การผลิตน้ำมันใต้น้ำ นวัตกรรมเทคโนโลยีสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอนใต้น้ำบนหิ้งอาร์กติก

ศูนย์การผลิตใต้ทะเลประกอบด้วยบ่อน้ำหลายแห่งที่ติดตั้งต้น X-mas ใต้ทะเล ระบบควบคุม ท่อส่งก๊าซ ซึ่งทั้งหมดตั้งอยู่ก้นทะเล ก๊าซจากบ่อน้ำจะถูกส่งไปยังท่อร่วม (จุดรวบรวมประเภทต่างๆ) แล้วส่งไปยังฝั่งผ่านท่อส่งก๊าซหลักไปยังโรงบำบัดก๊าซที่ซับซ้อน

อุปกรณ์การผลิตใต้ทะเลซึ่งอยู่ที่ด้านล่างของทะเลโอค็อตสค์โดยไม่มีแท่นและโครงสร้างพื้นผิวอื่นๆ ทำให้สามารถผลิตก๊าซภายใต้น้ำแข็งได้ ในสภาพอากาศที่ยากลำบาก ไม่รวมอิทธิพล ปรากฏการณ์ทางธรรมชาติ. วิธีนี้ช่วยหลีกเลี่ยงความเสี่ยงหลายประการในการทำงานในสภาพแวดล้อมทางธรรมชาติและสภาพอากาศที่ไม่เอื้ออำนวย

เทคโนโลยีที่คล้ายกันนี้ถูกใช้ไปแล้วในประเทศอื่นๆ เช่น ในนอร์เวย์ที่เขต Snøvit และ Ormen Lange แต่ในรัสเซีย จะมีการใช้เทคโนโลยีดังกล่าวเป็นครั้งแรกที่เขต Kirinskoye เทคโนโลยีการผลิตใต้ทะเลมีความน่าเชื่อถือและช่วยให้สามารถดำเนินกิจกรรมทางอุตสาหกรรมได้โดยมีผลกระทบด้านลบน้อยที่สุดต่อระบบนิเวศของภูมิภาค

อุปกรณ์หลุมผลิต

โครงการพัฒนาภาคสนามให้ 7 หลุม ต้นไม้ X-mas ใต้ทะเลของ "ต้นคริสต์มาส" ช่วยให้คุณสามารถควบคุมการไหลของก๊าซจากบ่อน้ำ โครงสร้างป้องกันลากอวนปกป้องต้น X-mas จากแรงกระแทกทางกล

น้ำหนักพร้อมการป้องกัน	141 ตัน
ขนาด	23x23x10 ม

ท่อร่วม

ก๊าซจากบ่อน้ำไปที่ท่อร่วม (จุดรวบรวม) อุปกรณ์ประกอบด้วยท่อหลายท่อจับจ้องอยู่ที่ฐานเดียว ออกแบบมาสำหรับแรงดันสูงและเชื่อมต่อตามรูปแบบที่แน่นอน ท่อร่วมจำหน่ายก๊าซ โมโนเอทิลีนไกลคอล (MEG) สารเคมี และสัญญาณควบคุมใต้ทะเล

ตี๋

ทีไปป์ไลน์ได้รับการออกแบบเพื่อเชื่อมต่อบ่อน้ำขนาดกลางกับเส้นที่เชื่อมต่อกับท่อร่วม

อุปกรณ์ปลายทาง

อุปกรณ์ปลายทางของท่อถูกออกแบบมาเพื่อเชื่อมต่อบ่อน้ำที่อยู่ใต้น้ำกับท่อที่เชื่อมต่อกับท่อร่วม

ไปป์ไลน์โมโนเอทิลีนไกลคอล (MEG)

ไปป์ไลน์จาก GTP ไปยังท่อร่วมนั้นมาพร้อมกับโมโนเอทิลีนไกลคอลซึ่งจำเป็นต่อการป้องกันการตกผลึก จากท่อร่วมต่าง ๆ MEG จะถูกป้อนเข้าไปในบ่อน้ำผ่านสายสะดือในสนาม

สายยางยืด

สายสะดือหลักวางอยู่ตามก้นทะเลและเชื่อมต่อท่อร่วมไอดีกับแท่นควบคุมของศูนย์การผลิตใต้ทะเล สายสะดือส่งคำสั่งควบคุมจากห้องควบคุมไปยังอุปกรณ์ใต้น้ำของสนาม

สายสะดือในสนามเชื่อมต่อท่อร่วมกับต้น X-mas ของหลุมผลิต

ท่อส่งก๊าซ

ท่อส่งก๊าซเชื่อมต่อสนามและหน่วยบำบัดก๊าซแบบบูรณาการ (GTP) ผ่านมัน ส่วนผสมของอ่างเก็บน้ำของก๊าซ คอนเดนเสท และน้ำถูกส่งจากสนามไปยัง GTP

หุ่นยนต์ใต้น้ำ ROV

ทำการติดตั้งอุปกรณ์ใต้น้ำ มีแขนกล 2 อันและมีระบบรักษาเสถียรภาพตำแหน่ง

การประดิษฐ์นี้เกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ โดยเฉพาะสิ่งอำนวยความสะดวกสำหรับแหล่งไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่ง ซึ่งส่วนใหญ่ตั้งอยู่บนไหล่ทวีป อุปกรณ์ประกอบด้วยแท่นขุดเจาะแบบมีตัวขับ แท่นแท่น เครน แท่นขุดเจาะ เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก หลุมเจาะ ชุดอุปกรณ์ที่ติดตั้งบนแท่นสำหรับรวบรวม บำบัด และขนส่งน้ำมันและก๊าซ ไรเซอร์ ท่าจอดเรือ และโครงสร้างรองรับโครงสร้างคอนกรีตเสริมเหล็กวิศวกรรมไฮดรอลิกฝังลึกลงไปในอ่างเก็บน้ำ เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กสองอันถูกทำเป็นโพรงภายในและเชื่อมต่อกันในส่วนล่างด้วยสะพานโค้งที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในเท่ากับเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กที่หนึ่งและที่สอง กองแรกอยู่ต่ำกว่าระดับน้ำทะเล ณ สถานที่ติดตั้งของแท่นยึดถาวรนอกชายฝั่งพร้อมช่องรับน้ำ ผนังด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กแบบกลวงชุดแรกมีไกด์ที่ทำเป็นรูปสามเหลี่ยมและอยู่ในแนวแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำ ที่ทางแยกของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงก้อนแรกกับพื้น จะมีการติดตั้งใบมีดหน่วยไฮดรอลิก ซึ่งติดตั้งในภาชนะกันน้ำบนแผ่นพื้นฐานรากและติดกับเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กก้อนแรก กองที่สองในส่วนบนมีรูอยู่ที่เครื่องหมายเหนือระดับน้ำทะเลเส้นผ่านศูนย์กลางของพื้นผิวด้านในซึ่งลดลงไปทางท่อระบายน้ำ ความน่าเชื่อถือของการทำงานของแพลตฟอร์มนอกชายฝั่งเพิ่มขึ้น 3 ป่วย

การประดิษฐ์นี้เกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ และโดยเฉพาะอย่างยิ่งกับสิ่งอำนวยความสะดวกสำหรับแหล่งไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่ง ซึ่งส่วนใหญ่ตั้งอยู่บนไหล่ทวีปของมหาสมุทรอาร์กติก

ตามกฎใหม่สำหรับการจำแนกประเภทการก่อสร้างและอุปกรณ์ของคอมเพล็กซ์น้ำมันและก๊าซที่ลอยได้รวมถึงกฎสำหรับการก่อสร้างและอุปกรณ์ของคอมเพล็กซ์การผลิตใต้น้ำ (ดูตัวอย่างเช่น N. Reshetov อาร์กติกกำหนดกฎ // มารีน ธุรกิจภาคตะวันตกเฉียงเหนือ พ.ศ. 2552 ลำดับที่ 1 (14) หน้า 43) สิ่งอำนวยความสะดวกสำหรับทุ่งไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่งไม่เพียงแต่แท่นขุดเจาะแบบลอยน้ำ, แท่นติดตั้งถาวรนอกชายฝั่ง, แท่นยึดที่ทนทานต่อน้ำแข็งนอกชายฝั่งเท่านั้น แต่ยังรวมถึงท่อส่งใต้น้ำนอกชายฝั่งด้วย สิ่งอำนวยความสะดวกในการผลิตใต้น้ำ ไรเซอร์ ท่าเทียบเรือสำหรับถ่ายไฮโดรคาร์บอน เช่นเดียวกับสิ่งอำนวยความสะดวกแบบลอยตัว ดำเนินการเตรียมการ แปรรูป จัดเก็บ และจัดส่งผลิตภัณฑ์ไฮโดรคาร์บอน

ประเภทหลักของแท่นขุดเจาะนอกชายฝั่งสำหรับการผลิตน้ำมันและก๊าซคือแท่นที่ทำในรูปแบบของโครงสร้างที่ประกอบด้วยเปลือกคอนกรีตเสริมเหล็กหนึ่งแผ่นขึ้นไปที่ฝังลึกลงไปในอ่างเก็บน้ำ (ดูตัวอย่างเช่น R.I. Vyakhirev, B.A. Nikitin, D.A. Mirzoev, การก่อสร้างและ การพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง, มอสโก, Academy of Mining Sciences, 1999, p.122

การก่อสร้างโครงสร้างดังกล่าวดำเนินการทั้งจากน้ำแข็งและจากผิวน้ำ โครงสร้างดังกล่าวใช้สำหรับการพัฒนาไหล่ทวีป

เป็นที่ทราบกันดีอยู่แล้วว่าการออกแบบแท่นขุดเจาะนอกชายฝั่งดังต่อไปนี้: แท่นขุดเจาะลอยน้ำกึ่งใต้น้ำ "Uralmash 6000/200", แท่นขุดเจาะแบบลอยตัวที่ทนต่อน้ำแข็งแบบยกตัวได้ SPBU 6500/10-30 โครงสร้างรองรับสองตัวของโครงสร้างคอนกรีตเสริมเหล็กไฮดรอลิกฝังลึก ลงในอ่างเก็บน้ำ, แท่นคอนกรีตเสริมเหล็กแรงโน้มถ่วง, โครงสร้างเกาะเทียมที่มีการเสริมความแข็งแกร่งของคอนกรีต, โครงสร้างเกาะเทียมที่มีความลาดชันที่ไม่เสริมแรงอย่างอ่อนโยน, โครงสร้างเกาะเทียมที่มีโครงทรงกระบอกโลหะ

ใช้แท่นขุดเจาะนอกชายฝั่ง (ขึ้นอยู่กับตำแหน่งของสนาม) ที่ระดับความลึก 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 ม. (เขต Shtokman) ต่างประเทศที่ระดับความลึกสูงสุด 300-600 ม.

ระยะทางจากทุ่งนอกชายฝั่งถึงชายฝั่งก็มีความยาวต่างกันเช่นกัน ท่อส่งใต้น้ำหลักจากเขต Shtokman มีความยาว 635 กม. ถึงชายฝั่งของคาบสมุทร Kola

เมื่อมีการพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซที่อยู่ใต้ก้นทะเล คุณลักษณะของสภาพภูมิอากาศตามธรรมชาติ อุทกวิทยา และธรณีวิทยาของเหมืองจะถูกนำมาพิจารณาโดยเกี่ยวข้องกับความจำเป็นในการเลือกวิธีการพัฒนาและการประมงนอกชายฝั่งประเภทที่เกี่ยวข้อง

ปัจจัยอุทกอุตุนิยมวิทยาเป็นปัจจัยหลักในการเลือกประเภทของโรงงานผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง (OOGS) หนึ่งในปัจจัยหลักในการเลือกประเภทของโครงสร้างที่ทนต่อน้ำแข็งคือระบอบน้ำแข็ง ซึ่งมีลักษณะเป็นชุดของพารามิเตอร์ (ความหนา ความพรุน ความเค็ม ความเร็ว และพื้นที่ของการก่อตัวของน้ำแข็ง ฯลฯ)

เพื่อกำหนดการออกแบบส่วนพื้นผิวของ MNGS จำเป็นต้องมีข้อมูลเกี่ยวกับความเป็นไปได้ของไอซิ่งของมันเพื่อที่จะจัดให้มีมาตรการในการต่อสู้กับปรากฏการณ์นี้ในโครงการ

สถานการณ์เหล่านี้ต้องการแหล่งจ่ายไฟที่เชื่อถือได้ของ MNGS

แหล่งจ่ายพลังงานของศูนย์บำบัดน้ำมันและก๊าซดำเนินการโดยการจ่ายไฟฟ้าจากส่วนกลางผ่านสายเคเบิลใต้น้ำหรือสายไฟ หรือใช้โรงไฟฟ้าอัตโนมัติที่ติดตั้งบนแท่นนอกชายฝั่งที่อยู่กับที่

เมื่อใช้แหล่งพลังงานอิสระ ก๊าซจะถูกใช้เป็นเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงเหลวจะใช้เป็นเชื้อเพลิงสำรองเท่านั้น

