факторы являются основными при выборе типа морского нефтегазового сооружения (МНГС). Одним из основных факторов при выборе типа ледостойких сооружений является ледовый режим, характеризующийся комплексом параметров (толщиной, пористостью, соленостью, скоростью и площадью ледяных образований и др.).

Для определения конструкции надводной части МНГС необходимы сведения о возможности ее обледенения, чтобы в проекте предусмотреть мероприятия по борьбе с этим явлением.

Данные обстоятельства требуют надежного электроснабжения МНГС.

Электроснабжение комплекса подготовки нефти и газа осуществляют централизованной подачей электроэнергии по подводному кабелю или линии электропередач либо с помощью автономной электростанции, установленной на морской стационарной платформе .

При использовании автономных источников питания, в качестве топлива применяют газ, а жидкое горючее применяют только как резервное.

В климатических условиях Северного Ледовитого океана и удаленности от стационарных промышленных источников энергии, проблема обеспечения необходимым по номиналу питанием не всегда может быть обеспечена, что вынуждает использовать существенное количество автономных электростанций, работающих на разных принципах (дизель-генераторы и т.д.).

Задачей настоящего технического предложения, является повышение надежности функционирования МНГС, путем обеспечения электроснабжения МНГС, расположенных на континентальном шельфе, преимущественно в труднодоступных регионах.

Поставленная задача решается за счет того, что морская стационарная платформа, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекса оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов - и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличается от прототипа тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Отличия заявляемого технического решения заключаются в том, две из железобетонных свай, выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Совокупность отличительных признаков заявляемого технического решения позволяет обеспечить МНГС стабильным автономным электроснабжением в труднодоступных регионах.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

Фиг.1. Общий вид МНГС. МНГС состоит из морской стационарная платформы, которая включает буровую установку с приводом 1, палубу платформы 2, подъемный кран 3, тендерную установку 4, ледовое поле 5, железобетонные сваи 6, ствол скважины 7. МНГС также включает устройства энергообеспечения, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования углеводородов, морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов.

Фиг.2. Конструкция сваи. Две железобетонные сваи 6 выполнены полыми внутри, свая 8 и свая 9, и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой 10, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой 8 и второй 9 железобетонной сваи, первая железобетонная свая 8 снабжена ниже уровня моря водозаборными отверстиями 11 и 12, при этом внутренние стенки полой железобетонной сваи 8 снабжены направляющими 13, выполненными в виде треугольника, расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи 8 с грунтом дна водоема 14, установлено рабочее колесо турбины 15 гидроагрегата 16, установленного на фундаментной плите 17 водозащищенного контейнера 18, примыкающего к железобетонной свае 8. Вторая полая железобетонная свая 9, в верхней части снабжена отверстием 19, расположенным выше уровня моря 20 или ледового поля 5. Внутренний диаметр железобетонной сваи 9 уменьшается в сторону слива.

Фиг.3. Структурная схема гидроагрегата 16. Структурная схема гидроагрегат 16 включает: рабочее колесо турбины 15, лопатки 21 направляющего аппарата, турбинный подшипник 22, тормоза-домкраты 23, статор генератора 24, ротор генератора 25, ванны генераторного подшипника и подпятника 26 и 27 соответственно, генераторный подшипник 28, сегменты подпятника 29, зеркало подпятника 30, магистраль турбинного масла 31, магистраль технической воды 32, емкость дистиллированной воды 33, маслонапорную установку 34, магистраль подвода воздуха высокого давления 35, магистраль воздуха низкого давления 36.

Гидроагрегат 16 представляет собой гидрогенератор, выполненный в виде горизонтального капсульного гидрогенератора, аналогом которого являются гидрогенераторы, описанные в источниках информации: 1. Патент РФ №228532. 2. Гидроэнергетика. Под ред. В.И.Обрезкова. М., Энергоиздат, 1988. - 512 с., с.301.

Аналогом фундаментной плиты 17 является фундаментная плита, приведенная в описании к патенту РФ №2261956.

Конкретный тип гидрогенератора выбирается исходя из глубины водоема.

Устройство работает следующим образом.

Забортная вода поступает через водозаборные отверстия 11 и 12 в полость сваи 8, где посредством направляющих 14, выполненных в виде треугольника и расположенных в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, ламинарный поток преобразуется в турбулентный поток. Турбулентный поток достигает лопаток 21 направляющего аппарата, приводя их во вращательное движение, а соответственно запускается вся механическая система гидроагрегата, а затем и электрическая система.

Далее турбулентный поток через дугообразную перемычку 10 поступает во вторую сваю 9, в которой водяной поток, достигая отверстия 19, сливается на поверхность водоема или поступает в водопроводную систему, сочлененную с отверстием 19, которая может использоваться для обеспечения технических нужд МНГС.

При использовании заявляемого технического решения отпадает необходимость сооружения линий передач в труднодоступных районах, например в арктическом регионе.

