Podvodna proizvodnja nafte. Inovativne tehnologije za podvodno proizvodnjo ogljikovodikov na arktični polici

Podmorski proizvodni kompleks je sestavljen iz več vrtin, opremljenih s podmorskim X-mas tree, krmilnim sistemom, plinovodom za zbiranje plina, ki se nahajajo na morskem dnu. Plin iz vrtin se dovaja v zbiralnik (nekakšno zbirno mesto) in nato po magistralnem plinovodu dovaja na obalo do kompleksne čistilne naprave.

Oprema za podmorsko proizvodnjo, ki se nahaja na dnu Ohotskega morja brez platform in drugih površinskih struktur, omogoča proizvodnjo plina pod ledom v težkih podnebnih razmerah, brez vpliva naravnih pojavov. S tem se izognemo številnim tveganjem, povezanim z delom v neugodnih naravnih in podnebnih razmerah.

Podobne tehnologije so že uporabljali v drugih državah, na primer na Norveškem na poljih Snøvit in Ormen Lange, v Rusiji pa jih bodo prvič uporabili na polju Kirinskoye. Podmorske proizvodne tehnologije so zanesljive in omogočajo izvajanje industrijskih dejavnosti z minimalnim negativnim vplivom na ekološki sistem regije.

oprema za vrtino

Projekt razvoja polja predvideva 7 vrtin. Podmorsko božično drevo tipa "božično drevo" vam omogoča nadzor pretoka plina iz vrtine. Zaščitna struktura proti vlečni mreži ščiti božično drevo pred mehanskimi udarci.

Teža z zaščito	141 t
Dimenzije	23x23x10 m

Kolektor

Plin iz vrtin gre v zbiralnik (zbirno mesto). Naprava je sestavljena iz več cevovodov, pritrjenih na eni podlagi, zasnovanih za visok tlak in povezanih po določeni shemi. Kolektor distribuira plin, monoetilen glikol (MEG), kemikalije in podmorske kontrolne signale.

Tee

Cevovodna cev je zasnovana za povezavo srednjih vrtin na vod, ki je povezan z razdelilnikom.

terminalska naprava

Končna naprava cevovoda je zasnovana za povezavo skrajnih vodnjakov pod vodo na vod, ki je priključen na razdelilnik.

Cev za monoetilen glikol (MEG).

Cevovod od GTP do razdelilnika dovaja monoetilen glikol, ki je nujen za preprečevanje kristalizacije. Iz razdelilnika se MEG dovaja v vrtino skozi infield umbilik.

Kabel cevi

Glavni umbilik je položen vzdolž morskega dna in povezuje razdelilnik s krmilno ploščadjo podmorske proizvodne enote. Umbilik prenaša krmilne ukaze iz kontrolne sobe do podmorske opreme polja.

Infield popkovi povezujejo razdelilnik z božičnim drevesom na vrtini.

plinovod

Plinovod povezuje polje in integrirano enoto za obdelavo plina (GTP). Preko nje se zbiralna mešanica plina, kondenzata in vode dovaja iz polja v GTP.

Podvodni robot ROV

Izvaja podvodno montažo opreme. Ima 2 manipulatorski roki in ima sistem za stabilizacijo položaja.

Izum se nanaša na naftno in plinsko industrijo, zlasti na objekte za nahajališča ogljikovodikov na morju, ki se večinoma nahajajo na epikontinentalnem pasu. Naprava je sestavljena iz vrtalne naprave s pogonom, platforme, žerjava, razvodne ploščadi, armiranobetonskih pilotov, vrtine, kompleta opreme, nameščene na ploščadi za zbiranje, obdelavo in transport nafte in plina, dvižnikov, točkovnih privezov. in nosilna konstrukcija hidravlično armiranobetonske konstrukcije, zakopana globoko v rezervoar. Dva od armiranobetonskih pilotov sta znotraj votla in v spodnjem delu povezana z ločnim mostom, katerega notranji premer je sorazmeren z notranjim premerom prvega in drugega armiranobetonskega pilota. Prvi kup je predviden pod morsko gladino, na mestu namestitve fiksne ploščadi na morju, z odprtinami za dovod vode. Notranje stene prvega votlega armiranobetonskega kupa so opremljene z vodili, ki so izdelani v obliki trikotnika in so nameščeni v aksialni smeri proti dnu rezervoarja. Na stičišču prvega votlega armiranobetonskega pilota s tlemi je nameščen rezilo hidravlične enote, ki je vgrajeno v vodotesno posodo na temeljno ploščo in ob prvem armiranobetonskem pilotu. Drugi kup v zgornjem delu je opremljen z luknjo, ki se nahaja na oznaki nad morsko gladino, katere premer notranje površine se zmanjšuje proti odtoku. Poveča se zanesljivost delovanja platforme na morju. 3 bolna.

Izum se nanaša na naftno in plinsko industrijo, natančneje na objekte za nahajališča ogljikovodikov na morju, ki se večinoma nahajajo na epikontinentalnem pasu Arktičnega oceana.

V skladu z novimi Pravili za razvrščanje, gradnjo in opremo plavajočih naftnih in plinskih kompleksov, vključno s pravili za gradnjo in opremo podvodnih proizvodnih kompleksov (glej npr. N. Reshetov. Arktika narekuje pravila // Marine Poslovanje severozahoda 2009, št. 1 (14) , str.43), objekti za polja ogljikovodikov na morju niso le plavajoče vrtalne ploščadi, fiksne ploščadi na morju, fiksne ploščadi na morju, odporne na led, ampak tudi podvodni cevovodi na morju, podvodni proizvodni objekti, dvižni vodi, točkovni privezi za raztovarjanje ogljikovodikov, pa tudi plavajoči objekti, ki izvajajo pripravo, predelavo, skladiščenje in odpremo ogljikovodikov.

Glavna vrsta morskih ploščadi za proizvodnjo nafte in plina so platforme, izdelane v obliki konstrukcije, sestavljene iz ene ali več armiranobetonskih školjk, zakopanih globoko v rezervoar (glej na primer R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. Mirzoev, Gradbeništvo in razvoj naftnih in plinskih polj na morju, Moskva, Akademija rudarskih znanosti, 1999, str.122.

Gradnja takšnih konstrukcij se izvaja tako iz ledenega pokrova kot s površine vode. Takšne strukture se uporabljajo za razvoj epikontinentalnega pasu.

Znane so naslednje zasnove morskih ploščadi: polpotopna plavajoča vrtalna ploščad "Uralmash 6000/200", samodvižna na ledu odporna plavajoča vrtalna ploščad SPBU 6500/10-30, dvojno podporna konstrukcija hidravlične armiranobetonske konstrukcije zakopana globoko v rezervoar, gravitacijsko armiranobetonska ploščad, umetna otočna konstrukcija z betonsko utrjevanjem pobočij, umetna otoška konstrukcija z nežnimi neojačanimi pobočji, umetna otočna konstrukcija s kovinskim cilindričnim okvirjem.

Plošče na morju se uporabljajo (odvisno od lokacije polja) na globinah 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 m (polje Shtokman). V tujini na globinah do 300-600 m.

Razdalje od morskega polja do obale imajo tudi različne dolžine. Glavni podvodni cevovod iz Shtokmanovega polja ima dolžino 635 km do obale polotoka Kola.

Pri razvoju nahajališč nafte in plina, ki se nahajajo pod morskim dnom, se upoštevajo posebnosti naravno-klimatskih, hidroloških in rudarsko-geoloških razmer v zvezi s potrebo po izbiri metode za njihov razvoj in ustrezne vrste ribolova na morju.

Hidrometeorološki dejavniki so glavni pri izbiri vrste naftnega in plinskega objekta na morju (OOGS). Eden glavnih dejavnikov pri izbiri vrste ledeno odpornih struktur je ledeni režim, za katerega je značilen niz parametrov (debelina, poroznost, slanost, hitrost in površina ledenih formacij itd.).

Za določitev zasnove površinskega dela MNGS so potrebne informacije o možnosti njegovega zaledenitve, da se zagotovijo ukrepi za boj proti temu pojavu v projektu.

Te okoliščine zahtevajo zanesljivo napajanje MNGS.

Napajanje kompleksa za obdelavo nafte in plina se izvaja s centralizirano oskrbo z električno energijo prek podvodnega kabla ali daljnovoda ali z uporabo avtonomne elektrarne, nameščene na stacionarni ploščadi na morju.

