Producția de petrol submarin. Tehnologii inovatoare pentru producția de hidrocarburi submarine pe platforma arctică

Complexul de producție submarin este format din mai multe puțuri dotate cu pomi de Crăciun submarin, un sistem de control, conducte de colectare a gazelor, toate fiind amplasate pe fundul mării. Gazul din puțuri intră în colector (un fel de punct de colectare) și apoi este livrat la țărm prin conducta principală de gaze către unitatea complexă de tratare a gazelor.

Echipamentele miniere subacvatice situate pe fundul Mării Ochotsk fără platforme și alte structuri de suprafață fac posibilă extragerea gazelor sub gheață, în condiții climatice dificile, excluzând impactul fenomene naturale... Acest lucru vă permite să evitați multe dintre riscurile inerente muncii în condiții naturale și climatice nefavorabile.

Tehnologii similare au fost deja folosite în alte țări, de exemplu, în Norvegia la câmpurile Snevit și Ormen Lange, dar în Rusia vor fi folosite pentru prima dată pe câmpul Kirinskoye. Tehnologiile miniere submarine sunt fiabile și permit desfășurarea activităților industriale cu impact negativ minim asupra sistemului ecologic al regiunii.

Echipament cap de puț

Proiectul de dezvoltare a câmpului include 7 sonde. Bradul de Crăciun submarin de tip copac permite controlul fluxului de gaz din fântână. Structura de protecție anti-măturare protejează bradul de Crăciun de stres mecanic.

Greutate cu protectie	141 t
Dimensiuni (editare)	23x23x10 m

Manifold

Gazul din puțuri merge în colector (punctul de colectare). Dispozitivul constă din mai multe conducte fixate pe o singură bază, proiectate pentru presiune ridicată și conectate după o anumită schemă. Distribuitorul distribuie fluxuri de gaz, monoetilen glicol (MEG), substanțe chimice și semnale de control ale complexului de producție submarin.

Tee

Tee-ul conductei este proiectat pentru a conecta puțuri medii într-o linie care este conectată la colector.

Dispozitiv terminal

Dispozitivul terminal al conductei este proiectat pentru a conecta puțurile extreme sub apă la linia, care este conectată la colector.

Conducte de monoetilen glicol (MEG).

Monoetilenglicolul este furnizat prin conducta de la GPP la colector, ceea ce este necesar pentru a preveni cristalizarea. Din colector, MEG este introdus în puț printr-un cablu ombilical în câmp.

Cordon ombilical

Cablul ombilical principal trece de-a lungul fundului mării și conectează colectorul la locul de producție submarin. Cablul ombilical transferă comenzile de control din camera de control către echipamentul submarin al câmpului.

Ombilicalele din câmp conectează colectorul la pomul de Crăciun.

Conducta de gaz

Conducta de gaz face legătura între câmp și unitatea integrată de tratare a gazelor (GTP). Prin intermediul acestuia, amestecul de rezervor de gaz, condens și apă este alimentat din câmp către instalația de procesare a gazelor.

ROV robot subacvatic

Efectuează instalarea subacvatică a echipamentelor. Are 2 brate manipulatoare si are sistem de stabilizare a pozitiei.

Invenția se referă la industria petrolului și gazelor, în special la instalațiile pentru dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi offshore, situate în principal pe platforma continentală. Dispozitivul conține o instalație de foraj cu antrenare, o punte de platformă, o macara, o platformă de licitație, piloți de beton armat, o sondă, un set de echipamente instalate pe o platformă pentru colectarea, pregătirea și transportul petrolului și gazelor, risers, dane punct. și reprezentând o structură de susținere a unei structuri hidrotehnice din beton armat, îngropată în adâncurile lacului de acumulare. Două dintre piloții din beton armat sunt goale în interior și conectate în partea inferioară între ele printr-un buiandrug arcuit având un diametru interior proporțional cu diametrele interioare ale primului și celui de-al doilea piloți de beton armat. Prima grămadă este echipată cu orificii de admisie a apei sub nivelul mării la locul de instalare a platformei staționare offshore. Pereții interiori ai primului pilot tubular din beton armat sunt echipați cu ghidaje realizate sub formă de triunghi și situate pe direcția axială spre fundul rezervorului. La joncțiunea primei grămezi goale din beton armat cu solul, este instalată o lamă a unei unități hidraulice, care este instalată într-un recipient impermeabil pe o placă de fundație și adiacent primului pilot de beton armat. A doua grămadă din partea superioară este echipată cu o gaură situată la o înălțime deasupra nivelului mării, al cărei diametru al suprafeței interioare scade spre scurgere. Fiabilitatea operațională a platformei offshore este crescută. 3 bolnavi.

Invenția se referă la industria gazelor și petrolului, și mai precis la instalații pentru dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi offshore, situate în principal pe platforma continentală a Oceanului Arctic.

În conformitate cu noile Reguli pentru clasificarea, construcția și echiparea complexelor plutitoare de petrol și gaze, inclusiv regulile pentru construcția și echiparea complexelor de producție submarine (a se vedea, de exemplu, N. Reshetov. Arctica dictează regulile // Marine afaceri din Nord-Vest 2009, nr.1 (14) 43), instalațiile pentru dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi offshore nu sunt doar instalații de foraj plutitoare, platforme staționare offshore, platforme staționare rezistente la gheață offshore, ci și conducte submarine offshore. , complexe de producție submarine, risers, dane punctuale pentru descărcarea hidrocarburilor, precum și instalații plutitoare, pregătirea, prelucrarea, depozitarea și expedierea produselor din hidrocarburi.

Principalul tip de platforme offshore pentru producția de petrol și gaze sunt platformele realizate sub forma unei structuri constând din una sau mai multe carcase de beton armat îngropate adânc în rezervor (a se vedea, de exemplu, R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. . Mirzoev. Aranjament. și dezvoltarea zăcămintelor offshore de petrol și gaze.M., Academia de Științe Miniere.- 1999, p. 122.).

Construcția unor astfel de structuri se realizează atât din stratul de gheață, cât și de la suprafața apei. Astfel de structuri sunt folosite pentru dezvoltarea platformei continentale.

Sunt cunoscute următoarele structuri de platforme offshore: instalație de foraj plutitoare semisubmersibilă Uralmash 6000/200, instalație de foraj plutitoare rezistentă la gheață cu auto-ridicare 6500 / 10-30, structură cu două suporturi a unei structuri hidrotehnice din beton armat îngropată în adâncimea de rezervorul, platformă din beton armat gravitațional, structură insulă artificială cu armarea pantelor din beton, structură insulă artificială cu pante blânde nearmate, structură insulă artificială cu cadru cilindric metalic.

Se folosesc platforme offshore (în funcție de locația câmpului) la adâncimi de 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 m (câmpul Shtokman). În străinătate la adâncimi de până la 300-600 m.

Distanțele de la câmpul offshore până la coastă variază, de asemenea, ca lungime. Conducta subacvatică principală din câmpul Shtokman are o lungime de 635 km până la coasta Peninsulei Kola.

La dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze situate sub fundul mării, particularitățile condițiilor naturale-climatice, hidrologice și miniere-geologice sunt luate în considerare în legătură cu necesitatea de a alege o metodă pentru dezvoltarea lor și tipul corespunzător de industrie marină.

Factorii hidrometeorologici sunt cei mai importanți atunci când se alege tipul de instalație offshore de petrol și gaze (MOGS). Unul dintre principalii factori în alegerea tipului de structuri rezistente la gheață este regimul de gheață, caracterizat printr-un set de parametri (grosime, porozitate, salinitate, viteza și aria formațiunilor de gheață etc.).

Pentru a determina designul suprafeței MOGS, sunt necesare informații cu privire la posibilitatea de givrare a acestuia pentru a prevedea măsuri de combatere a acestui fenomen în proiectare.

Aceste circumstanțe necesită o sursă de alimentare fiabilă a MNGS.

Alimentarea cu energie electrică a complexului de tratare a petrolului și gazelor se realizează prin alimentare centralizată cu energie electrică prin cablu sau linie electrică submarină, sau prin intermediul unei centrale electrice autonome instalate pe o platformă staționară offshore.

Când se utilizează surse de energie autonome, gazul este folosit drept combustibil, iar combustibilul lichid este folosit doar ca rezervă.