Источники информации

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

Формула изобретения

Морская стационарная платформа для добычи углеводородов, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекс оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа и включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличающаяся тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Введение санкций три года назад лишило российские компании возможности использовать западное оборудование и технологии для освоения месторождений. Это стало толчком для отечественной промышленности и ИТ-сектора — в России появились свои уникальные разработки, которые уже проходят испытания. Как осуществляется импортозамещение в ТЭК, страшны ли отрасли хакерские атаки, почему в рамках программы газификации не стоит прокладывать трубы по всей территории РФ, в интервью РИА Новости рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов.

Как идет работа по импортозамещению оборудования для нефтегазовой отрасли, в том числе для работы на шельфе?

— В последние годы происходит постепенная переориентация российских нефтегазодобывающих компаний на размещение заказов на отечественных машиностроительных мощностях.

По добыче на шельфе мы определили порядка 20 приоритетных задач на ближайшую перспективу. В настоящее время активно внедряются отечественные образцы запорных арматур, предназначенных для транспорта нефти и газа, разработано оборудование для бурения наклоннонаправленных скважин.

На базе уже созданных опытных образцов в наших планах к 2019 году обеспечить нефтедобычу российскими роторно управляемыми системами, а к 2022 году — нефтепереработку качественными присадками.

Если говорить детализировано, то из 600 элементов, которые так или иначе задействованы в шельфовой добыче от дна и до берега, порядка 300 нуждаются в замещении. Из этих 300 особо критичными можно назвать примерно 50 элементов.

Для работы над созданием российских образцов шельфового оборудования предусмотрен механизм научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР). В период 2017-2019 годов выделены 2,7 миллиарда рублей на реализацию восьми НИОКР, в том числе в сфере применения подводных добычных комплексов.

Таким образом, к 2021-2022 году мы можем представить опытный образец собственных технологий подводной добычи. Это сложно, потому что к такому оборудованию предъявляются повышенные требования в части экологической и технологической безопасности. Но есть первые успехи, есть люди, которые реально занимаются этой проблематикой и имеют все шансы достигнуть необходимого результата.

Кроме того, существуют технологии, связанные с геологией. Это 2D-, 3D-сейсмика и другие. Здесь мы тоже в некоторой степени отстаем, а может быть, даже не столько отстаем, сколько думаем, что мы все еще отстаем.

Например, в 2016 году начато выполнение НИОКР по ряду направлений геологоразведки — проектам по геленаполненной косе, системам позиционирования, донным сейсмическим станциям, сейсмокосам, унификации оборудования для бурового комплекса.

Реализацию большинства этих проектов мы завершим в 2017 году, но уже сейчас можно говорить о наличии образцов оборудования, проходящих полевые испытания.

- При этом многие российские компании предпочитают использовать зарубежные технологии и оборудование.

— Если смотреть на опыт, скажем, Китая, то они в своих внутренних водах на своем шельфе производят сейсморазведку исключительно силами китайских компаний. А мы иногда умудряемся при наличии уже собственных разработок и собственных судов привлекать те же китайские компании, говоря, что это дешевле.

- Насколько это правильно?

— Я считаю — не очень. Нужно оценивать, какой результат мы достигнем в итоге.

Для меня создание технологий добычи на шельфе — больший приоритет, чем исключительно наращивание объемов добычи, которое мы можем получить в ближайшие годы. Потому что технологии необходимы для решения стратегических задач.

- Как идет разработка и внедрение российского программного обеспечения для нефтегазовой отрасли?

— Программное обеспечение в целом развивается достаточно хорошо, существуют известные бренды. С отраслевой точки зрения я бы сказал, что наши коллеги и мы в том числе в некоторой степени не дорабатываем.

Для многих использовать существующее всегда легче и проще, чем перейти на что-то новое. Поэтому нужно переломить ситуацию, когда наши пользователи боятся и не хотят переходить на новые продукты, разработанные российскими программистами.

Для этого необходимо постоянно информировать компании о том, что происходит, что делается. Например, осенью будет проходить первое мероприятие в своем роде — Российская энергетическая неделя, где Минэнерго России постаралось собрать вместе все отрасли ТЭК: нефтегаз, технологии энергоэффективности, электроэнергетику, уголь, инновации и так далее. Об инновациях, в том числе о программном обеспечении, будем говорить вживую, обсуждать.

Недавно "Роснефть", "Башнефть" и другие компании по всему миру сообщили о хакерской атаке. Какие-то меры противодействия Минэнерго планирует принимать, чтобы обезопасить отрасль?

— Есть государственные доктрины энергетической и информационной безопасности. Эти документы предстоит дополнять и изменять с учетом новых реалий.

Будем смотреть, как система должна локализовываться и управляться автономно. Главное — не допускать последствий, которые могут повлиять на обеспечение жизнедеятельности. Мы же умеем создавать автономные системы управления в судостроении например. И здесь тоже создадим. Может быть, это будет связано с внедрением новых технологий с автономными системами управления. Будем этим заниматься.