ในสภาพภูมิอากาศของมหาสมุทรอาร์กติกและความห่างไกลจากแหล่งพลังงานอุตสาหกรรมที่อยู่กับที่ ปัญหาของการจัดหาพลังงานที่จำเป็นตามมูลค่าที่ตราไว้นั้นไม่สามารถจัดหาได้ตลอด ซึ่งบังคับให้ใช้โรงไฟฟ้าอัตโนมัติจำนวนมากที่ทำงานบนหลักการที่แตกต่างกัน (เครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล) เป็นต้น)

ข้อเสนอทางเทคนิคนี้มีวัตถุประสงค์เพื่อปรับปรุงความน่าเชื่อถือของการดำเนินงาน MNGS โดยการจัดหาแหล่งจ่ายไฟให้กับ MNGS ที่ตั้งอยู่บนไหล่ทวีปซึ่งส่วนใหญ่อยู่ในภูมิภาคที่ยากต่อการเข้าถึง

ปัญหาได้รับการแก้ไขเนื่องจากการที่แท่นยืนนิ่งนอกชายฝั่งประกอบด้วยแท่นขุดเจาะพร้อมไดรฟ์, ดาดฟ้าแท่น, เครน, การติดตั้งแบบซื้อ, เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก, หลุมเจาะ, อุปกรณ์จ่ายไฟ, ชุดอุปกรณ์ ติดตั้งบนแท่นสำหรับรวบรวม เตรียม และขนส่งน้ำมันและก๊าซ รวมถึงสิ่งอำนวยความสะดวกสำหรับการพัฒนาแหล่งไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่ง: ท่อส่งใต้น้ำนอกชายฝั่ง ศูนย์การผลิตใต้น้ำ ไรเซอร์ ท่าเทียบเรือจุดสำหรับการขนถ่ายไฮโดรคาร์บอน - และเป็นตัวแทนของโครงสร้างรองรับของคอนกรีตเสริมเหล็กไฮดรอลิก โครงสร้างที่ฝังลึกลงไปในอ่างเก็บน้ำ แตกต่างไปจากต้นแบบตรงที่เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กสองเสาถูกทำเป็นโพรงภายใน และเชื่อมต่อกันในส่วนล่างสุดเชื่อมต่อกันด้วยจัมเปอร์รูปทรงโค้งที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในพอๆ กับเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในของอันแรก และเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กเส้นที่ 2 เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กเส้นแรกให้ต่ำกว่าระดับน้ำทะเล ณ สถานที่ติดตั้งเครื่องเดินทะเลนิ่ง แพลตฟอร์ม ช่องเปิดน้ำ ในขณะที่ผนังด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรกมีไกด์ที่ทำในรูปสามเหลี่ยมและตั้งอยู่ในแนวแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำที่ทางแยกของคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรก กองกับพื้นติดตั้งใบพัดของหน่วยไฮดรอลิกซึ่งติดตั้งในภาชนะกันน้ำบนแผ่นพื้นฐานรากและติดกับเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กแรก เสาเข็มกลวงที่สองในส่วนบนมีรูอยู่ที่ ทำเครื่องหมายเหนือระดับน้ำทะเลเส้นผ่านศูนย์กลางของพื้นผิวด้านในซึ่งลดลงไปทางท่อระบายน้ำ

ความแตกต่างของการแก้ปัญหาทางเทคนิคที่เสนอคือ เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กสองอันทำเป็นโพรงภายในและเชื่อมต่อกันในส่วนล่างต่อกันด้วยจัมเปอร์ที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในที่สมส่วนกับเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กที่หนึ่งและที่สอง เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กเส้นแรกมีระดับต่ำกว่าระดับน้ำทะเล แทนที่แท่นยึดนิ่งนอกชายฝั่ง รูรับน้ำ ในขณะที่ผนังด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กแบบกลวงแรกมีรางนำทางที่ทำเป็นรูปสามเหลี่ยมและตั้งอยู่ใน ทิศทางแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำที่ทางแยกของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรกกับพื้นติดตั้งใบพัดหน่วยไฮดรอลิกซึ่งติดตั้งในภาชนะกันน้ำบนแผ่นพื้นฐานและติดกับเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กแรก เสาเข็มกลวงที่สองในส่วนบนมีรูอยู่ที่เครื่องหมายเหนือระดับน้ำทะเลเส้นผ่านศูนย์กลางของพื้นผิวด้านในซึ่งลดลงไปทางท่อระบายน้ำ

ชุดคุณลักษณะที่แตกต่างของโซลูชันทางเทคนิคที่เสนอทำให้สามารถจัดหา MNGS ด้วยแหล่งจ่ายไฟอิสระที่เสถียรในพื้นที่ที่ยากต่อการเข้าถึง

สาระสำคัญของการประดิษฐ์นี้แสดงให้เห็นโดยภาพวาด

รูปที่ 1 แบบฟอร์มทั่วไปเอ็มจีเอส MNGS ประกอบด้วยแท่นยึดตายตัวนอกชายฝั่ง ซึ่งรวมถึงแท่นขุดเจาะพร้อมแท่นขับ 1 แท่นแท่น 2 เครน 3 แท่นขุดเจาะ 4 แท่นน้ำแข็ง 5 เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก 6 หลุมเจาะ 7 แท่นขุดเจาะ MNGS ยัง รวมถึงอุปกรณ์จ่ายไฟ ชุดอุปกรณ์ที่ติดตั้งบนแท่นสำหรับการรวบรวม การเตรียมและการขนส่งไฮโดรคาร์บอน ไปป์ไลน์ใต้น้ำนอกชายฝั่ง ศูนย์การผลิตใต้น้ำ ไรเซอร์ ท่าจอดเรือจุดสำหรับการขนถ่ายไฮโดรคาร์บอน

รูปที่ 2 การก่อสร้างเสาเข็ม เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก 6 อัน 2 อันถูกทำเป็นโพรงภายใน เสาเข็ม 8 และกอง 9 และเชื่อมต่อกันในส่วนล่างระหว่างกันด้วยจัมเปอร์ 10 ที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในสมส่วนกับเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในของคอนกรีตเสริมเหล็ก 8 และ 9 ที่สองที่ 9 แรกและที่สอง เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กเสาแรก 8 มีปริมาณน้ำที่ต่ำกว่าระดับน้ำทะเล หลุม 11 และ 12 ในขณะที่ผนังด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวง 8 มีไกด์ 13 ทำเป็นรูปสามเหลี่ยมอยู่ใน แนวแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำ 14 ที่ทางแยกของกองคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรก 8 กับดินที่ด้านล่างของอ่างเก็บน้ำ 14 ติดตั้งใบพัดกังหัน 15 ของหน่วยไฮดรอลิก 16 ที่ติดตั้งบนแผ่นฐาน 17 ของ ภาชนะกันน้ำ 18 ติดกับเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก 8. เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงที่สอง 9 มีรู 19 ในส่วนบนซึ่งอยู่เหนือระดับน้ำทะเล 20 หรือทุ่งน้ำแข็ง 5. เส้นผ่านศูนย์กลางภายในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก 9 ลดลง ไปทางด้านลูกพลัม

รูปที่ 3 แบบแผนโครงสร้างหน่วยไฮดรอลิก 16. แผนภาพโครงสร้างของหน่วยไฮดรอลิก 16 ประกอบด้วย: ใบพัดกังหัน 15, ใบพัดนำทาง 21, ตลับลูกปืนกังหัน 22, แจ็คเบรก 23, เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสเตเตอร์ 24, โรเตอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 25, ตลับลูกปืนเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและตลับลูกปืนกันรุน 26 และ 27 ตามลำดับ, เครื่องกำเนิดไฟฟ้า แบริ่ง 28, ส่วนแบริ่งแรงขับ 29, กระจกแบริ่งแรงขับ 30, สายน้ำมันกังหัน 31, สายน้ำในกระบวนการผลิต 32, ถังน้ำกลั่น 33, หน่วยแรงดันน้ำมัน 34, สายจ่ายอากาศแรงดันสูง 35, สายอากาศ ความดันต่ำ 36.

หน่วยไฮดรอลิก 16 เป็นเครื่องกำเนิดพลังน้ำที่ผลิตในรูปแบบของเครื่องกำเนิดพลังน้ำแคปซูลแนวนอน อะนาล็อกซึ่งเป็นเครื่องกำเนิดพลังน้ำที่อธิบายไว้ในแหล่งข้อมูล: 1. สิทธิบัตรของสหพันธรัฐรัสเซียหมายเลข 228532 2. ไฟฟ้าพลังน้ำ เอ็ด V.I. โอเบรซคอฟ M. , Energoizdat, 1988. - 512 p., p.301.

อะนาล็อกของแผ่นรองพื้น 17 คือแผ่นรองพื้นที่ให้ไว้ในคำอธิบายสิทธิบัตรของสหพันธรัฐรัสเซียหมายเลข 2261956

เครื่องกำเนิดพลังน้ำแบบเฉพาะจะถูกเลือกตามความลึกของอ่างเก็บน้ำ

อุปกรณ์ทำงานดังนี้

น้ำนอกเรือเข้าสู่รูดูด 11 และ 12 เข้าไปในโพรงของกอง 8 ซึ่งผ่านไกด์ 14 ซึ่งทำในรูปสามเหลี่ยมและตั้งอยู่ในแนวแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำ 14 การไหลของลามิเนตจะถูกแปลง เข้าสู่กระแสน้ำเชี่ยวกราก การไหลแบบปั่นป่วนไปถึงใบมีด 21 ของอุปกรณ์นำทาง การตั้งค่าให้เคลื่อนที่แบบหมุน จากนั้นระบบกลไกทั้งหมดของชุดไฮดรอลิกจึงเริ่มทำงาน จากนั้นจึงต่อด้วยระบบไฟฟ้า

นอกจากนี้กระแสน้ำปั่นป่วนผ่านสะพานคันศร 10 เข้าสู่กองที่สอง 9 ซึ่งน้ำไหลถึงหลุม 19 ผสานเข้ากับพื้นผิวของอ่างเก็บน้ำหรือเข้าสู่ระบบการจ่ายน้ำประกบกับรู 19 ซึ่งสามารถ ใช้เพื่อตอบสนองความต้องการทางเทคนิคของ MNGS

เมื่อใช้โซลูชันทางเทคนิคที่เสนอ ไม่จำเป็นต้องสร้างสายส่งในพื้นที่ที่เข้าถึงยาก เช่น ในภูมิภาคอาร์กติก

ที่มาของข้อมูล

1. R. I. Vyakhirev, B. A. Nikitin, D. A. Mirzoev การจัดและพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง ม. สถาบันวิทยาศาสตร์เหมืองแร่. - 1999.

เรียกร้อง

แท่นยึดถาวรนอกชายฝั่งสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอน ซึ่งประกอบด้วยแท่นขุดเจาะพร้อมแท่นขับ แท่นแท่น เครน แท่นขุดเจาะ เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก หลุมเจาะ อุปกรณ์จ่ายไฟ ชุดอุปกรณ์ที่ติดตั้งบนแท่น สำหรับการรวบรวม การบำบัด และการขนส่งน้ำมันและก๊าซ และรวมถึงสิ่งอำนวยความสะดวก แหล่งไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่ง: ท่อส่งใต้น้ำนอกชายฝั่ง, คอมเพล็กซ์การผลิตใต้น้ำ, ไรเซอร์, ท่าเทียบเรือจุดสำหรับการขนถ่ายไฮโดรคาร์บอนและเป็นตัวแทนของโครงสร้างรองรับของโครงสร้างคอนกรีตเสริมเหล็กไฮดรอลิกที่ฝังลึกลงไปในอ่างเก็บน้ำ มีลักษณะเฉพาะคือ เสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็ก 2 ท่อน ถูกทำเป็นโพรงภายในและเชื่อมต่อกันที่ส่วนล่าง ระหว่าง เป็นกำแพงกั้นที่มีเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในเท่ากับเส้นผ่านศูนย์กลางด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กที่หนึ่งและที่สอง โดยจะมีเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กเส้นแรก ต่ำกว่าระดับน้ำทะเล ณ สถานที่ติดตั้งแท่นหยุดนิ่งนอกชายฝั่งที่มีรูรับน้ำ หลุมในขณะที่ผนังด้านในของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรกมีไกด์ที่ทำในรูปสามเหลี่ยมและตั้งอยู่ในแนวแกนไปทางด้านล่างของอ่างเก็บน้ำที่ทางแยกของเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กกลวงแรกกับพื้น , มีการติดตั้งใบมีดหน่วยไฮดรอลิกซึ่งติดตั้งในภาชนะกันน้ำบนแผ่นพื้นฐานรากและติดกับเสาเข็มคอนกรีตเสริมเหล็กก้อนแรก เสาเข็มกลวงที่สองในส่วนบนจะมีรูอยู่ที่เครื่องหมายเหนือระดับน้ำทะเล เส้นผ่านศูนย์กลางของพื้นผิวด้านในซึ่งลดลงไปทางท่อระบายน้ำ

การกำหนดบทลงโทษเมื่อสามปีที่แล้วถูกลิดรอน บริษัทรัสเซียโอกาสในการใช้อุปกรณ์และเทคโนโลยีของตะวันตกเพื่อการพัฒนาภาคสนาม นี่เป็นแรงผลักดันสำหรับอุตสาหกรรมในประเทศและภาคไอที - รัสเซียมีการพัฒนาที่เป็นเอกลักษณ์ของตัวเองซึ่งกำลังได้รับการทดสอบแล้ว วิธีดำเนินการทดแทนการนำเข้าในเชื้อเพลิงและพลังงานที่ซับซ้อน ไม่ว่าการโจมตีของแฮ็กเกอร์จะเลวร้ายสำหรับอุตสาหกรรมหรือไม่ เหตุใดจึงไม่คุ้มที่จะวางท่อทั่วสหพันธรัฐรัสเซียซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของโครงการแปรสภาพเป็นแก๊ส คิริลล์ โมลอดซอฟ รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงพลังงานกล่าวในการให้สัมภาษณ์กับ อาร์ไอเอ โนวอสตี

การทำงานเกี่ยวกับการนำเข้าทดแทนอุปกรณ์สำหรับ .เป็นอย่างไร อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซรวมไปถึงงานบนหิ้ง ?