Pri uporabi avtonomnih virov energije se plin uporablja kot gorivo, tekoče gorivo pa le kot rezerva.

V podnebnih razmerah Arktičnega oceana in oddaljenosti od stacionarnih industrijskih virov energije ni vedno mogoče zagotoviti težave z zagotavljanjem potrebne energije po nominalni vrednosti, kar zahteva uporabo velikega števila avtonomnih elektrarn, ki delujejo na različnih principih (dizelski generatorji). , itd.).

Cilj tega tehničnega predloga je izboljšati zanesljivost delovanja MNGS z zagotavljanjem električne energije za MNGS, ki se nahaja na epikontinentalnem pasu, predvsem v težko dostopnih regijah.

Problem je rešen zaradi dejstva, da stacionarna platforma na morju, sestavljena iz vrtalne naprave s pogonom, ploščadi, dvigala, razpisne instalacije, armiranobetonskih pilotov, vrtine, naprave za napajanje, kompleta opreme nameščen na ploščadi za zbiranje, pripravo in transport nafte in plina, vključno z objekti za razvoj ogljikovodikov na morju: podvodni cevovod na morju, podvodni proizvodni kompleks, dvižni kanali, točkovni privezi za razkladanje ogljikovodikov - in predstavljajo nosilno konstrukcijo iz hidravličnega armiranega betona konstrukcija, zakopana globoko v rezervoar, se od prototipa razlikuje po tem, da sta dva od armiranobetonskih pilotov v notranjosti votla in v spodnjem delu med seboj povezana z ločno oblikovanim skakalcem, ki ima notranji premer sorazmeren z notranjim premerom prvega in drugi armiranobetonski piloti, prvi armiranobetonski pilot je predviden pod morsko gladino, na mestu namestitve morskega stacionarja ploščad, odprtine za dovod vode, medtem ko so notranje stene prvega votlega armiranobetonskega pilota opremljene z vodili v obliki trikotnika in nameščeni v aksialni smeri proti dnu rezervoarja, na stičišču prvega votlega armiranega betona. pilota s tlemi, nameščen je rotor hidravlične enote, ki je nameščen v vodotesno posodo na temeljno ploščo in ob prvem armiranobetonskem pilotu, drugi votli pilot v zgornjem delu je opremljen z luknjo, ki se nahaja na oznaka nad morsko gladino, katere premer notranje površine se proti odtoku zmanjšuje.

Razlike v predlagani tehnični rešitvi so v tem, da sta dva od armiranobetonskih pilotov v notranjosti votla in v spodnjem delu med seboj povezana z ločnim premerom, katerega notranji premer je sorazmeren z notranjima premeroma prvega in drugega armiranobetonskih pilotov, prvi armiranobetonski pilot je predviden pod morsko gladino, na mestu namestitve morske stacionarne ploščadi, lukenj za dovod vode, notranje stene prvega votlega armiranobetonskega kupa pa so opremljene z vodili, ki so izdelana v obliki trikotnika in se nahajajo v aksialni smeri proti dnu zadrževalnika, na stičišču prvega votlega armiranobetonskega pilota s tlemi, se vgradi propeler hidravlične enote, ki je nameščen v vodotesni posodi na temeljni plošči in ob prvem armiranobetonskem pilotu, drugi votli kup v zgornjem delu je opremljen z luknjo, ki se nahaja na oznaki nad morsko gladino, katere premer notranje površine se zmanjšuje proti odtoku.

Nabor značilnosti predlagane tehnične rešitve omogoča zagotavljanje MNGS stabilnega avtonomnega napajanja v težko dostopnih regijah.

Bistvo izuma je prikazano z risbami.

sl.1. Splošna oblika MNGS. MNGS je sestavljena iz fiksne platforme na morju, ki vključuje vrtalno ploščad s pogonom 1, platformo 2, žerjav 3, razvozno ploščad 4, ledeno polje 5, armiranobetonske pilote 6, vrtino 7. MNGS vključuje tudi napajalne naprave, komplet opreme, nameščene na platformi za zbiranje, pripravo in transport ogljikovodikov, podvodni cevovod na morju, podvodni proizvodni kompleks, dvižne vode, točkovni privezi za razkladanje ogljikovodikov.

sl.2. Konstrukcija pilotov. Dva armiranobetonska pilota 6 sta v notranjosti votla, pilot 8 in pilot 9, in sta v spodnjem delu med seboj povezana z ločnim skakalcem 10, katerega notranji premer je sorazmeren z notranjima premeroma prvega 8 in drugega 9 armiranega betona piloti, je prvi armiranobetonski pilot 8 opremljen z vodozajemi pod morsko gladino, luknji 11 in 12, medtem ko so notranje stene votlega armiranobetonskega pilota 8 opremljene z vodili 13 v obliki trikotnika, ki se nahajajo v aksialni smeri proti dnu rezervoarja 14, na stičišču prvega votlega armiranobetonskega pilota 8 s tlemi dna rezervoarja 14 je nameščen turbinski propeler 15 hidravlične enote 16, nameščene na temeljni plošči 17 od vodotesno posodo 18 ob armiranobetonskem pilotu 8. Drugi votli armiranobetonski pilot 9 je v zgornjem delu opremljen z luknjo 19, ki se nahaja nad morsko gladino 20 ali ledenim poljem 5. Notranji premer armiranobetonskega kupa 9 se zmanjša. na stransko slivo.

sl.3. Strukturna shema hidravlična enota 16. Strukturni diagram hidravlične enote 16 vključuje: turbinski rotor 15, vodilne lopatice 21, turbinski ležaj 22, dvižne zavore 23, stator generatorja 24, rotor generatorja 25, ležaj generatorja in kopeli potisnega ležaja 27 oziroma generator 26 oz. ležaj 28, segmenti potisnega ležaja 29, ogledalo potisnega ležaja 30, vod za turbinsko olje 31, vod za procesno vodo 32, rezervoar za destilirano vodo 33, enota za tlak olja 34, visokotlačni dovod zraka 35, vod za zrak nizek pritisk 36.

Hidravlična enota 16 je hidrogenerator, izdelan v obliki vodoravnega kapsulnega hidrogeneratorja, katerega analog so hidrogeneratorji, opisani v virih informacij: 1. Patent Ruske federacije št. 228532. 2. Hidroenergija. Ed. V. I. Obrezkov. M., Energoizdat, 1988. - 512 str., str.301.

Analog temeljne plošče 17 je temeljna plošča, navedena v opisu patenta Ruske federacije št. 2261956.

Posebna vrsta hidrogeneratorja je izbrana glede na globino rezervoarja.

Naprava deluje na naslednji način.

Izvenkrmna voda vstopa skozi dovodne luknje 11 in 12 v votlino kupa 8, kjer se skozi vodila 14, izdelana v obliki trikotnika in nameščena v aksialni smeri proti dnu rezervoarja 14, pretvori laminarni tok. v turbulentni tok. Turbulentni tok doseže lopatice 21 vodilnega aparata in jih spravi v rotacijsko gibanje, s tem pa se zažene celoten mehanski sistem hidravlične enote, nato pa električni sistem.

Nadalje turbulentni tok skozi ločni skakalec 10 vstopi v drugi kup 9, v katerem se vodni tok, ki doseže luknjo 19, zlije na površino rezervoarja ali vstopi v vodovodni sistem, ki je členjen z luknjo 19, ki se lahko uporablja za zadovoljevanje tehničnih potreb MNGS.

Pri uporabi predlagane tehnične rešitve ni treba graditi daljnovodov na težko dostopnih območjih, na primer v arktični regiji.

Viri informacij

1. R. I. Vyakhirev, B. A. Nikitin, D. A. Mirzoev. Ureditev in razvoj naftnih in plinskih polj na morju. M., Akademija rudarskih znanosti. - 1999.