- Есть оценка ущерба от прошедшей атаки?

— Не заметил никакого ущерба. Во всяком случае, мы не обнаружили ни одного изменения потока информации по отрасли. Соответственно, все компании, которые так или иначе попали в подобные обстоятельства, видимо, были к ним готовы, что хорошо их характеризует. Получается, они могут прогнозировать ситуацию, что важно.

- Возвращаясь к теме арктического шельфа, когда могут появиться новые проекты по добыче углеводородов?

— "Газпром" и "Роснефть" уже работают на шельфе, появление новых проектов — вопрос экономической эффективности. С точки зрения добычи наши компании обеспечены запасами. В настоящее время добыча углеводородов на нашем шельфе не велика, она не превышает 5% от общероссийской.

При этом на арктическом шельфе содержатся предположительно значительные запасы нефти — более 15% от всех общероссийских, поэтому потенциал региона очень велик. Однако надо понимать, что затраты на освоение арктических акваторий значительно выше, чем на освоение других морских месторождений. И в этом смысле сегодня для компаний шельф — скорее вызов, чем потребность. Но средства, которые в настоящее время расходуются на освоение шельфа, обязательно окупятся в среднесрочной перспективе.

В то же время у нефтяников есть обязательства. Они получили лицензии, которые ограничены сроками. Государство говорит: мы вам шельф дали, будьте добры, разрабатывайте его. Поэтому работа идет поступательно.

Можно констатировать, что освоение месторождений арктического шельфа осуществляется в соответствии с лицензионными обязательствами, более того, планы недропользователей опережают их. В апреле был дан старт бурению на шельфе моря Лаптевых в пределах Хатангского участка. Также в этом году будут продолжены работы по разведочному бурению в акваториях Баренцева, Карского и Черного морей.

Сейчас много говорят о ситуации с газификацией регионов России. Все-таки возможно ли обеспечить газом все населенные пункты в стране?

— Газификация регионов России — одно из наиболее масштабных направлений деятельности Минэнерго на внутреннем рынке. С 2005 по 2016 год уровень газификации в стране повысился с 53,3 до 67,2%. За последние 12 лет "Газпром" построил порядка 2,5 тысячи межпоселковых газопроводов протяженностью более 28 тысяч километров.

Созданы условия для газификации более 3,7 тысячи населенных пунктов (в среднем ежегодно около 300 населенных пунктов) и 5 тысяч котельных, а также порядка 815 тысяч домовладений и квартир.

При этом прокладывать трубы повсеместно — нелогично. В моем понимании примерно 15% населенных пунктов могут иметь сложности с проведением трубопроводного газа по нескольким обстоятельствам.

Например, у нас в стране несколько тысяч населенных пунктов с численностью менее десяти человек. Ни в коем случае не хочу сказать, что такие поселки останутся без газа. Газ — это наше достояние, которое мы должны прежде всего направлять на создание собственных благоприятных условий жизни. Поэтому населенные пункты должны быть газифицированы — либо трубопроводным газом, либо при помощи альтернативных источников. Создать условия для этого — наша задача.

Хотел бы напомнить, что у нас до 2020 года, а может быть, и чуть дальше, например до момента создания единого рынка газа ЕврАзЭС, будет существовать государственное регулирование цены на газ. Но одновременно существует цена альтернативного газа — СУГа (сжиженного углеводородного газа — ред.), который должен тоже поставляться населению. Можно вывести стоимость единицы теплотворности для потребности населения и, соответственно, понимать, какие обязательства государство может на себя взять с точки зрения обеспечения населения этим газом. Вот такую задачу пытаемся сейчас решить.

У нас есть своя инициатива, хотя некоторые наши коллеги называют ее анахронизмом, — законодательное регулирование задания производителям СУГ о поставках газа населению для бытовых нужд. Проект закона уже прошел обсуждение, в том числе и публичное. Более того, мне кажется, что даже Минэкономразвития услышало нашу позицию о том, что наша задача — прежде всего обеспечить население газом, и не важно — трубопроводным, сжиженным, сжатым или СУГом.

Какова ситуация с тарифом на транспортировку газа для независимых производителей? ФАС убрала из повестки к заседанию правления этот вопрос. Возможна ли ситуация, что второй год подряд не будет индексироваться этот тариф?

— Минэнерго подход по верхней границе индексации предложило, дальше — решение правительства.

- Минэнерго давало поручение Газпрому проработать возможность для "Роснефти" экспортировать газ?

— Мы получали поручение президента. Позиция Минэнерго была подготовлена и доложена. Обновленного запроса со стороны "Роснефти" я пока не видел.

- Каковы основные задачи Минэнерго по нефтегазовой отрасли на вторую половину 2017 года?