- ที่ ปีที่แล้วมีการปรับทิศทางของบริษัทน้ำมันและก๊าซของรัสเซียอย่างค่อยเป็นค่อยไปเพื่อสั่งซื้อกำลังการผลิตเครื่องจักรในประเทศ

สำหรับการผลิตนอกชายฝั่ง เราได้ระบุงานสำคัญ 20 งานสำหรับอนาคตอันใกล้นี้ ในปัจจุบัน มีการแนะนำตัวอย่างวาล์วปิดในประเทศที่ออกแบบมาสำหรับการขนส่งน้ำมันและก๊าซอย่างแข็งขัน ได้มีการพัฒนาอุปกรณ์สำหรับการเจาะหลุมตามทิศทาง

บนพื้นฐานของต้นแบบที่สร้างขึ้นแล้ว เราวางแผนที่จะจัดหาการผลิตน้ำมันด้วยระบบควบคุมแบบหมุนของรัสเซียภายในปี 2019 และการกลั่นน้ำมันด้วยสารเติมแต่งคุณภาพสูงภายในปี 2022

เมื่อพูดในรายละเอียดแล้ว จาก 600 องค์ประกอบที่เกี่ยวข้องกับการผลิตนอกชายฝั่งจากด้านล่างสู่ชายฝั่ง จำเป็นต้องเปลี่ยนประมาณ 300 รายการ จากจำนวน 300 เหล่านี้ มีประมาณ 50 องค์ประกอบที่สามารถเรียกได้ว่ามีความสำคัญอย่างยิ่ง

ในการทำงานเกี่ยวกับการสร้างตัวอย่างอุปกรณ์นอกชายฝั่งของรัสเซียได้มีการจัดเตรียมกลไกการวิจัยและพัฒนา (R&D) ในช่วงปี 2560-2562 มีการจัดสรรรูเบิลจำนวน 2.7 พันล้านรูเบิลสำหรับการดำเนินการวิจัยและพัฒนาแปดรายการ ซึ่งรวมถึงในด้านคอมเพล็กซ์การผลิตใต้น้ำ

ดังนั้น ภายในปี 2564-2565 เราจึงสามารถนำเสนอต้นแบบเทคโนโลยีการผลิตใต้ทะเลของเราเองได้ เป็นเรื่องยาก เนื่องจากอุปกรณ์ดังกล่าวมีข้อกำหนดที่เพิ่มขึ้นในแง่ของความปลอดภัยด้านสิ่งแวดล้อมและเทคโนโลยี แต่มีความสำเร็จครั้งแรก มีคนที่จัดการกับปัญหานี้จริงๆ และมีโอกาสบรรลุผลตามที่ต้องการทุกประการ

นอกจากนี้ยังมีเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องกับธรณีวิทยา สิ่งเหล่านี้คือแผ่นดินไหว 2D, 3D และอื่น ๆ ที่นี่เช่นกัน เราล้าหลังในระดับหนึ่ง และอาจไม่ล้าหลังมากเท่าที่เราคิดว่าเรายังล้าหลังอยู่

ตัวอย่างเช่น ในปี 2559 การวิจัยและพัฒนาเริ่มขึ้นในหลายพื้นที่ของการสำรวจ — โครงการบนน้ำลายที่เติมเจล ระบบกำหนดตำแหน่ง สถานีแผ่นดินไหวด้านล่าง ลำแสงคลื่นไหวสะเทือน การรวมอุปกรณ์สำหรับศูนย์ขุดเจาะ

เราจะดำเนินการตามโครงการเหล่านี้ส่วนใหญ่ให้เสร็จสิ้นในปี 2560 แต่ตอนนี้เราสามารถพูดคุยเกี่ยวกับความพร้อมของตัวอย่างอุปกรณ์ที่อยู่ระหว่างการทดสอบภาคสนาม

- ในขณะเดียวกัน บริษัทรัสเซียหลายแห่งต้องการใช้เทคโนโลยีและอุปกรณ์จากต่างประเทศ

- ถ้าคุณดูประสบการณ์ของประเทศจีน แล้วในน่านน้ำภายในของพวกเขาบนหิ้ง พวกเขาดำเนินการสำรวจแผ่นดินไหวโดยบริษัทจีนเท่านั้น และบางครั้ง เราก็จัดการ เมื่อมีการพัฒนาของเราเองและในเรือของเราเอง เพื่อดึงดูดบริษัทจีนกลุ่มเดียวกัน โดยบอกว่าราคาถูกกว่า

- ถูกต้องหรือไม่?

- ฉันไม่คิดอย่างนั้น เราจำเป็นต้องประเมินผลที่เราจะบรรลุในที่สุด

สำหรับฉัน การสร้างเทคโนโลยีการผลิตนอกชายฝั่งมีความสำคัญมากกว่าแค่การเพิ่มปริมาณการผลิต ซึ่งเราจะทำได้ในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า เนื่องจากเทคโนโลยีมีความจำเป็นในการแก้ปัญหาเชิงกลยุทธ์

- การพัฒนาและการใช้งานซอฟต์แวร์รัสเซียสำหรับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซเป็นอย่างไร?

- ซอฟต์แวร์โดยทั่วไปมีการพัฒนาค่อนข้างดี มีแบรนด์ดัง จากมุมมองของอุตสาหกรรม ฉันจะบอกว่าเพื่อนร่วมงานของเรา รวมทั้งเรา ยังไม่ดีขึ้นในระดับหนึ่ง

สำหรับหลายๆ คน การใช้ที่มีอยู่แล้วจะง่ายกว่าและง่ายกว่าการเปลี่ยนไปใช้สิ่งใหม่เสมอ ดังนั้นเราจึงต้องย้อนกลับสถานการณ์เมื่อผู้ใช้ของเรากลัวและไม่ต้องการเปลี่ยนไปใช้ผลิตภัณฑ์ใหม่ที่พัฒนาโดยโปรแกรมเมอร์ชาวรัสเซีย

ในการทำเช่นนี้ จำเป็นต้องแจ้งบริษัทอย่างต่อเนื่องเกี่ยวกับสิ่งที่เกิดขึ้น ว่ากำลังทำอะไรอยู่ ตัวอย่างเช่น ในฤดูใบไม้ร่วง งานแรกของประเภทนี้จะจัดขึ้น - Russian Energy Week ซึ่งกระทรวงพลังงานรัสเซียพยายามรวบรวมทุกภาคส่วนของเชื้อเพลิงและพลังงานที่ซับซ้อน: น้ำมันและก๊าซ เทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงาน ไฟฟ้า พลังงาน ถ่านหิน นวัตกรรม และอื่นๆ เกี่ยวกับนวัตกรรม รวมทั้ง ซอฟต์แวร์,เราจะพูดคุยสด,หารือ.

ล่าสุด Rosneft, Bashneft และบริษัทอื่นๆ ทั่วโลกรายงาน แฮ็กเกอร์โจมตี. กระทรวงพลังงานมีแผนจะดำเนินมาตรการใดๆ เพื่อปกป้องอุตสาหกรรมหรือไม่?

— มีหลักคำสอนของรัฐเกี่ยวกับพลังงานและ ความปลอดภัยของข้อมูล. เอกสารเหล่านี้จะต้องมีการเพิ่มเติมและแก้ไขเพื่อสะท้อนความเป็นจริงใหม่

เราจะดูว่าระบบควรโลคัลไลซ์และควบคุมอย่างอิสระอย่างไร สิ่งสำคัญคือการหลีกเลี่ยงผลที่อาจส่งผลต่อการจัดหาชีวิต เรารู้วิธีสร้างระบบควบคุมอัตโนมัติในการต่อเรือ เป็นต้น มาสร้างที่นี่กันด้วย บางทีนี่อาจเป็นเพราะการแนะนำเทคโนโลยีใหม่พร้อมระบบควบคุมอัตโนมัติ ลงมือทำกันเถอะ.

- มีการประเมินความเสียหายจากการโจมตีครั้งก่อนหรือไม่?

ไม่ได้สังเกตความเสียหายใดๆ ไม่ว่าในกรณีใด เราไม่พบการเปลี่ยนแปลงเพียงครั้งเดียวในการไหลของข้อมูลในอุตสาหกรรม ดังนั้นดูเหมือนว่าทุก บริษัท ที่ตกอยู่ในสถานการณ์เช่นนี้ก็พร้อมสำหรับพวกเขาซึ่งเป็นลักษณะเฉพาะของพวกเขา ปรากฎว่าสามารถทำนายสถานการณ์ได้ซึ่งเป็นสิ่งสำคัญ

- กลับไปที่หัวข้อของหิ้งอาร์กติก เมื่อใดจะมีโครงการผลิตไฮโดรคาร์บอนใหม่ปรากฏขึ้น

- Gazprom และ Rosneft กำลังทำงานอยู่บนชั้นวาง การเกิดขึ้นของโครงการใหม่คือคำถาม ประสิทธิภาพทางเศรษฐกิจ. ในแง่ของการผลิต บริษัทของเราได้รับการสนับสนุนโดยเงินสำรอง ปัจจุบันการผลิตไฮโดรคาร์บอนบนชั้นวางของเรามีไม่มาก แต่ไม่เกิน 5% ของการผลิตทั้งหมดของรัสเซีย

ในเวลาเดียวกัน หิ้งของอาร์กติกก็มีน้ำมันสำรองที่มีนัยสำคัญ ซึ่งน่าจะมากกว่า 15% ของแหล่งน้ำมันของรัสเซียทั้งหมด ดังนั้นศักยภาพของภูมิภาคนี้จึงสูงมาก อย่างไรก็ตาม ต้องเข้าใจว่าต้นทุนในการพัฒนาน่านน้ำอาร์กติกนั้นสูงกว่าการพัฒนาพื้นที่นอกชายฝั่งอื่นๆ มาก และในแง่นี้ สำหรับบริษัทในปัจจุบัน ชั้นวางสินค้าเป็นสิ่งที่ท้าทายมากกว่าความต้องการ แต่เงินทุนที่กำลังใช้จ่ายในการพัฒนาชั้นวางจะต้องชำระในระยะกลางอย่างแน่นอน

ในเวลาเดียวกัน น้ำมันก็มีภาระผูกพัน พวกเขาได้รับใบอนุญาตที่มีเงื่อนไขจำกัด รัฐบอกว่า: เราได้มอบชั้นวางให้คุณแล้ว ได้โปรด พัฒนามัน งานจึงคืบหน้า

สามารถระบุได้ว่าการพัฒนาเงินฝากหิ้งในอาร์กติกนั้นดำเนินการตามภาระผูกพันด้านใบอนุญาต นอกจากนี้ แผนงานของผู้ใช้ชั้นดินยังนำหน้าพวกเขา ในเดือนเมษายน การขุดเจาะถูกเปิดตัวบนหิ้งของทะเล Laptev ภายในพื้นที่ Khatanga นอกจากนี้ ในปีนี้ การขุดเจาะสำรวจจะยังคงดำเนินต่อไปในน่านน้ำของ Barents, Kara และ Black Seas

ขณะนี้มีการพูดคุยกันมากมายเกี่ยวกับสถานการณ์การแปรสภาพเป็นแก๊สของภูมิภาครัสเซีย เป็นไปได้ไหมที่จะจัดหาก๊าซให้กับการตั้งถิ่นฐานทั้งหมดในประเทศ?

