Подводные технологии освоения арктического шельфа. Подводный комплекс добычи нефти


Подводные технологии освоения арктического шельфа

 

Анализ опыта применения подводных технических средств добычи и транспортировки нефти и газа на арктическом шельфе показывает, что отечественная нефтегазовая отрасль в этом сегменте переживает явное технологическое отставание от мировых лидеров. В статье приводятся основные причины такого запаздывания и предлагаются пути интенсификации производства современных технических средств освоения шельфа, а также механизмы привлечения инвестиций в этот сектор промышленности.

Один из главных векторов развития мирового нефтегазового комплекса направлен на освоение углеводородных месторождений, расположенных на континентальных шельфах. Российская Федерация обладает самым большим по площади континентальным шельфом и крупнейшими ресурсами углеводородов. Для развития этого колоссального потенциала отечественного нефтегазового комплекса, интенсивного, эффективного и безопасного освоения шельфовых месторождений необходимо обеспечить опережающее технологическое развитие смежных отраслей промышленности, обеспечивающих производство нефтегазового и электротехнического оборудования, нефтепромыслового морского флота, а также научно-исследовательского, опытно-конструкторского и сервисного обеспечения.

Несмотря на некоторое объективное технологическое отставание сегодня, Россия всегда была лидером в освоении шельфовых месторождений углеводородов, ведь именно нашей стране принадлежат прорывные проекты мирового значения, открывшие возможность их освоения. Несмотря на реализацию прорывных шельфовых проектов в прошлом и отчасти в настоящем, отечественная нефтегазовая промышленность уже сегодня.

Парк подводных технических средств

Большая часть шельфа России является арктической с экстремальными природно-климатическими условиями. Главными проблемами при освоении арктического шельфа являются сложная ледовая обстановка, а именно опасность айсбергов, и отсутствие круглогодичного доступа плавучих технических средствк месторождениям, а значит, и отсутствие круглогодичной возможности разведки и разработки. Например, бурение с помощью платформы «Университетская-1» будет осуществляться в межледовый сезон (с августа по конец октября). В противном случае для обеспечения круглогодичного бурения требовалось строительство на месторождении ледостойкой платформы. Понятно, что и первый, и второй вариант усложняют проект и приводят к его удорожанию.

В этих условиях наиболее эффективными являются подводные технические средства освоения шельфа: подводные трубопроводы, подводные буровые установки, подводные перекачивающие комплексы, подводные комплексы подготовки углеводородов.

Мировые нефтегазовые компании, в том числе и российские, имеют большой опыт в строительстве и эксплуатации магистральных и промысловых подводных трубопроводов. Один из крупнейших подводных магистральных газопроводов «Северный поток» соединяет города Выборг и Грайфсвальд, с помощью него осуществляется транспортировка российского природного газа в Германию в обход стран-транзитеров. Подводные промысловые трубопроводы в Российской Федерации используются при освоении шельфа острова Сахалин, а, например, в Европе, сеть подводных трубопроводов построена в Северном море между Норвегией и Великобританией.Наибольший интерес для освоения арктического шельфа представляют подводные технические средства бурения разведывательных и добывающих скважин, а также средства сбора, подготовки и перекачки добытых на шельфе углеводородов по подводным трубопроводам без использования плавучих технических средств. Мировыми лидерами в области разработки и производства подводных технических средств различного назначения для шельфовых месторождений углеводородов являются норвежские компании FMC Technologies и Aker Solutions.Также разработки подводного оборудования и технологий осуществляют в компаниях Siemens и MAN. Лидером же по использованию подводных технологий является норвежская нефтегазовая компания Statoil.Подводные добычные комплексы. Сегодня компания Statoil использует подводные технологии на нескольких месторождениях. В качестве примера можно привести месторождение Ormen Lange, расположенное в Баренцевом море и осваиваемое с 2007 года. В начале его освоения, на этапе бурения добывающих скважин, на каждом устье куста была установлена донная плита с буровыми окнами, на которую после заканчивания скважин был помещен подводный добычной комплекс (ПДК). Он включает в себя манифольд и весь необходимый комплекс устьевого оборудования скважины для обеспечения безопасного извлечения углеводородного сырья. Внешний вид ПДК представлен на рисунке 1. Далее многофазовый поток углеводородов, состоящий из смеси углеводородов (нефти, газа и конденсата), песка и воды по 160-километровому подводному трубопроводу транспортируется на перерабатывающий комплекс, расположенный на острове вблизи города Hammerfest, где происходит разделение и очистка углеводородов. После этого газ сжижается и подготавливается к загрузке в танкеры, а отделенный углекислый газ закачивается обратно в скважины.