Zahtevaj

Fiksna platforma na morju za proizvodnjo ogljikovodikov, sestavljena iz vrtalne naprave s pogonom, krova platforme, žerjava, razvodne ploščadi, armiranobetonskih pilotov, vrtine, naprave za napajanje, kompleta opreme, nameščene na platformi za zbiranje, obdelavo in transport nafte in plina ter vključno z objekti na morskem polju ogljikovodikov: podvodni cevovod na morju, podvodni proizvodni kompleks, dvižni kanali, točkovni privezi za razkladanje ogljikovodikov in predstavljajo nosilno konstrukcijo hidravlične armiranobetonske konstrukcije, zakopane globoko v rezervoar, označen s tem, da sta dva od armiranobetonskih pilotov v notranjosti izdelana votla in sta v spodnjem delu povezana med ločni premer, katerega notranji premer je sorazmeren z notranjima premeroma prvega in drugega armiranobetonskih pilotov, predviden je prvi armiranobetonski pilot pod morsko gladino, na mestu namestitve stacionarne ploščadi na morju, z luknjami za dovod vode jame, medtem ko so notranje stene prvega votlega armiranobetonskega pilota opremljene z vodili, ki so izdelana v obliki trikotnika in se nahajajo v aksialni smeri proti dnu rezervoarja, na stičišču prvega votlega armiranobetonskega pilota s tlemi. , je nameščen rezilo hidravlične enote, ki je nameščeno v vodotesno posodo na temeljno ploščo in ob prvem armiranobetonskem pilotu, drugi votli pilot v zgornjem delu je opremljen z luknjo, ki se nahaja na oznaki nad morsko gladino, premer notranje površine se zmanjšuje proti odtoku.

Uvedba sankcij pred tremi leti prikrajšana ruska podjetja priložnosti za uporabo zahodne opreme in tehnologij za razvoj na terenu. To je bil zagon za domačo industrijo in IT sektor - Rusija ima svoje edinstvene razvojne dosežke, ki se že preizkušajo. Kako se izvaja nadomestitev uvoza v gorivno-energetskem kompleksu, ali so hekerski napadi grozni za industrijo, zakaj ni vredno polagati cevi po vsej Ruski federaciji v okviru programa uplinjanja, je povedal namestnik ministra za energetiko Kirill Molodtsov v intervjuju za RIA Novosti.

Kako poteka delo na področju uvozne zamenjave opreme za naftna in plinska industrija, tudi za delo na polici?

- AT Zadnja leta prihaja do postopne preusmeritve ruskih naftnih in plinskih podjetij za oddajo naročil za domače strojegradne zmogljivosti.

Za proizvodnjo na morju smo opredelili približno 20 prednostnih nalog za bližnjo prihodnost. Trenutno se aktivno uvajajo domači vzorci zapornih ventilov, namenjenih za transport nafte in plina, razvita je bila oprema za vrtanje usmerjenih vrtin.

Na podlagi že izdelanih prototipov nameravamo do leta 2019 zagotoviti proizvodnjo nafte z ruskimi rotacijskimi sistemi, do leta 2022 pa rafiniranje nafte z visokokakovostnimi dodatki.

Če povemo podrobno, je od 600 elementov, ki so tako ali tako vključeni v proizvodnjo na morju od dna do obale, treba zamenjati približno 300. Od teh 300 lahko približno 50 elementov imenujemo še posebej kritičnih.

Za delo pri ustvarjanju ruskih vzorcev opreme na morju je zagotovljen mehanizem raziskovalnega in razvojnega dela (R&R). V obdobju 2017–2019 je bilo za izvedbo osmih raziskav in razvoja namenjenih 2,7 milijarde rubljev, tudi na področju podvodnih proizvodnih kompleksov.

Tako lahko do leta 2021-2022 predstavimo prototip lastne podmorske proizvodne tehnologije. To je težko, saj je takšna oprema predmet povečanih zahtev glede okoljske in tehnološke varnosti. Toda obstajajo prvi uspehi, obstajajo ljudje, ki se resnično ukvarjajo s tem vprašanjem in imajo vse možnosti, da dosežejo želeni rezultat.

Poleg tega obstajajo tehnologije, povezane z geologijo. To so 2D, 3D seizmični in drugi. Tudi tu do neke mere zaostajamo in morda ne toliko, kot se nam zdi, da še vedno zaostajamo.

Leta 2016 so se na primer začele raziskave in razvoj na številnih raziskovalnih področjih – projekti na gelu, napolnjenem z ražnjem, sistemi za pozicioniranje, pridnene potresne postaje, potresne verige, poenotenje opreme za vrtalni kompleks.

Večino teh projektov bomo dokončali v letu 2017, že zdaj pa lahko govorimo o razpoložljivosti vzorcev opreme, ki se testirajo na terenu.

- Hkrati mnoga ruska podjetja raje uporabljajo tuje tehnologije in opremo.

- Če pogledate izkušnje recimo Kitajske, potem v svojih notranjih vodah na svoji polici izvajajo potresna raziskovanja izključno kitajska podjetja. In včasih nam uspe, ob prisotnosti lastnega razvoja in lastnih ladij, pritegniti ista kitajska podjetja, češ da je ceneje.

- Ali je pravilno?

- Mislim, da ne. Oceniti moramo, kakšen rezultat bomo na koncu dosegli.

Zame je ustvarjanje proizvodnih tehnologij na morju višja prioriteta kot zgolj povečanje obsega proizvodnje, ki ga lahko dobimo v prihodnjih letih. Ker je tehnologija potrebna za reševanje strateških problemov.

- Kako poteka razvoj in implementacija ruske programske opreme za naftno in plinsko industrijo?

- Programska oprema se na splošno razvija precej dobro, obstajajo znane blagovne znamke. Z vidika industrije bi rekel, da se naši kolegi, vključno z nami, do neke mere ne izboljšujejo.

Za mnoge je uporaba obstoječega vedno lažja in enostavnejša kot prehod na nekaj novega. Zato moramo obrniti situacijo, ko se naši uporabniki bojijo in ne želijo preiti na nove izdelke, ki so jih razvili ruski programerji.

Da bi to naredili, je treba podjetja nenehno obveščati o tem, kaj se dogaja, kaj se dela. Jeseni bo na primer potekal prvi tovrstni dogodek - Ruski energetski teden, kjer je rusko ministrstvo za energijo poskušalo združiti vse sektorje gorivnega in energetskega kompleksa: nafto in plin, tehnologije za energetsko učinkovitost, elektriko. energija, premog, inovacije itd. o inovacijah, vključno z programsko opremo, se bomo pogovarjali v živo, razpravljali.

Nedavno so poročali Rosneft, Bashneft in druga podjetja po vsem svetu hekerski napad. Ali ministrstvo za energetiko namerava sprejeti kakršne koli protiukrepe za zaščito industrije?

— Obstajajo državne doktrine energije in varnost informacij. Te dokumente bo treba dopolniti in spremeniti, da bodo odražali novo realnost.

Pogledali bomo, kako naj bo sistem lokaliziran in avtonomno nadzorovan. Glavna stvar je preprečiti posledice, ki bi lahko vplivale na zagotavljanje življenja. Vemo, kako ustvariti avtonomne krmilne sisteme na primer v ladjedelništvu. Ustvarimo ga tudi tukaj. Morda bo to posledica uvedbe novih tehnologij z avtonomnimi krmilnimi sistemi. Naredimo to.

- Ali obstaja ocena škode zaradi zadnjega napada?

Nisem opazil nobene škode. Vsekakor pa nismo zasledili niti ene spremembe v pretoku informacij v panogi. V skladu s tem so bila vsa podjetja, ki so nekako prišla v takšne okoliščine, očitno pripravljena nanje, kar jih dobro označuje. Izkazalo se je, da znajo napovedati situacijo, kar je pomembno.

- Če se vrnemo k temi arktičnega pasu, kdaj se lahko pojavijo novi projekti proizvodnje ogljikovodikov?

- Gazprom in Rosneft že delata na polici, pojav novih projektov je vprašanje ekonomska učinkovitost. V proizvodnem smislu so naša podjetja pokrita z rezervami. Trenutno proizvodnja ogljikovodikov na naši polici ni velika, ne presega 5% celotne ruske proizvodnje.

Hkrati pa arktična polica vsebuje domnevno znatne zaloge nafte - več kot 15% vseh ruskih, zato je potencial regije zelo velik. Vendar je treba razumeti, da so stroški razvoja arktičnih voda veliko višji od stroškov razvoja drugih polj na morju. In v tem smislu je za podjetja danes polica bolj izziv kot potreba. A sredstva, ki se trenutno porabljajo za razvoj police, se bodo srednjeročno zagotovo obrestovala.

Hkrati imajo naftaši obveznosti. Prejeli so licence, ki so omejene. Država pravi: dali smo vam polico, prosim, razvijajte jo. Delo torej napreduje.