— การทำให้เป็นแก๊สของภูมิภาครัสเซียเป็นหนึ่งในกิจกรรมที่ทะเยอทะยานที่สุดของกระทรวงพลังงานในตลาดภายในประเทศ จากปี 2548 ถึง 2559 ระดับการแปรสภาพเป็นแก๊สในประเทศเพิ่มขึ้นจาก 53.3% เป็น 67.2% ในช่วง 12 ปีที่ผ่านมา Gazprom ได้สร้างท่อส่งก๊าซระหว่างนิคมประมาณ 2.5 พันท่อซึ่งมีความยาวกว่า 28,000 กิโลเมตร

มีการสร้างเงื่อนไขสำหรับการแปรสภาพเป็นแก๊สของการตั้งถิ่นฐานมากกว่า 3.7 พันแห่ง (โดยเฉลี่ยประมาณ 300 แห่งต่อปี) และโรงต้มน้ำ 5,000 แห่ง รวมถึงครัวเรือนและอพาร์ทเมนท์ประมาณ 815,000 ครัวเรือน

ในขณะเดียวกันการวางท่อทุกที่ก็ไร้เหตุผล ตามความเข้าใจของฉัน การตั้งถิ่นฐานประมาณ 15% อาจมีปัญหากับท่อส่งก๊าซด้วยเหตุผลหลายประการ

ตัวอย่างเช่น ในประเทศของเรามีการตั้งถิ่นฐานหลายพันแห่งที่มีคนน้อยกว่าสิบคน ฉันไม่ต้องการที่จะบอกว่าการตั้งถิ่นฐานดังกล่าวจะยังคงอยู่โดยไม่มีก๊าซ ก๊าซเป็นทรัพย์สินของเรา ซึ่งก่อนอื่นเราต้องสร้างสภาพความเป็นอยู่ที่ดีของเราเอง ดังนั้นการตั้งถิ่นฐานควรทำให้เป็นแก๊สด้วยท่อส่งก๊าซหรือด้วยความช่วยเหลือจากแหล่งอื่น การสร้างเงื่อนไขสำหรับสิ่งนี้คืองานของเรา

ฉันขอเตือนคุณว่าจนถึงปี 2020 และอาจไกลกว่านี้อีกหน่อย ตัวอย่างเช่น จนกว่าจะมีการสร้างตลาดก๊าซเดี่ยว EurAsEC จะมีการควบคุมราคาก๊าซของรัฐ แต่ในขณะเดียวกันก็มีราคาสำหรับก๊าซทางเลือก - แอลพีจี (ก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว - เอ็ด) ซึ่งควรจ่ายให้กับประชากรด้วย เป็นไปได้ที่จะได้รับต้นทุนของหน่วยของมูลค่าความร้อนสำหรับความต้องการของประชากรและด้วยเหตุนี้เพื่อทำความเข้าใจว่ารัฐจะต้องรับผิดชอบอะไรบ้างในแง่ของการจัดหาก๊าซนี้ให้กับประชากร นี่คือปัญหาที่เรากำลังพยายามแก้ไขอยู่ในขณะนี้

เรามีความคิดริเริ่มของเราเอง แม้ว่าเพื่อนร่วมงานของเราบางคนจะเรียกสิ่งนี้ว่าการผิดเวลา แต่ข้อบังคับทางกฎหมายของงานสำหรับผู้ผลิต LPG ในการจัดหาก๊าซให้กับประชากรสำหรับความต้องการภายในประเทศ ได้มีการหารือร่างกฎหมายแล้ว รวมทั้งการอภิปรายในที่สาธารณะ ยิ่งไปกว่านั้น สำหรับฉันแล้ว ดูเหมือนว่ากระทรวงการพัฒนาเศรษฐกิจจะเคยได้ยินจุดยืนของเราว่า หน้าที่ของเราคือ การจัดหาก๊าซให้ประชาชนเป็นอย่างแรก และไม่สำคัญว่าท่อส่ง แบบเหลว แบบบีบอัด หรือแอลพีจี

สถานการณ์อัตราค่าขนส่งก๊าซสำหรับผู้ผลิตอิสระเป็นอย่างไร? FAS ยกประเด็นนี้ออกจากวาระการประชุมคณะกรรมการ เป็นไปได้ไหมที่ภาษีนี้จะไม่ถูกสร้างดัชนีเป็นปีที่สองติดต่อกัน?

- กระทรวงพลังงานเสนอแนวทางการจัดทำดัชนีสูงสุด แล้ว - การตัดสินใจของรัฐบาล

- กระทรวงพลังงานสั่ง Gazprom ให้หาความเป็นไปได้ที่ Rosneft จะส่งออกก๊าซหรือไม่?

- เราได้รับคำสั่งจากท่านประธาน ตำแหน่งของกระทรวงพลังงานได้จัดทำและรายงาน ฉันยังไม่เห็นคำขอที่อัปเดตจาก Rosneft

- อะไรคือภารกิจหลักของกระทรวงพลังงานในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซในช่วงครึ่งหลังของปี 2560?

— เสร็จสิ้นการทำงานในการจัดทำแผนแม่บทสองแผนสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซเป็นระยะเวลานานถึง 2035

บี ระบบทั่วไปสำหรับการผลิตน้ำมันและก๊าซในแหล่งน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งมักจะรวมถึง องค์ประกอบต่อไปนี้:

แท่นขุดเจาะหลุมผลิตหนึ่งแท่นขึ้นไป

· ท่อที่เชื่อมระหว่างแท่นกับฝั่ง

การติดตั้งบนบกสำหรับการแปรรูปและการจัดเก็บน้ำมัน

โหลดอุปกรณ์

แท่นขุดเจาะเป็นโครงสร้างทางเทคนิคที่ซับซ้อนซึ่งออกแบบมาสำหรับการผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง

เงินฝากชายฝั่งมักจะดำเนินต่อไปในส่วนของแผ่นดินใหญ่ที่ตั้งอยู่ใต้น้ำซึ่งเรียกว่าหิ้ง พรมแดนของมันคือชายฝั่งและขอบที่เรียกว่า - หิ้งที่กำหนดไว้อย่างชัดเจนซึ่งเกินกว่าที่ความลึกจะเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยปกติความลึกของทะเลเหนือยอดจะอยู่ที่ 100-200 เมตร แต่บางครั้งก็สูงถึง 500 เมตรและสูงถึงหนึ่งกิโลเมตรครึ่งเช่นในภาคใต้ของทะเล u200bOkhotsk หรือนอกชายฝั่งนิวซีแลนด์ มีการใช้เทคโนโลยีที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับความลึก ในน้ำตื้นมักสร้าง "เกาะ" ที่มีป้อมปราการซึ่งมีการขุดเจาะ นี่คือการสกัดน้ำมันจากทุ่งแคสเปียนในภูมิภาคบากูมาช้านาน การใช้วิธีการดังกล่าว โดยเฉพาะอย่างยิ่งในน้ำเย็น มักเกี่ยวข้องกับความเสี่ยงที่จะเกิดความเสียหายต่อ "เกาะ" ที่ผลิตน้ำมันโดยน้ำแข็งที่ลอยอยู่ ตัวอย่างเช่น ในปี 1953 มวลน้ำแข็งขนาดใหญ่ที่แตกออกจากฝั่งได้ทำลายบ่อน้ำมันประมาณครึ่งหนึ่งในทะเลแคสเปียน เทคโนโลยีที่ไม่ค่อยใช้กันทั่วไปคือเมื่อพื้นที่ที่ต้องการถูกล้อมด้วยเขื่อนและน้ำถูกสูบออกจากบ่อที่เกิด ที่ระดับความลึกของทะเลสูงสุด 30 เมตร ก่อนหน้านี้มีการสร้างสะพานลอยคอนกรีตและโลหะซึ่งวางอุปกรณ์ไว้ สะพานลอยเชื่อมต่อกับแผ่นดินหรือเป็นเกาะเทียม ต่อมาเทคโนโลยีนี้ได้สูญเสียความเกี่ยวข้อง

หากสนามอยู่ใกล้กับพื้นดิน ควรเจาะบ่อน้ำลาดเอียงจากฝั่ง หนึ่งในการพัฒนาที่ทันสมัยที่สุดที่น่าสนใจคือการควบคุมระยะไกลของการเจาะแนวนอน ผู้เชี่ยวชาญควบคุมทางเดินของบ่อน้ำจากฝั่ง ความแม่นยำของกระบวนการนั้นสูงมากจนคุณสามารถไปยังจุดที่ต้องการได้จากระยะทางหลายกิโลเมตร ในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 เอ็กซอนโมบิลคอร์ปอเรชั่นสร้างสถิติโลกสำหรับการขุดหลุมดังกล่าวซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของโครงการซาคาลิน-1 ความยาวของหลุมเจาะที่นี่คือ 11,680 เมตร การเจาะดำเนินการในแนวตั้งก่อนแล้วจึงทำในแนวนอนใต้ก้นทะเลที่ทุ่ง Chayvo ห่างจากชายฝั่ง 8-11 กิโลเมตร ยิ่งน้ำลึกเท่าไหร่ เทคโนโลยีที่ล้ำสมัยก็จะถูกนำมาใช้มากขึ้นเท่านั้น ที่ระดับความลึกสูงสุด 40 เมตร แท่นยืนนิ่งจะถูกสร้างขึ้น (รูปที่ 4) แต่ถ้าความลึกถึง 80 เมตร จะใช้แท่นขุดเจาะแบบลอยตัว (รูปที่ 4) ที่ติดตั้งอุปกรณ์รองรับ แพลตฟอร์มกึ่งดำน้ำใช้งานได้สูงถึง 150-200 เมตร (รูปที่ 4.5) ซึ่งยึดกับจุดยึดหรือระบบรักษาเสถียรภาพแบบไดนามิกที่ซับซ้อน และเรือขุดเจาะอาจต้องเจาะที่ระดับความลึกของทะเลมากกว่ามาก "ผู้ถือสถิติหลุม" ส่วนใหญ่ดำเนินการในอ่าวเม็กซิโก โดยมีการเจาะมากกว่า 15 หลุมที่ความลึกเกินหนึ่งกิโลเมตรครึ่ง สถิติที่แน่นอนสำหรับการขุดเจาะน้ำลึกเกิดขึ้นในปี 2547 เมื่อเรือขุดเจาะ Discoverer Deel Seas ของ Transocean และ ChevronTexaco เริ่มเจาะบ่อน้ำในอ่าวเม็กซิโก (Alaminos Canyon Block 951) ที่ระดับความลึกน้ำทะเล 3,053 เมตร

ในทะเลทางตอนเหนือซึ่งมีสภาพที่ยากลำบากมักสร้างแท่นนิ่งซึ่งจัดขึ้นที่ด้านล่างเนื่องจากมีมวลมหาศาลของฐาน "เสา" แบบกลวงขึ้นจากฐานซึ่งสามารถเก็บน้ำมันหรืออุปกรณ์ที่สกัดได้ อย่างแรก โครงสร้างถูกลากไปยังปลายทาง ถูกน้ำท่วม และจากนั้น ลงไปในทะเล ส่วนบนถูกสร้างขึ้น โรงงานที่สร้างโครงสร้างดังกล่าวเทียบได้กับพื้นที่ในเมืองเล็กๆ แท่นขุดเจาะบนแท่นขนาดใหญ่ที่ทันสมัยสามารถเคลื่อนย้ายไปเจาะบ่อน้ำได้มากเท่าที่จำเป็น งานของนักออกแบบแพลตฟอร์มดังกล่าวคือการติดตั้งอุปกรณ์ไฮเทคสูงสุดในพื้นที่ขั้นต่ำ ซึ่งทำให้งานนี้คล้ายกับการออกแบบยานอวกาศ เพื่อรับมือกับน้ำแข็ง น้ำแข็ง คลื่นสูง อุปกรณ์ขุดเจาะ สามารถติดตั้งได้ที่ด้านล่าง การพัฒนาเทคโนโลยีเหล่านี้มีความสำคัญอย่างยิ่งสำหรับประเทศที่มีไหล่ทวีปกว้างใหญ่

ข้อเท็จจริงที่น่าสนใจ แพลตฟอร์ม Troll-A ของนอร์เวย์ซึ่งเป็น "ตัวแทน" ที่สดใสของตระกูลแพลตฟอร์มภาคเหนือขนาดใหญ่สูงถึง 472 ม. และหนัก 656,000 ตัน (รูปที่ 6)

ชาวอเมริกันถือว่าปี 1896 เป็นวันเริ่มต้นของแหล่งน้ำมันนอกชายฝั่ง และผู้บุกเบิกคือวิลเลียมส์ผู้บุกเบิกด้านน้ำมันจากแคลิฟอร์เนีย ซึ่งขุดบ่อน้ำจากเขื่อนที่เขาสร้างขึ้น