На месторождении Tordis, расположенном в Северном море, компания Statoil при добыче углеводородов осуществляет подводную подготовку извлеченных углеводородов к дальнейшей транспортировке. Производится разделение нефти, газа и песка с помощью подводных сепараторов (рис. 2).

Подводные перекачивающие комплексы. Для транспортировки добытого на шельфе сырья в подавляющем большинстве случаев используются танкерные суда. Однако на некоторых месторождениях арктических морей используются подводные перекачивающие комплексы. Это обеспечивает круглогодичную эксплуатацию месторождений вне зависимости от ледовой обстановки. Например, на месторождении Asgard с 2013 года эксплуатируются подводные перекачивающие комплексы, а на месторождении Ormen Lange планируется их установка к 2017 году.

Первый подводный перекачивающий комплекс был создан компанией General Electric мощностью 850 кВт, он был испытан в 1992 году в заводских условиях. Сегодня разработку таких комплексов осуществляют ведущие электротехнические компании. В Норвегии была испытана установка MAN Hofim-type (рис. 3), а в 2009 году проведены испытания компрессора Siemens ECO-II (рис. 4).

Подводные комплексы в России. В настоящее время в мире на более чем 130 морских месторождениях используются подводные технологии добычи углеводородов. В России первый ПДК установлен на шельфе Охотского моря в рамках обустройства Киринского месторождения, а в планах их использование при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Используемый на Киринском месторождении подводный добывающий комплекс обеспечивает эксплуатацию семи скважин, газ из которых поступает к манифольду, являющемуся центральным звеном комплекса. Добытый газ собирается на манифольде и затем по морскому трубопроводу транспортируется на береговой технологический комплекс. Транспортировка осуществляется без дополнительного компримирования, под действием давления пласта. На береговом технологическом комплексе, после подготовки к транспортировке, газ направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Производителем ПДК является компания FMC Technologies.

Причины отставания

У отечественных компаний есть опыт по кооперации и производству плавучих технических средств освоения шельфа, однако все достижения в этой области были совершены в других экономических условиях функционирования нашего государства. На сегодняшний день производство собственных законченных плавучих платформ ведется в недостаточных количествах. Однако технико-технологические наработки заводов, опыт ученых и специалистов, принимавших участие в их разработке и производстве, для нашей страны сегодня является бесценными. Также внимание, уделяемое отечественными компаниями подводным технологиям, не соответствует их значимости и перспективности использования для освоения арктического шельфа. Недоработки в обоих этих направлениях являются серьезным вызовом современной нефтегазовой отрасли страны.

Основными причинами отставания в области производства технических средств и подводных комплексов для освоения шельфа являются и сложность природно-климатических условий российских арктических морей, и большое количество континентальных месторождений с относительно легко извлекаемыми углеводородами, разработка которых полностью покрывает потребности внутреннего и зарубежного рынков. Все же главной причиной, по которой сегодня не удается обеспечить интенсивное строительство технических средств для разведки и добычи углеводородов на шельфе, служит отсутствие необходимой эффективной научно-исследовательской, опытно-конструкторской, производственно-испытательной и организационно-финансовой инфраструктуры. Необходимо понимать, что при решении проблем функционирования перечисленных элементов инновационной нефтегазовой инфраструктуры целесообразно опираться не только на отечественные разработки, но и обязательно учитывать и использовать положительный опыт иностранных компаний.

Национальный консорциум

Производственно-испытательная основа нефтегазовой промышленности в части проектирования, строительства и испытания технических средств нефтепромыслового морского флота формируется «Объединенной судостроительной корпорацией». Есть надежда, что такая координация усилий государства по разработке, производству и испытанию как надводного флота, так и подводного парка технических средств освоения шельфа сможет обеспечить эффективное развитие и внедрение этих технологий.

Для решения проблем, связанных с развитием образовательной, научно-исследовательской, опытно-конструкторской инфраструктуры и повышением ее эффективности, могут быть использованы ресурсы Национального научно-образовательного инновационно-технологического консорциума вузов минерально-сырьевого и топливно-энергетического комплексов, созданного с участием ведущих отраслевых вузов страны. Участники консорциума при поддержке российских нефтегазовых компаний могут покрыть все потребности отечественной нефтегазовой отрасли не только в подготовке высококвалифицированных специалистов и их переподготовке, но и в проведении НИР и ОКР, а также в трансфере и адаптации иностранных технологий.