În condițiile climatice ale Oceanului Arctic și îndepărtarea de sursele de energie industriale staționare nu poate fi întotdeauna asigurată problema furnizării puterii necesare la valoarea nominală, ceea ce obligă la utilizarea unui număr semnificativ de centrale autonome care funcționează pe principii diferite (generatoare diesel). , etc.).

Obiectivul acestei propuneri tehnice este de a îmbunătăți fiabilitatea operațiunii MOGS prin furnizarea de energie electrică a MNGS situate pe platforma continentală, în principal în regiunile greu accesibile.

Sarcina este rezolvată datorită faptului că platforma staționară offshore, constând dintr-o instalație de foraj cu o unitate, o punte de platformă, o macara, o platformă de licitație, piloți de beton armat, o sondă, un dispozitiv de alimentare cu energie, un set de echipamente. instalat pe platforma de colectare, pregătire și transport de petrol și gaze, inclusiv facilități pentru dezvoltarea unui zăcământ de hidrocarburi offshore: o conductă subacvatică, un complex de producție subacvatică, risers, dane punctuale pentru descărcarea hidrocarburilor - și reprezentând structura de susținere a unei hidrocarburi. structură de beton armat îngropată adânc în rezervor, diferă de prototip prin aceea că două dintre piloții de beton armat sunt scobiți în interior și legați în partea inferioară unul de celălalt printr-un buiandrug arcuit având un diametru interior proporțional cu diametrele interioare ale primului. și a doua piloți de beton armat, primul pilot de beton armat este furnizat sub nivelul mării, la locul de instalare, staționar marin. a platforma, orificiile de admisie a apei, in timp ce peretii interiori ai primului pilot tubular din beton armat sunt echipati cu ghidaje realizate sub forma de triunghi si situate in directie axiala spre fundul rezervorului, la jonctiunea primului cavitar armat armat. grămadă de beton cu pământul, este instalat un rotor de unitate hidraulic, care este instalat într-un recipient impermeabil pe placa de fundație și adiacent primului pilot de beton armat, al doilea piloț tubular în partea superioară este echipat cu o gaură situată la o cotă. deasupra nivelului mării, al cărei diametru al suprafeței interioare scade spre scurgere.

Diferențele soluției tehnice propuse sunt că două dintre piloții de beton armat sunt goale în interior și conectate în partea inferioară între ele printr-un buiandrug arcuit având un diametru interior proporțional cu diametrele interioare ale primului și celui de-al doilea piloți de beton armat, prima grămadă de beton armat este furnizată sub nivelul mării, în loc se instalează o platformă staționară offshore, orificii de admisie a apei, în timp ce pereții interiori ai primului pilot de beton armat tubular sunt echipați cu ghidaje realizate sub formă de triunghi și amplasate în direcția axială spre fundul rezervorului, la joncțiunea primului piloț tubular din beton armat cu solul, se instalează un rotor al unității hidraulice, care este instalat într-un recipient impermeabil pe o placă de fundație și adiacent primului beton armat. grămadă, a doua grămadă goală din partea superioară este echipată cu o deschidere situată la o cotă deasupra nivelului mării, al cărei diametru al suprafeței interioare scade spre scurgere.

Setul de caracteristici distinctive ale soluției tehnice propuse permite MNGS să fie furnizat cu o sursă de alimentare autonomă stabilă în regiunile greu accesibile.

Esența invenției este ilustrată prin desene.

Fig. 1. Vedere generală a MNGS. MNGS constă dintr-o platformă fixă ​​offshore, care include o instalație de foraj motorizată 1, o punte de platformă 2, o macara 3, o platformă de licitație 4, un câmp de gheață 5, piloți de beton armat 6, un foraj de sondă 7. MNGS include și alimentarea cu energie electrică. dispozitive, un set de echipamente instalate pe o platformă pentru colectarea, pregătirea și transportul hidrocarburilor, o conductă submarină offshore, un complex de producție submarin, risers, dane punctuale pentru descărcarea hidrocarburilor.

Fig. 2. Construcția piloților. Doi piloți de beton armat 6 sunt alcătuiți în interior, piloți 8 și piloți 9, și sunt legați în partea inferioară unul de celălalt printr-un buiandrug arcuit 10 având un diametru interior proporțional cu diametrele interioare ale primilor 8 și ale celui de-al doilea 9 piloți de beton armat. , primul pilot din beton armat 8 este prevăzut sub nivelul mării cu orificii de admisie a apei 11 și 12, în timp ce pereții interiori ai pilotului tubular din beton armat 8 sunt echipați cu ghidaje 13, realizate sub formă de triunghi, situate pe direcția axială. spre fundul rezervorului 14, la joncțiunea primului piloț tubular din beton armat 8 cu solul fundului rezervorului 14, este instalat un rotor de turbină 15 al grupului hidroelectric 16, instalat pe placa de fundație 17 a rezervorului 14. container impermeabil 18, adiacent pilotului de beton armat 8. Al doilea pilon gol din beton armat 9, în partea superioară este echipat cu o gaură 19 situată deasupra nivelului mării 20 sau câmpul de gheață 5. Diametrul interior al grămezii de beton armat 9 scade la prune laterale.

Fig. 3. Schema structurala unitatea hidraulică 16. Schema structurală a unității hidraulice 16 include: rotorul turbinei 15, paletele de ghidare 21, rulmentul turbinei 22, cricurile de frână 23, statorul generatorului 24, rotorul generatorului 25, rulmentul generatorului și, respectiv, băile lagărului de tracțiune 26 și, respectiv, 27, rulmentul generatorului 28, segmentele rulmentului axial 29, oglinda rulmentului axial 30, conducta de ulei de turbină 31, conducta de apă de serviciu 32, rezervorul de apă distilată 33, unitatea de presiune ulei 34, conducta de alimentare cu aer de înaltă presiune 35, conducta de aer presiune scăzută 36.

Unitatea hidroelectrică 16 este un hidrogenerator realizat sub forma unui hidrogenerator cu capsulă orizontală, un analog al căruia sunt hidrogeneratoarele descrise în sursele de informații: 1. Brevet RF Nr. 228532. 2. Hidroenergie. Ed. V. I. Obrezkov. M., Energoizdat, 1988 .-- 512 p., p. 301.

Un analog al plăcii de fundație 17 este placa de fundație descrisă în descrierea brevetului RF nr. 2261956.

Tipul specific de hidrogenerator este selectat în funcție de adâncimea rezervorului.

Dispozitivul funcționează după cum urmează.

Apa din exterior pătrunde prin orificiile de admisie a apei 11 și 12 în cavitatea grămezii 8, unde prin intermediul ghidajelor 14 realizate sub formă de triunghi și situate axial spre fundul rezervorului 14, fluxul laminar este transformat într-un curgere turbulentă. Fluxul turbulent ajunge la paletele 21 ale paletelor de ghidare, conducându-le în mișcare de rotație și, în consecință, este lansat întregul sistem mecanic al unității hidraulice și apoi sistemul electric.

În plus, fluxul turbulent prin peretele etanș arcuit 10 intră în a doua grămadă 9, în care fluxul de apă, ajungând în orificiul 19, se contopește pe suprafața rezervorului sau intră în sistemul de alimentare cu apă articulat cu orificiul 19, care poate fi utilizat. pentru a satisface nevoile tehnice ale MNGS.

Atunci când se utilizează soluția tehnică propusă, nu este nevoie să se construiască linii de transport în zone greu accesibile, de exemplu, în regiunea arctică.

Surse de informare

1.R.I.Vyakhirev, B.A.Nikitin, D.A. Mirzoev. Construcția și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze offshore. M., Academia de Științe Miniere. - 1999.

Revendicare

Platformă fixă ​​offshore pentru producția de hidrocarburi, constând dintr-o instalație de foraj cu antrenare, o punte de platformă, o macara, o platformă de licitație, piloți de beton armat, o sondă, un dispozitiv de alimentare cu energie, un set de echipamente instalate pe o platformă pentru colectare , tratarea și transportul petrolului și gazelor și inclusiv instalațiile zăcământului de hidrocarburi offshore: conductă submarină, complex de producție submarin, risers, dane punctuale pentru descărcarea hidrocarburilor și reprezentând structura de susținere a unei structuri hidrotehnice din beton armat îngropată adânc în rezervor, caracterizată prin aceea că două dintre piloți de beton armat sunt cavi în interior și conectați în partea inferioară între este un buiandrug arcuit cu diametrul interior proporțional cu diametrele interioare ale primului și celui de-al doilea piloți de beton armat, primul pilot de beton armat este prevăzut sub nivelul mării, la locul de instalare a platformei staționare offshore, orificii de admisie a apei gropi, în timp ce pereții interiori ai primului pilot gol din beton armat sunt echipați cu ghidaje realizate sub formă de triunghi și situate pe direcția axială spre fundul rezervorului, la joncțiunea primului pilot gol din beton armat cu solul. , este instalată o lamă a unei unități hidraulice, care este instalată într-un recipient impermeabil pe o placă de fundație și învecinată cu primul pilot din beton armat, cel de-al doilea pilot gol în partea superioară este echipat cu o gaură situată la o cotă deasupra nivelului mării. , al cărei diametru al suprafeței interioare scade spre scurgere.