ในปี 1949 ห่างจากคาบสมุทร Absheron 42 กม. บนสะพานลอยที่สร้างขึ้นเพื่อสกัดน้ำมันจากก้นทะเลแคสเปียน มีการสร้างหมู่บ้านทั้งหลังที่ชื่อว่า Oil Rocks พนักงานขององค์กรอาศัยอยู่ในนั้นเป็นเวลาหลายสัปดาห์ แท่นขุดเจาะ Oil Rocks สามารถเห็นได้ในภาพยนตร์ James Bond เรื่องหนึ่งเรื่อง "โลกไม่เพียงพอ" ความจำเป็นในการบำรุงรักษาอุปกรณ์ใต้น้ำของแท่นขุดเจาะมีอิทธิพลอย่างมากต่อการพัฒนาอุปกรณ์ดำน้ำลึก ให้รีบปิดบ่อน้ำ ภาวะฉุกเฉิน- ตัวอย่างเช่น หากพายุขัดขวางไม่ให้เรือเจาะเข้าที่ จะใช้ปลั๊กชนิดหนึ่งที่เรียกว่า "ตัวป้องกัน" ความยาวของตัวป้องกันดังกล่าวถึง 18 ม. และน้ำหนัก 150 ตัน จุดเริ่มต้นของการพัฒนาอย่างแข็งขันของชั้นวางนอกชายฝั่งได้รับการอำนวยความสะดวกโดยวิกฤตน้ำมันโลกที่ปะทุขึ้นในยุค 70 ของศตวรรษที่ผ่านมา

หลังจากที่กลุ่มประเทศโอเปกประกาศคว่ำบาตรแล้ว ก็มีความจำเป็นเร่งด่วนในการจัดหาแหล่งน้ำมันทางเลือก การพัฒนาเทคโนโลยีมีส่วนทำให้เกิดการพัฒนาชั้นวาง ซึ่งเมื่อถึงเวลานั้นถึงระดับที่สามารถเจาะได้ที่ระดับความลึกของน้ำทะเลอย่างมีนัยสำคัญ

แหล่งก๊าซโกรนิงเกนซึ่งถูกค้นพบนอกชายฝั่งฮอลแลนด์ในปี 2502 ไม่เพียงแต่กลายเป็นจุดเริ่มต้นในการพัฒนาหิ้งของทะเลเหนือเท่านั้น แต่ยังให้ชื่อแก่ศัพท์เศรษฐกิจใหม่อีกด้วย นักเศรษฐศาสตร์เรียกผลกระทบของโกรนิงเกน (หรือโรคดัตช์) ว่าการแข็งค่าของสกุลเงินประจำชาติอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งเกิดขึ้นจากการส่งออกก๊าซที่เพิ่มขึ้นและมีผลกระทบในทางลบต่ออุตสาหกรรมการส่งออกและนำเข้าอื่นๆ

ให้เราพิจารณารายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับเทคโนโลยีสำหรับการขุดบ่อน้ำในพื้นที่น้ำและประเภทของแท่นขุดเจาะ

มีวิธีการขุดบ่อน้ำในพื้นที่น้ำดังต่อไปนี้ (รูปที่ 8):

1. จากแพลตฟอร์มถาวรในต่างประเทศ

2. แท่นลอยตัวนอกชายฝั่งแรงโน้มถ่วง

3. แท่นขุดเจาะแบบ Jack-up;

4. แท่นขุดเจาะกึ่งใต้น้ำ

5. การขุดเจาะเรือ

แท่นยึดถาวรนอกชายฝั่งคือฐานเจาะที่วางอยู่ที่ด้านล่างของพื้นที่น้ำและอยู่เหนือระดับน้ำทะเล เนื่องจากเมื่อสิ้นสุดการดำเนินการของบ่อน้ำ MSP ยังคงอยู่ที่สถานที่ก่อสร้าง แบบแผนสำหรับการขุดบ่อน้ำนอกชายฝั่ง ตรงกันข้ามกับแบบแผนสำหรับการสร้างบ่อน้ำสำหรับที่ดิน จัดให้มีเสายกที่แยก จากเสาน้ำและเชื่อมต่อหัวหลุมใต้น้ำกับจุดเจาะของแท่นจอดนิ่งนอกชายฝั่ง อุปกรณ์ของหลุมผลิต (ตัวป้องกัน, หัวร้อยสายปลอก, อุปกรณ์สำหรับระบายของเหลวชำระล้างจากบ่อน้ำไปยังระบบทำความสะอาด) ยังถูกติดตั้งบน MSP ด้วย

ต้องใช้สี่หรือห้าลากจูงเพื่อลากแท่นไปยังไซต์บ่อน้ำ โดยปกติ เรือช่วยอื่นๆ (รถไถเดินตาม เรือคุ้มกัน ฯลฯ) ก็มีส่วนร่วมในการลากจูง MRP ด้วย ในสภาพอากาศที่ดี ความเร็วลากจูงเฉลี่ยอยู่ที่ 1.5 - 2.0 kt/h

แท่นยึดถาวรนอกชายฝั่งที่มีแรงโน้มถ่วงเป็นฐานเจาะที่ทำจากคอนกรีตเสริมเหล็กและเหล็กกล้า มันถูกสร้างขึ้นในอ่าวน้ำลึกแล้วส่งโดยเรือลากจูงไปยังจุดเจาะการผลิตและสำรวจหลุม GMSP ไม่ได้มีไว้สำหรับการเจาะหลุมเท่านั้น แต่ยังสำหรับการสกัดและการเก็บรักษาทองคำดำก่อนที่จะส่งโดยเรือบรรทุกไปยังสถานที่ดำเนินการ แท่นชั่งมีน้ำหนักมาก ดังนั้นจึงไม่จำเป็นต้องถืออุปกรณ์เพิ่มเติมที่จุดเจาะ

หลังจากการพัฒนาของสนาม หลุมทั้งหมดจะถูก mothball ยูนิตถูกตัดการเชื่อมต่อจากหลุมผลิต แยกออกจากก้นทะเลและขนส่งไปยังจุดใหม่ภายในพื้นที่ที่กำหนดหรือไปยังภูมิภาคอื่นของการขุดเจาะและการผลิตน้ำมันและก๊าซ นี่คือข้อได้เปรียบของ HMSP เหนือ MSP ซึ่งหลังจากการพัฒนาภาคสนาม ยังคงอยู่ในทะเลตลอดไป

แท่นขุดเจาะแบบลอยตัวแบบลอยตัวมีระยะการลอยตัวที่เพียงพอ ซึ่งมีความสำคัญอย่างยิ่งต่อการขนส่งไปยังสถานที่ขุดเจาะ พร้อมด้วยอุปกรณ์ขุดเจาะ เครื่องมือ และวัสดุสิ้นเปลืองที่จำเป็น ที่ไซต์เจาะ ด้วยความช่วยเหลือของกลไกการยกพิเศษและตัวรองรับ อุปกรณ์แม่แรงถูกติดตั้งที่ก้นทะเล ตัวของการติดตั้งถูกยกขึ้นเหนือระดับน้ำทะเลให้อยู่ในระดับความสูงที่ไม่สามารถเข้าถึงคลื่นทะเลได้ ในแง่ของวิธีการติดตั้งอุปกรณ์ป้องกันและวิธีการเชื่อมต่อไซต์เจาะกับหลุมผลิตใต้น้ำ เครื่องแม่แรงจะคล้ายกับ MSP เพื่อให้มั่นใจในความน่าเชื่อถือของการทำงานที่ดี สายรัดของปลอกจะถูกแขวนไว้ใต้โต๊ะโรเตอร์ เมื่อการขุดเจาะเสร็จสิ้นและหลังจากการพัฒนาหลุมสำรวจแล้ว จะมีการติดตั้งสะพานชำระบัญชีและตัดสายท่อทั้งหมดให้ต่ำกว่าระดับน้ำทะเล

แท่นขุดเจาะแบบลอยน้ำกึ่งใต้น้ำประกอบด้วยตัวเรือที่มีแท่นขุดเจาะจริงพร้อมอุปกรณ์และโป๊ะที่เชื่อมต่อกับแท่นโดยทำให้เสามีเสถียรภาพ ในตำแหน่งการทำงานที่จุดเจาะ โป๊ะจะเต็มไปด้วยปริมาณน้ำทะเลโดยประมาณและจมอยู่ใต้น้ำจนถึงระดับความลึกโดยประมาณใต้น้ำ ในกรณีนี้ ผลกระทบของคลื่นบนแท่นจะลดลง เนื่องจาก SSDR อาจมีการหมุน จึงเป็นไปไม่ได้ที่จะเชื่อมต่ออย่างแน่นหนากับหลุมผลิตใต้น้ำโดยใช้ตัวยก (ตัวยก) ดังนั้นเพื่อป้องกันการทำลายเอ็นของปาก - SSBU คอลัมน์ไรเซอร์จึงมีการเชื่อมต่อแบบยืดไสลด์พร้อมชุดซีลและข้อต่อหมุนสุญญากาศของ FOC ด้วยสิ่งอำนวยความสะดวกแบบลอยตัวและอุปกรณ์ป้องกันการระเบิดของหลุมเจาะใต้ทะเล ความแน่นขององค์ประกอบที่เคลื่อนที่ของสายยกต้องทำให้แน่ใจถึงการแยกบ่อน้ำออกจากน้ำทะเลและความปลอดภัยในการทำงานภายใต้สภาวะการทำงานที่ยอมรับได้

MFDR จะถูกส่งไปยังสถานที่ขุดเจาะโดยเรือลากจูง และเก็บไว้บนนั้นโดยระบบสมอตลอดระยะเวลาการเจาะและการทดสอบหลุมเจาะทั้งหมด เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จ SSDR จะถูกลบออกจากจุดเจาะและกลั่นไปยังตำแหน่งใหม่

ในระหว่างการก่อสร้างบ่อน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งลึก เรือขุดจะใช้ซึ่งอุปกรณ์ขุดเจาะและอุปกรณ์เสริมทั้งหมดติดตั้งอยู่และมีการจัดหาวัสดุสิ้นเปลืองที่จำเป็น ความเร็วถึง 13 นอต / ชม. (24 กม. / ชม.) เหนือจุดเจาะเรือถือโดย ระบบไดนามิกซึ่งประกอบด้วยตัวขับดันห้าตัวและลีดสกรูสองตัวที่ทำงานตลอดเวลา

อุปกรณ์ใต้น้ำ BOP ได้รับการติดตั้งที่ก้นทะเลหลังจากวาง BS ที่จุดเจาะ แล้วเชื่อมต่อกับหัวหลุมโดยใช้ตัวยกที่มีไดเวอร์เตอร์ ข้อต่อหมุนสองข้อและข้อต่อแบบยืดหดเพื่อชดเชยการเคลื่อนที่ในแนวตั้งและแนวนอนของเรือเจาะ ในระหว่างขั้นตอนการก่อสร้างบ่อน้ำ

ปัจจัยหลักที่มีผลต่อการเลือกประเภทของอุปกรณ์ขุดเจาะแบบลอยตัวคือความลึกของทะเลที่จุดขุดเจาะ จนถึงปี 1970 แท่นขุดเจาะแบบแม่แรงถูกใช้เพื่อเจาะหลุมที่ความลึก 15--75 ม. ในปัจจุบัน - สูงสุด 120 ม. หรือมากกว่า -300 ม. และมากกว่านั้น

เรือขุดเจาะ เนื่องจากมีความคล่องแคล่วและความเร็วในการเคลื่อนที่สูงกว่า มีความเป็นอิสระมากกว่าเมื่อเปรียบเทียบกับ SSDR ถูกนำมาใช้ในการขุดเจาะหลุมสำรวจและสำรวจในพื้นที่ห่างไกลที่ระดับความลึกของน้ำสูงสุด 1,500 เมตรหรือมากกว่า วัสดุสิ้นเปลืองจำนวนมากที่พร้อมใช้งานบนเรือ ซึ่งได้รับการออกแบบสำหรับการทำงานของหน่วย 100 วัน ทำให้มั่นใจได้ว่าการขุดเจาะบ่อน้ำจะประสบความสำเร็จ และการเคลื่อนที่ของเรือด้วยความเร็วสูงช่วยให้ย้ายตำแหน่งได้อย่างรวดเร็วจากหลุมเจาะไปยังจุดใหม่ ตรงกันข้ามกับ MODU สำหรับ BS มีข้อ จำกัด อย่างมากในการใช้งาน ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับสถานะของทะเล ดังนั้นเมื่อทำการขุดเจาะ การยกของเรือเจาะจะได้รับอนุญาตสูงสุด 3.6 ม. และสำหรับ MODU - สูงถึง 5 ม. 20-30% ของความสูงของคลื่น ดังนั้น การขุดบ่อน้ำด้วย MFDR จะดำเนินการที่สภาวะน้ำทะเลที่สูงกว่าการขุดเจาะด้วย BS อย่างมาก ข้อเสียของแท่นขุดเจาะแบบลอยตัวแบบกึ่งจุ่ม ได้แก่ ความเร็วต่ำในการเคลื่อนที่จากหลุมเจาะไปยังจุดใหม่ทิศทางใหม่ในการผลิตน้ำมันใต้น้ำคือการสร้างคอมเพล็กซ์การผลิตใต้น้ำ (รูปที่ 9) ซึ่งให้สภาพบรรยากาศปกติ สำหรับการทำงานของผู้ประกอบการ อุปกรณ์และวัสดุ (ซีเมนต์ ดินเหนียว ท่อ มวลรวม ฯลฯ) จะถูกส่งไปยังแท่นขุดเจาะโดยเรือจัดหา มีการติดตั้งห้องบีบอัดและ อุปกรณ์ที่จำเป็นสำหรับการดำน้ำและงานเสริมต่างๆ น้ำมันที่ผลิตได้ถูกส่งไปยังชายฝั่งโดยใช้ท่อส่งนอกชายฝั่งซึ่งวางอยู่บนทะเลหลวงด้วยความช่วยเหลือของเรือวางท่อแบบพิเศษ นอกจากระบบท่อแล้ว ยังใช้ระบบที่มีท่าเทียบเรือนอกชายฝั่งอีกด้วย น้ำมันจะถูกส่งไปยังท่าเทียบเรือผ่านทางท่อส่งใต้น้ำ จากนั้นจึงส่งผ่านท่ออ่อนหรือตัวยกที่ยืดหยุ่นไปยังเรือบรรทุกน้ำมัน