— Завершение работы по подготовке двух генеральных схем развития — нефтяной и газовой отраслей на период до 2035 года.

B общую систему по добыче нефти и газа на Морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы:

· одна или несколько платформ, c которых бурятся эксплуатационные скважины,

· трубопроводы, соединяющие платформу c берегом;

· береговые установки по переработке и хранению нефти,

погрузочные устройства

Буровая установка - это сложное техническое сооружение, предназначенное для добычи нефти газа на морском шельфе.

Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка - четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии. В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок - дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега. Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы(рис4), если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки(рис4), оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы(рис4,5), которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе - более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ - установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне. Развитие этих технологий чрезвычайно важно для стран, обладающих обширным континентальным шельфом

Интересные факты Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.(рис 6)

Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем - нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.

В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде - «И целого мира мало».Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования. Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации - например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, - используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес - 150 тонн. Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия.

После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.

Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

Рассмотрим подробнее технологии бурения скважин на акваториях и типы буровых установок.

Выделяют следующие способы бурения скважин на акваториях(рис 8):

1. с морских стационарных платформ;

2. гравитационных морских стационарных платформ;

3. самоподъемных буровых установок;

4. полупогружных буровых установок;

5. буровых судов.

Морская стационарная платформа - это буровое основание, опирающееся на дно акватории и возвышающееся над уровнем моря. Так как по окончании эксплуатации скважины МСП остается на месте сооружения, то схемой бурения морской скважины в отличие от схемы строительства наземной скважины предусмотрено наличие водоотделяющей колонны, изолирующей скважину от толщи воды и соединяющей подводное устье с буровой площадкой морской стационарной платформы. Устьевое оборудование (превенторы, головки обсадных колонн, устройство для отвода промывочной жидкости из скважины в системы очистки) монтируется также на МСП.

Для буксировки платформы к месту строительства скважины требуется четыре или пять буксиров. Обычно в буксировке МСП участвуют и другие вспомогательные суда (портовые тягачи, суда сопровождения и т.п.). В хорошую погоду средняя скорость буксировки составляет 1,5 - 2,0 уз/ч.

Гравитационная морская стационарная платформа - буровое основание, изготовленное из железобетона и стали. Она строится в глубоководных заливах и затем с помощью буксиров доставляется на точку бурения эксплуатационных и разведочных скважин. ГМСП предназначена не только для бурения скважин, но и для добычи и хранения черного золота до отправки ее танкерами к месту переработки. Платформа обладает большим весом, поэтому для удержания ее на точке бурения не требуется дополнительных устройств.

После разработки месторождения производится консервация всех скважин, отсоединение установки от устьев скважин, отрыв ее от морского дна и транспортировка на новую точку в пределах данной площади или в другой регион бурения и нефтедобычи и газа. В этом заключается преимущество ГМСП перед МСП, которая после разработки месторождения остается в море навсегда.

Самоподъемная плавучая буровая установка обладает достаточным запасом плавучести, что имеет большое значение для ее транспортировки на точку бурения вместе с буровым оборудованием, инструментом и необходимым запасом расходных материалов. На месте бурения с помощью специальных подъемных механизмов и опор устанавливают СПБУ на морское дно. Корпус установки поднимают над уровнем моря на недосягаемую для морских волн высоту. По способу монтажа превенторных устройств и способу соединения буровой площадки с подводным устьем скважины СПБУ аналогична МСП. Для обеспечения надежности эксплуатации скважины обсадные колонны подвешивают под столом ротора. По завершении бурения и после освоения разведочной скважины устанавливают ликвидационные мосты и все обсадные колонны обрезают ниже уровня дна моря.

Полупогружная плавучая буровая установка состоит из корпуса, который включает в себя собственно буровую площадку с оборудованием и понтоны, соединенные с площадкой стабилизирующими колоннами. В рабочем положении на точке бурения понтоны заполняются расчетным количеством морской воды и погружаются на расчетную глубину под воду; при этом действие волн на платформу уменьшается. Так как ППБУ подвержена качке, то жесткое соединение ее с подводным устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны (райзера) невозможно. Поэтому для предотвращения разрушения связки устье - ППБУ в составе водоотделяющей колонны предусмотрены телескопическое соединение с герметизирующим узлом и герметичные шарнирные соединения ВОК. с плавсредством и подводным устьевым противовыбросовым оборудованием Герметичность подвижных элементов водоотделяющей колонны должна обеспечивать изоляцию скважины от морской воды и безопасность работ при допустимых условиях эксплуатации.

