Компании по добыче углеводородов на шельфе

Введение

На российском Севере и дальневосточных морях с экстремальными климатическими условиями открыты достаточно крупные нефтегазовые месторождения, хотя исследовано не более 40 % этих территорий. Считается, что только под водами Северного Ледовитого океана сосредоточено более 20 % мировых запасов нефти (~ 90 млрд баррелей нефти) и 30 % запасов природного газа (~47 трлн м3 ). Из них около 70 % запасов нетронутой нефти и 80 % запасов газа находятся в Российской зоне Северного Ледовитого океана. Освоению несметных богатств Севера мешает малая изученность сурового северного региона с бесконечными болотами, отсутствие дорог и санкции Запада, а также невозможность использования традиционных технологий монтажа морских стационарных или плавучих платформ в связи с достаточно высокими ледовыми и ветровыми нагрузками на конструкцию стационарных платформ. Требуются другие решения, а именно строительство подводных комплексов. В настоящее время буровые компании, работающие на Севере и на шельфе России, начали внедрять подводное бурение с монтажом под водой противовыбросового оборудования с системами управления с последующим строительством подводных добычных комплексов. Первый подводный комплекс по добыче углеводородов в РФ был успешно апробирован и эксплуатируется на Сахалине с 2013 г. Не менее важным является при строительстве подводных добычных комплексов соблюдение стандартов Международной морской организации (ММО) и принципов «нулевого сброса» в воды мирового океана.В реферате представлен обзор существующих систем подводных добычных комплексов, в том числе с противовыбросовым оборудованием (ПВО) при бурении.1. Компании по добычи углеводородов на шельфеЛицензиями на месторождения арктического шельфа владеет ПАО «Газпром». В Карском море компания владеет лицензиями на лицензионные участки (ЛУ) Харасавэй-Море, Ленинградское и Русановское месторождения, где активно проводит геологоразведочные работы, Западно-Шараповский, Обручевский, Невский, Северо-Харасавэйский, Нярмейский,Амдерминский, Скуратовский, Морской, Белоостровский.В Восточно-Сибирском море – Хейсовский и СевероВрангелевский ЛУ. В Баренцевом море – ЛУ Ледовый, Лудловский, Демидовский, Ферсмановский, Медвежий. Северо-Западный, Долгинское и Штокмановское НМ.Помимо этого, дочерняя компания «Газпром нефти» – ООО «Газпром нефть шельф» – ведет добычу на месторождении Приразломное. Сегодня это единственное месторождение арктического шельфа, где уже ведется добыча нефти.ПАО «НК «Роснефть» также владеет лицензионными участками в Печорском море (Русский, Южно-Русский, Поморский, Северо-Поморский 1, 2, Западно-Матвеевский, Южно-Приновоземельский, Медынско-Варандейский), в Баренцевом море (Федынский, Центрально-Баренцевский, Персеевский, Гусино-Земельский, Западно-Приновоземельский, Альбановский), в Карском море (Восточно-Приновоземельские 1, 2, 3, Варнекский и Северо-Карский), в Море Лаптевых (Притаймырский, Хатангский, Усть-Оленекский, УстьЛенский), в Восточно-Сибирском море (Анисинско-Новосибирский, Восточно-Сибирский-1), а также в Чукотском море (СевероВрангелевский 1, 2 и ЮжноЧукотский). С недавнего времени лицензиями на северном шельфе владеет также НОВАТЭК. Компания владеет лицензиями на Северо-Обском участке (где ООО «АРКТИК СПГ 3» проводит геологоразведочные работы).2. Классификация оборудования подводной добычи углеводородовСпособ применения подводных промыслов является наиболее перспективным при освоении глубоководных месторождений. Он основан на использовании так называемых систем подводного заканчивания скважин, у которых устья располагаются на морском дне. Там же находятся оборудование системы сбора и транспорта продукции скважин, подводные нефтепроводы, системы ППД, энергоснабжения, телекоммуникаций и управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. По сравнению с традиционными методами освоения, когда устья скважин размещены на стационарных платформах, данный способ имеет следующие преимущества:ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с ПБУ скважин;гибкость технологии подводной добычи из-за возможности быстрой смены оборудования (например, при переходе с фонтанного на газлифтный способ добычи путем замены одной технологической платформы на другую);возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений, расположенных в суровых арктических условиях, независимо от наличия ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др.