Impunerea de sancțiuni în urmă cu trei ani defavorizat companiile rusești capacitatea de a utiliza echipamente și tehnologii occidentale pentru dezvoltarea zăcămintelor. Acesta a devenit un impuls pentru industria autohtonă și sectorul IT - Rusia are propriile dezvoltări unice care sunt deja testate. Cum se efectuează înlocuirea importurilor în complexul de combustibil și energie, atacurile hackerilor sunt înfricoșătoare pentru industrie, de ce nu merită instalarea conductelor în toată Federația Rusă, ca parte a programului de gazificare, a declarat pentru RIA Novosti viceministrul Energiei, Kirill Molodtsov.

Cum se lucrează la înlocuirea importurilor de echipamente pentru industria petrolului si gazelor, inclusiv pentru lucru la raft?

- V anul trecut există o reorientare treptată a companiilor rusești de petrol și gaze pentru a plasa comenzi la instalațiile interne de construcție de mașini.

Pentru producția offshore, am identificat aproximativ 20 de sarcini prioritare pentru viitorul apropiat. În prezent, sunt introduse în mod activ eșantioane interne de supape proiectate pentru transportul petrolului și gazelor, au fost dezvoltate echipamente pentru forarea puțurilor direcționale.

Pe baza prototipurilor deja create, intenționăm să furnizăm producția de petrol cu ​​sisteme rusești controlate rotativ până în 2019 și până în 2022 - rafinarea petrolului cu aditivi de înaltă calitate.

Mai detaliat, din 600 de elemente care sunt cumva implicate în producția offshore de la fund până la coastă, aproximativ 300 trebuie înlocuite. Dintre aceste 300, aproximativ 50 de elemente pot fi numite deosebit de critice.

Pentru a lucra la crearea de mostre rusești de echipamente offshore, este prevăzut un mecanism de cercetare și dezvoltare (R&D). În perioada 2017-2019, 2,7 miliarde de ruble au fost alocate pentru implementarea a opt proiecte de cercetare și dezvoltare, inclusiv în domeniul de aplicare a complexelor de producție submarine.

Astfel, până în 2021-2022, putem prezenta un prototip al propriilor tehnologii de producție submarine. Este dificil, deoarece astfel de echipamente sunt supuse unor cerințe sporite în ceea ce privește siguranța ecologică și tehnologică. Dar sunt primele succese, sunt oameni care se ocupă cu adevărat de această problemă și au toate șansele să obțină rezultatul dorit.

În plus, există tehnologii legate de geologie. Acestea sunt 2D, 3D seismice și altele. Și aici suntem într-o oarecare măsură în urmă, și poate nu atât de mult pe cât credem că suntem încă în urmă.

De exemplu, în 2016, cercetarea și dezvoltarea a început într-o serie de domenii de explorare geologică - proiecte pentru un streamer umplut cu gel, sisteme de poziționare, stații seismice de fund, streamere seismice, unificarea echipamentelor pentru complexul de foraj.

Vom finaliza implementarea majorității acestor proiecte în 2017, dar putem vorbi deja despre disponibilitatea probelor de echipamente supuse testelor pe teren.

„În același timp, multe companii rusești preferă să folosească tehnologii și echipamente străine.

- Dacă vă uitați la experiența, să zicem, a Chinei, ei în apele lor interioare de pe raftul lor efectuează explorări seismice exclusiv prin eforturile companiilor chineze. Și reușim uneori să atragem aceleași companii chineze când avem deja propriile dezvoltări și propriile nave, spunând că este mai ieftin.

- Cât de corect este asta?

- Nu cred. Trebuie să evaluăm ce rezultat vom obține în final.

Pentru mine, crearea de tehnologii de producție offshore este o prioritate mai mare decât creșterea exclusivă a volumelor de producție, pe care o putem obține în următorii ani. Pentru că tehnologia este necesară pentru a aborda provocările strategice.

- Cum decurge dezvoltarea și implementarea software-ului rusesc pentru industria petrolului și gazelor?

- Software-ul în general se dezvoltă destul de bine, sunt mărci cunoscute. Din punct de vedere sectorial, aș spune că colegii noștri, inclusiv noi, nu lucrează la asta într-o oarecare măsură.

Pentru mulți, este întotdeauna mai ușor și mai simplu să folosești unul existent decât să treci la ceva nou. Prin urmare, este necesar să inversăm situația când utilizatorii noștri se tem și nu doresc să treacă la produse noi dezvoltate de programatori ruși.

Pentru a face acest lucru, este necesar să informați constant compania despre ceea ce se întâmplă, ce se face. De exemplu, în toamnă, va avea loc primul eveniment de acest gen - Russian Energy Week, unde Ministerul Rusiei de Energie a încercat să reunească toate sectoarele complexului de combustibil și energie: petrol și gaze, tehnologii de eficiență energetică, electricitate, cărbune, inovație și așa mai departe. Despre inovații, inclusiv despre software, vom vorbi live, vom discuta.

Recent, Rosneft, Bashneft și alte companii din întreaga lume au raportat un atac de hacker. Există contramăsuri pe care Ministerul Energiei intenționează să le ia pentru a securiza industria?

- Există doctrine de stat ale energiei și securitatea informatiei... Aceste documente urmează să fie completate și modificate ținând cont de noile realități.

Ne vom uita la modul în care sistemul ar trebui să fie localizat și gestionat autonom. Principalul lucru este de a evita consecințele care pot afecta asigurarea vieții. Știm să creăm sisteme de control autonome în construcțiile navale, de exemplu. Și aici îl vom crea și noi. Poate că acest lucru se va datora introducerii de noi tehnologii cu sisteme de control autonome. Vom face asta.

- Există o estimare a pagubelor de la ultimul atac?

- Nu am observat nicio pagubă. În orice caz, nu am găsit o singură schimbare în fluxul de informații în industrie. În consecință, toate companiile care au ajuns cumva în astfel de circumstanțe, aparent, erau pregătite pentru ele, ceea ce le caracterizează bine. Se pare că ei pot prezice situația, ceea ce este important.

- Revenind la tema raftului arctic, când pot apărea noi proiecte pentru producția de hidrocarburi?

- Gazprom și Rosneft lucrează deja la raft, apariția de noi proiecte este o întrebare eficiență economică... În ceea ce privește producția, companiile noastre sunt asigurate cu rezerve. În prezent, producția de hidrocarburi pe raftul nostru nu este mare, nu depășește 5% din producția totală a Rusiei.

În același timp, raftul arctic conține rezerve de petrol probabil semnificative - mai mult de 15% din toate rezervele rusești, astfel încât potențialul regiunii este foarte mare. Cu toate acestea, trebuie înțeles că costul dezvoltării apelor arctice este mult mai mare decât dezvoltarea altor câmpuri offshore. Și în acest sens, companiile de raft astăzi reprezintă mai mult o provocare decât o nevoie. Însă fondurile care sunt cheltuite în prezent pentru dezvoltarea raftului vor da rezultate cu siguranță pe termen mediu.

În același timp, petroliștii au obligații. Au primit licențe limitate în timp. Statul spune: v-am dat un raft, vă rog, dezvoltați-l. Prin urmare, lucrarea avansează.

Se poate afirma că dezvoltarea zăcămintelor în platforma arctică se realizează în conformitate cu obligațiile de licențiere, în plus, planurile utilizatorilor subsolului sunt înaintea lor. În aprilie, a început forajul pe raftul Mării Laptev din zona Khatanga. De asemenea, în acest an, forajele de explorare vor fi continuate în Mările Barents, Kara și Negre.

Acum se vorbește mult despre situația cu gazeificarea regiunilor rusești. Totuși, este posibil să se furnizeze gaze în toate localitățile din țară?