На точку бурения ППБУ доставляют с помощью буксирных судов и удерживают на ней якорной системой в течение всего периода бурения и испытания скважины. По окончании ее строительства ППБУ снимают с точки бурения и перегоняют на новое место

При строительстве глубоких морских нефтяных и газовых скважин используется буровое судно, на котором смонтировано все буровое и вспомогательное оборудование и находится необходимый запас расходного материала Па точку бурения БС идет своим хо-дом; его скорость достигает 13 уз/ч (24 км/ч). Над точкой бурения судно удерживается с помощью динамической системы позицирования, которая включает в себя пять подруливающих винтов и два ходовых винта, постоянно находящихся в работе

Противовыбросовое подводное оборудование устанавливается на морское дно после постановки БС на точку бурения, оно связано с устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны с дивертором, двух шарнирных соединений и телескопического соединения для компенсации вертикальных и горизонтальных перемещений бурового судна в процессе строительства скважины.

Основным фактором, влияющим на выбор типа плавучих буровых средств, является глубина моря на месте бурения. До 1970 г самоподъемные буровые установки использовались для бурения скважин при глубинах 15--75 м, в настоящее время -- до 120 м и более Плавучие установки полупогружного типа с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины применяются для производства геологоразведочных работ при глубинах акваторий до 200-300 м и более.

Буровые суда, благодаря более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ, используются при бурении поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах акваторий до 1500 м и более. Имеющиеся на судах большие запасы расходных материалов, рассчитанные на 100 дней работы установки, обеспечивают успешное бурение скважин, а большая скорость передвижения судна - быструю их перебазировку с пробуренной скважины на новую точку. В отличие от ППБУ для БС имеются большие ограничения в работе в зависимости от волнения моря. Так, при бурении вертикальная качка буровых судов допускается до 3,6 м, а для ППБУ - до 5 м. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов на расчетную глубину) по сравнению с буровыми судами, то вертикальная качка ППБУ составляет 20--30 % от высоты волны. Таким образом, бурение скважин с ППБУ осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при бурении с БС. К недостаткам полупогружной плавучей буровой установки можно отнести малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку.Hовым направлением подводной добычи нефти является создание подводных эксплуатационных комплексов(рис 9), на которых созданы нормальные атмосферные условия для работы операторов. Oборудование и материалы (цемент, глина, трубы, агрегаты и др.) доставляются на буровые платформы судами снабжения. Ha них устанавливаются также декомпрессионные камеры и необходимое оборудование для проведения водолазных и ряда вспомогательных работ. Добытая нефть транспортируется на берег c помощью морских трубопроводов, которые прокладываются в открытом море c помощью специализированных судов-трубоукладчиков. Hаряду c трубопроводами используются системы c рейдовыми причалами. Hефть к причалу поступает по подводному трубопроводу и далее по гибким шлангам или стоякам подаётся к танкерам.

Пояснения к рисунку 9:

1 -- кабель для управления с корабля буровой установкой; 2 -- Направляющая воронка для кер-ноприемных труб;3 -- прожектор; 4 -- передвигающаяся подводная телевизионная установка; 5 -- гидравлические домкраты для выравнивания бурового основания; 6 -- прибор для контроля установки бурового основания горизонтально; 7 -- силовой привод; 8 -- Буровой насос; 9 -- магазин с бурильными трубами; 10 -- Шланг для подачи

Кратко рассмотрена история развития подводных технологий в мире и на российском шельфе. Для морей России характерен длительный сезонный ледовый покров, что мешает непрерывному развитию данных технологий или приводит к отсутствию их применения. Основная проблема связана с обеспечением надежности применения подводных технологий, поскольку в ледовых условиях техобслуживание и ремонт подводного оборудования затруднены и требуют больших затрат. В статье предлагается алгоритм оценки надежности подводных технологий и определяются требования к подводному оборудованию для применения в России: проектирование с дублированием стандартных компонентов, надлежащие испытания и строгий контроль качества при изготовлении. Развитие нового поколения подводного оборудования для России должно быть направлено на совершенствование технологий компримирования газа, очистки и утилизации пластовых вод, мониторинга состояния и контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин, проведения технологических операций автономными средствами, энергообеспечения, связи и управления. Показаны преимущества разработки морских месторождений с подводным расположением устьев скважин, основное из которых – это поочередной ввод в эксплуатацию, дающий ускоренное получение продукции. Представлена трехэтапная методология разработки и обустройства подводных месторождений и выделены основные факторы: минимизация буровых работ и финансовых затрат, рациональное размещение оборудования.

Ключевые слова: МОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА, ПОДВОДНЫЙ ДОБЫЧНОЙ КОМПЛЕКС, ГОТОВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОДВОДНАЯ СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОР, КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ.

УДК 622.323+324
Д.В. Люгай, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ)
М.Н. Мансуров, д.т.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

Литература:

API RP 17N Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Recommended Practice. Technology Qualification [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (дата обращения: 01.06.2018).

Мокшаев Т.А., Греков С.В. Опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа // Вести газовой науки: Науч.-техн. сб. 2015. № 2 (22). С. 69–73.