Оборудование для подводной эксплуатации подразделяют на "мокрые", "сухие" и гибридные системы. Наибольшее распространение в мире получили "мокрые" системы (90% всех подводных скважин), которые отличаются большим конструктивным разнообразием - это может быть как отдельно стоящая фонтанная арматура, так и сложные, размещенные внутри подводных гидротехнических сооружений комплексы, включающие куст из 12-24 устьев скважин и более, манифольд, энергетический блок, систему управления и т.д.Система добычи "мокрого" типа состоит из устья одной скважины, оборудованной подводной фонтанной арматурой и соединенной выкидной линией (подводным трубопроводом) и райзером со стационарной платформой или плавсредством, как правило, расположенными над скважиной. Для этой цели могут быть использованы переоборудованные танкеры, плавучие и стационарные платформы.Для контроля за параметрами добываемой продукции, положением запорных органов и управления ими существует несколько типов систем, выполняющих указанные функции: с гидравлическим, электрическим и комбинированным приводом. При этом пульт управления расположен на платформе и связан с подводным устьем шлангокабелем.Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с ППБУ или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов."Сухие" системы, разработанные, например, фирмой "Кэн Оушн", представляют собой одноатмосферную камеру с расположенным внутри нее устьевым оборудованием. Камера оснащена шлюзом для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим в нее оператора. Преимущества этого типа систем заключаются в том, что они могут работать на больших глубинах моря (до 800 - 900 м) без применения сложной водолазной техники, которая в настоящее время пока еще не соответствует требованиям для данных условий.Гибридные системы состоят из основного комплекта оборудования устья скважин, размещенного на дне, и дополнительного - на стационарной платформе. Оба они находятся один над другим и соединяются вертикальным райзером. Число таких систем составляет около 5% общего числа подводных скважин.Анализ современных тенденций освоения морских месторождений нефти и газа на средних и больших глубинах моря с использованием систем подводного заканчивания показал, что:для изолированных небольших (так называемых малорентабельных) месторождений, разрабатываемых 1 - 2 скважинами, в качестве технологической платформы используют переоборудованный танкер, на палубе которого размещают оборудование для подготовки нефти. Танкер посредством вертлюга швартуют к плавучему погрузочному бую, соединенному со скважиной глубоководным райзером;для месторождений средних размеров предполагают применять подводный манифольдный центр, включающий куст скважин на одной донной плите и ряд сателлитных, используемых как добычные или нагнетательные. Манифольд соединяют со стационарной или плавучей платформой с помощью нескольких гибких трубопроводов, которые, как показали натурные эксперименты в Северном море, успешно выдерживают возникающие при этом динамические напряжения. Такие системы проходили опытную проверку на месторождении Балморал;для крупных месторождений используют систему, состоящую из центрального куста скважин с подводным манифольдом, нескольких периферийных кустов и ряда одиночных скважин, управляемых со стационарных или плавучих технологических платформ.3. Подводный добычной комплексПодводный 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.Рисунок 1 – Подводный добычной комплексПодводное добычное оборудование (ПДК), находящееся на дне 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.В мировой практике использование ПДК нашло широкое применение; к 2016г. уже насчитывалось более 130 морских месторождениях где применялись подводные технологии добычи углеводородов. Эта технология (ПДК) основывается на системе подводного заканчивания скважин, устья которых располагаются на морском дне. Например, на шельфе Норвегии внедрены технологии подводной добычи на месторождениях Снёвит и Ормен Ланге. В России ПДК впервые были применены на Киринском месторождении, лицензионном участке ПАО «Газпром». Киринское месторождение находится южнее 66 параллели, т. е. расположено не за чертой полярного круга, но условия его эксплуатации очень близки к условиям добычи в арктических морях.