Как показывает практика, при создании консорциумов и совместных предприятий отечественными и иностранными нефтегазовыми компаниями для реализации отдельных шельфовых проектов все импортируемые технологии не получают глубокого изучения и дальнейшего широкого распространения. Также трудности функционированию таких «союзов» могут создать и политические мероприятия правительств иностранных государств, что может повлечь полную остановку отечественных шельфовых проектов с их участием. И наоборот, при работе российских нефтегазовых компаний с российским Национальным консорциумом вузов выпускаемые ими специалисты и ученые будут иметь необходимые знания и навыки работы с современным внедряемым оборудованием и технологиями. Создание этого консорциума, с учетом сегодняшних политических условий, является весьма своевременным и перспективным.

Сегодня в России функционирует целый ряд добывающих консорциумов отечественных и иностранных нефтегазовых компаний. Консорциум Sakhalin Energy Investment Company Ltd создан для реализации проекта «Сахалин-2» и состоит из компаний «Газпром», Royal Dutch Shell, Mitsui и Mitsubishi. Другой пример – консорциум Exxon Neftegas Ltd, членами которого являются компании «Роснефть» и ExxonMobil: под его управлением реализуется проект «Сахалин-1». Примером технологического зарубежного консорциума служит объединение компа-ний FMC Technologies, Anadarko, BP, ConocoPhillips и Shell, преследующее цель разработки нового поколения подводной техники, которая будет стандартизована для решения типовых задач, стоящих перед разработчиками шельфовых месторождений

Норвежский опыт

Скорость развития и создания перспективных технических средств освоения шельфа и, следовательно, эффективность и безопасность шельфовых проектов в арктических морях определяют финансово-организационные условия и механизмы, обеспечиваемые правительствами стран, обладающих доступом к шельфу. При создании финансово-организационных условий и поддержке отечественных промышленных компаний нет никаких сомнений, что они смогут обеспечить освоение российской части шельфа Арктики. При этом, конечно, необходимо изучать и учитывать опыт стран-лидеров в этой области.

Одной из них является Норвегия, которая в 1970–80-е годы при практически нулевой технологической готовности, путем привлечения иностранных инвестиций и технологий, смогла обеспечить эффективное и безопасное освоение собственных шельфовых месторождений углеводородов. Затем создать производственный потенциал и трансформировать его в крупную промышленность, производящую необходимые технические средства для освоения шельфа. Обеспечить развитие и становление ведущих в мире производственных и сервисных нефтегазовых компаний. Совершить экспансию на мировой рынок надводных технических средств и стать лидером в области разработок, испытания и внедрения подводных технических средств освоения шельфа. Сегодня норвежский шельф Северного и Норвежского морей, по существу, являются глобальной «лабораторией» по разработке, производству и испытанию современных и перспективных технических средств освоения шельфовых месторождений.

Основным институтом развития норвежской нефтегазовой отрасли является Исследовательский совет Норвегии, который формулирует и осуществляет координацию всех отраслей промышленности, связанных с нефтегазовым комплексом. Финансирование Исследовательского совета осуществляет правительство Норвегии. Исследовательский совет обеспечивает сопровождение национально значимых проектов развития нефтегазовых технологий, среди них PETROMAKS – программа финансирования научных проектов нефтяного сектора, GASSMAKS – программа финансирования научных проектов газового сектора, DEMO2000 – программа финансирования развития новых нефтегазовых технологий и их коммерциализации, RENERGI – программа финансирования экологических проектов для энергетического сектора, CLIMIT – программа финансирования проекта экологически чистого природного газа.

В Российской Федерации до 2012 года действовала федеральная целевая программа «Мировой океан», главной долгосрочной целью которой являлось комплексное решение проблемы изучения, освоения и эффективного использования ресурсов и пространств Мирового океана в интересах экономического развития и обеспечения безопасности страны. В настоящее время аналогичной по целям и задачам программы нет.