Открыть PDF

На российском Арктическом шельфе и шельфе дальневосточных морей в настоящее время открыты нефтегазовые месторождения, где сочетание глубин акваторий и ледовых условий не позволяет применять традиционные технологии добычи углеводородов с помощью стационарных или плавучих платформ. Для их освоения требуется создание специальных подводных комплексов. Номенклатура подводных технических средств, изготавливаемых в мире и обеспечивающих нефтегазодобычу, весьма широка. В статье рассматриваются разрывы и недостатки в развитии таких технологий в целях применения их в специфических условиях российского шельфа. Они в основном обусловлены надежностью и операциями по его обеспечению: техобслуживанием и ремонтом подводного оборудования, поскольку в ледовых условиях эти операции затруднены и требуют больших затрат.

Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине моря 11,5 м. В 1961 г. компанией Cameron была разработана и изготовлена первая промышленная подводная фонтанная арматура для скважины в Мексиканском заливе. Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи в мире стал нефтяной кризис 1970-х гг. из-за эмбарго, наложенного странами ОПЕК на поставку «черного золота» западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья путем создания новых технологий, позволявших бурить морские скважины на больших глубинах, и развития подводных технологий добычи углеводородов.

Первая система управления подводным добычным комплексом (ПДК) была установлена в 1963 г., а в 1979 г. появилась подводная система с мультиплексным электрогидравлическим управлением. Прогресс в разработке ПДК в течение 1980–2015 гг. был отмечен появлением подвод- ной фонтанной арматуры в горизонтальном исполнении, новых систем управления, в том числе с полным электроприводом.

Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов в мире производят не более 10 компаний, но насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка. В России первые добычные комплексы были установлены на шельфе Сахалина в 2013 г. в рамках обустройства Киринского месторождения.

ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ

Разработка морских месторождений с подводным расположением устьев скважин хотя и достаточно сложна, но обладает рядом преимуществ перед традиционными способами надводного оборудования устьев. Основное преимущество заключается в возможности ввода морского месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой продукции.

Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу для бурения с нее наклонно-направленных скважин. Кроме того, подводный метод разработки позволяет выявить некоторые геолого-физические и эксплуатационные параметры месторождений на более ранней стадии разработки.

Общая методология проектирования разработки и обустройства подводных месторождений, по существу, соответствует традиционным схемам, применяемым для ме- сторождений суши и морских место- рождений с платформенным обустройством. Она включает три этапа: анализ характеристик месторождения и условий его эксплуатации; обоснование принципов/концепций разработки залежей и обустройства промысла, которые варьируются в зависимости от региона, особенностей организации проектирования, строительства и эксплуатации месторождения и т. п.; анализ и оптимизацию технологических процессов, местоположения скважин, промысловых объектов и др.

Вместе с тем отличительная особенность проектирования подводных месторождений – выявление и проверка определяющих факторов, влияющих на выбор проектных решений. Например, известно, что низкие температуры требуют использования специальных материалов для подводных конструкций, удорожающих их стоимость, но температуры морской воды на глубинах более 30–50 м практически одинаковы во всех регионах. Температуры транспортировки и хранения оборудования в Арктике, как правило, ниже –40…–50 °С. Но надо ли транспортировать и хранить, а также испытывать подводные системы при таких экстремальных температурах, удорожая конструкцию?

В рамках проекта Arctic Development Roadmap были выявлены и систематизированы ключевые темы, решение которых, по мнению авторов проекта, необходимо для разработки нефтяных и газовых ресурсов в Северном Ледовитом океане. Согласно этому документу к существенным факторам, воздействующим на будущее развитие, отнесены технологии транспорта углеводородов, углубление дна и рытье траншей, моделирование и тренинги, а к потенциально неустранимым помехам – защита окружающей среды. По нашему мнению, подобные оценки не являются вполне убедительными.

При выборе решения по разработке месторождения определяющим фактором является минимизация буровых работ и финансовых затрат путем оптимизации числа и конструкций скважин, а также рационального размещения оборудования на морском дне. Должны проверяться функциональные требования к монтажу и эксплуатации, включая условия транспортировки, хранения и испытаний, а также требования по проведению одновременных операций (например, бурение и монтаж, бурение и добыча).

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует; устраняется также пожарная опасность.

При этом существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при наличии ледового покрова и необходимости частых ремонтов скважин. Так, по данным компании Statoil, одного из лидеров в области технологий подводного освоения месторождений, сравнение статистических показателей эффективности добычи за 2010–2012 гг. при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря по всей цепочке от скважины до платформы показало, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) составляет 91,8 %, а для подводных скважин – 86,5 %, т. е. эффективность платформенной добычи на месторождениях на 5,3 % выше.

Повышенные потери добычи на месторождениях с ПДК связаны в основном с райзерами и промысловыми трубопроводами, приводящими к внеплановым потерям добычи в связи с необходимостью ремонтно-восстановительного обслуживания (3,7 %). Статистика внеплановых потерь добычи на ПДК приведена на рис. 1.

