0°C
Салехард

Экономика

В Обской губе построят ледовую платформу

Первые шельфовые проекты нефтегазодобычи будут реализовываться именно на Ямале, на лицензионных участках ПАО «Газпром». Не мешают ли нашим добытчикам санкции, на чем сосредоточены инженеры?


Об этом говорили на прошедшей в Санкт-Петербурге 13-й Международной выставке и конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ RAO/CIS Offshore 2017. Форум стал своеобразным смотром готовности отечественной инженерной мысли и технологий к началу полномасштабной разработки самых северных углеводородных месторождений.

Одна из крупнейших «дочек» газового гиганта ООО «Газпром добыча Ямбург» готовится к освоению самого крупного и самого мелководного месторождения – Каменномысское-море. Разведанные запасы газа на нем около 550 миллиардов кубометров, а годовая добыча составит до 15 миллиардов. Проектом обустройства занимается ООО «Красноярскгазпром нефтегазопроект». На его примере можно рассмотреть весь спектр проблем, которые встают перед российскими учеными и промышленниками при реализации шельфовой добычи нефти и газа.

По словам начальника управления проектирования обустройства месторождений института Алексея Карпова, его можно описать словом «грандиозный». Через год-два в Обской губе, в 80 км от берега, начнется строительство четырех морских стационарных ледостойких объектов: добывающей платформы ЛСП-А, трех ледостойких блок-кондукторов, более 100 км подводных трубопроводов и кабелей, комплекс береговых сооружений, более 100 км магистральных трубопроводов, 20 мостов, автодороги, ЛЭП и прочая инфраструктура. И если проектирование сухопутной части проекта находится в сфере привычных инженерных решений, то морская часть требует проработки множества нюансов.

ДОЖМУТ ЧЕРЕЗ 10 ЛЕТ

Основным разработчиком ледостойкой стационарной платформы (ЛСП) для Каменномысского месторождения стало севастопольское ЦКБ «Коралл», с 2001 года разрабатывающее эти сложные сооружения для Черного, Каспийского, Охотского морей и бассейна Северного Ледовитого океана. Наиболее знаменитое изделие этого КБ уже несколько лет успешно работает на Приразломном месторождении «Газпрома». Проект платформы впервые был представлен публике на специализированной выставке «Сургут. Нефть и газ 2017» и с тех пор кочует по профильным экспозициям. В последние несколько дней красноярцы демонстрировали его в Петербурге.

Для Обской губы ЛСП будет достаточно небольшой 150х70 метров. Этого удалось достичь благодаря инновационной схеме монтажа оборудования. После десяти лет эксплуатации месторождения буровое оборудование, необходимое в начале работы, будет демонтировано, а на его место установлены дожимные компрессорные станции. Данное решение позволило уменьшить продольные размеры платформы на 18 метров, получив колоссальную экономию стоимости строительства.

По словам ведущего конструктора «Коралла» Александры Тертышниковой, определено, что прямоугольные формы платформ для малых глубин (а толща воды в Обской губе составляет от пяти до 14 метров) на средних (100–150 м) и больших (1–2 км) глубинах сменят треугольные, с высоким ледовым классом защиты. Среднеглубинные ЛСП будут устанавливаться на трех опорах, а предназначенные для больших глубин – на якорной системе, с возможностью буксировки и самостоятельного маневрирования во льдах. Испытания макетов этих платформ показали высокую живучесть и прекрасные мореходные качества.

ЧЕМ ПРОЩЕ, ТЕМ НАДЕЖНЕЕ

Начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Юрий Морев рассказал «КС», как будет устроена подводная добывающая часть будущих ЛСП. По его словам, технология для производства таких платформ в мире существует, но не в России. Просто купить ее из-за санкций мы не можем, но это даже хорошо. Импортозамещение дает бесценный опыт и, немаловажно, финансирование нашей науке.

– Технологическая схема должна быть простой и надежной, – отметил ученый. – Она должна учитывать условия внешней среды, иметь минимальное количеством роторного оборудования, требующего обслуживания, максимально использовать существующее оборудование.

По его словам, мировой опыт разработки шельфовых месторождений показывает, что всё подводное оборудование должно размещаться в двух-трех модулях. На базе анализа работы «Газпрома» отечественная схема предполагает создание трех модулей: донного, теплообменного и компрессорного. Все эти модули монтируются постепенно, по мере выхода месторождения на мощность. Монтаж оборудования происходит в течение 7–14 лет. Принцип работы – нулевой цикл. То есть вся жидкость, что добывается из недр, направляется на верхнее строение и вывозится на берег. При этом за счет систем теплообмена температура выхода газа или конденсата на берег составит –2–6 оС, что предотвратит таяние грунта в прибрежной зоне.

– Разработка систем технологической безопасности новых проектов такова, – рассказал Юрий Морев. – Что заказчику и исполнителю проще и дешевле соблюдать все охранные нормы, чем ликвидировать последствия аварии. Проще и гораздо дешевле. Внимание к экологии можно оценить даже визуально, листая проекты. Так разделы ОБОС (организации безопасности окружающей среды) занимают в два раза больше места, чем технологические разделы.

По мнению Юрия Морева, отечественные компании пока не готовы к разработке глубоководных месторождений – экономическая необходимость в этом наступит только лет через 20, а на небольших глубинах вполне могут обойтись своими силами.


0

0

0

0

0

0



Темы