Lahko rečemo, da se razvoj nahajališč arktičnega šelfa izvaja v skladu z licenčnimi obveznostmi, poleg tega so načrti podzemnih uporabnikov pred njimi. Aprila se je začelo vrtanje na polici Laptevskega morja na območju Khatanga. Tudi letos se bo nadaljevalo raziskovalno vrtanje v vodah Barentsovega, Karskega in Črnega morja.

Zdaj se veliko govori o razmerah s plinifikacijo ruskih regij. Je pa vseeno, ali je možno oskrbeti s plinom vsa naselja v državi?

— Uplinjanje ruskih regij je ena najbolj ambicioznih dejavnosti Ministrstva za energijo na domačem trgu. Od leta 2005 do 2016 se je stopnja uplinjanja v državi povečala s 53,3 % na 67,2 %. V zadnjih 12 letih je Gazprom zgradil približno 2,5 tisoč plinovodov med naselbinami v dolžini več kot 28 tisoč kilometrov.

Ustvarjeni so bili pogoji za uplinjanje več kot 3,7 tisoč naselij (povprečno okoli 300 naselij letno) in 5 tisoč kotlovnic ter približno 815 tisoč gospodinjstev in stanovanj.

Hkrati je polaganje cevi povsod nelogično. Po mojem mnenju ima lahko približno 15 % naselij težave s plinovodnim plinom iz več razlogov.

Na primer, pri nas je več tisoč naselij z manj kot desetimi ljudmi. Nikakor ne želim reči, da bodo takšna naselja ostala brez plina. Plin je naša dobrina, ki jo moramo najprej izkoristiti za ustvarjanje lastnih ugodnih življenjskih pogojev. Zato je treba naselja uplinjati bodisi s plinovodnim plinom bodisi s pomočjo alternativnih virov. Naša naloga je ustvariti pogoje za to.

Rad bi vas spomnil, da bo do leta 2020 in morda še malo dlje, na primer do vzpostavitve enotnega trga s plinom EurAsEC, obstajala državna regulacija cen plina. A hkrati obstaja cena za alternativni plin – LPG (utekočinjeni ogljikovodik – prim.), ki bi ga morali oskrbovati tudi prebivalstvo. Za potrebe prebivalstva je mogoče izpeljati strošek enote kurilne vrednosti in s tem razumeti, kakšne obveznosti lahko prevzame država pri zagotavljanju prebivalstva s tem plinom. To je problem, ki ga zdaj poskušamo rešiti.

Imamo lastno pobudo, čeprav jo nekateri sodelavci imenujejo anahronizem, zakonsko ureditev naloge proizvajalcev LPG oskrbe prebivalstva s plinom za domače potrebe. Predlog zakona je že obravnavan, tudi v javni razpravi. Poleg tega se mi zdi, da je celo ministrstvo za gospodarski razvoj slišalo naše stališče, da je naša naloga predvsem oskrba prebivalstva s plinom, pri čemer ni pomembno, ali je plinovod, utekočinjen, stisnjen ali utekočinjen naftni plin.

Kakšno je stanje s tarifo za prevoz plina za neodvisne proizvajalce? FAS je to vprašanje odstranil z dnevnega reda seje upravnega odbora. Ali je možno, da ta tarifa ne bo indeksirana že drugo leto zapored?

- Ministrstvo za energetiko je predlagalo pristop k zgornji meji indeksacije, nato - odločitev vlade.

- Ali je ministrstvo za energetiko naročilo Gazpromu, naj pripravi možnost, da Rosneft izvaža plin?

- Prejeli smo ukaz predsednika. Stališče Ministrstva za energetiko je bilo pripravljeno in sporočeno. Nisem še videl posodobljene zahteve Rosnefta.

- Katere so glavne naloge Ministrstva za energetiko v naftni in plinski industriji za drugo polovico leta 2017?

— Dokončanje dela na pripravi dveh glavnih načrtov za razvoj naftne in plinske industrije za obdobje do leta 2035.

B skupni sistem za proizvodnjo nafte in plina na naftnih in plinskih poljih na morju običajno vključuje naslednje elemente:

ena ali več ploščadi, iz katerih se vrtajo proizvodne vrtine,

· cevovodi, ki povezujejo ploščad z obalo;

Kopenske naprave za predelavo in skladiščenje nafte,

nakladalne naprave

Vrtalna naprava je zapletena tehnična struktura, zasnovana za proizvodnjo nafte in plina na morju.

Obalne usedline se pogosto nadaljujejo na delu kopnega, ki se nahaja pod vodo, ki se imenuje polica. Njena meja sta obala in tako imenovani rob - jasno opredeljena roba, čez katero se globina hitro povečuje. Običajno je globina morja nad grebenom 100-200 metrov, včasih pa doseže do 500 metrov in celo do enega kilometra in pol, na primer v južnem delu morja \u200b\ u200bOhotsk ali ob obali Nove Zelandije. Glede na globino se uporabljajo različne tehnologije. V plitvi vodi se običajno gradijo utrjeni »otoki«, iz katerih se izvaja vrtanje. Tako se nafta že dolgo črpa iz kaspijskih polj v regiji Baku. Uporaba takšne metode, zlasti v hladnih vodah, je pogosto povezana s tveganjem, da bi plavajoči led poškodoval naftoproizvodne »otoke«. Leta 1953 je na primer velika ledena gmota, ki se je odtrgala od obale, uničila približno polovico naftnih vrtin v Kaspijskem morju. Manj pogosto uporabljena tehnologija je, ko je želeno območje obrobljeno z jezovi in ​​se voda izčrpa iz nastale jame. Na globini morja do 30 metrov so bili predhodno zgrajeni betonski in kovinski nadvozi, na katere je bila nameščena oprema. Prelet je bil povezan s kopnim ali pa je bil umeten otok. Kasneje je ta tehnologija izgubila svoj pomen.

Če se polje nahaja blizu kopnega, je smiselno izvrtati poševno vrtino z obale. Eden najzanimivejših sodobnih razvojev je daljinsko upravljanje horizontalnega vrtanja. Strokovnjaki nadzorujejo prehod vodnjaka z obale. Natančnost postopka je tako visoka, da lahko pridete do želene točke z razdalje več kilometrov. Februarja 2008 je Exxon Mobil Corporation postavil svetovni rekord za vrtanje takšnih vrtin v okviru projekta Sahalin-1. Dolžina vrtine je bila 11.680 metrov. Vrtanje je potekalo najprej v navpični in nato v vodoravni smeri pod morskim dnom na polju Čajvo, 8-11 kilometrov od obale. Globlje ko je voda, bolj sofisticirane tehnologije se uporabljajo. Na globinah do 40 metrov so zgrajene stacionarne ploščadi (slika 4), če pa globina doseže 80 metrov, se uporabljajo plavajoče vrtalne naprave (slika 4), opremljene s podporami. Do 150-200 metrov delujejo polpotopne ploščadi (slika 4.5), ki se držijo na mestu s sidri ali kompleksnim dinamičnim stabilizacijskim sistemom. In vrtalne ladje so predmet vrtanja na veliko večjih morskih globinah. Večina "vodin-rekorderjev" je bila narejena v Mehiškem zalivu - več kot 15 vrtin je bilo izvrtanih na globini, ki presega kilometer in pol. Absolutni rekord za globoko vodno vrtanje je bil postavljen leta 2004, ko je vrtalna ladja Transocean in ChevronTexaco Discoverer Deel Seas začela vrtati vrtino v Mehiškem zalivu (Alaminos Canyon Block 951) na globini morja 3053 metrov.

V severnih morjih, za katera so značilni težki pogoji, se pogosto gradijo stacionarne ploščadi, ki se zaradi ogromne mase podlage držijo na dnu. Od podlage se dvigajo votli "stebri", v katerih se lahko shranjuje pridobljeno olje ali oprema. Konstrukcijo najprej odvlečejo do cilja, jo zalijejo, nato pa tik v morje nadgradijo zgornji del. Obrat, na katerem so zgrajene takšne strukture, je po površini primerljiv z majhnim mestom. Vrtalne naprave na velikih sodobnih platformah je mogoče premakniti za vrtanje toliko vrtin, kot je potrebno. Naloga oblikovalcev takšnih platform je namestiti največ visokotehnološke opreme na minimalnem območju, zaradi česar je ta naloga podobna oblikovanju vesoljske ladje. Za spopadanje z zmrzaljo, ledom, visokimi valovi lahko vrtalno opremo namestite na dno. Razvoj teh tehnologij je izjemno pomemben za države z velikim epikontinentalnim pasom.