- Gazeificarea regiunilor rusești este una dintre cele mai mari activități ale Ministerului Energiei pe piața internă. Din 2005 până în 2016, nivelul de gazeificare în țară a crescut de la 53,3% la 67,2%. În ultimii 12 ani, Gazprom a construit aproximativ 2,5 mii de gazoducte între localități, cu o lungime de peste 28 de mii de kilometri.

Au fost create condiții pentru gazificarea a peste 3,7 mii de așezări (în medie anual circa 300 de așezări) și a 5 mii de cazane, precum și a aproximativ 815 mii de gospodării și apartamente.

În același timp, așezarea țevilor peste tot este ilogică. După înțelegerea mea, aproximativ 15% din localități pot avea dificultăți cu gazele din conducte din mai multe motive.

De exemplu, în țara noastră există câteva mii de așezări cu mai puțin de zece persoane. În niciun caz nu vreau să spun că astfel de așezări vor rămâne fără gaz. Gazul este proprietatea noastră, pe care trebuie să o folosim în primul rând pentru a ne crea propriile condiții favorabile de viață. Prin urmare, așezările trebuie gazeificate - fie cu gaze de conductă, fie cu ajutorul surselor alternative. Este sarcina noastră să creăm condiții pentru aceasta.

Aș dori să vă reamintesc că până în 2020, și poate puțin mai departe, de exemplu, până la crearea pieței unice de gaze a EurAsEC, va exista o reglementare de stat a prețului gazelor. Dar, în același timp, există un preț pentru un gaz alternativ - GPL (gaz petrolier lichefiat - n.d.), care trebuie furnizat și populației. Puteți deduce costul unei unități de valoare termică pentru nevoile populației și, în consecință, să înțelegeți ce obligații își poate asuma statul în ceea ce privește asigurarea populației cu acest gaz. Încercăm să rezolvăm această problemă acum.

Avem inițiativa proprie, deși unii dintre colegii noștri o numesc anacronism - reglementare legislativă a atribuirii producătorilor de GPL de a furniza gaze populației pentru nevoile gospodărești. Proiectul de lege a trecut deja de discuție, inclusiv de cea publică. Mai mult, mi se pare că până și Ministerul Dezvoltării Economice a auzit poziția noastră că sarcina noastră este, în primul rând, să asigurăm populația cu gaze, și nu contează - conductă, lichefiat, comprimat sau GPL.

Care este situația cu tariful de transport gaze pentru producătorii independenți? FAS a eliminat această problemă de pe ordinea de zi a ședinței consiliului de administrație. Este posibil ca acest tarif să nu fie indexat pentru al doilea an consecutiv?

- Ministerul Energiei a propus o abordare a limitei superioare de indexare, apoi - o hotărâre de guvern.

- Ministerul Energiei a instruit Gazprom să elaboreze posibilitatea ca Rosneft să exporte gaze?

- Am primit instrucțiuni de la președinte. Poziția Ministerului Energiei a fost pregătită și raportată. Nu am văzut încă o solicitare actualizată de la Rosneft.

- Care sunt principalele sarcini ale Ministerului Energiei în industria petrolului și gazelor pentru a doua jumătate a anului 2017?

- Finalizarea lucrărilor de pregătire a două scheme generale de dezvoltare - industria petrolului și gazelor pentru perioada până în 2035.

Sistemul general de producție de petrol și gaze în zăcămintele offshore de petrol și gaze include de obicei următoarele articole:

Una sau mai multe platforme de pe care sunt forate puțuri de producție,

· Conducte care leagă platforma cu malul;

Instalații de prelucrare și depozitare a petrolului pe uscat,

dispozitive de încărcare

O instalație de foraj este o structură tehnică complexă concepută pentru producția de petrol și gaze offshore.

Depozitele de coastă continuă adesea pe partea de continent situată sub apă, care se numește raftul. Granițele sale sunt coasta și așa-numita margine - o margine clar definită, în spatele căreia adâncimea crește rapid. De obicei, adâncimea mării deasupra marginii este de 100-200 de metri, dar uneori ajunge până la 500 de metri și chiar până la un kilometru și jumătate, de exemplu, în partea de sud a Mării Okhotsk sau în largul coastei. din Noua Zeelandă. Sunt utilizate diferite tehnologii în funcție de adâncime. În apele puțin adânci, se construiesc de obicei „insule” fortificate, din care se efectuează foraje. Așa s-a extras de mult petrol din câmpurile caspice din regiunea Baku. Utilizarea unei astfel de metode, în special în apele reci, este adesea asociată cu riscul de deteriorare a „insulelor” producătoare de petrol prin plutirea gheții. De exemplu, în 1953, o masă mare de gheață care s-a desprins de coastă a distrus aproximativ jumătate din puțurile de petrol din Marea Caspică. Mai rar, tehnologia este utilizată atunci când zona necesară este marginită cu baraje și apa este pompată din groapa formată. La o adâncime a mării de până la 30 de metri, s-au construit anterior pasageri din beton și metal, pe care au fost amplasate utilaje. Pasajul era legat de pământ sau era o insulă artificială. Ulterior, această tehnologie și-a pierdut relevanța.

Dacă câmpul este situat aproape de pământ, este logic să forați un puț înclinat de la țărm. Una dintre cele mai interesante evoluții moderne este controlul de la distanță al forajului orizontal. Specialiștii monitorizează trecerea puțului de la mal. Precizia procesului este atât de mare încât puteți ajunge la punctul dorit de la o distanță de câțiva kilometri. În februarie 2008, Exxon Mobil Corporation a stabilit un record mondial în forarea unor astfel de puțuri în cadrul proiectului Sakhalin-1. Lungimea sondei aici a fost de 11.680 de metri. Forajul a fost efectuat mai întâi pe verticală și apoi pe orizontală sub fundul mării la câmpul Chayvo, la 8-11 kilometri în larg. Cu cât apa este mai adâncă, cu atât se folosesc tehnologii mai sofisticate. La adâncimi de până la 40 de metri se construiesc platforme staționare (Fig. 4), dar dacă adâncimea ajunge la 80 de metri, se folosesc instalații de foraj plutitoare (Fig. 4) echipate cu suporturi. Platformele semi-submersibile funcționează până la 150-200 de metri (Figura 4.5), care sunt ținute pe loc cu ajutorul ancorelor sau sistem complex stabilizare dinamică. Navele de foraj pot, de asemenea, să foreze la adâncimi mult mai mari. Cele mai multe dintre „fântânile record” au fost forate în Golful Mexic - peste 15 sonde au fost forate la o adâncime de peste un kilometru și jumătate. Recordul din toate timpurile de foraj la mare adâncime a fost stabilit în 2004, când Discoverer Deel Seas de la Transocean și ChevronTexaco a început să foreze o sondă în Golful Mexic (Alaminos Canyon Block 951) la o adâncime de 3.053 de metri.

În condițiile dificile ale mărilor nordice, se construiesc adesea platforme staționare, care sunt ținute la fund datorită masei uriașe a bazei. „Stâlpi” goli se ridică în sus de la bază, în care uleiul sau echipamentul produs poate fi depozitat. Mai întâi, structura este remorcată până la destinație, inundată, iar apoi, chiar în mare, partea superioară este construită deasupra. Uzina în care sunt construite astfel de structuri este comparabilă ca suprafață cu un oraș mic. Instalațiile de foraj de pe platforme mari moderne pot fi mutate pentru a fora câte puțuri este necesar. Sarcina proiectanților unor astfel de platforme este să instaleze maximum de echipamente high-tech în zona minimă, ceea ce face ca această sarcină să fie similară cu proiectarea unei nave spațiale. Pentru a face față înghețului, gheții, valurilor înalte, echipamentele de foraj pot fi instalate chiar în partea de jos. Dezvoltarea acestor tehnologii este extrem de importantă pentru țările cu o vastă platformă continentală

Fapte interesante Platforma norvegiană „Troll-A”, un „reprezentant” izbitor al familiei de mari platforme nordice, atinge 472 m înălțime și cântărește 656.000 de tone (Fig. 6).

Americanii consideră că data începerii zăcământului petrolier offshore este 1896, iar pionierul acestuia a fost petrolistul Williams din California, care a forat puțuri din terasamentul pe care l-a construit.