Показателен опыт Норвегии и в развитии организационного аспекта на законодательном уровне. Например, в процессе привлечения инвестиций и технологий в шельфовые проекты были разработаны следующие типовые соглашения: «Пятидесятипроцентный» (50% Agreement), «Финансовый» (Financial Agreement), «Доброй воли» (Goodwill Agreement). Первый тип соглашений предусматривает, что иностранные компании при освоении месторождения обязуются выполнить на территории Норвегии минимум 50% всех исследовательских работ, необходимых для разработки этого месторождения. Такие соглашения до сих пор являются неотъемлемой частью договоров о разработке норвежского шельфа, а контроль за их исполнением лежит непосредственно на Министерстве топлива и энергетики Норвегии. К примеру, компания Shell, которая была оператором первой фазы месторождения Troll, 73% средств на научно-исследовательские проекты потратила на услуги норвежских компаний и институтов, а в рамках проекта Draugen – 80%. Второй тип соглашений, финансовый, обязывал иностранные компании выполнять НИР и ОКР на территории Норвегии в течение установленного соглашением времени с заранее установленным бюджетом (как правило, долей дохода от освоения месторождения). Третий тип соглашений обязывал иностранные компании проводить в Норвегии столько научно-технических исследований, сколько это возможно, без жестких юридических обязательств, однако требовал от иностранных компаний представлять годовые отчеты о проделанной работе Исследовательскому совету.

Сотрудничество в рамках этих соглашений позволило обеспечить проведение в Норвегии широкого круга исследований в области изучения морей, в сфере энергетики, машиностроения и других связанных с развитием шельфовой нефтегазовой промышленности. Необходимо отметить, что контролирующей стороной таких соглашений в Норвегии всегда является государство в лице Министерства топлива и энергетики.

Заключение

Россия обладает уникальным по своему нефтегазовому потенциалу шельфом арктических морей и высокоинтеллектуальными человеческими ресурсами. В сегодняшних политических и финансовых условиях у РФ появился последний, долгое время отсутствовавший, стимул к интенсивному развитию собственных современных и перспективных нефтегазовых технологий и созданию передовой отечественной нефтегазовой промышленности – запрет на импорт иностранных технологий освоения шельфовых месторождений углеводородов. Несомненным является тот факт, что при правильном и своевременном создании стимулирующих финансово-организационных условий со стороны государства и национальных нефтегазовых компаний на российском шельфе будут реализовываться крупнейшие в мире нефтегазовые проекты с наивысшими показателями по эффективности и безопасности и с использованием отечественной инновационной техники и технологий.

Автор : Богдан Васильев, к.э.н. Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург

/Offshore Russia,  февраль 2016/

pro-arctic.ru

Подводный добычной комплекс (ПДК) // Машиностроение // Наука и технологии

Подводный добычной комплекс (ПДК) с несколькими скважинами с виду напоминает паука, телом которого является манифольд.

Манифольд - это элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме.

На манифольде собираются углеводороды, добытые на нескольких скважинах.

Оборудование, которое установлено над скважиной и управляет ее работой, называется фонтанной арматурой, а в зарубежной литературе ее называют Christmas tree (или X-tree) - «рождественской елкой». Несколько таких «рождественских елок» могут быть объединены и закреплены одним темплетом (донной плитой), как яйца в корзинке для яиц. Также на ПДК устанавливаются системы контроля.

По сложности подводные комплексы могут варьироваться от отдельной скважины до нескольких скважин в темплете или сгруппированных около манифольда. Продукция со скважин может транспортироваться либо на морское технологическое судно, где производятся дополнительных технологические процессы, либо сразу на берег, если до берега недалеко.

Предыстория

Подводные технологии добычи углеводородов начали развиваться с середины 70-х годов прошлого века. Впервые подводное устьевое оборудование начало эксплуатироваться в Мексиканском заливе. Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов производят порядка 10 компаний в мире.

Изначально задачей подводного оборудования было лишь выкачивание нефти. Первые проекты снижали обратное давление (противодавление) в резервуаре с помощью подводной нагнетательной системы. Газ отделялся от жидких углеводородов под водой, затем жидкие углеводороды выкачивались на поверхность, а газ поднимался под собственным давлением.

В «Газпроме» уверены, что использование подводных добычных комплексов является безопасным. Но такие сложные современные технологии требуют персонала самой высокой квалификации, поэтому при подборе кадров для проектов разработки морских месторождений отдается предпочтение инженерам с большим опытом работы на промыслах. Такой подход позволит снизить риски возникновения происшествий, подобных аварии на буровой платформе BP в Мексиканском заливе, причиной которой, во многом стал именно человеческий фактор.

Сегодня технологии подводной добычи позволяют осуществлять под водой выкачивание углеводородов, разделение газа и жидкости, отделение песка, обратную закачку воды в пласт, подготовку газа, сжатие газа, а также мониторинг и контроль над этими процессами.

Где нужны «добывающие пауки»?