Zanimivosti Norveška platforma "Troll-A", svetel "predstavnik" družine velikih severnih ploščadi, doseže 472 m višine in tehta 656.000 ton (slika 6).

Američani menijo, da je leto 1896 začetek naftnega polja na morju, njegov pionir pa je oljar Williams iz Kalifornije, ki je vrtal vrtine iz nasipa, ki ga je zgradil.

Leta 1949 je bila 42 km od polotoka Abšeron na nadvozih, zgrajenih za črpanje nafte z dna Kaspijskega morja, zgrajena cela vas, imenovana Oil Rocks. V njem so tedne živeli zaposleni v podjetju. Oil Rocks Trestle je mogoče videti v enem od filmov o Jamesu Bondu - "Svet ni dovolj." Potreba po vzdrževanju podvodne opreme vrtalnih ploščadi je pomembno vplivala na razvoj opreme za globokomorsko potapljanje. Za hitro zaprtje vodnjaka nujne primere- na primer, če neurje prepreči, da bi vrtalna ladja ostala na mestu, se uporabi nekakšen čep, imenovan "preventer". Dolžina takšnih zaščitnih sredstev doseže 18 m, teža pa 150 ton. Začetek aktivnega razvoja police na morju je olajšala svetovna naftna kriza, ki je izbruhnila v 70. letih prejšnjega stoletja.

Potem ko so države OPEC objavile embargo, se je pojavila nujna potreba po alternativnih virih oskrbe z nafto. Tudi razvoj police je olajšal razvoj tehnologij, ki so do takrat dosegle takšno raven, da bi omogočala vrtanje na pomembnih globinah morja.

Plinsko polje Groningen, ki je bilo odkrito ob obali Nizozemske leta 1959, ni postalo le izhodišče pri razvoju palice Severnega morja, ampak je tudi dalo ime novemu gospodarskemu izrazu. Ekonomisti so Groningenski učinek (ali nizozemsko bolezen) poimenovali občutna apreciacija nacionalne valute, ki je nastala kot posledica povečanja izvoza plina in je negativno vplivala na druge izvozno-uvozne panoge.

Podrobneje razmislimo o tehnologijah za vrtanje vrtin v vodnih območjih in o vrstah vrtalnih naprav.

Obstajajo naslednje metode vrtanja vrtin v vodnih območjih (slika 8):

1. s fiksnih ploščadi na morju;

2. gravitacijske nepremične ploščadi na morju;

3. Dvižne vrtalne naprave;

4. polpotopne vrtalne naprave;

5. vrtalne ladje.

Fiksna platforma na morju je podlaga za vrtanje, ki leži na dnu vodnega območja in se dviga nad morsko gladino. Ker ob koncu obratovanja vrtine MSP ostane na mestu gradnje, shema za vrtanje vrtine na morju v nasprotju s shemo za izgradnjo kopenskega vodnjaka predvideva prisotnost dvižnega stebra, ki izolira vrtino iz vodnega stolpca in povezuje podvodno vrtino z vrtalnim mestom priobalne stacionarne ploščadi. Na MSP je nameščena tudi oprema za vrtino (preventorji, glave ohišja, naprava za odvajanje splakovalne tekočine iz vrtine v čistilne sisteme).

Za vleko ploščadi do vrtine so potrebni štirje ali pet vlačilcev. Običajno pri vleki MRP sodelujejo tudi druga pomožna plovila (pristaniški traktorji, spremljevalna plovila itd.). V lepem vremenu je povprečna vlečna hitrost 1,5 - 2,0 kt/h.

Gravity offshore fiksna platforma je vrtalna podlaga iz armiranega betona in jekla. Zgrajen je v globokomorskih zalivih in nato z vlačilci dostavljen na mesto vrtanja proizvodnih in raziskovalnih vrtin. GMSP ni namenjen samo vrtanju vrtin, temveč tudi pridobivanju in skladiščenju črnega zlata, preden ga s tankerji odpremo na kraj predelave. Platforma ima veliko težo, zato za držanje na vrtalni točki niso potrebne dodatne naprave.

Po razvoju polja se vse vrtine ugasnejo, enota se odklopi od vrtin, loči od morskega dna in prepelje na novo točko znotraj danega območja ali v drugo regijo vrtanja in pridobivanja nafte in plina. To je prednost HMSP pred MSP, ki po razvoju polja za vedno ostane v morju.

Samodvižna plavajoča vrtalna naprava ima zadostno mejo vzgona, kar je zelo pomembno za njen transport na vrtalno mesto skupaj z vrtalno opremo, orodjem in potrebno zalogo potrošnega materiala. Na vrtalnem mestu se s pomočjo posebnih dvižnih mehanizmov in opor namesti dvižna ploščad na morsko dno. Telo inštalacije je dvignjeno nad morsko gladino na višino, nedostopno morskim valovom. Po načinu vgradnje preventivnih naprav in načinu povezovanja vrtalnega mesta s podvodno vrtino je dvižna ploščad podobna MSP. Za zagotavljanje zanesljivosti delovanja vrtine so pod mizo rotorja obešene ohišne strune. Po končanem vrtanju in po razvoju raziskovalne vrtine se vgradijo likvidacijski mostovi in ​​vse obložne strune sekajo pod morsko gladino.

Polpotopna plavajoča vrtalna naprava je sestavljena iz trupa, ki vključuje dejansko vrtalno ploščad z opremo in pontoni, ki so na ploščad povezani s stabilizacijskimi stebri. V delovnem položaju na vrtalni točki se pontoni napolnijo s predvideno količino morske vode in potopijo do ocenjene globine pod vodo; v tem primeru se učinek valov na ploščad zmanjša. Ker je SSDR podvržen valjanju, ga je nemogoče togo povezati s podvodno vrtino s pomočjo dvižnega voda (dvižnega voda). Da bi preprečili uničenje ligamenta med ustjem in SSDR, je dvižna vrvica opremljena s teleskopsko povezavo s tesnilnim sklopom in neprepustnimi vrtljivimi spoji FOC. s plavajočim objektom in opremo za preprečevanje izbruha podvodne vrtine. Tesnost gibljivih elementov dvižne strune mora zagotavljati izolacijo vrtine od morske vode in varnost delovanja v sprejemljivih obratovalnih pogojih.

MFDR se na vrtalno mesto dostavi z vlačilci in na njem ostane s sidrnim sistemom v celotnem obdobju vrtanja in testiranja vrtine. Po končani gradnji se SSDR odstrani iz vrtalne točke in destilira na novo lokacijo

Pri gradnji globokih naftnih in plinskih vrtin na morju se uporablja vrtalna ladja, na kateri je nameščena vsa vrtalna in pomožna oprema ter potrebna oskrba s potrošnim materialom. njegova hitrost doseže 13 vozlov / h (24 km / h). Nad točko vrtanja plovilo drži dinamični sistem pozicioniranje, ki vključuje pet potisnikov in dva vodilna vijaka, ki sta stalno v delovanju

Podmorska oprema BOP je nameščena na morsko dno po postavitvi BS na točko vrtanja, povezana je z vrtino z dvižnim dvižnim dvižnim dvižnim odvodom, dvema vrtljivima spojnima in teleskopskim spojem za kompenzacijo vertikalnih in horizontalnih premikov vrtalne ladje med postopek gradnje vrtine.

Glavni dejavnik, ki vpliva na izbiro vrste plavajoče vrtalne opreme, je globina morja na mestu vrtanja. Do leta 1970 so se vrtalne naprave uporabljale za vrtanje vrtin na globinah 15--75 m, zdaj - do 120 m ali več, -300 m in več.