Очевидно, что для морей России, характеризующихся длительным ледовым режимом и относительной недоступностью устьев скважин в этот период, коэффициент эксплуатации подводных скважин может оказаться существенно ниже.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

При освоении морских месторождений и обосновании схем размещения подводного добычного оборудования весьма важным является учет специфических условий региона (например, Арктики) и выявление применимости существующих системных решений или выявление разрывов в развитии/отсутствии технологий для обеспечения проектных решений.

Разрывы в процессе развития технологий возможны двух типов: концепции, улучшение которых возможно за счет новых технологий, но при этом существуют апробированные технологии; концепции, которые полностью зависят от новых технологий, так как такие технологии отсутствуют.

Уровень готовности технологий определяется по API RP 17N (см. табл.). Как правило, многие нефтегазовые операторы заявляют о готовности новой технологии к внедрению на месторождениях при завершении стадий разработки TRL 4 и TRL 5.

Проблема обеспечения надежности – одна из важнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция подвод- ного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требуют больших затрат. Кроме того, отказ подводного оборудования непосредственно влияет на состояние окружающей среды. И наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Согласно данным компании FMC Technologies, оценку надежности новых технологий можно производить по схеме, приведенной на рис. 2, которая основана на методике, разработанной Норвежским квалификационным обществом (Det Norske Veritas) .

Для использования подводных технологий в условиях ледовых морей важно обеспечить приемлемость методов технического обслуживания компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены.

В связи с этим необходимо заложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который обеспечивал бы надежность и был гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с дублированием стандартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изготавливаться со строгим контролем качества.

В любой системе могут быть уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. В такой ситуации возможны два подхода: обеспечить высокую надежность этих компонентов подводной системы; проектировать системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Поэтому при решении задач обеспечения надежности подвод- ных систем необходимо сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей, а характер обслуживания подводных систем наряду с результатами анализа их рентабельности должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

Рассматривая развитие технологий подводной подготовки продукции скважин, следует отметить, что изначально перед подводным оборудованием ставилась только задача по добыче нефти. В первых проектах под водой проходила только сепарация газа от жидких углеводородов, после чего последние выкачивались насосом на поверхность, а подъем газа осуществлялся под собственным давлением. Вместе с тем задачи использования остаточного потенциала месторождений путем продления периода эффективной эксплуатации, снижения затрат на жизненный цикл месторождения и увеличение добычи обусловили активное развитие технологий подводной подготовки скважинной продукции.

В работе детально рассмот- рены мировой опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа. Согласно размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности: поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье; повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением; снижать риски, связанные с гидратообразованием в системе сбора; обес- печивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет использования сепараторов «нефть – вода»; более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне; значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (например, применяя однофазные насосы взамен многофазных).

Технологии подводного компримирования используются на газовых месторождениях при больших расстояниях до берега или существующих платформ и обеспечивают: снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов; увеличение коэффициента газоотдачи пласта; бесперебойность потока и исключение выбросов и сбросов в море.

Увеличение коэффициента извлечения газа на месторождении Ормен Ланге при применении подводного компримирования показано на рис. 3.

Первая подводная насосно-компрессорная станция была разработана компанией Kvaerner в 1989 г. На основе работ по изготовлению в 2001–2003 гг. компрессора Demo 2000 компанией Aker Solutions в 2004–2012 гг. была разработана и изготовлена пилотная станция Ormen Lange, которая прошла аттестацию технологии и строительства, а также испытания в бассейне. По результатам пилотных испытаний к 2016 г. была изготовлена полномасштабная компрессорная станция мощностью 58 МВт, включающая четыре параллельные линии компримирования, аналогичные пилотному образцу, с общей производительностью 70 млн м3/сут, и установлена на месторождении Ормен Ланге на расстоянии 120 км от берега и глубине моря 900 м.

В 2015 г. на месторождении Асгард, отстоящем на расстоянии 40 км от технологической платформы и глубине моря ~300 м, была также установлена подводная компрессорная станция мощностью 23 МВт и производительностью 21 млн м3/сут, что было обусловлено падением добычи из-за больших потерь давления по сравнению с ожидаемыми и ранним прорывом воды в скважине Z, а также необходимостью исключения динамической неустойчивости в трубопроводах.

Помимо этих двух проектов, компания Statoil реализовала третью программу, связанную с использованием подводной компрессорной станции для влажного газа на действующем месторождении Гуллфакс, которое было открыто в 1978 г. и с 1986 г. находилось в эксплуатации. В данном проекте использовался иной принцип, нежели в системах для месторождений Асгард и Ормен Ланге, а именно многофазная компрессорная технология, не требующая высокой производительности: два компрессора влажного газа мощностью 5 МВт, производительностью 12 млн м3 газа в сутки. Цель проекта заключалась в увеличении добычи на месторождении Гуллфакс путем закачки газа в скважину для повышения давления на нефтеносных горизонтах и дополнительного извлечения 22 млн баррелей нефти. Но уже через месяц после установки в 2015 г. первый в мире подводный компрессор для влажного газа HOFIM был снят с месторождения из-за обнаружения в нем утечки.