Сначала подводные технологии применялись только на зрелых месторождениях, поскольку они позволяли увеличивать коэффициент извлечения углеводородов. Зрелые месторождения обычно характеризуются низким пластовым давлением и высокой обводненностью (высоким содержанием воды в углеводородной смеси). Для того чтобы увеличить пластовое давление, благодаря которому углеводороды поднимаются на поверхность, в пласт закачивается вода, выделенная из углеводородной смеси.

Однако и новые месторождения могут характеризоваться низким начальным пластовым давлением. Поэтому подводные технологии стали применять как на новых, так и на зрелых месторождениях.

Кроме того, организация части процессов под водой снижает затраты на строительство огромных стальных конструкций. В некоторых регионах целесообразно даже размещать под водой всю технологическую цепочку по извлечению углеводородов. Например, такой вариант может использоваться в Арктике, где надводные стальные конструкции могут повредить айсберги. Если же глубина моря слишком большая, то использование подводного комплекса вместо огромных стальных конструкций бывает просто необходимо.

neftegaz.ru

Подводный добычной комплекс

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

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

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

Устьевое оборудование скважины
Проект освоения месторождения предусматривает 7 скважин. Подводная фонтанная арматура типа «елка» позволяет регулировать подачу газа из скважины. Противотраловая защитная конструкция защищает фонтанную арматуру от механического воздействия.
Вес вместе с защитой141 т
Размеры23x23x10 м
Манифольд
Газ от скважин поступает к манифольду (сборный пункт). Устройство представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Манифольд распределяет потоки газа, моноэтиленгликоля (МЭГ), химических реагентов и сигналы управления подводным добычным комплексом.
Расчетное давление коллектора250 атм
Расчетное давление шлейфов345 атм
Вес220 тонн
Размеры27,5x13x4,9 м
Глубина установки

около 100 м

Тройник
Тройник трубопровода предназначен для подключения средних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Ответвление8"
Вес12 тонн
Габариты4,3x3,5x2,5 м
Оконечное устройство
Оконечное устройство трубопровода предназначено для подлкючения под водой крайних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Вес 26 тонн
Габариты 8,5x3,0x3,0 м
Трубопровод моноэтиленгликоля (МЭГ)
По трубопроводу от УКПГ до манифольда подается моноэтиленгликоль, необходимый для предотвращения кристаллизации. От манифольда МЭГ подается в скважину по внутрипромысловому шлангокабелю.
Длина29,3 км
Диаметр114,3 мм
Шлангокабель
Основной шлангокабель проложен по дну моря и соединяет манифольд с площадкой управления подводным добычным комплексом. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Внутрипромысловые шлангокабели соединяют манифольд с фонтанной арматурой скважин.

Длина29 км
Диаметр120 мм
Газопровод

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

Длина подводной части28,7 км
Общая длина43,2 км
Диаметр

508 мм

Толщина стенки22,2 мм
Подводный робот ROV

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

sahalin-shelf-dobycha.gazprom.ru

         Надежность подводной технологии

Лекция № 12. Надводная и подводная эксплуатация.

                    

      Морские нефтегазовые промыслы (МНП): – технологические комплексы, предназначенные для добычи, сбора, нефти и газа и конденсата из морских месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей транспортировки.  

Добыча осуществляется преиму-щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с последующим переходом на газлифтную и др. механизированные способы добычи.

Нефть и газ добываемый при этом используется для внутренних нужд энергопотребления в газлифтном цикле. Газовые месторождения разрабатываются в случае сообщения с береговым потребителем подводным газопроводом. Отличие МНП от промысла на суше необходимость размещения основного и вспомогательного оборудования на морских нефте-газопромысловых гидротехнических сооружениях.

Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и (толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости ветра и др. природно-климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25-30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных островах и   дамбах (до 5-10 м) эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация – это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

      На глубине 25-30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые оборудование. До глубины 60-80 м главным образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

     Глубина больше 80 м – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатации высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м. 

 Первая скважина с подводным расположением устья была про­бурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным распо­ложением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже име­лось оборудование или оно было заказано.

 

                 Рис. 29- Комплекс подводной эксплуатации скважин.

 

Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод­ным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла­дает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Про­бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуа­тацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подвод­ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с неболь­шими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стацио­нарных платформ является нерентабельной.