Vrtalne ladje se zaradi večje manevriranja in hitrosti gibanja, večje avtonomije v primerjavi z SSDR uporabljajo pri vrtanju iskalnih in raziskovalnih vrtin na oddaljenih območjih na globinah vode do 1500 m ali več. Velike zaloge potrošnega materiala, ki so na voljo na plovilih, zasnovanih za 100 dni delovanja enote, zagotavljajo uspešno vrtanje vrtin, visoka hitrost gibanja plovil pa zagotavlja njihovo hitro selitev iz izvrtane vrtine na novo točko. V nasprotju z MODU za BS obstajajo velike omejitve pri delovanju, odvisno od stanja morja. Tako je pri vrtanju dovoljeno dviganje vrtalnih ladij do 3,6 m, za MODU pa do 5 m. 20--30% višine valovanja. Tako se vrtanje vrtin z MFDR izvaja pri bistveno višjem stanju morja kot pri vrtanju z BS. Pomanjkljivosti polpotopne plavajoče vrtalne naprave so nizka hitrost premikanja od izvrtane vrtine do nove točke Nova smer v podvodni proizvodnji nafte je ustvarjanje podvodnih proizvodnih kompleksov (slika 9), ki zagotavljajo normalne atmosferske razmere. za delo operaterjev. Opremo in materiale (cement, glina, cevi, agregati ipd.) se na vrtalne ploščadi dobavljajo z oskrbovalnimi plovili. Na njih so nameščene tudi dekompresijske komore in potrebno opremo za potapljanje in številna pomožna dela. Proizvedena nafta se na obalo prevaža po cevovodih na morju, ki se na odprtem morju polagajo s pomočjo specializiranih plovil za polaganje cevi. Poleg cevovodov se uporabljajo sistemi s privezi na morju. Nafta se do priveza dostavi po podvodnem cevovodu in nato po gibkih cevi ali dvižnih vodah do tankerjev.

Pojasnila za sliko 9:

1 - kabel za krmiljenje vrtalne naprave z ladje; 2 -- vodilni lijak za jedrne cevi 3 -- reflektor; 4 - premična podvodna televizijska instalacija; 5 -- hidravlične dvigalke za izravnavo vrtalne podlage; 6 - naprava za spremljanje namestitve vrtalne podlage vodoravno; 7 -- pogonski pogon; 8 -- blatna črpalka; 9 - trgovina z vrtalnimi cevmi; 10 -- Dovodna cev

Na kratko je obravnavana zgodovina razvoja podvodnih tehnologij v svetu in na ruski polici. Za ruska morja je značilna dolga sezonska ledena odeja, ki preprečuje stalen razvoj teh tehnologij ali vodi v pomanjkanje njihove uporabe. Glavna težava je povezana z zagotavljanjem zanesljivosti uporabe podmorskih tehnologij, saj je vzdrževanje in popravilo podmorske opreme v ledenih razmerah težko in drago. Članek predlaga algoritem za ocenjevanje zanesljivosti podmorskih tehnologij in opredeljuje zahteve za podmorsko opremo za uporabo v Rusiji: načrtovanje s podvajanjem standardnih komponent, ustrezno testiranje in strog nadzor kakovosti med proizvodnjo. Razvoj nove generacije podmorske opreme za Rusijo bi moral biti usmerjen v izboljšanje tehnologij za stiskanje plina, čiščenje in odstranjevanje formacijskih voda, spremljanje stanja in nadzor parametrov proizvodnje in transporta izdelkov iz vrtine, izvajanje tehnoloških operacij z avtonomnimi sredstvi. , napajanje, komunikacije in nadzor. Prikazane so prednosti razvoja morskih polj s podmorskimi vrtinami, med katerimi je glavna zaporedni zagon, kar omogoča pospešeno proizvodnjo. Predstavljena je tristopenjska metodologija za razvoj in razvoj podmorskih polj in opredeljeni glavni dejavniki: minimizacija vrtalnih operacij in finančni stroški, racionalna postavitev opreme.

ključne besede: pridobivanje nafte in plina na morju, kompleks podvodne proizvodnje, pripravljenost tehnologij, zanesljivost, podvodno ločevanje nafte in plina, kompresor, spremljanje stanja.

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

Literatura:

API RP 17N priporočena praksa za zanesljivost podmorskih proizvodnih sistemov in obvladovanje tehničnega tveganja [ Elektronski vir]. Način dostopa: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Priporočena praksa. Technology Qualification [Elektronski vir]. Način dostopa: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (dostop 01. 6. 2018).

Mokshaev T.A., Grekov S.V. Izkušnje uporabe in možnosti za razvoj sistemov za podvodno ločevanje nafte in plina // Vesti gazovoy nauki: Nauch.-tekhn. sob. 2015. številka 2 (22). str. 69–73.

Odpri PDF

Trenutno so bila odkrita naftna in plinska polja na ruski arktični polici in na polici daljnovzhodnih morij, kjer kombinacija globin vode in ledenih razmer ne omogoča uporabe tradicionalnih tehnologij pridobivanja ogljikovodikov z uporabo fiksnih ali plavajočih ploščadi. Njihov razvoj zahteva ustvarjanje posebnih podvodnih kompleksov. Nomenklatura podvodnih tehnična sredstva, ki se proizvaja v svetu in zagotavlja proizvodnjo nafte in plina, je zelo široka. Članek obravnava vrzeli in pomanjkljivosti pri razvoju takšnih tehnologij, da bi jih uporabili v posebnih razmerah ruske police. Predvsem zaradi zanesljivosti in delovanja, ki jo zagotavljajo: vzdrževanja in popravil podmorske opreme, saj so v ledenih razmerah te operacije zahtevne in drage.

Prva vrtina s podvodno lokacijo ustja je bila izvrtana leta 1943 na jezeru. Erie (ZDA) na globini morja 11,5 m. Leta 1961 je Cameron razvil in izdelal prvo industrijsko podvodno božično drevo za vodnjak v Mehiškem zalivu. Glavni motiv za razvoj proizvodnje nafte na morju v svetu je bila naftna kriza sedemdesetih let prejšnjega stoletja. zaradi embarga, ki so ga uvedle države OPEC na dobavo »črnega zlata« zahodnim državam. Takšne omejitve so prisilile ameriške in evropske naftne družbe, da so iskale alternativne vire surove nafte z ustvarjanjem novih tehnologij, ki so omogočile vrtanje morskih vrtin na velikih globinah in razvojem tehnologij za pridobivanje podmorskih ogljikovodikov.

Prvi krmilni sistem podvodnega proizvodnega kompleksa (SPM) je bil nameščen leta 1963, leta 1979 pa se je pojavil podmorski sistem z multipleksnim elektrohidravličnim krmiljenjem. Napredek pri razvoju MPC v obdobju 1980–2015 je zaznamoval pojav horizontalnih podvodnih božičnih dreves, novih krmilnih sistemov, tudi tistih s polnim električnim pogonom.

Danes na svetu podmorsko opremo za proizvodnjo ogljikovodikov ne proizvaja več kot 10 podjetij, obstaja pa več kot 130 polj na morju, kjer se uporabljajo tehnološki procesi za proizvodnjo ogljikovodikov na morskem dnu. Geografija distribucije podvodne proizvodnje je obsežna: police Severnega in Sredozemskega morja, Indija, jugovzhodna Azija, Avstralija, Zahodna Afrika, Severna in Južna Amerika. V Rusiji so bili prvi proizvodni kompleksi nameščeni na polici Sahalin leta 2013 v okviru razvoja Kirinskega polja.

LASTNOSTI PODVODNEGA RAZVOJA

Razvoj morskih polj s podvodnimi vrtinami, čeprav je precej zapleten, ima številne prednosti pred tradicionalnimi metodami površinske opreme vrtin. Glavna prednost je v možnosti postopnega zagona morskega polja, kar v praksi vodi do pospešenega prejema prve proizvodnje.

Z vrtalne ladje je mogoče izvrtati več vrtin, opremiti njihova usta z ustreznimi podvodnimi armaturami in jih spraviti v obratovanje veliko hitreje kot z nje namestiti drago stacionarno ploščad za vrtanje usmerjenih vrtin. Poleg tega metoda podvodnega razvoja omogoča identifikacijo nekaterih geoloških, fizikalnih in operativnih parametrov nahajališč v zgodnejši fazi razvoja.

Splošna metodologija za načrtovanje razvoja in gradnje podmorskih polj v bistvu ustreza tradicionalnim shemam, ki se uporabljajo za kopenska in morska polja s platformami. Vključuje tri stopnje: analizo značilnosti nahajališča in pogojev njegovega delovanja; utemeljitev načel/konceptov razvoja nahajališč in ureditve polja, ki se razlikujejo glede na regijo, posebnosti organizacije projektiranja, gradnje in obratovanja polja ipd.; analiza in optimizacija tehnoloških procesov, lokacija vrtin, terenskih objektov ipd.

