Ключевые слова: системы подводной добычи, подводная дожимная компрессорная станция, зарубежный опыт, организация и проведение испытаний оборудования, подводная подготовка пластовой продукции, добыча газа и газового конденсата.
Добыча углеводородов на арктическом шельфе связана с большими капитальными затратами и необходимостью создания специального оборудования, работающего в сложных климатических условиях.
Подводные технологии добычи углеводородов являются предпочтительным решением для применения в арктических условиях, поскольку предполагают расположение добычного и технологического оборудования на морском дне, что позволяет минимизировать риски внешнего воздействия, связанные с климатическими особенностями региона. Системы подводной добычи, не подверженные воздействию волн, ветра и льдов, могут обеспечить проектные уровни добычи при более низких затратах в обустройство в сравнении с традиционными платформенными решениями.
На сегодняшний день подводные компрессорные станции являются наиболее инновационным направлением разработки систем подводной добычи. Применение подводных дожимных компрессорных станций (далее – ПДКС) при освоении удаленных морских месторождений в арктической зоне РФ позволит повысить коэффициент извлечения газа, продлить период постоянных отборов и, как следствие, улучшить экономические показатели морских проектов добычи газа и газового конденсата [1].
В настоящее время технология подводного компримирования нашла применение в проектах на шельфе Норвегии и Австралии. В мире имеется практический опыт промышленной эксплуатации ПДКС, установленных на месторождениях Asgard и Gullfaks South в норвежском секторе Северного моря. Кроме того, летом 2025 года на месторождении Ormen Lange запущена новая фаза проекта (фаза 3), реализация которой предполагает применение ПДКС. В 2026 году запланирован ввод ПДКС на месторождении Jansz-Io на шельфе Западной Австралии [2, 3].
Основные технические характеристики компрессорных станций, разработанных в рамках реализации зарубежных проектов освоения морских месторождений углеводородов, приведены в таблице 1 [3, 4].
В процессе создания инновационного оборудования ПДКС проводятся заводские индивидуальные испытания отдельных компонентов, узлов и систем станции, а также заводские приемо-сдаточные испытания основных модулей в сборе.
На рисунке 1 представлена базовая номенклатура оборудования ПДКС, подлежащего испытаниям: компрессорные, насосные, сепарационные и теплообменные модули, электротехническое оборудование, а также оборудование полностью электрической системы управления, включая отдельные компоненты системы управления магнитным подвесом компрессора.
На рисунке 2 приведен ряд примеров лабораторных и заводских испытаний оборудования ПДКС, такие как испытание многофазного подводного компрессора на заводе компании OneSubsea, центробежного подводного компрессора на стенде компании MAN, тестирование подводного теплообменного аппарата в бассейне, проверка эффективности работы систем подводного сепаратора, проверка утечек на центробежном насосе, а также прибрежные испытания подводного трансформатора, в ходе которых определяются его тепловые характеристики и проверяется работа системы компенсации давления.
По достижении целевого уровня наработки оборудования в процессе заводских испытаний проводятся комплексные функциональные испытания подсистем в сборе в условиях, максимально приближенных к эксплуатационным. Применение специального полигона, имитирующего эти условия, является ключевым фактором, обеспечивающим достижение требуемых параметров эксплуатации инновационного оборудования.
Так, например, для проведения ресурсных испытаний оборудования пилотной ПДКС проекта Ormen Lange оператором проекта, компанией Equinor, был построен бассейн в промышленной зоне Nihamna (Норвегия), где проводились испытания одной технологической линии станции. Общий вид полигона представлен на рисунке 3 [5].
ТАБЛИЦА 1. Основные характеристики подводных дожимных компрессорных станций
РИСУНОК 1. Основное оборудование ПДКС, подлежащее испытаниям
РИСУНОК 2. Лабораторные и заводские испытания отдельных компонентов ПДКС
Бассейн с габаритами 42 м x 28 м х 14 м в процессе эксплуатации заполнялся морской водой, температуру воды в бассейне поддерживали близкой к условиям эксплуатации на месторождении Ormen Lange. Для поддержания постоянной температуры бассейн был оборудован системой ее непрерывной циркуляции [5].