คำอธิบายสำหรับรูปที่ 9:

1 - สายเคเบิลสำหรับควบคุมแท่นขุดเจาะจากเรือ 2 -- ช่องทางแนะนำสำหรับท่อหลัก 3 -- สปอตไลท์; 4 - ย้ายการติดตั้งโทรทัศน์ใต้น้ำ; 5 - แม่แรงไฮดรอลิกสำหรับปรับระดับฐานเจาะ 6 - อุปกรณ์สำหรับตรวจสอบการติดตั้งฐานเจาะในแนวนอน 7 -- ไดรฟ์พลังงาน; 8 - ปั๊มโคลน; 9 - ร้านค้าพร้อมท่อเจาะ; 10 -- ท่อจ่าย

ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาเทคโนโลยีใต้น้ำในโลกและบนหิ้งของรัสเซียได้รับการพิจารณาโดยสังเขป ทะเลของรัสเซียมีลักษณะเป็นน้ำแข็งปกคลุมตามฤดูกาลเป็นเวลานานซึ่งป้องกัน การพัฒนาอย่างต่อเนื่องเทคโนโลยีเหล่านี้หรือนำไปสู่การขาดการใช้งาน ปัญหาหลักเกี่ยวข้องกับการรับรองความน่าเชื่อถือของการประยุกต์ใช้เทคโนโลยีใต้ทะเล เนื่องจากการบำรุงรักษาและซ่อมแซมอุปกรณ์ใต้น้ำในสภาพน้ำแข็งนั้นยากและมีค่าใช้จ่ายสูง บทความนี้เสนออัลกอริทึมสำหรับการประเมินความน่าเชื่อถือของเทคโนโลยีใต้ทะเล และกำหนดข้อกำหนดสำหรับอุปกรณ์ใต้น้ำสำหรับใช้ในรัสเซีย: การออกแบบที่ทำซ้ำส่วนประกอบมาตรฐาน การทดสอบที่เหมาะสม และการควบคุมคุณภาพอย่างเข้มงวดระหว่างการผลิต การพัฒนาอุปกรณ์ใต้น้ำรุ่นใหม่สำหรับรัสเซียควรมุ่งเป้าไปที่การปรับปรุงเทคโนโลยีสำหรับการอัดก๊าซ การบำบัด และการกำจัดน้ำที่ก่อตัว การตรวจสอบสถานะและการควบคุมพารามิเตอร์การผลิตและการขนส่งของผลิตภัณฑ์บ่อน้ำ การดำเนินการทางเทคโนโลยีด้วยวิธีอิสระ , แหล่งจ่ายไฟ, การสื่อสารและการควบคุม. ข้อได้เปรียบของการพัฒนาพื้นที่นอกชายฝั่งที่มีหลุมผลิตใต้ทะเลนั้นแสดงให้เห็น ซึ่งหลักๆ ก็คือ การทดสอบเดินเครื่องตามลำดับ ซึ่งช่วยเร่งการผลิต มีการนำเสนอวิธีการสามขั้นตอนสำหรับการพัฒนาและพัฒนาพื้นที่ใต้ทะเลและระบุปัจจัยหลัก ได้แก่ การลดขนาดการขุดเจาะและ ต้นทุนทางการเงิน, การจัดวางอุปกรณ์อย่างมีเหตุผล

คำสำคัญ:การผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง คอมเพล็กซ์การผลิตใต้น้ำ ความพร้อมของเทคโนโลยี ความน่าเชื่อถือ การแยกน้ำมันและก๊าซใต้น้ำ คอมเพรสเซอร์ การตรวจสอบสภาพ

UDC 622.323+324
ดี.วี. Lyugai, Doctor of Technical Sciences, Gazprom VNIIGAZ LLC (มอสโก, RF)
เอ็ม.เอ็น. Mansurov, Doctor of Technical Sciences, Prof., Gazprom VNIIGAZ LLC, M_Mansurov@vniigaz.gazprom.ru

วรรณกรรม:

แนวทางปฏิบัติที่แนะนำสำหรับ API RP 17N สำหรับความน่าเชื่อถือของระบบการผลิตใต้ทะเลและการจัดการความเสี่ยงทางเทคนิค [ ทรัพยากรอิเล็กทรอนิกส์]. โหมดการเข้าถึง: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

แนวปฏิบัติที่แนะนำ DNV-RP-A203 คุณสมบัติของเทคโนโลยี [ทรัพยากรอิเล็กทรอนิกส์] โหมดการเข้าถึง: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (เข้าถึงเมื่อ 06/01/2018)

Mokshaev T.A. , Grekov S.V. ประสบการณ์การใช้งานและโอกาสในการพัฒนาระบบแยกน้ำมันและก๊าซใต้น้ำ // Vesti gazovoy nauki: Nauch.-tekhn นั่ง. 2558 หมายเลข 2 (22) น. 69–73.

เปิด PDF

ปัจจุบัน มีการค้นพบแหล่งน้ำมันและก๊าซบนหิ้งอาร์กติกของรัสเซียและบริเวณหิ้งของทะเลฟาร์อีสเทิร์น ซึ่งการรวมกันของความลึกของน้ำและสภาพน้ำแข็งไม่อนุญาตให้ใช้เทคโนโลยีการผลิตไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิมโดยใช้แพลตฟอร์มแบบตายตัวหรือแบบลอยตัว การพัฒนาของพวกเขาต้องการการสร้างคอมเพล็กซ์ใต้น้ำพิเศษ การตั้งชื่อใต้น้ำ วิธีการทางเทคนิคที่ผลิตในโลกและให้บริการผลิตน้ำมันและก๊าซอย่างกว้างขวาง บทความนี้กล่าวถึงช่องว่างและข้อบกพร่องในการพัฒนาเทคโนโลยีดังกล่าวเพื่อนำไปใช้ในเงื่อนไขเฉพาะของชั้นวางของรัสเซีย สาเหตุหลักมาจากความน่าเชื่อถือและการปฏิบัติงานเพื่อให้แน่ใจว่า: การบำรุงรักษาและการซ่อมแซมอุปกรณ์ใต้น้ำ เนื่องจากในสภาพน้ำแข็ง การดำเนินการเหล่านี้จะยากและมีค่าใช้จ่ายสูง

หลุมแรกที่มีตำแหน่งใต้น้ำของปากถูกเจาะในปี 1943 บนทะเลสาบ อีรี (สหรัฐอเมริกา) ที่ระดับน้ำทะเล 11.5 ม. ในปี 1961 คาเมรอนพัฒนาและผลิตต้นคริสต์มาสใต้น้ำสำหรับอุตสาหกรรมแห่งแรกในอ่าวเม็กซิโก แรงจูงใจหลักในการพัฒนาการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่งในโลกคือวิกฤตน้ำมันในปี 1970 เนื่องจากการห้ามส่งสินค้าที่กำหนดโดยกลุ่มประเทศโอเปกในการจัดหา "ทองคำสีดำ" ให้กับประเทศตะวันตก ข้อจำกัดดังกล่าวทำให้บริษัทน้ำมันในอเมริกาและยุโรปต้องมองหาแหล่งน้ำมันดิบทางเลือกอื่นผ่านการสร้างเทคโนโลยีใหม่ที่ทำให้สามารถเจาะบ่อน้ำนอกชายฝั่งได้ในระดับความลึกมากและการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฮโดรคาร์บอนใต้ทะเล

ระบบควบคุมการผลิตใต้ทะเล (SPM) ระบบควบคุมแรกได้รับการติดตั้งในปี 2506 และในปี 2522 ระบบใต้ทะเลที่มีการควบคุมแบบมัลติเพล็กซ์อิเล็กโตรไฮดรอลิกก็ปรากฏขึ้น ความคืบหน้าการพัฒนากนง. ในช่วงปี 2523-2558 ถูกทำเครื่องหมายด้วยการปรากฏตัวของต้นไม้คริสต์มาสใต้น้ำในแนวนอน ระบบควบคุมใหม่ รวมถึงต้นไม้ที่มีไดรฟ์ไฟฟ้าเต็มรูปแบบ

ปัจจุบัน มีบริษัทไม่เกิน 10 แห่งในโลกที่ผลิตอุปกรณ์ใต้น้ำสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอน แต่มีทุ่งนอกชายฝั่งมากกว่า 130 แห่งที่ใช้กระบวนการทางเทคโนโลยีสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอนบนพื้นทะเล ภูมิศาสตร์ของการกระจายการผลิตใต้น้ำนั้นกว้างขวาง: ชั้นวางของในทะเลเหนือและเมดิเตอร์เรเนียน อินเดีย เอเชียตะวันออกเฉียงใต้ ออสเตรเลีย แอฟริกาตะวันตก อเมริกาเหนือและใต้ ในรัสเซีย คอมเพล็กซ์การผลิตแห่งแรกได้รับการติดตั้งบนชั้นวาง Sakhalin ในปี 2013 ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของการพัฒนาเขต Kirinskoye

คุณสมบัติของการพัฒนาใต้น้ำ

การพัฒนาแหล่งผลิตนอกชายฝั่งที่มีหลุมผลิตใต้ทะเล แม้ว่าจะค่อนข้างซับซ้อน แต่ก็มีข้อได้เปรียบหลายประการเหนือวิธีการดั้งเดิมของอุปกรณ์พื้นผิวของหลุมผลิต ข้อได้เปรียบหลักอยู่ที่ความเป็นไปได้ของการนำสนามนอกชายฝั่งไปปฏิบัติเป็นขั้นตอน ซึ่งในทางปฏิบัติจะนำไปสู่การได้รับการผลิตครั้งแรกอย่างรวดเร็ว

เป็นไปได้ที่จะเจาะบ่อน้ำหลายหลุมจากเรือเจาะ ติดตั้งอุปกรณ์ใต้น้ำที่เหมาะสมในปาก และนำไปใช้งานได้เร็วกว่าการติดตั้งแท่นยืนนิ่งราคาแพงสำหรับการเจาะหลุมตามทิศทางจากหลุมนั้น นอกจากนี้ วิธีการพัฒนาใต้น้ำยังทำให้สามารถระบุพารามิเตอร์ทางธรณีวิทยา กายภาพ และการปฏิบัติงานของตะกอนในขั้นตอนก่อนหน้าของการพัฒนาได้

วิธีทั่วไปในการออกแบบการพัฒนาและการก่อสร้างพื้นที่ใต้ทะเลนั้นสอดคล้องกับแผนงานดั้งเดิมที่ใช้สำหรับพื้นที่บนบกและนอกชายฝั่งพร้อมสิ่งอำนวยความสะดวกของแท่น ประกอบด้วยสามขั้นตอน: การวิเคราะห์ลักษณะของเงินฝากและเงื่อนไขการดำเนินงาน การพิสูจน์หลักการ/แนวคิดสำหรับการพัฒนาแหล่งแร่และการจัดพื้นที่ซึ่งแตกต่างกันไปตามภูมิภาค ลักษณะการจัดการออกแบบ การก่อสร้างและการดำเนินงานของภาคสนาม ฯลฯ การวิเคราะห์และเพิ่มประสิทธิภาพของกระบวนการทางเทคโนโลยี ตำแหน่งของบ่อน้ำ สิ่งอำนวยความสะดวกภาคสนาม ฯลฯ

ในขณะเดียวกัน ลักษณะเด่นของการออกแบบพื้นที่ใต้ทะเลคือการระบุและการตรวจสอบปัจจัยกำหนดที่มีอิทธิพลต่อการเลือกโซลูชันการออกแบบ ตัวอย่างเช่น เป็นที่ทราบกันดีว่าอุณหภูมิต่ำต้องใช้วัสดุพิเศษสำหรับโครงสร้างใต้น้ำ ซึ่งทำให้ต้นทุนเพิ่มขึ้น แต่อุณหภูมิของน้ำทะเลที่ระดับความลึกมากกว่า 30-50 ม. จะเท่ากันในทุกภูมิภาค อุณหภูมิสำหรับการขนส่งและการจัดเก็บอุปกรณ์ในแถบอาร์กติกมักจะต่ำกว่า –40…–50 °C แต่จำเป็นต้องขนส่งและจัดเก็บ เช่นเดียวกับการทดสอบระบบใต้ทะเลที่อุณหภูมิสูงมากจนทำให้ต้นทุนการก่อสร้างสูงขึ้นหรือไม่?