Hkrati je posebnost projektiranja podmorskih polj prepoznavanje in preverjanje odločilnih dejavnikov, ki vplivajo na izbiro projektnih rešitev. Na primer, znano je, da nizke temperature zahtevajo uporabo posebnih materialov za podvodne konstrukcije, ki povečujejo njihovo ceno, vendar so temperature morske vode na globinah več kot 30–50 m praktično enake v vseh regijah. Temperature za prevoz in shranjevanje opreme na Arktiki so običajno pod –40…–50 °C. Toda ali je treba transportirati in skladiščiti ter preizkušati podmorske sisteme pri tako ekstremnih temperaturah, kar povečuje stroške gradnje?

V okviru projekta Arktični razvojni načrt so bile opredeljene in sistematizirane ključne teme, katerih rešitev je po mnenju avtorjev projekta nujna za razvoj naftnih in plinskih virov v Arktičnem oceanu. V skladu s tem dokumentom so tehnologije transporta ogljikovodikov, poglabljanje dna in kopanja jarkov, modeliranje in usposabljanje razvrščeni kot pomembni dejavniki, ki vplivajo na prihodnji razvoj, zaščita pa je razvrščena kot potencialno neizogibno vmešavanje. okolje. Po našem mnenju takšne ocene niso povsem prepričljive.

Pri izbiri razvojne rešitve polja je odločilni dejavnik minimiziranje vrtalnih operacij in finančnih stroškov z optimizacijo števila in izvedbe vrtin ter racionalno postavitev opreme na morsko dno. Preveriti je treba funkcionalne zahteve za namestitev in delovanje, vključno s pogoji transporta, skladiščenja in preskušanja ter zahteve za sočasne operacije (npr. vrtanje in namestitev, vrtanje in proizvodnja).

Prednost sistema podvodne vrtine je zaščita vse opreme, nameščene na dnu, pred zunanjimi vremenskimi vplivi. Znano je, da nadvodne fiksne ploščadi predstavljajo veliko nevarnost za plovbo, medtem ko je taka nevarnost praktično odsotna, če je oprema nameščena pod vodo; tudi nevarnost požara je odpravljena.

Hkrati je bistvena pomanjkljivost sistemov s podvodno lokacijo ustja težaven dostop do oprema za vrtino, zlasti ob prisotnosti ledene odeje in potrebe po pogostih popravilih vodnjakov. Tako je po mnenju Statoila, enega vodilnih na področju tehnologij razvoja podvodnih polj, primerjava statističnih kazalnikov učinkovitosti proizvodnje za obdobje 2010-2012. med platformnim in podvodnim razvojem polj Severnega morja vzdolž celotne verige od vrtine do ploščadi je pokazala, da je učinkovitost delovanja suhih vrtin (na ploščatih) 91,8 %, za podmorske vrtine pa 86,5 %, tj. proizvodnja platform na poljih je višja za 5,3 %.

Povečane proizvodne izgube na poljih z MPC so povezane predvsem z dvižnimi vodami in poljski cevovodi, kar vodi do nenačrtovanih proizvodnih izgub zaradi potreb po popravil in obnovitvenih storitvah (3,7 %). Statistika nenačrtovanih proizvodnih izgub pri MPC je prikazana na sl. eno.

Očitno je za ruska morja, za katera je značilen dolg ledeni režim in relativna nedostopnost vrtin v tem obdobju, lahko faktor delovanja podmorskih vrtin bistveno nižji.

UPORABA NOVIH TEHNOLOGIJ

Pri razvoju morskih polj in utemeljitvi načrtov opreme za podmorsko proizvodnjo je zelo pomembno upoštevati posebne razmere v regiji (na primer Arktika) in prepoznati uporabnost obstoječih sistemskih rešitev ali prepoznati vrzeli v razvoju/pomanjkanju tehnologije za zagotavljanje oblikovalskih rešitev.

Obstajata dve vrsti vrzeli v razvoju tehnologij: koncepti, ki jih je mogoče izboljšati z novimi tehnologijami, vendar obstajajo preverjene tehnologije; konceptov, ki so popolnoma odvisni od novih tehnologij, saj te tehnologije ne obstajajo.

Stopnja pripravljenosti tehnologije je določena v skladu z API RP 17N (glej tabelo). Praviloma mnogi naftni in plinski operaterji izjavijo, da so pripravljeni nova tehnologija za izvedbo na poljih po zaključku razvojnih stopenj TRL 4 in TRL 5.

Problem zagotavljanja zanesljivosti je eden najpomembnejših pri uporabi podmorske tehnologije, saj je pregled podmorske opreme težaven, njeno vzdrževanje in (ali) zamenjava pa draga. Poleg tega okvara podvodne opreme neposredno vpliva na stanje okolja. Nazadnje, podmorska oprema mora zagotavljati kontinuiteto proizvodnje in donosnost kapitalskih naložb.

Glede na FMC Technologies je mogoče zanesljivost novih tehnologij oceniti po shemi, prikazani na sl. 2, ki temelji na metodologiji, ki jo je razvilo Norveško kvalifikacijsko združenje (Det Norske Veritas).

Za uporabo podmorskih tehnologij v ledenih morjih je pomembno zagotoviti, da so metode vzdrževanja komponent podmorske opreme sprejemljive za pregled, popravilo ali zamenjavo.

V zvezi s tem je treba v podmorske sisteme položiti načelo delne redundance, ki bi zagotavljalo zanesljivost in je zagotovilo za kontinuiteto proizvodnje. Zato morajo biti modularni sistemi zasnovani tako, da podvajajo standardne komponente, ustrezno testirani in izdelani pod strogim nadzorom kakovosti.

V katerem koli sistemu so lahko edinstvene komponente, namenjene samo določenemu področju. Ne pridobivajo se in služijo v celotnem obdobju razvoja polja. V takšni situaciji sta možna dva pristopa: zagotoviti visoko zanesljivost teh komponent podmorskega sistema; načrtovati sisteme tako, da lahko v primeru okvare nekaterih komponent njihove funkcije prevzamejo druge komponente. Zato je treba pri reševanju problemov zagotavljanja zanesljivosti podmorskih sistemov združiti ustvarjalno iznajdljivost s skrbno uporabo novih idej, pri čemer mora biti narava vzdrževanja podmorskih sistemov skupaj z rezultati njihove analize stroškov in koristi. upoštevati pri odločanju o uporabi podmorske tehnologije.

Glede na razvoj tehnologij za podvodno pripravo proizvodnje vrtin je treba opozoriti, da je bila sprva pred podvodno opremo zastavljena le naloga pridobivanja nafte. V prvih projektih so pod vodo ločili le plin od tekočih ogljikovodikov, nato pa so slednje s črpalko črpali na površje, plin pa so dvigali pod lastnim tlakom. Hkrati so naloge uporabe preostalega potenciala depozitov s podaljšanjem obdobja učinkovitega delovanja, zmanjšanjem stroškov življenski krog polja in povečanje proizvodnje sta privedla do aktivnega razvoja tehnologij za podvodno pripravo izdelkov iz vrtin.

Članek podrobno obravnava svetovne izkušnje pri uporabi in možnostih razvoja sistemov za podvodno ločevanje nafte in plina. Glede na postavitev tehnološke opreme na morsko dno v neposredni bližini vrtin omogoča učinkovitejši razvoj polja, zlasti: vzdrževanje tlaka na vrtini, potrebnega za pridobivanje težke nafte; povečati tlak na vstopu v sistem zbiranja polja za polja z nizkim rezervoarskim tlakom; zmanjšati tveganja, povezana s tvorbo hidratov v sistemu zbiranja; zagotavljanje učinkovite proizvodnje olja s povečanjem nivoja vodnega reza z uporabo separatorjev olja in vode; fleksibilnejši pristop k oblikovanju vrhov morskih ploščadi z umestitvijo dela tehnološkega procesa na morsko dno; znatno zmanjšajo obratovalne stroške z izbiro optimalne opreme za dvig tlaka (na primer z uporabo enofaznih črpalk namesto večfaznih).

Podmorske kompresijske tehnologije se uporabljajo na plinskih poljih z velikimi razdaljami do obale ali obstoječih platform in zagotavljajo: zmanjšane kapitalske in obratovalne stroške; povečanje faktorja izkoristka plina formacije; neprekinjen pretok in odpravljanje emisij in izpustov v morje.

Povečanje faktorja izkoristka plina na polju Ormen Lange z uporabo podmorske kompresije je prikazano na sl. 3.