Испытательный комплекс в Nihamna, помимо обеспечения ресурсных испытаний оборудования, использовался также для проверки процедур установки и демонтажа модулей ПДКС.
РИСУНОК 3. Общий вид испытательного полигона в Nihamna
Компрессор Blue-CTM, разработанный компанией General Electric, отработал в бассейне испытательного полигона Nihamna около 6 месяцев (4180 ч), при этом максимальная потребная электрическая мощность составила 14,4 МВ. По результатам ресурсных испытаний доработка подводных компрессоров из-за их высокой стоимости была признана нецелесообразной и остановлена, а оператором проекта отмечено, что технология Blue-C «является возможным вариантом, но она не готова к работе» [6].
Данное решение было обусловлено в том числе актуализацией экономической оценки проекта обустройства месторождения Ormen Lange, включающей уточненную информацию о затратах для реализации его третьей фазы.
Высокотехнологичный испытательный центр компании Equinor K-Lab был создан для квалификации всех видов оборудования и технологических процессов, используемых в подготовке и транспорте углеводородов. Центр расположен в городе-порту Kårstø рядом с крупнейшим в Европе комплексом подготовки газа, где с 1985 г. проводится подготовка и хранение газа, поступающего с месторождения Asgard. Поскольку испытательный центр K-Lab интегрирован в газоперерабатывающий комплекс, это обеспечивает проведение исследований на реальных флюидах, идентичных добываемым на самом месторождении.
На рисунке 4 приведен общий вид испытательного центра K-Lab. Центр оборудован двумя независимыми многофазными контурами (multiphase test loops) [7, 8].
Контур VGII Loop предназначен для проверки технологических характеристик различного нефтегазового оборудования, в том числе для подводного применения, работающего с газом, жидкостями, а также с многофазным потоком, в том числе для проверки совместимости материалов внутренних компонентов оборудования с рабочим флюидом.
В зависимости от программы испытаний на вход испытательной секции может подаваться как осушенный газ, так и газ, не прошедший подготовку, содержащий жидкие конденсат, воду или их смесь. Установка обеспечивает возможности регулирования содержания солей и ингибиторов в потоке флюида на входе.
Контур SST Test Loop предназначен для проверки работы подводных компрессоров MAN HOFIM как на осушенном газе, так и на влажном (до 5 %), в зависимости от концепции испытания. Основным элементом испытательного контура SST является бетонный бассейн с габаритами 20 м x 15 м х 13 м.
РИСУНОК 4. Общий вид испытательного центра K-Lab с двумя независимыми многофазными контурами
Разработка технологии Subsea HOFIM началась в рамках решения задачи по поддержанию добычи на месторождении Asgard. Когда добыча начала снижаться, компания Equinor рассмотрела несколько инновационных технологий для продления срока службы месторождения, и предпочтительным решением была признана добыча, обеспечиваемая компрессорами, установленными на морском дне в районе расположения устьев скважин.
Для выполнения вышеуказанных задач был выбран мотор-компрессор HOFIM компании MAN, зарекомендовавший себя в ходе многолетнего опыта промышленной эксплуатации более 100 агрегатов в условиях суши, после чего последовала 10-летняя программа технической квалификации и подготовки компрессора для применения в подводных условиях.
Последующая доработка технологии была основана на методологии уровня технической готовности в API RP 17N [9] путем количественной оценки и контроля уровня технического риска на различных этапах выполнения проекта.
Для решения проблем, связанных с совместимостью внутренних материалов агрегата с жидкостной средой на входе, был составлен исчерпывающий список материалов для проверки, охватывающий соответствующие отдельные компоненты внутри встроенного мотор-компрессора. Механизмы старения, рассмотренные для различных групп материалов, включали капельную эрозию и коррозию для металлических материалов, а также химическое старение для неметаллических материалов.