ในฐานะที่เป็นส่วนหนึ่งของโครงการแผนงานการพัฒนาอาร์กติก ได้มีการระบุและจัดระบบหัวข้อสำคัญๆ ซึ่งการแก้ปัญหาซึ่งตามที่ผู้เขียนโครงการระบุว่าจำเป็นสำหรับการพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซในมหาสมุทรอาร์กติก ตามเอกสารนี้ เทคโนโลยีการขนส่งไฮโดรคาร์บอน การขุดลอกและร่องลึกใต้ทะเล การสร้างแบบจำลองและการฝึกอบรม ถูกจัดประเภทเป็นปัจจัยสำคัญที่มีอิทธิพลต่อการพัฒนาในอนาคต และการป้องกันจัดประเภทเป็นการรบกวนที่อาจหลีกเลี่ยงไม่ได้ สิ่งแวดล้อม. ในความเห็นของเรา การประเมินดังกล่าวไม่น่าเชื่อถือทั้งหมด

เมื่อเลือกโซลูชันการพัฒนาภาคสนาม ปัจจัยที่กำหนดคือต้องลดการดำเนินการขุดเจาะและต้นทุนทางการเงินให้เหลือน้อยที่สุด โดยการปรับจำนวนและการออกแบบของหลุมให้เหมาะสม ตลอดจนการจัดวางอุปกรณ์อย่างสมเหตุสมผลบนพื้นทะเล ข้อกำหนดด้านการใช้งานสำหรับการติดตั้งและการใช้งานต้องได้รับการตรวจสอบ รวมถึงเงื่อนไขการขนส่ง การจัดเก็บและการทดสอบ ตลอดจนข้อกำหนดสำหรับการปฏิบัติงานพร้อมกัน (เช่น การเจาะและการติดตั้ง การเจาะ และการผลิต)

ข้อดีของระบบหลุมผลิตใต้น้ำคือการปกป้องอุปกรณ์ทั้งหมดที่ติดตั้งที่ด้านล่างจากสภาพอากาศภายนอก เป็นที่ทราบกันดีอยู่แล้วว่าแท่นยึดที่ลอยอยู่เหนือน้ำนั้นก่อให้เกิดอันตรายในการนำทางอย่างมีนัยสำคัญ ในขณะที่อันตรายดังกล่าวนั้นแทบจะไม่มีเลยเมื่อติดตั้งอุปกรณ์ใต้น้ำ อันตรายจากไฟไหม้ก็หมดไปเช่นกัน

ในขณะเดียวกัน ข้อเสียที่สำคัญของระบบที่มีตำแหน่งใต้น้ำของปากคือความยากในการเข้าถึง อุปกรณ์หลุมผลิตโดยเฉพาะอย่างยิ่งในที่ที่มีน้ำแข็งปกคลุมและความจำเป็นในการซ่อมแซมบ่อน้ำบ่อยครั้ง ดังนั้น จากข้อมูลของ Statoil หนึ่งในผู้นำด้านเทคโนโลยีการพัฒนาภาคสนามใต้น้ำ การเปรียบเทียบตัวชี้วัดทางสถิติของประสิทธิภาพการผลิตสำหรับปี 2553-2555 ระหว่างแท่นขุดเจาะและการพัฒนาใต้น้ำของทุ่งในทะเลเหนือตลอดห่วงโซ่จากบ่อน้ำถึงแท่นแสดงให้เห็นว่าประสิทธิภาพการทำงานของบ่อน้ำแห้ง (บนแท่น) อยู่ที่ 91.8% และสำหรับหลุมใต้ทะเล - 86.5% กล่าวคือ ประสิทธิภาพของ การผลิตแพลตฟอร์มที่ทุ่งนาสูงขึ้น 5.3%

การสูญเสียการผลิตที่เพิ่มขึ้นในพื้นที่ที่มี MPC ส่วนใหญ่เกี่ยวข้องกับสายยกและท่อส่งภาคสนาม ซึ่งนำไปสู่การสูญเสียการผลิตที่ไม่ได้วางแผนไว้เนื่องจากความจำเป็นในการบริการซ่อมแซมและฟื้นฟู (3.7%) สถิติการสูญเสียการผลิตที่ไม่ได้วางแผนที่กนง.แสดงไว้ในรูปที่ หนึ่ง.

เห็นได้ชัดว่าสำหรับทะเลของรัสเซียซึ่งมีระบบการปกครองแบบน้ำแข็งยาวและไม่สามารถเข้าได้ของหลุมผลิตในช่วงเวลานี้ ปัจจัยการทำงานของบ่อน้ำใต้ทะเลอาจลดลงอย่างมีนัยสำคัญ

การประยุกต์ใช้เทคโนโลยีใหม่

ในการพัฒนาพื้นที่นอกชายฝั่งและการจัดวางเลย์เอาต์สำหรับอุปกรณ์การผลิตใต้ทะเล มันสำคัญมากที่จะต้องคำนึงถึงเงื่อนไขเฉพาะของภูมิภาค (เช่น แถบอาร์กติก) และระบุการบังคับใช้ของโซลูชันระบบที่มีอยู่หรือระบุช่องว่างในการพัฒนา / ขาด เทคโนโลยีเพื่อให้บริการโซลูชั่นการออกแบบ

มีช่องว่างสองประเภทในการพัฒนาเทคโนโลยี: แนวคิดที่สามารถปรับปรุงได้ด้วยเทคโนโลยีใหม่ แต่มีเทคโนโลยีที่พิสูจน์แล้ว แนวคิดที่พึ่งพาเทคโนโลยีใหม่ทั้งหมด เนื่องจากเทคโนโลยีดังกล่าวไม่มีอยู่จริง

ระดับความพร้อมด้านเทคโนโลยีถูกกำหนดตาม API RP 17N (ดูตาราง) ตามกฎแล้วผู้ประกอบการน้ำมันและก๊าซจำนวนมากประกาศความพร้อม เทคโนโลยีใหม่สำหรับการใช้งานในฟิลด์เมื่อเสร็จสิ้นขั้นตอนการพัฒนา TRL 4 และ TRL 5

ปัญหาในการสร้างความมั่นใจในความน่าเชื่อถือเป็นหนึ่งในปัญหาที่สำคัญที่สุดในการประยุกต์ใช้เทคโนโลยีใต้ทะเล เนื่องจากการตรวจสอบอุปกรณ์ใต้น้ำนั้นทำได้ยาก และการบำรุงรักษาและ (หรือ) การเปลี่ยนอุปกรณ์นั้นมีค่าใช้จ่ายสูง นอกจากนี้ ความล้มเหลวของอุปกรณ์ใต้น้ำส่งผลกระทบโดยตรงต่อสภาวะแวดล้อม สุดท้าย อุปกรณ์ใต้ทะเลต้องรับประกันความต่อเนื่องของการผลิตและผลตอบแทนจากการลงทุน

จากข้อมูลของ FMC Technologies ความน่าเชื่อถือของเทคโนโลยีใหม่สามารถประเมินได้ตามรูปแบบที่แสดงในรูปที่ 2 ซึ่งอิงตามวิธีการที่พัฒนาโดย Norwegian Qualification Society (Det Norske Veritas)

สำหรับการใช้เทคโนโลยีใต้ทะเลในทะเลน้ำแข็ง สิ่งสำคัญคือต้องตรวจสอบให้แน่ใจว่าวิธีการบำรุงรักษาส่วนประกอบอุปกรณ์ใต้ทะเลเป็นที่ยอมรับสำหรับการตรวจสอบ ซ่อมแซม หรือเปลี่ยนทดแทน

ในเรื่องนี้ จำเป็นต้องวางหลักการของความซ้ำซ้อนบางส่วนในระบบใต้ทะเล ซึ่งจะรับรองความน่าเชื่อถือและรับประกันความต่อเนื่องของการผลิต ดังนั้น ระบบโมดูลาร์จึงต้องได้รับการออกแบบให้ทำซ้ำส่วนประกอบมาตรฐาน ได้รับการทดสอบอย่างเหมาะสม และผลิตภายใต้การควบคุมคุณภาพอย่างเข้มงวด

ในระบบใดๆ อาจมีส่วนประกอบเฉพาะสำหรับฟิลด์ที่กำหนดเท่านั้น ไม่ได้สกัดและให้บริการตลอดช่วงการพัฒนาภาคสนาม ในสถานการณ์เช่นนี้ มีความเป็นไปได้สองแนวทาง: เพื่อให้แน่ใจว่าส่วนประกอบเหล่านี้ของระบบใต้ทะเลมีความน่าเชื่อถือสูง ออกแบบระบบในลักษณะที่ส่วนประกอบอื่นทำงานแทนในกรณีที่ส่วนประกอบบางส่วนล้มเหลว ดังนั้น ในการแก้ปัญหาเพื่อสร้างความมั่นใจในความน่าเชื่อถือของระบบใต้ทะเล จึงจำเป็นต้องผสมผสานความเฉลียวฉลาดเชิงสร้างสรรค์กับการประยุกต์ใช้แนวคิดใหม่ๆ อย่างระมัดระวัง และลักษณะของการบำรุงรักษาระบบใต้ทะเล ควบคู่ไปกับผลการวิเคราะห์ต้นทุนและผลประโยชน์ นำมาพิจารณาในการตัดสินใจใช้เทคโนโลยีใต้ทะเล

เมื่อพิจารณาถึงการพัฒนาเทคโนโลยีสำหรับการเตรียมการผลิตบ่อน้ำมันใต้น้ำ ควรสังเกตว่าในขั้นต้น เฉพาะงานการผลิตน้ำมันเท่านั้นที่ถูกกำหนดไว้ก่อนอุปกรณ์ใต้น้ำ ในโครงการแรก มีเพียงก๊าซเท่านั้นที่ถูกแยกออกจากไฮโดรคาร์บอนเหลวใต้น้ำ หลังจากนั้นก๊าซหลังถูกปั๊มขึ้นสู่ผิวน้ำโดยปั๊ม และก๊าซถูกยกขึ้นภายใต้แรงดันของมันเอง ในขณะเดียวกัน งานของการใช้ศักยภาพของเงินฝากโดยการขยายระยะเวลาการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ลดต้นทุนของ วงจรชีวิตสาขาและการผลิตที่เพิ่มขึ้นนำไปสู่การพัฒนาเทคโนโลยีสำหรับการเตรียมผลิตภัณฑ์ใต้น้ำอย่างแข็งขัน

บทความนี้จะพิจารณารายละเอียดประสบการณ์การใช้งานของโลกและโอกาสในการพัฒนาระบบแยกน้ำมันและก๊าซใต้น้ำ จากการวางอุปกรณ์เทคโนโลยีบนพื้นทะเลใกล้กับหลุมผลิต ทำให้สามารถพัฒนาพื้นที่ได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น โดยเฉพาะอย่างยิ่ง: เพื่อรักษาแรงดันที่หัวผลิตที่จำเป็นสำหรับการผลิตน้ำมันหนัก เพิ่มแรงดันที่ทางเข้าไปยังระบบรวบรวมสนามสำหรับทุ่งที่มีแรงดันอ่างเก็บน้ำต่ำ ลดความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องกับการเกิดไฮเดรตในระบบการรวบรวม เพื่อให้แน่ใจว่าการผลิตน้ำมันมีประสิทธิภาพด้วยการเพิ่มระดับของน้ำที่ตัดผ่านการใช้เครื่องแยกน้ำมันและน้ำ แนวทางที่ยืดหยุ่นมากขึ้นในการออกแบบท็อปไซด์ของแพลตฟอร์มนอกชายฝั่งโดยการวางส่วนหนึ่งของกระบวนการทางเทคโนโลยีไว้บนพื้นทะเล ลดต้นทุนการดำเนินงานลงอย่างมากโดยการเลือกอุปกรณ์เพิ่มแรงดันที่เหมาะสม (เช่น การใช้ปั๊มแบบเฟสเดียวแทนการใช้แบบหลายเฟส)

เทคโนโลยีการบีบอัดใต้ทะเลใช้ในแหล่งก๊าซที่มีระยะทางไกลถึงชายฝั่งหรือแท่นขุดเจาะที่มีอยู่ และให้: ทุนที่ลดลงและต้นทุนการดำเนินงาน การเพิ่มขึ้นของปัจจัยการกู้คืนก๊าซของการก่อตัว การไหลอย่างต่อเนื่องและการกำจัดการปล่อยและการปล่อยสู่ทะเล

การเพิ่มขึ้นของปัจจัยการกู้คืนก๊าซที่สนาม Ormen Lange ด้วยการใช้การบีบอัดใต้ทะเลแสดงไว้ในรูปที่ 3.