Prvo podmorsko črpalko in kompresorsko postajo je Kvaerner razvil leta 1989. Na podlagi proizvodnih del v letih 2001-2003. demo 2000 kompresor podjetja Aker Solutions v letih 2004–2012. Pilotna postaja Ormen Lange je bila zasnovana in izdelana ter prestala tehnološke in konstrukcijske kvalifikacije ter preizkuse bazena. Na podlagi rezultatov pilotnih testov je bila do leta 2016 izdelana popolna kompresorska postaja z zmogljivostjo 58 MW, vključno s štirimi vzporednimi kompresijskimi linijami, podobnimi pilotnemu modelu, s skupno zmogljivostjo 70 milijonov m3/dan in nameščena na polju Ormen Lange na razdalji 120 km od obale in na globini morja 900 m.

Leta 2015 je na polju Asgard, ki se nahaja na razdalji 40 km od tehnološke platforme in na globini morja ~300 m, podmorska kompresorska postaja z zmogljivostjo 23 MW in zmogljivostjo 21 milijonov m tlaka v primerjavi s pričakovano in zgodnji preboj vode v vrtino Z, kot tudi potreba po odpravi dinamične nestabilnosti v cevovodih.

Poleg teh dveh projektov je Statoil izvedel še tretji program, ki vključuje uporabo podmorske kompresorske postaje za mokri plin na proizvodnem polju Gullfaks, ki je bil odkrit leta 1978 in deluje od leta 1986. V tem projektu je bil uporabljen drugačen princip kot pri sistemih za polja Asgard in Ormen Lange, in sicer tehnologija večfaznega kompresorja, ki ne zahteva visoke zmogljivosti: dva kompresorja mokrega plina z zmogljivostjo 5 MW z zmogljivostjo 12 milijonov m3 plina na dan. Cilj projekta je bil povečati proizvodnjo na polju Gullfaks z vbrizgavanjem plina v vrtino, da bi povečali pritisk na naftonosna obzorja in pridobili dodatnih 22 milijonov sodčkov nafte. Toda le mesec dni po namestitvi leta 2015 je bil zaradi puščanja s terena odstranjen prvi podmorski plinski kompresor na svetu HOFIM.

Kljub temu so izkušnje z uporabo tehnologij podmorske kompresije na poljih Ormen Lange, Asgard in Gullfaks razkrile prednosti podmorske kompresije, ki so naslednje: ustvarjanje več varni pogoji delovanje ribiških objektov (brez prisotnosti ljudi); preprečevanje kopičenja tekočine v cevovodu s povečanjem hitrosti črpanja; znatno zmanjšanje naložb in obratovalnih stroškov v primerjavi z možnostjo stiskanja plina na platformi; povečanje učinkovitosti stiskanja zaradi lokacije kompresorja bližje vrtinam; možnost razvoja polj z nizkim rezervoarskim tlakom, nizko prepustnostjo rezervoarja in kompleksnimi lastnostmi tekočine.

Čeprav bodo kompleksi podvodnega stiskanja plina v prihodnosti omogočili opustitev površinskih infrastrukturnih objektov, sodobne tehnologije imajo energijske omejitve. Omogočajo prenos porabe energije 20-30 MW na razdaljo do 50 km in moč 10-20 MW - do 250 km.

Aker Solutions, vodilni svetovni proizvajalec podmorske kompresije, je ustvaril nov podmorski kompaktni kompresor Compact GasBooster™ z majhnimi skupnimi dimenzijami (5,5 x 5,0 x 8,0 m), visoko učinkovitimi komponentami, majhno težo, poenostavljeno zasnovo in razvija naslednja področja izboljšanja kompresorske postaje: uporaba visoko učinkovitih centrifugalnih kompresorjev, ki omogočajo prisotnost tekoče faze v stisnjenem plinu; najbolj kompaktne rešitve, ki vodijo k zmanjšanju teže in stroškov podvodne kompresorske postaje (SCS); možnost razširitve meja uporabe tehnologij podvodnega stiskanja - na kateri koli globini morja in pri širokem razponu tlakov plina; izboljšanje sistemov za spremljanje stanja in obratovalnih parametrov SKS v realnem času, ki zagotavljajo zanesljivo in varno delovanje podmorskih kompresijskih sistemov.

ZAKLJUČEK

obeti nadaljnji razvoj podvodnih tehnologij so povezane s problemi razvoja polj v arktičnih morjih, maksimiranjem pridobivanja nafte in plina z ustvarjanjem popolnega podvodnega razvoja polj.

Razvoj nove generacije opreme naj bo usmerjen v izboljšanje podvodnih tehnologij na področju: kompresije plina; ponovno vbrizgavanje sorodnega plina; čiščenje in odstranjevanje formacijskih voda; nadzor proizvodnih parametrov in transporta izdelkov iz vrtine; spremljanje stanja obratovalnih značilnosti podvodne opreme; izvajanje tehnoloških operacij z avtonomnimi sredstvi; oskrba z energijo, komunikacije in nadzor.

Stopnja pripravljenosti tehnologije

	Razvojna faza razvojna stopnja	Opis tehnologije Opis tehnologije
	Nepreverjena ideja	Preliminarni načrt. Analiza ali testi niso bili opravljeni Preliminarni načrt. Analiza ali testi se ne izvajajo
	Analitično dokazana ideja Analitično dokazana ideja	Funkcionalnost dokazana z izračunom, sklicevanje na splošne značilnosti obstoječe tehnologije ali preizkušene na posameznih komponentah in/ali podsistemih. Ta koncept morda ne izpolnjuje vseh zahtev na tej ravni, vendar kaže osnovno funkcionalnost in možnost izpolnjevanja zahtev z dodatnim testiranjem. Funkcionalnost se dokazuje z izračunom, s sklicevanjem na splošne značilnosti obstoječih tehnologij ali pa se testira na posameznih komponentah in (ali) podsistemih. Ta koncept morda ne izpolnjuje vseh zahtev na tej ravni, vendar kaže osnovno funkcionalnost in možnost skladnosti z zahtevami za dodatne teste
	Fizično preverjen koncept Fizično preizkušen koncept	Idejna rešitev ali nove lastnosti rešitve, potrjene z modelom ali laboratorijskimi preizkusi. Sistem s simulacijo razkrije sposobnost delovanja v "resničnem" okolju ključni parametri okolje Idejna rešitev ali nove značilnosti rešitve, potrjene z modelom ali laboratorijskimi testi. Sistem razkriva sposobnost delovanja v »resničnem« okolju z imitacijo ključnih okoljskih parametrov
	Test prototipa testiranje prototipa	Prototip, izdelan v realnem merilu in preizkušen za skladnost specifikacije v omejenem obsegu delovnih pogojev, da dokaže svojo funkcionalnost Prototip je ustvarjen v resničnem obsegu in podvržen testiranju skladnosti s specifikacijami v omejenem obsegu obratovalnih pogojev, da se pokaže njegova funkcionalnost
	Terenski preizkusi	Eksperimentalni polni vzorec je izdelan in testiran skladno s programom tehnične zahteve v simuliranih ali dejanskih okoljskih pogojih Testni polni vzorec je ustvarjen in preizkušen v skladu s programom za skladnost s tehničnimi zahtevami ob imitaciji ali dejanskih okoljskih pogojih
	Testi na ravni integracije v sistem Testiranje na ravni integracije	Prototip popolnega prototipa, vgrajen in integriran v proizvodni sistem s popolnim vmesnikom in testiranjem skladnosti Testni polni vzorec je ustvarjen in integriran v operacijski sistem s popolnim vmesnikom in testi za skladnost s tehničnimi zahtevami
	Namestitev sistema Namestitev sistema	Celoten prototip je vgrajen in integriran v predvideni operacijski sistem s popolnim vmesnikom in testiranjem skladnosti v predvidenem naravnem okolju, kjer uspešno deluje ≥10 % predvidene življenjske dobe. Testni polni vzorec je ustvarjen in integriran v predvideni operacijski sistem s popolnim vmesnikom in preizkusi skladnosti s tehničnimi zahtevami v predlaganem naravnem okolju in uspešno deluje ≥10 % pričakovane življenjske dobe.
	Preverjena tehnologija preverjena tehnologija	Proizvodna enota je integrirana v operacijski sistem in uspešno deluje ≥10 % pričakovane življenjske dobe Proizvodna enota je integrirana v proizvodni sistem in uspešno deluje ≥10 % pričakovane življenjske dobe