По мнению профессора Ю. П. Ампилова, «из главных достижений проекта «Сахалин-3» на сегодня – это начало добычи на Киринском месторождении без использования традиционных морских платформ, а с помощью передовых зарубежных подводных технологий – ПДК».Первым условием при выборе источника энергии для обеспечения объектов при разработке месторождений, является географическое положение потребителя электроэнергии. При обустройстве морских месторождений источник электроснабжения может находиться на ближайшем побережье либо на стационарной или плавучей платформе, а также под водой. Сегодня на части промыслов электроснабжение осуществляется посредством высоковольтной передачи переменного тока. Однако для арктических условий эти подходы носят крайне ограниченный характер. Наряду с этим, звучат предложения использовать энергию ветра, течений и водородную энергетику.Разработки последнего времени делают возможным использование попутного нефтяного газа в качестве топлива для источников электроэнергии и тепла в арктических условиях.Практически осуществлено для условий Арктики использование попутного нефтяного газа (ПНГ) на примере МЛСП «Приразломная».Однако для того, чтобы реализовать эту технологию, требуется отдельно стоящее ледостойкое сооружение и подключение ПДК к нему. В результате это ведет к резкому увеличению потребности в энергоресурсах. Подобный подход может быть реализован для освоения морских месторождений, расположенных на мелководье.Одним из возможных решений для отдаленных месторождений является использование подводных атомных станций для обеспечения потребностей как отдельного, так и группы близко расположенных месторождений. Однако до настоящего времени аналоги подводных атомных станций в полном объеме отсутствуют.Потребности ПДК в энергоресурсах определяются принятой системой разработки месторождения и схемой его обустройства. В простейших случаях потребность в энергоснабжении весьма незначительна и определяется затратами на управление ПДК.Примеры оборудования подводных добычных систем, определяющие потребление электроэнергии:Механизмы автоматического управления клапанами впрыска химических реагентов с электрическим приводом (Electric Actuators on Chemical Injection Metering Valves);Электродвигатели для задвижек и штуцеров (Electric motors for gate valves and chokes);Механизмы автоматического управления Штуцерами с электрическим приводом (Electric Actuators on Chokes). (Используются ограниченно)Но затраты на электроэнергию значительно возрастают при подводной подготовке и транспорте флюида, а так же при реализации подводных систем подготовки и закачки воды для поддержания пластового давления.Потребителями электроэнергии также может являться следующее подводное оборудование: подводные компрессоры, подводные насосы. При их использовании потребляемая мощность значительно возрастает и может исчисляться МВт.Рисунок 2 – Штуцер с электрическим приводомКроме того, большой объем электроэнергии может потребоваться для подогрева продукции при перекачке по трубопроводу, что особенно актуально в арктических условиях.Для данных условий существует технология прямого электрического нагрева трубопровода (Direct electric heating system DEH).Некоторые из примеров реализованных DEH технологий:Месторождение «Skarv». 15км трубопровода с применением DEH технологии (2,5 МВт) BP Norge, 2009 год;Месторождение «Morvin». 22км трубопровода с применением DEH технологии (4,5 МВт) StatoilHydro, 2009 год.В зависимости от варианта обустройства шельфовых месторождений, возможно размещение энергетического комплекса (ЭК) на морской платформе, расположенной непосредственно в районе добычи.4. Системы управления подводным добычными комплексамиПодводное устьевое оборудование монтируют на устьях отдельных скважин, а для управления оборудованием на устье скважины и оборудованием на манифольдах используют электрогидравлические или гидравлические системы. Управление и контроль за работой каждой арматуры проводится по отдельным линиям с судна или через единый распределительный блок.Рисунок 3 – Принципиальная схема электроснабжения и управления ПДК с морской эксплуатационной платформыСуществуют две системы подводной установки добычных комплексов [8]:1. открытым расположением оборудования на устье;2. закрытым оборудованием в изолированных камерах – «сухим» (с атмосферным давлением).