สถานีปั๊มและคอมเพรสเซอร์ใต้ทะเลแห่งแรกได้รับการพัฒนาโดย Kvaerner ในปี 1989 จากผลงานการผลิตในปี 2544-2546 สาธิตคอมเพรสเซอร์ 2000 โดย Aker Solutions ในปี 2547-2555 สถานีนำร่อง Ormen Lange ได้รับการออกแบบและผลิตและผ่านเทคโนโลยีและคุณสมบัติการก่อสร้างตลอดจนการทดลองใช้สระว่ายน้ำ จากผลการทดสอบนำร่อง ภายในปี 2016 ได้มีการผลิตสถานีอัดอากาศเต็มรูปแบบที่มีกำลังการผลิต 58 เมกะวัตต์ รวมถึงสายการผลิตการบีบอัดแบบขนานสี่สาย ซึ่งคล้ายกับรุ่นนำร่อง โดยมีกำลังการผลิตรวม 70 ล้านลูกบาศก์เมตร/วัน และติดตั้งแล้ว ที่สนาม Ormen Lange ที่ระยะทาง 120 กม. จากชายฝั่งและที่ทะเลลึก 900 ม.

ในปี 2015 ที่สนาม Asgard ซึ่งอยู่ห่างจากแพลตฟอร์มเทคโนโลยี 40 กม. และที่ความลึกของทะเลประมาณ 300 ม. ซึ่งเป็นสถานีอัดอากาศใต้ทะเลที่มีความจุ 23 MW และแรงดัน 21 ล้านเมตรเมื่อเทียบกับที่คาดไว้ และการเจาะน้ำในระยะแรกในหลุม Z รวมถึงความจำเป็นในการกำจัดความไม่เสถียรแบบไดนามิกในท่อ

นอกจากสองโครงการนี้แล้ว Statoil ยังได้ดำเนินโครงการที่สามซึ่งเกี่ยวข้องกับการใช้สถานีอัดแก๊สเปียกใต้ทะเลที่แหล่งผลิต Gullfaks ซึ่งถูกค้นพบในปี 1978 และเปิดดำเนินการมาตั้งแต่ปี 1986 ในโครงการนี้ ใช้หลักการที่แตกต่างจากในระบบสำหรับทุ่ง Asgard และ Ormen Lange กล่าวคือ เทคโนโลยีคอมเพรสเซอร์แบบหลายเฟสที่ไม่ต้องการประสิทธิภาพสูง: เครื่องอัดแก๊สเปียก 2 เครื่องที่มีความจุ 5 MW พร้อมกำลังการผลิต ปริมาณก๊าซ 12 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อวัน เป้าหมายของโครงการนี้คือการเพิ่มการผลิตที่แหล่ง Gullfaks โดยการฉีดก๊าซเข้าไปในบ่อน้ำเพื่อเพิ่มแรงกดดันต่อขอบเขตการรองรับน้ำมันและนำน้ำมันกลับมาใช้อีก 22 ล้านบาร์เรล แต่เพียงหนึ่งเดือนหลังจากการติดตั้งในปี 2558 HOFIM ซึ่งเป็นเครื่องอัดก๊าซเปียกใต้น้ำเครื่องแรกของโลก ถูกนำออกจากสนามเนื่องจากการรั่วไหล

อย่างไรก็ตาม ประสบการณ์การใช้เทคโนโลยีการบีบอัดใต้ทะเลในเขต Ormen Lange, Asgard และ Gullfaks ได้เปิดเผยข้อดีของการบีบอัดใต้ทะเล ซึ่งมีดังนี้: สร้างเพิ่มเติม สภาวะที่ปลอดภัยการดำเนินงานของสิ่งอำนวยความสะดวกประมง (โดยไม่ต้องมีคน); ป้องกันการสะสมของของเหลวในท่อโดยการเพิ่มความเร็วในการสูบน้ำ การลดต้นทุนการลงทุนและการดำเนินงานอย่างมีนัยสำคัญเมื่อเทียบกับตัวเลือกการอัดก๊าซบนแพลตฟอร์ม เพิ่มประสิทธิภาพของการบีบอัดเนื่องจากตำแหน่งของคอมเพรสเซอร์ใกล้กับหลุมมากขึ้น ความเป็นไปได้ในการพัฒนาพื้นที่ที่มีแรงดันอ่างเก็บน้ำต่ำ การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำ และคุณสมบัติของของเหลวที่ซับซ้อน

แม้ว่าคอมเพล็กซ์ของการอัดก๊าซใต้น้ำในอนาคตจะทำให้สามารถละทิ้งสิ่งอำนวยความสะดวกด้านโครงสร้างพื้นฐานพื้นผิวได้ เทคโนโลยีสมัยใหม่มีข้อจำกัดด้านพลังงาน ทำให้สามารถส่งพลังงาน 20-30 MW ในระยะทางสูงสุด 50 กม. และกำลังไฟ 10-20 MW - สูงสุด 250 กม.

Aker Solutions ผู้นำระดับโลกด้านการบีบอัดข้อมูลใต้ทะเล ได้สร้างคอมเพรสเซอร์ใต้ทะเล Compact GasBooster™ รุ่นใหม่ที่มีขนาดโดยรวมเล็ก (5.5 x 5.0 x 8.0 ม.) ส่วนประกอบประสิทธิภาพสูง น้ำหนักเบา การออกแบบที่เรียบง่าย และกำลังพัฒนาส่วนต่อไปนี้ สถานีอัดอากาศ: การใช้คอมเพรสเซอร์แบบแรงเหวี่ยงที่มีประสิทธิภาพสูงที่ช่วยให้มีเฟสของเหลวในก๊าซอัด โซลูชันที่มีขนาดกะทัดรัดที่สุดซึ่งนำไปสู่การลดน้ำหนักและต้นทุนของสถานีอัดอากาศใต้น้ำ (SCS) ความเป็นไปได้ในการขยายขอบเขตของการประยุกต์ใช้เทคโนโลยีการบีบอัดใต้น้ำ - ที่ระดับความลึกของทะเลและที่ความดันก๊าซที่หลากหลาย การปรับปรุงระบบตรวจสอบแบบเรียลไทม์สำหรับสถานะและพารามิเตอร์การทำงานของ SKS ทำให้มั่นใจได้ว่าระบบการอัดใต้ทะเลทำงานได้อย่างน่าเชื่อถือและปลอดภัย

บทสรุป

โอกาส พัฒนาต่อไปเทคโนโลยีใต้น้ำมีความเกี่ยวข้องกับปัญหาการพัฒนาพื้นที่ในทะเลอาร์กติก เพิ่มการกู้คืนน้ำมันและก๊าซผ่านการสร้างพื้นที่พัฒนาใต้น้ำที่สมบูรณ์

การพัฒนาอุปกรณ์รุ่นใหม่ควรมุ่งเป้าไปที่การปรับปรุงเทคโนโลยีใต้น้ำในด้าน: การอัดแก๊ส; การฉีดซ้ำของก๊าซที่เกี่ยวข้อง การทำให้บริสุทธิ์และการกำจัดน้ำที่ก่อตัว การควบคุมพารามิเตอร์การผลิตและการขนส่งผลิตภัณฑ์หลุม การตรวจสอบสถานะของลักษณะการทำงานของอุปกรณ์ใต้น้ำ ดำเนินการด้านเทคโนโลยีด้วยวิธีอิสระ การจ่ายพลังงาน การสื่อสาร และการควบคุม

ระดับของเทคโนโลยีพร้อม

	ขั้นตอนการพัฒนา ขั้นตอนการพัฒนา	คำอธิบายเทคโนโลยี คำอธิบายของเทคโนโลยี
	ไอเดียที่ไม่ผ่านการพิสูจน์	แผนเบื้องต้น. ไม่ได้ทำการวิเคราะห์หรือทดสอบ แผนเบื้องต้น ไม่ได้ทำการวิเคราะห์หรือทดสอบ
	ความคิดที่พิสูจน์แล้วในเชิงวิเคราะห์ ความคิดที่พิสูจน์แล้วในเชิงวิเคราะห์	ฟังก์ชันที่พิสูจน์แล้วโดยการคำนวณ อ้างอิงถึง ลักษณะทั่วไปเทคโนโลยีที่มีอยู่หรือทดสอบกับส่วนประกอบแต่ละส่วนและ/หรือระบบย่อย แนวคิดนี้อาจไม่ตรงตามข้อกำหนดทั้งหมดในระดับนี้ แต่แสดงให้เห็นถึงการทำงานพื้นฐานและศักยภาพในการตอบสนองความต้องการด้วยการทดสอบเพิ่มเติม การทำงานได้รับการพิสูจน์โดยการคำนวณโดยอ้างอิงถึงลักษณะทั่วไปของเทคโนโลยีที่มีอยู่หรือได้รับการทดสอบในแต่ละส่วนประกอบและ (หรือ) ระบบย่อย แนวคิดนี้อาจไม่ตรงตามข้อกำหนดทั้งหมดในระดับนี้ แต่แสดงให้เห็นถึงการทำงานพื้นฐานและศักยภาพในการปฏิบัติตามข้อกำหนดสำหรับการทดสอบเพิ่มเติม
	แนวคิดที่ได้รับการพิสูจน์ทางกายภาพ แนวคิดที่ได้รับการพิสูจน์ทางกายภาพ	แนวทางแก้ไขหรือคุณลักษณะใหม่ของสารละลาย ได้รับการยืนยันโดยแบบจำลองหรือการทดสอบในห้องปฏิบัติการ ระบบเผยให้เห็นความสามารถในการทำงานในสภาพแวดล้อม "ของจริง" ด้วยการจำลอง พารามิเตอร์ที่สำคัญสิ่งแวดล้อม แนวทางแก้ไขหรือคุณลักษณะใหม่ของสารละลาย ได้รับการยืนยันโดยแบบจำลองหรือการทดสอบในห้องปฏิบัติการ ระบบเผยให้เห็นความสามารถในการทำงานในสภาพแวดล้อม "จริง" ด้วยการเลียนแบบพารามิเตอร์ด้านสิ่งแวดล้อมที่สำคัญ
	การทดสอบต้นแบบ การทดสอบต้นแบบ	ต้นแบบที่สร้างขึ้นในขนาดจริงและผ่านการทดสอบการปฏิบัติตามข้อกำหนด ข้อมูลจำเพาะในสภาพการทำงานที่จำกัดเพื่อแสดงให้เห็นถึงการใช้งาน ต้นแบบถูกสร้างขึ้นในระดับจริงและอยู่ภายใต้การทดสอบเพื่อให้สอดคล้องกับข้อกำหนดในสภาพการทำงานที่จำกัดเพื่อแสดงให้เห็นถึงฟังก์ชันการทำงาน
	การทดลองภาคสนาม	ตัวอย่างเต็มขนาดทดลองถูกสร้างขึ้นและทดสอบตามโปรแกรมการปฏิบัติตามข้อกำหนด ความต้องการทางด้านเทคนิคภายใต้สภาพแวดล้อมจำลองหรือสภาพแวดล้อมจริง ตัวอย่างเต็มขนาดทดสอบถูกสร้างขึ้นและทดสอบตามโปรแกรมเพื่อให้สอดคล้องกับข้อกำหนดทางเทคนิคภายใต้สภาพแวดล้อมเลียนแบบหรือจริง
	การทดสอบที่ระดับการรวมเข้ากับระบบ การทดสอบระดับบูรณาการ	ต้นแบบต้นแบบเต็มรูปแบบที่สร้างและรวมเข้ากับระบบการผลิตด้วยอินเทอร์เฟซเต็มรูปแบบและการทดสอบการปฏิบัติตามข้อกำหนด ตัวอย่างเต็มขนาดทดสอบถูกสร้างขึ้นและรวมเข้ากับระบบปฏิบัติการด้วยอินเทอร์เฟซแบบสมบูรณ์และการทดสอบเพื่อให้สอดคล้องกับข้อกำหนดทางเทคนิค
	การติดตั้งระบบ การติดตั้งระบบ	ต้นแบบเต็มรูปแบบถูกสร้างขึ้นและรวมเข้ากับระบบปฏิบัติการที่ตั้งใจไว้ด้วยอินเทอร์เฟซแบบสมบูรณ์และการทดสอบประสิทธิภาพในสภาพแวดล้อมทางธรรมชาติที่ตั้งใจไว้ ซึ่งทำงานได้สำเร็จเป็นเวลา ≥ 10% ของอายุการใช้งานที่ตั้งใจไว้ ตัวอย่างเต็มขนาดทดสอบถูกสร้างขึ้นและรวมเข้ากับระบบปฏิบัติการที่ต้องการด้วยอินเทอร์เฟซแบบสมบูรณ์และการทดสอบการปฏิบัติตามข้อกำหนดทางเทคนิคในสภาพแวดล้อมทางธรรมชาติที่เสนอและทำงานได้สำเร็จเป็นเวลา ≥10% ของอายุการใช้งานที่คาดไว้
	เทคโนโลยีที่พิสูจน์แล้ว เทคโนโลยีที่พิสูจน์แล้ว	หน่วยการผลิตถูกรวมเข้ากับระบบการผลิตและดำเนินการได้สำเร็จเป็นเวลา ≥10% ของอายุการใช้งานที่คาดหวัง หน่วยการผลิตถูกรวมเข้ากับระบบการผลิตและทำงานได้สำเร็จเป็นเวลา ≥10% ของอายุการใช้งานที่คาดไว้