Тем не менее опыт применения технологий подводного компримирования на месторождениях Ормен Ланге, Асгард и Гуллфакс выявил преимущества подвод- ного компримирования, которые заключаются в следующем: создание более безопасных условий эксплуатации промысловых объектов (без присутствия людей); предотвращение накопления жидкости в трубопроводе за счет увеличения скорости перекачки; значительное снижение инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению с вариантом компримирования газа на платформе; повышение эффективности компримирования за счет расположения компрессора ближе к скважинам; возможность разработки месторождений с малым пластовым давлением, низкой проницаемостью пласта и сложными свойствами флюидов.

Хотя комплексы подводного компримирования газа в будущем позволят отказаться от объектов надводной инфраструктуры, современные технологии имеют ограничения по энергообеспечению. Они позволяют передавать мощности по энергопотреблению 20–30 МВт на расстояние до 50 км, а мощности 10–20 МВт – до 250 км.

Компания Aker Solutions, мировой лидер в области подводного компримирования, создала новый подводный компактный компрессор Compact GasBooster™ с малыми габаритными размерами (5,5 × 5,0 × 8,0 м), высокоэффективными компонентами, низким весом, упрощенной конструкцией и развивает следующие направления совершенствования компрессорных станций: использование высокоэффективных центробежных компрессоров, допускающих присутствие жидкой фазы в компримируемом газе; максимально компактные решения, ведущие к снижению веса и стоимости подводной компрессорной станции (ПКС); возможности расширения границ применения технологий подводного компримирования – на любых глубинах моря и при большом диапазоне давлений газа; совершенствование систем мониторинга в реальном времени состояния и эксплуатационных параметров работы ПКС, обеспечивающих надежную и безопасную работу подводных систем компримирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перспективы дальнейшего развития подводных технологий связываются с проблемами освоения месторождений арктических морей, максимизацией нефте- и газоизвлечения путем создания полного подводного обустройства месторождений.

Разработки нового поколения оборудования должны быть направлены на совершенствование подводных технологий в области: компримирования газа; обратной закачки попутного газа; очистки и утилизации пластовых вод; контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин; контроля состояния эксплуатационных характеристик подвод- ного оборудования; проведения технологических операций автономными средствами; энергообес- печения, связи и управления.

Уровень готовности технологий Level of the technology ready

	Стадия разработки Development stage	Описание технологии Description of technology
	Недоказанная идея	Предварительный план. Анализ или испытания не выполнены Preliminary plan. Analysis or tests are not performed
	Аналитически доказанная идея Analytically proven idea	Функциональность доказана путем расчета, отсылкой к общим характеристикам существующих технологий или испытана на отдельных компонентах и (или) подсистемах. Эта концепция может не отвечать всем требованиям на данном уровне, но демонстрирует базовую функциональность и потенциал соответствия требованиям при проведении дополнительных испытаний Functionality is proven by calculation, by referring to the general characteristics of existing technologies or it is tested on individual components and (or) subsystems. This concept may not meet all the requirements at this level, but demonstrates the basic functionality and the potential for compliance with the requirements for additional tests
	Физически доказанная концепция Physically proven concept	Концептуальное решение или новые характеристики решения, подтвержденного моделью или испытаниями в лабораторных условиях. Система выявляет способность функционирования в «реальной» среде с имитацией ключевых параметров окружающей среды Conceptual solution or new characteristics of a solution, confirmed by a model or tests in the laboratory. The system reveals the ability to function in a “real” environment with the imitation of key environmental parameters
	Испытание опытного образца Prototype testing	Создается опытный образец в реальном масштабе и подвергается испытаниям на соответствие техническим условиям в ограниченном диапазоне условий эксплуатации для демонстрации его функциональности Prototype is being created on a real scale and subjected to testing for compliance with specifications in a limited range of operating conditions to demonstrate its functionality
	Полевые испытания	Создается опытный полномасштабный образец и испытывается по программе на соответствие техническим требованиям при имитационных или фактических условиях природной среды Test full-scale sample is created and tested according to the program for compliance with technical requirements under imitation or actual environmental conditions
	Испытания на уровне интеграции в систему Integration-level testing	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям Test full-scale sample is created and integrated into the operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements
	Установка системы Installation of the system	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в предназначенную эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям в предполагаемой природной среде, где успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Test full-scale sample is created and integrated into the intended operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements in the proposed natural environment and successfully works for ≥10 % of the expected service life
	Доказанная технология Proven technology	Производственная единица интегрируется в эксплуатационную систему и успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Production unit is integrated into the production system and successfully works for ≥10% of the expected service life