При бурении в системе управления подводным противовыбросовым оборудованием используется как подводное, так и надводное оборудование для управления блоком превенторов, установленным на подводном устье скважины [8]. Блок противовыбросовых превенторов состоит из двух секций – нижний блок, соединенный с устьем, и верхний блок, представляющий собой нижний комплект оборудования водоотделяющей колонны, который соединен с нижним блоком. Подводное оборудование систем управления превенторами включает в себя два съемных (80–100)- канальных гидравлических коллектора управления, устанавливаемых на нижнем комплекте оборудования водоотделяющей колонны, золотниковые клапаны и устанавливаемые на блоке гидроаккумуляторы. В состав надводного оборудования системы входит блок гидроаккумуляторов/насосов, отдельный гидравлический манифольд управления ПВО, устанавливаемые отдельно баллоны аккумуляторов, панель управления бурильщика, панель управления бурового мастера, барабаны для шлангов, блок-системы ПВО, соединительная обвязка.Главное назначение системы управления ПВО – контроль и управление различными гидроприводными устройствами блока превенторов и системы дивертора. Помимо функций управления ПВО и дивертором, система управления ПВО обеспечивает постоянный контроль и регулирование давления в надводной и подводной части системы гидравлики, а также осуществляет контроль расхода гидравлической жидкости в надводной части.Надводное оборудование обеспечивает индикацию статуса функций управления превенторов.Согласно требованиям Российского морского регистра судоходства, подводная система управления обеспечивает эксплуатационную надежность за счет дублирования оборудования [9]. Предусмотрены две рабочие подводные системы. Данные системы обозначаются «желтая» и «синяя». Каждая из этих систем обеспечивает управление всеми функциями блока превенторов, однако одна из них находится в режиме резерва [10]. Обычно подводная система управления превенторами является гидроприводной, то есть основная мощность, используемая системой для управления функциями блока превенторов и диверторов, – гидравлическая. Гидравлическая энергия вырабатывается и регулируется обычно двумя поршневыми насосами высокого давления. При включении какой-либо функции из устройства управления выходит подаваемая по напорной магистрали гидравлическая жидкость и приводит в действие соответствующий орган. Когда положение органа меняется на обратное, происходит следующее.Рисунок 4 – Принципиальная схема электроснабжения и управления ПДК с берегового технологического комплексаВ случае органов с пружинным закрытием, гидравлическая жидкость, направленная перед этим из регулируемой напорной магистрали для включения функции, поступает обратно через устройство управления и сбрасывается в море. Новой жидкости не требуется, т.к. отвод первоначально поданной жидкости позволяет задвижкам с пружинным закрытием переключиться в обратное положение механическим способом. В случае стандартных функций открытия-закрытия, как, например, в плашечных превенторах, на обратную сторону органа подается новая порция рабочей жидкости от регулируемой напорной магистрали гидравлики. Жидкость, поданная для включения функции перед этим, возвращается через устройство управления и выбрасывается в море.Таким образом, при выполнении стандартного набора функции подводного блока ПВО (3,5–4,0) м3 рабочей жидкости сбрасывается в море, что приводит не только к потерям гидравлической жидкости, но и к антропогенному воздействию на экосистему вод Мирового океана. Во время производства буровых работ такие операции выполняются ежедневно, и количество таких операций может быть и не одна, и не две. Технологическая схема работы на открытие и закрытие ПВО под водой на устье скважины, изготовленными различными компаниями, одна и та же, и для исключения замерзания гидравлической жидкости в систему управления ПВО используется незамерзающая гидравлическая жидкость.Обычно заводы-изготовители ПВО для работы под водой пишут в руководстве по эксплуатации: «Рекомендуемая гидравлическая жидкость для системы – биоразлагаемая готовая жидкость или концентрат, разбавленный водой хозбытового назначения».В условиях низких температур наиболее экономичной и отвечающей техническим требованиям, предъявляемым к гидравлической жидкости в гидравлических системах управления, являются (40–60) % водные растворыэтиленглико́ля (C2H4(OH)2).