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

Существенным недостатком систем с подводным расположе­нием устья является трудность доступа к устьевому оборудова­нию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, не­достатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква­жин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях на­правленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравличе­ские системы. Управление каждой задвижкой осуществляется ли­бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

        Различают две системы подводной установки оборудования:

§  с открытым расположением оборудования устья под водой;

§  и с закры­тым оборудованием— «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо­дится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанав­ливают в специальных погружных камерах, внутри которых со­храняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили зна­чительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования от­крытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где опера­торы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением. 

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

Чтобы свести к минимуму подводные операции, важно обеспе­чить извлекаемость компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены. В этой связи необходимо за­ложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который служил бы гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с включением стан­дартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изго­тавливаться со строгим контролем качества.

Одним словом, для обеспечения надежности подводных систем следует сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей. Девизом должна быть простота, а целью — надежность, а не техническая элегантность решений.

 

Как говорилось выше, проблема обслуживания подводного оборудования тесно связана с обеспечением его надежности. Обслуживание подводных и любых других систем основывается на одних и тех же принципах. Использование модульных систем предполагает применение опробованных компонентов, что поз­воляет извлекать их и заменять новыми. Однако в любой системе имеются уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. Другие части системы могут оказаться неисправными и потребовать ремонта или замены. Здесь, в принципе, возможны два подхода. Первый подход — обеспечение высокой надежности этих компо­нентов подводной системы. Второй подход заключается в проектировании системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Необходимо также расширить доступ к подвод­ному оборудованию водолазов и манипуляторов для прове­дения обслуживания и ремонта. Характер обслуживания подвод­ных систем, наряду с результатами анализа их рентабельности, должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

 

 Обзор проектов подводной добычи проект «Закум»

Осуществление проекта подводной добычи «Закум» началось в августе 1969 г., когда была забурена скважина, и продолжалось до апреля 1972 г., когда подводная система была законсервирова­на и нефть из скважины с подводной устьевой арматурой начала поступать непосредственно на близлежащую платформу. За этот период были опробованы подводное эксплуатационное оборудова­ние различных видов и разные подводные операции (рис.30).Осуществление проекта имело целью:

    1. Обеспечить добычу нефти с помощью подводных методов.

2. Накопить опыт применения подводного оборудования и под­водных методов нефтедо-бычи для дальнейшего их использования при разработке морских месторождений.

В рамках проекта были опробованы такие виды оборудования и такие операции, которые охватывают практически все аспекты подводной нефтедобычи. Помимо основного эксплуатационного оборудования (устьевая арматура, клапаны, выкидные линии и т. п.), в программу исследований входил целый ряд вспомога­тельных систем (сепараторы, источники электроэнергии, контрольно-измерительные приборы, водолазные системы и т. п.) и операций. Полный перечень оборудования и операций включал:

              –   устьевое оборудование;

–     сепараторы нефти и газа;

–     системы сброса газа;

–      устройства для регулирования работы клапанов;

–     контрольно-измерительные приборы и системы связи;

–      источники электроэнергии и системы ее распределения?

–      трубопроводы и манифольды;     

–      канатные работы;

–     водолазные работы;

–     вспомогательное судно.

 

Рис. 30-Схема   подводной нефтедобычи по проекту «Закум»:

1 — подводная скважина с двумя устройствами для приведения в действие клапанов и блоками питания; 2—основной блок питания; 3 —трансформаторы; 4 —генератор радиосигналов; 5 — радио­связь; 6,9 — трубопровод; 8 — кабель; 10 — сепаратор

 Условия эксплуатации подводной системы «Закум» были дос­таточно благоприятными. Глубина воды не превышала 20 м, что позволило выполнять операции по установке и обслуживанию оборудования с привлечением водолазов. Кроме того, основная береговая база находилась недалеко от центра проводившихся работ (остров Дас), что также облегчало условия эксплуатации. Тем не менее, благодаря проекту «Закум» был накоплен значитель­ный опыт проведения подводных операций, который оказался по­лезным при больших глубинах и в более суровых условиях.

Осн.:  2. [78-87], 5. [ 443-446],

Доп.: 7. [964-970 ],  [985-987 ]

Контрольные вопросы:

1. Что называют надводной эксплуатацией?

2. Основные преимущества подводной эксплуатаций.?

3. В чем заключается надежность подводного оборудования?

4. В чем суть осуществление проекта подводной добычи «Закум»?

         5. Проблема обслуживания подводного оборудования.

 

gabbassov-adilbek.narod.ru

Отечественная технология подводной добычи углеводородов

«Росатом» и «Газпром» планируют создать отечественную технологию подводной добычи углеводородов. Об этом в феврале 2016 года рассказал директор РФЯЦ-ВНИИЭФ Валентин Костюков на совещании о российских информационных и суперкомпьютерных технологиях с участием Дмитрия Медведева, следует из материалов, опубликованных на сайте правительства.