În 1949, la 42 km de Peninsula Apsheron, a fost construit un întreg sat numit Oil Rocks pe rafturi construite pentru a extrage petrolul din fundul Mării Caspice. Angajații întreprinderii au locuit în ea săptămâni întregi. The Oil Rocks Trestle poate fi văzut într-unul dintre filmele James Bond - „Întreaga lume nu este suficientă.” Necesitatea de a menține echipamentele submarine ale platformelor de foraj a influențat în mod semnificativ dezvoltarea echipamentelor de scufundări de adâncime. Pentru a închide rapid fântâna când de urgență- de exemplu, dacă o furtună împiedică nava de foraj să rămână pe loc, se folosește un fel de dop numit dispozitiv de prevenire a erupțiilor. Aceste dispozitive de prevenire au până la 18 m lungime și cântăresc 150 de tone. Începutul dezvoltării active a platformei maritime a fost facilitat de criza mondială a petrolului care a izbucnit în anii 70 ai secolului trecut.

După anunțul embargoului de către țările OPEC, a existat o nevoie urgentă de surse alternative de aprovizionare cu petrol. De asemenea, dezvoltarea raftului a fost facilitată de dezvoltarea tehnologiilor, care până atunci atinseseră un asemenea nivel care să permită forarea la adâncimi mari de mare.

Câmpul de gaz Groningen, descoperit în largul coastei Olandei în 1959, nu numai că a devenit punctul de plecare pentru dezvoltarea platformei Mării Nordului, dar și-a dat și numele unui nou termen economic. Economiștii au numit efectul Groningen (sau boala olandeză) aprecierea semnificativă a monedei naționale, care a avut loc ca urmare a creșterii exporturilor de gaze și a avut un impact negativ asupra altor industrii de export-import.

Să luăm în considerare mai detaliat tehnologiile pentru forarea puțurilor în zonele de apă și tipurile de instalații de foraj.

Există următoarele metode de forare a puțurilor în zonele de apă (Fig. 8):

1.de pe platforme fixe offshore;

2. platforme fixe gravitaționale offshore;

3. instalații de foraj cu cric;

4. instalații de foraj semisubmersibile;

5. nave de foraj.

O platformă staționară offshore este o bază de foraj care se sprijină pe fundul zonei de apă și se ridică deasupra nivelului mării. Deoarece la sfârșitul exploatării sondei, MSP rămâne pe șantier, schema de forare a sondei offshore, spre deosebire de schema de construcție a sondei onshore, prevede prezența unui riser care izolează puțul de coloana de apă și conectează capul de sondă subacvatic la locul de foraj al platformei staționare offshore. Echipamentele capului de sondă (prevenitoare de explozie, capete de tubaj, un dispozitiv pentru devierea fluidului de foraj din sondă către sistemul de tratare) sunt de asemenea montate la POR.

Este nevoie de patru sau cinci remorchere pentru a tracta platforma până la șantierul puțului. De obicei, în remorcarea IMM-urilor sunt implicate și alte nave auxiliare (tractoare portuare, nave de escortă etc.). Pe vreme bună, viteza medie de remorcare este de 1,5 - 2,0 noduri/h.

Platformă fixă ​​gravitate offshore - o bază de foraj din beton armat și oțel. Acesta este construit în golfuri de adâncime și apoi transportat cu remorchere la locul de foraj pentru producție și sonde de explorare. HMSP este destinat nu numai forării puțurilor, ci și extracției și depozitării aurului negru până când acesta este expediat de către cisterne la locul de prelucrare. Platforma este grea, așa că nu sunt necesare dispozitive suplimentare pentru a o ține pe punctul de foraj.

După dezvoltarea zăcământului, toate puțurile sunt suspendate, unitatea este deconectată de la capete de sondă, separată de fundul mării și transportată într-un nou punct din zona dată sau într-o altă regiune de foraj și producție de petrol și gaze. Acesta este avantajul HMSP față de IMM, care după dezvoltarea domeniului rămâne în mare pentru totdeauna.

Instalația de foraj plutitoare cu cric are o flotabilitate suficientă, ceea ce este de mare importanță pentru transportul său la punctul de foraj împreună cu echipamentul de foraj, unelte și aprovizionarea necesară cu consumabile. La locul de foraj, folosind mecanisme și suporturi speciale de ridicare, instalația de foraj cu cric este instalată pe fundul mării. Corpul instalației este ridicat deasupra nivelului mării la o înălțime imposibil de atins pentru valurile mării. În ceea ce privește metoda de montare a dispozitivelor preventive și metoda de conectare a locului de foraj cu capul de sondă submarin, instalația de foraj cu cric este similară cu ROP. Pentru a asigura fiabilitatea funcționării puțului, șirurile de tubaj sunt suspendate sub masa rotorului. La terminarea forajului și după dezvoltarea sondei de explorare, se instalează poduri de abandonare și toate șirurile de tubaj sunt tăiate sub nivelul fundului mării.

Instalația de foraj plutitoare semi-submersibilă este formată dintr-o carenă, care include platforma de foraj propriu-zisă cu echipamente și pontoane conectate la platformă prin coloane stabilizatoare. În poziția de lucru la punctul de foraj, pontoanele sunt umplute cu cantitatea calculată de apă de mare și scufundate sub apă la adâncimea calculată; în acest caz, efectul valurilor asupra platformei este redus. Deoarece SSDR este supus unui tangament, acesta nu poate fi conectat rigid la capul puțului submarin folosind o coloană de ridicare. Prin urmare, pentru a preveni distrugerea capului sondei - ligamentul PPBU, ridicătorul include o conexiune telescopică cu o unitate de etanșare și îmbinări articulate ermetice ale FOC. cu o ambarcațiune plutitoare și un echipament de explozie a capului de puț submarin. Etanșeitatea elementelor mobile ale canalului trebuie să asigure izolarea puțului de apa de mare și siguranța muncii în condiții de funcționare admise.

PPDR este livrat la punctul de foraj cu remorchere și ținut acolo de un sistem de ancorare pe toată perioada de foraj și de testare a puțurilor. La finalizarea construcției, SSDR este scos din punctul de foraj și transportat într-o nouă locație.

În timpul construcției puțurilor de petrol și gaze în mare adâncime, se folosește o navă de foraj, pe care se montează toate echipamentele de foraj și auxiliare și se află aprovizionarea necesară cu consumabile Pa punctul de foraj al BS merge pe drumul său; viteza sa atinge 13 noduri/h (24 km/h). Deasupra punctului de foraj, vasul este ținut de un sistem de poziționare dinamic, care include cinci propulsoare și două șuruburi de plumb, care sunt în permanență în funcțiune.

Echipamentul submarin pentru prevenirea erupțiilor este instalat pe fundul mării după ce BS este setat la punctul de foraj, este conectat la capul sondei folosind un ascensoare cu un deviator, două îmbinări articulate și o îmbinare telescopică pentru a compensa mișcările verticale și orizontale ale forajului. vas în timpul procesului de construcție a puțului.

Principalul factor care influențează alegerea tipului de echipament de foraj plutitor este adâncimea mării la locul de foraj. Până în 1970, instalațiile de foraj cu cric au fost folosite pentru forarea puțurilor la adâncimi de 15--75 m, în prezent - până la 120 m și mai mult. Instalațiile plutitoare semi-submersibile cu un sistem de reținere a ancorei deasupra capului sondei unui puț forat sunt folosit pentru explorarea geologică la adâncimi de apă de până la 200 -300 m și mai mult.