Этиленгликоль – это вещество относящиеся к 3-му классу опасности, и его контакт с окружающей средой является нежелательным. ПДК этиленгликоля – 5 мг/м3 , тогда как для нервнопаралитического газа сероводорода ПДК составляет 10 мг/м3 воздуха.5. Преимущества и недостатки подводной добычи углеводородовВ РФ принят ГОСТ Р 53241-2008 «Национальный стандарт Российской Федерации. Геологоразведка морская», в котором прописаны основные требования к охране морской среды при бурении, добыче углеводородов на месторождениях прибрежной зоны, территориального моря и континентального шельфа [6, 7].Для РФ работы, связанные с проектированием и строительством скважин и монтаж устьевого оборудования на больших глубинах моря, является относительно новым видом деятельности, хотя в США первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. Разработка морских нефтяных месторождений с расположением устьев скважины под водой гораздо сложнее и дороже.К недостаткам подводных добычных комплексов относятся:Невозможность технического диагностирования подводного оборудования на больших глубинах традиционными способами, а его техническое обслуживание связано с большими затратами.Аварийный выход из строя подводного оборудования и работы, связанные с устранением или заменой единицы оборудования при неблагоприятных погодных условиях Севера (наличие движущего ледового покрова, ураганные ветры и низкие температуры), что связано с попаданием антропогенных веществ (флюида) в окружающую среду.Преимущества:1. Поэтапный ввод скважин месторождения углеводородов и быстрое получение первой партии нефти, что невозможно было бы сделать традиционным методом, которые включают: проектирование, строительство дорогостоящей морской ледостойкой платформы (МЛСП) на судостроительном заводе, транспортировка по воде с судостроительного завода МЛСП и монтаж ее на проектное, подготовленное место, бурение скважин на углеводороды с МЛСП и ввод месторождения в эксплуатацию.При подводной разработке месторождения углеводородов ввод в эксплуатацию происходит существенно быстрее: пробурили скважину с судна, смонтировали оборудование на устье скважины и получили первую партию нефти.2. Защищенность всего добычного комплекса, расположенного на дне, от погодных условий. Проведенные исследования специалистами компании Statoil показали, что эффективность добычи углеводородов с МЛСП всего на ~5 % выше, чем при подводном обустройстве месторождений [8].ЗаключениеОсвоение богатств Мирового океана – это такая же объективная необходимость, как развитие и усовершенствование подводных технологий с нулевым сбросом и созданием сухих подводных комплексов с предварительной подготовкой нефти и газа. Каждая компания, занятая подводными технологиями в отдельности, решает свои узковедомственные задачи, и важно на этом этапе выработать общие технические требования к подводным технологиям, исключающие любые сбросы в воды Мирового океана любых веществ. Иначе нам не избежать катастрофических последствий загрязнения вод Мирового океана.Список использованных источников1. Арабова З.М., Арабов М.Ш., Прохоров Е.М., Саадати П.А. Проблемы и пути снижения антропогенного воздействия на воды мирового океана // Вестник Астраханского государственного технического университета. Серия: Морская техника и технология. 2019. № 3. С. 41-47.2. Арабов М.Ш., Арабова З.М. Нефть и экосистема Каспийского моря // Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2019. № 6. С. 25-32. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/6_2019/ogbus_6_2019_p25-32.pdf (дата обращения: 10.11.2022).3. Lehner P., Deans B. In Deep Water: The Anatomy of a Disaster, the Fate of the Gulf, and How to End Our Oil Addiction. New York: OR Books, 2010. 173 p.4. Звонова О. Авария в Мексиканском заливе: хроника событий и экологические последствия // Аргументы и Факты. 22.04.2014. URL: https://aif.ru/dontknows/file/avariya_v_meksikanskom_zalive_hronika_sobytiy_ i_ekologicheskie_posledstviya (дата обращения: 10.11.2022).5. Final Report on the Investigation of the Macondo Well Blowout. Deepwater Horizon Study Group, 2011. 124 p.6. НД № 2-090601-003. Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов. СПб.: РМРС, 2017. 106 с.7. СТО Газпром 2-3.2-966-2015. Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин на континентальном шельфе. СПб.: Газпром, 2017. 87 с.8. Люгай Д.В., Мансуров М.Н. Эволюция в подводной добыче нефти и газа // Газовая промышленность. 2018. № 6. С. 46-51.9. Мокшаев Т.А., Греков С.В. Опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2015. № 2 (22). С. 69-73.