Технология будет включать отечественное подводное оборудование и автоматизированную систему управления технологическим процессом и подготовки химических составов. Этот комплекс должен обеспечить добычу углеводородов на шельфе, включая все этапы жизненного цикла: от обустройства до эксплуатации и технического обслуживания.

Первым объектом, где планируется применить отечественный комплекс для подводной добычи углеводородов, должно стать Южно-Киринское месторождение

В «Росатоме» отмечают, что пока российский рынок производства основного оборудования для подводного освоения месторождений представлен, главным образом, зарубежными поставщиками. В числе крупнейших - американские компании FMC Technologies, One Subsea, Vetco Gray и норвежская Aker Solutions.

Оборудование для глубинной добычи нефти и газа с августа 2014 года - в списке технологий, которые запрещены к поставке в Россию в связи с санкциями США против российских компаний нефтегазовой отрасли. Помимо этого, Вашингтон ввел запрет на поставку оборудования для разработки арктического шельфа и сланцевых нефтяных и газовых запасов.

Южно-Киринское месторождение на шельфе Охотского моря, открытое «Газпромом» в 2010 году, должно стать первым, где будет применяться созданный «Газпромом» и «Росатомом» отечественный комплекс для подводной добычи углеводородов.

К 2020 году компании планируют разработать технологию монтажа, наладки и эксплуатации подводно-добычного комплекса на дне моря, к 2021 году – завершить изготовление оборудования подводно-добычного комплекса, а в 2023 году - начать с его помощью добычу на Южно–Киринском месторождении в режиме опытной эксплуатации.

По задумке «Газпрома» и «Росатома», отечественный комплекс будет стоить примерно на 30% дешевле зарубежных аналогов при сопоставимых технических характеристиках.

Создание отечественного комплекса будет способствовать обеспечению энергетической и экономической стабильности России, отмечают в «Росатоме». В компании также уверены, что комплекс будет обладать высоким экспортным потенциалом.

Читайте также

www.tadviser.ru

Морской добычной комплекс на Штокмане

  • 1Газ добывается через спаренные донные плиты, у каждой из которых имеется по четыре буровых окна
  • 2

    По гибким добычным райзерам добытый газ направляется от донной плиты на плавучую установку

    Внешний диаметррайзера ≈ 36 см

  • 3Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно
  • 4На борту плавучей добычной установки корабельного типа производится переработка газа, а также разделение газа и конденсата
  • 5

    От судна переработанный газ передается по гибким райзерам и отправляется на экспорт

    Внешний диаметррайзера ≈ 36 см

  • 6Специальное устройство подключает райзеры к магистральному трубопроводу
  • 7

    Морской двухниточный трубопровод транспортирует газ на береговые объекты

    Внешний диаметркаждой трубы ≈ 92 см

    Связь между самоходным технологическим судном и административной зоной в Териберке будет осуществляться по специально проложенному кабелю.

Размеры морского комплекса

  • 310 м

    Длиной как 3 футбольных поля

  • Глубина340 м

    Штокмановскоеместорождение

  • 324 м

    Эйфелевабашня

  • 138,75 м

    ПирамидаХеопса

  • 540,1 м

    Останкинскаятелебашня

Технические трудности освоения и эксплуатации морских объектов

  • Высокая проектная производительность;
  • Значительная удаленность от берега (550 км от берега) при отсутствии каких-либо объектов в непосредственной близости;
  • Тяжелые арктические условия (низкие температуры, образование наледи, снег, туман, долгая полярная ночь) при освоении и эксплуатации морских объектов, необходимость учета погодных ограничений, эксплуатация технологического оборудования в экстремальных зимних условиях, трудности материально-технического обеспечения, сложности в организации экстренной эвакуации и проведении спасательных работ;
  • Чувствительная экосистема, которую необходимо сохранить;
  • Отсутствие опыта освоения морских месторождений и соответствующего законодательства в Российской Федерации.

По результатам концептуальных работ и инженерного проектирования (FEED) и на основании данных изысканий и оценки рисков была разработана общая схема разработки морских объектов. Эта схема предусматривает создание подводного добычного комплекса (ПДК), который с помощью системы шлангокабелей, внутрипромысловых трубопроводов и райзеров (UFR) через разъединяющуюся турель соединяется с ледостойким технологическим добывающим судном (FPU). На технологическом судне будут располагаться оборудование подготовки, компрессоры, жилые помещения, электростанция и прочее оборудование, необходимое для добычи газа. Газ с технологического судна на береговой завод по производству сжиженного газа будет подаваться по двухниточному трубопроводу диаметром около 92 сантиметров и длиной 550 километров.