Navele de foraj, datorită manevrabilității și vitezei de mișcare mai mari, autonomiei mai mari în comparație cu PPDR, sunt utilizate la forarea puțurilor de prospecțiune și explorare în zone îndepărtate la adâncimi de apă de până la 1500 m și mai mult. Stocurile mari de consumabile disponibile pe nave, concepute pentru 100 de zile de funcționare a unității, asigură forarea cu succes a puțurilor, iar viteza mare de deplasare a navei asigură relocarea rapidă a acestora din puțul forat într-un punct nou. Spre deosebire de SSDR, pentru BS, există limitări mari în funcționare, în funcție de starea mării. Deci, în timpul forajului, rularea verticală a vaselor de foraj este permisă până la 3,6 m, iar pentru SSDR - până la 5 m. Deoarece SSDR are o stabilitate mai mare (datorită imersării pontoanelor inferioare la adâncimea de proiectare) comparativ cu la navele de foraj, ruliu vertical al SSDR este de 20-30% din înălțimea valului. Astfel, forarea puțurilor cu o instalație de foraj submersibilă se realizează cu o stare a mării semnificativ mai mare decât la forarea cu o instalație de foraj. Dezavantajele unei instalații de foraj plutitoare semi-submersibile pot fi atribuite vitezei reduse de deplasare de la o sondă forată la un punct nou.O nouă direcție a producției de petrol submarin este crearea de complexe de producție submarine (Fig. 9), pe care se creează condiţii atmosferice normale pentru munca operatorilor. Echipamentele și materialele (ciment, argilă, țevi, agregate etc.) sunt livrate platformelor de foraj de către nave de aprovizionare. De asemenea, sunt echipate cu camere de decompresie și echipamentul necesar pentru scufundări și o serie de lucrări auxiliare. Petrolul produs este transportat la țărm prin conducte offshore, care sunt așezate în larg de către nave specializate pentru pozarea conductelor. Alături de conducte, sunt utilizate sisteme cu dane. Uleiul este furnizat la dană printr-o conductă subacvatică și apoi prin furtunuri flexibile sau ascensoare către cisterne.

Explicații pentru figura 9:

1 - cablu pentru controlul instalației de foraj de pe navă; 2 - Pâlnie de ghidare pentru țevile de primire a miezului 3 - reflector; 4 - televizor subacvatic mobil; 5 - cricuri hidraulice pentru nivelarea bazei de foraj; 6 - dispozitiv de monitorizare a instalării bazei de foraj pe orizontală; 7 - motorizare; 8 - pompa de noroi; 9 - depozitare cu tevi de foraj; 10 - Furtunul pentru alimentare

Istoria dezvoltării tehnologiilor submarine în lume și pe raftul rus este revizuită pe scurt. Mările Rusiei sunt caracterizate de acoperire de gheață sezonieră pe termen lung, care interferează cu dezvoltare continuă a acestor tehnologii sau duce la lipsa utilizării acestora. Principala problemă este legată de asigurarea fiabilității aplicării tehnologiilor submarine, deoarece în condiții de gheață, întreținerea și repararea echipamentelor submarine este dificilă și costisitoare. Articolul propune un algoritm pentru evaluarea fiabilității tehnologiilor submarine și definește cerințele pentru echipamentele submarine pentru utilizare în Rusia: proiectare cu duplicarea componentelor standard, testare adecvată și control strict al calității în timpul producției. Dezvoltarea unei noi generații de echipamente submarine pentru Rusia ar trebui să vizeze îmbunătățirea tehnologiilor de comprimare a gazelor, purificarea și utilizarea apei de formare, monitorizarea stării și controlul parametrilor de producție și transport al produselor de sondă, efectuarea de operațiuni tehnologice cu mijloace autonome, alimentare, comunicare și control. Sunt prezentate avantajele dezvoltării câmpurilor offshore cu puțuri subacvatice, principala dintre acestea fiind punerea în funcțiune secvențială, care oferă producție accelerată. Este prezentată o metodologie în trei etape pentru dezvoltarea și construcția câmpurilor submarine și sunt evidențiați principalii factori: minimizarea operațiunilor de foraj și a costurilor financiare, amplasarea rațională a echipamentelor.

Cuvinte cheie: PRODUCȚIE DE ȚEIEI ȘI GAZ OFFSHORE, COMPLEX DE PRODUCȚIE SUBACACĂ, DISPONIBILITATEA TEHNOLOGIILOR, FIABILITATE, SEPARARE SUBACAVA A ȚEIEI ȘI GAZ, COMPRESOR, CONTROLUL STĂRII.

UDC 622.323 + 324
D.V. Lyugai, doctor în științe tehnice, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscova, RF)
M.N. Mansurov, doctor în științe tehnice, prof., Gazprom VNIIGAZ LLC, M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

Literatură:

API RP 17N Practică recomandată pentru fiabilitatea sistemului de producție submarin și managementul riscului tehnic [ Resursa electronica]. Mod de acces: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Practică recomandată. Calificarea tehnologiei [Resursa electronică]. Mod de acces: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (data accesării: 01.06.2018).

Mokshaev T.A., Grekov S.V. Experiență de aplicare și perspective de dezvoltare a sistemelor subacvatice de separare a petrolului și gazelor // Vesti gazovoy nauki: Nauchn.-tekhn. sat. 2015. Nr 2 (22). S. 69–73.

Deschide PDF

Pe platforma arctică rusă și pe raftul mărilor din Orientul Îndepărtat au fost descoperite zăcăminte de petrol și gaze, unde combinația dintre adâncimile apei și condițiile de gheață nu permite utilizarea tehnologiilor tradiționale de producere a hidrocarburilor folosind platforme staționare sau plutitoare. Dezvoltarea lor necesită crearea unor complexe subacvatice speciale. Gama de echipamente tehnice submarine fabricate în lume și care asigură producția de petrol și gaze este foarte largă. Articolul examinează lacunele și deficiențele în dezvoltarea unor astfel de tehnologii pentru a le aplica în condițiile specifice ale raftului rusesc. Acestea se datorează în principal fiabilității și operațiunilor pentru asigurarea acesteia: întreținerea și repararea echipamentelor subacvatice, deoarece în condiții de gheață aceste operațiuni sunt dificile și costisitoare.

Prima sondă cu cap submarin a fost forată în 1943 pe lac. Erie (SUA) la o adâncime a mării de 11,5 m. În 1961, Cameron a proiectat și fabricat primul arbore submarin comercial pentru o fântână din Golful Mexic. Principalul stimulent pentru dezvoltarea producției de petrol offshore în lume a fost criza petrolului din anii 1970. din cauza embargoului impus de ţările OPEC asupra aprovizionării cu „aur negru” ţărilor occidentale. Astfel de restricții au forțat americani și europeni companiile petroliere să caute surse alternative de materii prime petroliere prin crearea de noi tehnologii care să facă posibilă forarea puțurilor offshore la adâncimi mari și prin dezvoltarea tehnologiilor submarine pentru producția de hidrocarburi.

Primul sistem de control pentru un complex de producție submarin (MPC) a fost instalat în 1963, iar în 1979 a apărut un sistem submarin cu control electrohidraulic multiplex. Progresul în dezvoltarea MPC-urilor în perioada 1980–2015. a fost marcat de apariția pomului de Crăciun orizontal submarin și de noi sisteme de control, inclusiv cele cu un motor complet electric.

Astăzi, echipamentele subacvatice pentru producția de hidrocarburi în lume sunt produse de cel mult 10 companii, dar există peste 130 de câmpuri offshore în care sunt utilizate procese tehnologice pentru extracția hidrocarburilor de pe fundul mării. Geografia de distribuție a producției submarine este extinsă: rafturile Mării Nordului și Mării Mediterane, India, Asia de Sud-Est, Australia, Africa de Vest, America de Nord și de Sud. În Rusia, primele complexe de producție au fost instalate pe raftul Sakhalin în 2013, ca parte a dezvoltării câmpului Kirinskoye.

CARACTERISTICI ALE DEZVOLTĂRII SUBACAVA

Dezvoltarea câmpurilor offshore cu puțuri submarine, deși destul de dificilă, are o serie de avantaje față de metodele tradiționale de echipamente de suprafață. Principalul avantaj constă în posibilitatea punerii în funcțiune a câmpului offshore în faze, ceea ce duce în practică la o producție accelerată a primului produs.

Este posibil să forați mai multe puțuri dintr-un vas de foraj, să le echipați capete de sondă cu fitinguri submarine adecvate și să le puneți în funcțiune mult mai rapid decât instalarea unei platforme staționare costisitoare pentru forarea puțurilor direcționale din aceasta. În plus, metoda de dezvoltare subacvatică face posibilă identificarea unor parametri geologici, fizici și operaționali ai câmpurilor într-un stadiu mai timpuriu de dezvoltare.

Metodologia generală de proiectare pentru dezvoltarea și dezvoltarea câmpurilor submarine, în esență, corespunde schemelor tradiționale utilizate pentru câmpurile onshore și offshore cu construcție de platforme. Acesta cuprinde trei etape: analiza caracteristicilor câmpului și a condițiilor de funcționare a acestuia; fundamentarea principiilor/conceptelor de dezvoltare a zăcămintelor și amenajării câmpului, care variază în funcție de regiune, de specificul organizării proiectării, construcției și exploatării câmpului etc.; analiza si optimizarea proceselor tehnologice, amplasarea sondelor, instalatiilor de camp etc.