Буровые работы

Для бурения и заканчивания скважин планируется использовать две морские буровые установки. Запланировано 16 скважин с максимальным углом 80°, максимальной глубиной 2200м и длиной ствола 3400м. На каждую скважину, включая заканчивание, предполагается затратить 100 дней.

ПДК (подводный добычной комплекс)

ПДК будет включать фонтанную арматуру, соединяемая перемычкой с подводными темплетами, на которые поступает газ из четырех подводных скважин (максимальное количество). Планируется установить 6 подводных темплетов с четырьмя слотами, объединенных в три куста скважин.

UFR (шлангокабели, внутрипромысловые трубопроводы и райзеры)

Шлангокабели, 40-сантиметровые внутрипромысловые трубопроводы и райзеры диаметром 35,5 сантиметра будут объединять подводное добычное оборудование и технологическое судно. Предполагается до 30 подводных соединений.

FPU (технологическое судно)

Технологическое судно, которое планируется построить для реализации Первой фазы Штокмановского проекта, станет одним из крупнейших в мире.

После выбора концепции в целях оптимизации конкуренции было принято решение объявить тендеры на компенсационной основе (CCFT) для разработки FEED с участием двух консорциумов: Aker/Technip/SBM и Saipem/Samsung и Sofec в качестве основного субподрядчика по турели и бую системы удержания и райзеров. Перед завершением тендерных процедур первый консорциум остался в составе Technip/Daewoo с компанией SBM в качестве основного субподрядчика по турели и бую системы удержания и райзеров. Состав второго консорциума не изменился.

Что касается схемы подготовки газа на борту технологического судна, был выбран простой и надежный вариант экспорта осушенного двухфазного потока газа по подводным магистральным трубопроводам. Основной процесс включает сепарацию газа, воды и конденсата, блок осушки, оборудование компримирования газа, системы откачки конденсата и манифольд для нагнетания газа и осушенного конденсата в трубопровод.

Подводные трубопроводы

Газ и конденсат от технологического судна будет транспортироваться на берег в двухфазном режиме по двухниточному трубопроводу диаметром около 90 сантиметров и длиной 550 километров. Трубопроводы будут укладываться в траншеи частично, что позволит сократить график работ и расходы. А также обеспечит бесперебойность потока.

ВОЛС (Волоконно-оптическая линия связи)

Связь между самоходным технологическим судном и операторной в Териберке будет осуществляться по специально проложенному двойному волоконно-оптическому кабелю.

www.shtokman.ru

Подводный буровой комплекс — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 13 марта 2012; проверки требуют 4 правки. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 13 марта 2012; проверки требуют 4 правки. Подводный буровой комплекс Основные характеристики Размеры Силовая установка
Тип корабля Подводный буровой комплекс
Рабочая глубина погружения 400 м
Экипаж 60 чел., в том числе:

команда судовая-23 чел., бригада буровая-29 чел., бригада ремонтная-8 чел.

Автономность рабочая 60 суток (ПБС), - (ДОП)
Запас жизнеобеспечения 60 суток
Водоизмещение 22850 тонн (ПБС), 8900 тонн (ДОП)
Длина наибольшая (по КВЛ) 98,6 м (ПБС), 123 м (ДОП)
Ширина корпуса наиб. 31 м (ПБС), 30 м (ДОП)
Высота 32,5 м (ПБС), 15 (ДОП)
Средняя осадка (по КВЛ) 9,3 м (ПБС), 7 м (ДОП)
АЭУ, 105 МВт

Подводный буровой комплекс (ПБК) — комплекс, предназначенный для подводного бурения и ведения буровых работ в условиях, где применять обычные платформы просто невозможно. Предназначен для круглогодичного ведения буровых работ при разработке месторождений нефти и газа на глубоководном шельфе арктических морей независимо от погодных условий и ледовой обстановки.

Концепция разработки месторождений на арктическом шельфе с использованием подводных аппаратов критикуется экологическими организациями, такими как Беллона.[1]

ПБК состоит из подводного бурового судна (ПБС) и донной опорной плиты (ДОП). Разрабатывается в конструкторских бюро «ОАО ЦКБ Лазурит». Способ и технологическ

ru.wikipedia.org