În același timp, o trăsătură distinctivă a proiectării câmpurilor submarine este identificarea și verificarea factorilor determinanți care influențează alegerea soluțiilor de proiectare. De exemplu, se știe că temperaturile scăzute necesită utilizarea unor materiale speciale pentru structurile subacvatice, care le cresc costul, dar temperaturile apei de mare la adâncimi de peste 30-50 m sunt practic aceleași în toate regiunile. Temperaturile pentru transportul și depozitarea echipamentelor în Arctica, de regulă, sunt sub –40… –50 ° С. Dar este necesar să se transporte și să depoziteze, precum și să testeze sisteme submarine la temperaturi atât de extreme, crescând costul structurii?

În cadrul proiectului Foaia de parcurs pentru dezvoltarea arctică, au fost identificate și sistematizate teme cheie, a căror soluție, potrivit autorilor proiectului, este necesară pentru dezvoltarea resurselor de petrol și gaze din Oceanul Arctic. Potrivit acestui document, factorii semnificativi care afectează dezvoltarea viitoare includ tehnologii pentru transportul hidrocarburilor, dragarea și săparea de șanțuri, modelarea și antrenamentul și protecția mediu inconjurator... În opinia noastră, astfel de evaluări nu sunt pe deplin convingătoare.

Atunci când alegeți o soluție pentru dezvoltarea câmpului, factorul determinant este reducerea la minimum a operațiunilor de foraj și a costurilor financiare prin optimizarea numărului și a designului puțurilor, precum și amplasarea rațională a echipamentelor pe fundul mării. Trebuie verificate cerințele funcționale pentru instalare și exploatare, inclusiv condițiile de transport, depozitare și testare, precum și cerințele pentru operațiuni simultane (de exemplu, forare și instalare, forare și producție).

Avantajul unui sistem cu cap de puț submarin este că toate echipamentele instalate la fund sunt protejate de condițiile meteorologice externe. Se știe că platformele staționare de suprafață prezintă un pericol semnificativ pentru navigație, în timp ce atunci când echipamentele sunt instalate sub apă, un astfel de pericol este practic absent; riscul de incendiu este de asemenea eliminat.

În același timp, un dezavantaj semnificativ al sistemelor cu o locație subacvatică a gurii este dificultatea de acces la echipament pentru capul puțului, în special în prezența acoperirii cu gheață și necesitatea unor lucrări frecvente de reparații ale puțului. Astfel, potrivit Statoil, unul dintre liderii în domeniul tehnologiilor de dezvoltare a câmpurilor submarine, o comparație a indicatorilor statistici ai eficienței producției pentru 2010–2012. pentru dezvoltarea platformei și a infrastructurii submarine a câmpurilor din Marea Nordului de-a lungul întregului lanț de la puț la platformă, s-a arătat că rata de producție a puțurilor uscate (pe platforme) este de 91,8%, iar la puțurile submarine - 86,5%, adică eficiența producția platformei la câmp este cu 5,3% mai mare.

Pierderile crescute de producție la zăcămintele cu MPC sunt asociate în principal cu coloane și conducte de câmp, ceea ce duce la pierderi neplanificate de producție din cauza necesității de servicii de reparații și restaurare (3,7%). Statisticile pierderilor neplanificate de producție la MPC sunt prezentate în Fig. unu.

Este evident că pentru mările Rusiei, caracterizate de un regim lung de gheață și de inaccesibilitatea relativă a capetelor de sondă în această perioadă, factorul de funcționare al puțurilor submarine se poate dovedi a fi semnificativ mai mic.

APLICAREA NOI TEHNOLOGII

Atunci când se dezvoltă câmpuri offshore și se justifică schemele de amplasare a echipamentelor miniere submarine, este foarte important să se țină cont de condițiile specifice ale regiunii (de exemplu, Arctica) și să se identifice aplicabilitatea soluțiilor de sistem existente sau să se identifice lacunele în dezvoltare. / absența tehnologiilor care să asigure soluții de proiectare.

Lacunele în procesul de dezvoltare a tehnologiei sunt de două tipuri: concepte care pot fi îmbunătățite prin noile tehnologii, dar există tehnologii dovedite; concepte care sunt complet dependente de noile tehnologii, deoarece astfel de tehnologii nu sunt disponibile.

Nivelul de disponibilitate a tehnologiei este determinat de API RP 17N (vezi tabel). De regulă, mulți operatori de petrol și gaze își declară pregătirea tehnologie nouă pentru implementare în domenii la finalizarea etapelor de dezvoltare a TRL 4 și TRL 5.

Problema asigurării fiabilității este una dintre cele mai importante în aplicarea tehnologiei submarine, deoarece inspecția echipamentelor submarine este dificilă, iar întreținerea și/sau înlocuirea acestuia este costisitoare. În plus, defecțiunea echipamentelor submarine are un impact direct asupra mediului. În cele din urmă, echipamentele submarine trebuie să asigure continuitatea producției și rentabilitatea investiției.

Conform FMC Technologies, fiabilitatea noilor tehnologii poate fi evaluată conform schemei prezentate în Fig. 2, care se bazează pe metoda dezvoltată de Societatea Norvegiană de Calificări (Det Norske Veritas).

Pentru ca tehnologia submarină să fie utilizată în mările înghețate, este important să se asigure că metodele de întreținere pentru componentele echipamentelor submarine sunt acceptabile pentru inspecție, reparație sau înlocuire.

În acest sens, este necesar să se introducă în sistemele submarine principiul duplicării parțiale, care să asigure fiabilitatea și să garanteze continuitatea producției. Prin urmare, sistemele modulare trebuie să fie proiectate cu componente standard duplicat, testate corespunzător și fabricate sub control strict al calității.

Orice sistem poate avea componente unice, specifice domeniului. Ele nu sunt recuperabile și servesc pe întreaga perioadă de dezvoltare a câmpului. Într-o astfel de situație, două abordări sunt posibile: pentru a asigura fiabilitatea ridicată a acestor componente ale sistemului submarin; Proiectați sisteme astfel încât, dacă unele componente eșuează, alte componente să le poată prelua funcțiile. Prin urmare, atunci când se rezolvă problemele de asigurare a fiabilității sistemelor subacvatice, este necesar să se combine ingeniozitatea creativă cu aplicarea atentă a noilor idei și natura întreținerii sistemelor subacvatice, împreună cu rezultatele unei analize a rentabilității acestora, ar trebui luate în considerare atunci când se decide cu privire la utilizarea tehnologiei subacvatice.

Având în vedere dezvoltarea tehnologiilor de pregătire submarină a producției de sonde, trebuie menționat că inițial echipamentele submarine erau însărcinate doar cu producția de petrol. În primele proiecte, doar separarea gazului de hidrocarburile lichide a avut loc sub apă, după care acestea din urmă au fost pompate la suprafață de o pompă, iar gazul a fost ridicat sub propria presiune. În același timp, sarcinile de utilizare a potențialului rezidual al câmpurilor prin extinderea perioadei de funcționare efectivă, reducerea costurilor pt. ciclu de viață câmpurile și creșterea producției au condus la dezvoltarea activă a tehnologiilor de pregătire submarină a produselor de sondă.

Lucrarea ia în considerare în detaliu experiența mondială de aplicare și perspectivele de dezvoltare a sistemelor submarine de separare a petrolului și gazelor. Conform amplasării echipamentelor tehnologice pe fundul mării în imediata apropiere a puțurilor de sondă, se poate dezvolta mai eficient câmpul, în special: menținerea presiunii la capul sondei necesară producerii petrolului greu; creșterea presiunii la intrarea în sistemul de colectare în câmp pentru câmpurile cu presiune scăzută în rezervor; reducerea riscurilor asociate cu formarea de hidrati in sistemul de colectare; să asigure o producție eficientă de ulei cu o creștere a reducerii apei prin utilizarea separatoarelor ulei-apă; abordare mai flexibilă a proiectării platformelor offshore prin plasarea unei părți a procesului tehnologic pe fundul mării; reducerea semnificativă a costurilor de exploatare prin selectarea echipamentului optim de rapel (de exemplu, folosind pompe monofazate în loc de pompe multifazate).

Tehnologiile de compresie submarină sunt utilizate în zăcămintele de gaze aflate la distanțe mari până la coastă sau platformele existente și asigură: reducerea costurilor de capital și a costurilor de exploatare; creșterea factorului de recuperare a gazelor din formațiune; fluxul neîntrerupt și eliminarea emisiilor și deversărilor în mare.

Creșterea factorului de recuperare a gazelor la zăcământul Ormen Lange cu utilizarea compresiei submarine este prezentată în Fig. 3.

Prima stație de pompare submarină a fost dezvoltată de Kvaerner în 1989. Pe baza lucrărilor de fabricație din 2001-2003. Compresor Demo 2000 de Aker Solutions în 2004–2012. a fost proiectată și fabricată o stație pilot Ormen Lange, care a trecut certificarea de tehnologie și construcție, precum și testele de piscine. Pe baza rezultatelor testelor pilot, până în 2016 a fost fabricată o stație de compresoare la scară mare cu o capacitate de 58 MW, inclusiv patru linii de compresie paralele similare modelului pilot, cu o capacitate totală de 70 milioane m3/zi, și instalată la câmpul Ormen Lange la o distanță de 120 km de coastă și adâncimea mării 900 m.

În anul 2015, la câmpul Asgard, situat la o distanță de 40 km de platforma tehnologică și la o adâncime a mării de ~ 300 m, a fost și o stație subacvatică de compresoare cu o capacitate de 23 MW și o capacitate de 21 milioane m3/zi. instalat, care s-a datorat unei scăderi a producției din cauza pierderilor mari de presiune în comparație cu străpungerea preconizată și timpurie a apei în puțul Z, precum și nevoia de a elimina instabilitatea dinamică a conductelor.

Pe lângă aceste două proiecte, Statoil a implementat un al treilea program care implică utilizarea unei stații submarine de compresoare de gaz umed în câmpul activ Gullfax, care a fost descoperit în 1978 și este în producție din 1986. În acest proiect s-a folosit un alt principiu decât în ​​sistemele pentru câmpurile Asgard și Ormen Lange, și anume tehnologia compresoarelor multifazate care nu necesită performanțe ridicate: două compresoare pe gaz umed cu o capacitate de 5 MW, cu o capacitate de 12 milioane m3. de gaz pe zi. Scopul proiectului a fost de a crește producția din zăcământul Gullfax prin injectarea de gaz în sondă pentru a crește presiunea în orizonturile purtătoare de petrol și, în plus, pentru a recupera 22 de milioane de barili de petrol. Dar la doar o lună de la instalare în 2015, primul compresor de gaz umed submarin HOFIM a fost scos din câmp din cauza unei scurgeri.

Cu toate acestea, experiența utilizării tehnologiilor de compresie submarină la câmpurile Ormen Lange, Asgard și Gullfaks a relevat avantajele compresiei submarine, care sunt următoarele: Mediu sigur operarea instalațiilor de teren (fără prezența oamenilor); prevenirea acumulării de lichid în conductă prin creșterea vitezei de pompare; reducerea semnificativă a costurilor de investiție și operare față de opțiunea comprimarii gazului pe platformă; creșterea eficienței compresiei datorită amplasării compresorului mai aproape de puțuri; posibilitatea dezvoltării câmpurilor cu presiune scăzută a rezervorului, permeabilitate scăzută a rezervorului și proprietăți complexe ale fluidului.

Deși în viitor complexele de comprimare a gazelor submarine vor face posibilă abandonarea infrastructurii de suprafață, tehnologii moderne au restricții privind alimentarea cu energie. Acestea fac posibilă transmiterea unui consum de energie de 20-30 MW pe o distanță de până la 50 km și o putere de 10-20 MW - până la 250 km.

Aker Solutions, lider mondial în compresia submarină, a creat un nou compresor submarin compact, Compact GasBooster™, cu dimensiuni reduse (5,5 x 5,0 x 8,0 m), componente de înaltă eficiență, greutate redusă, design simplificat și dezvoltă: îmbunătățirea compresorului stații: utilizarea de compresoare centrifuge de înaltă eficiență care permit prezența unei faze lichide în gazul comprimat; cele mai compacte soluții care conduc la reducerea greutății și a costurilor stației de compresoare submarine (PSC); posibilitatea extinderii limitelor aplicării tehnologiilor de compresie subacvatică - la orice adâncime a mării și la o gamă largă de presiuni ale gazului; îmbunătățirea sistemelor de monitorizare în timp real a stării și a parametrilor operaționali ai PKS, asigurând funcționarea fiabilă și sigură a sistemelor de compresie subacvatică.

CONCLUZIE

Perspective dezvoltare ulterioară tehnologiile subacvatice sunt asociate cu problemele dezvoltării câmpurilor în mările arctice, maximizând extracția de petrol și gaze prin crearea unei infrastructuri complete subacvatice de câmp.

Dezvoltarea unei noi generații de echipamente ar trebui să vizeze îmbunătățirea tehnologiilor submarine în domeniul: compresiei gazelor; reinjectarea gazului asociat; tratarea și eliminarea apei de formare; monitorizarea parametrilor producției și transportului produselor de puț; monitorizarea stării caracteristicilor operaționale ale echipamentelor subacvatice; efectuarea de operațiuni tehnologice prin mijloace autonome; alimentare, comunicare și management.

Nivelul tehnologiei gata

	Etapă de dezvoltare Etapă de dezvoltare	Descrierea tehnologiei Descrierea tehnologiei
	Idee nedovedită	Plan preliminar. Analize sau teste nu au fost efectuate Plan preliminar. Nu se fac analize sau teste
	O idee dovedită analitic Idee dovedită analitic	Funcționalitate dovedită prin calcul, referitor la caracteristici generale tehnologii existente sau testate pe componente și/sau subsisteme individuale. Este posibil ca acest concept să nu îndeplinească toate cerințele la acest nivel, dar demonstrează funcționalitatea de bază și potențialul de conformitate cu teste suplimentare. Funcționalitatea este dovedită prin calcul, prin referire la caracteristicile generale ale tehnologiilor existente sau este testată pe componente și (sau) subsisteme individuale. Este posibil ca acest concept să nu îndeplinească toate cerințele la acest nivel, dar demonstrează funcționalitatea de bază și potențialul de conformitate cu cerințele pentru teste suplimentare
	Concept dovedit fizic Concept dovedit fizic	O soluție conceptuală sau noi caracteristici ale unei soluții confirmate de un model sau teste de laborator. Sistemul detectează capacitatea de a funcționa într-un mediu „real” cu imitație parametri cheie mediu inconjurator Soluție conceptuală sau caracteristici noi ale unei soluții, confirmate printr-un model sau teste în laborator. Sistemul dezvăluie capacitatea de a funcționa într-un mediu „real” cu imitarea parametrilor cheie de mediu
	Testarea prototipului Testarea prototipului	Prototipul la scară reală este creat și testat pentru conformitate specificatii tehniceîntr-o gamă limitată de condiții de funcționare pentru a-și demonstra funcționalitatea Prototipul este creat la scară reală și supus testării pentru conformitatea cu specificațiile într-o gamă limitată de condiții de funcționare pentru a-și demonstra funcționalitatea
	Probe pe teren	Un prototip la scară largă este creat și testat în conformitate cu programul de conformitate cerinte tehniceîn condiții de mediu simulate sau reale Eșantionul de testare la scară completă este creat și testat în conformitate cu programul pentru conformitatea cu cerințele tehnice în condiții de imitație sau de mediu reale
	Teste de integrare a sistemului Testare la nivel de integrare	Un prototip la scară completă este creat și integrat într-un sistem operațional cu interfață completă și testare de conformitate Eșantionul de testare la scară completă este creat și integrat în sistemul operațional cu o interfață completă și teste pentru conformitatea cu cerințele tehnice
	Instalarea sistemului Instalarea sistemului	Un prototip la scară completă este creat și integrat într-un sistem operațional dedicat, cu interfață completă și testare de conformitate în mediul dorit, unde funcționează cu succes pentru ≥10% din durata de viață estimată. Eșantionul de testare la scară completă este creat și integrat în sistemul operațional prevăzut cu o interfață completă și teste pentru conformitatea cu cerințele tehnice în mediul natural propus și funcționează cu succes pentru ≥10% din durata de viață estimată
	Tehnologie dovedită Tehnologie dovedită	Unitatea de producție este integrată în sistemul de producție și funcționează cu succes pentru ≥10% din durata de viață estimată Unitatea de producție este integrată în sistemul de producție și funcționează cu succes pentru ≥10% din durata de viață estimată