Специалистами проектной группы была определена необходимость полномасштабных ресурсных испытаний в условиях влажного газа, с этой целью был заказан 6-ступенчатый линейный компрессор со встроенным двигателем мощностью 8 МВт – самый мощный агрегат, доступный в то время, подобранный в соответствии с возможностями испытательной установки многофазных жидкостей K-Lab [7].
В 2007 г. компания MAN успешно завершила серию заводских испытаний производительности, механических характеристик и герметичности опытного образца подводного компрессора (уровень TRL 2). В начале 2008 г. моноблок мотор-компрессора был установлен в испытательном контуре K-Lab и подготовлен к проведению комплекса испытаний в контурах VGII и SST, основной целью которых было достижение безотказной работы агрегата при высокой надежности и технической готовности.
В конце 2009 г., после наработки 3250 часов с коэффициентом готовности более 98 %, концепция интегрированной системы мотор-компрессор получила сертификат испытаний, подтверждающий, что внутренние материалы и компоненты агрегата соответствуют требованиям эксплуатации в условиях влажного газа (был достигнут уровень готовности TRL 3). Затем была проведена техническая квалификация агрегата с целью устранения проблем, обусловленных подводными условиями эксплуатации и повышенными требованиями к мощности на валу – 11,5 МВт.
В ходе испытаний компрессора в контуре SST производились [7]:
-
проверка управления работой высокоскоростного двигателя компрессора с моделируемым расстоянием почти 50 км между преобразователем частоты и электродвигателем посредством имитатора электрического кабеля;
-
проверка усовершенствованных компонентов электродвигателя и активных магнитных подшипников для повышения производительности и надежности;
-
проверка подводных высоковольтных электрических соединений и уплотнений металлического корпуса;
-
проверка работы компрессора при полной загрузке многофазным потоком.
В 2010 г. после завершения успешных полномасштабных испытаний компания Aker Solutions в сотрудничестве с Equinor заключила контракт с MAN Diesel & Turbo на поставку единичной партии подводных турбокомпрессоров для месторождения Asgard, состоящей из четырех герметичных агрегатов HOFIM, оснащенных встроенным электродвигателями.
Первая в мире подводная газокомпрессорная станция была введена в эксплуатацию 17 сентября 2015 г., обеспечивая транспорт газа на платформу Asgard B. Модули второй технологической линии были успешно установлены и введены в эксплуатацию в январе 2016 г. В настоящее время оба моноблока мотор-компрессоров HOFIM продолжают работу практически без остановок.
В октябре 2015 г. Aker Solutions и MAN Diesel & Turbo сформировали альянс для разработки следующего поколения подводных компрессорных систем, обеспечивающих повышенную отдачу и более низкие затраты по сравнению с решениями на традиционных платформах. Их цель состоит в том, чтобы подготовить экономически эффективную и надежную технологию подводных компрессорных систем с упором на минимизацию веса и размера, устранение излишней сложности системы.
В этой связи испытания моноблока мотор-компрессора HOFIM были продолжены с целью его модернизации и применения на других морских месторождениях, в т.ч. на месторождении Jansz-Io, расположенном на австралийском шельфе. Одна из основных задач новой технологии – обеспечение возможности компримирования газового потока, содержащего до 30 % жидкости по массе [10].
Другой проект, который реализован в K-Lab, касается испытаний и контроля качества специального запорного клапана, предназначенного для перекрытия трубопроводов при возникновении аварийных ситуаций в системах закачки газа в пласт, применяемых для повышения нефтеотдачи месторождений. Данные исследования представляют интерес, поскольку требуют быстрого регулирования расхода и давления для имитации разрыва трубопровода и немедленного закрытия клапана [11].
На сегодняшний день в ПАО «Газпром» организован комплекс научно-исследовательских работ, посвященных вопросам создания отечественной технологии подводного компримирования для освоения перспективных морских месторождений континентального шельфа Арктики и Дальнего Востока.
В рамках выполненных исследований разработана технологическая схема ПДКС, обоснован состав технологического оборудования (компрессорного, теплообменного, сепарационного и насосного) и определены режимные параметры его работы, которые позволили подготовить обоснованные исходные технико-технологические требования на проектирование.
Проводится углубленная проработка технических решений по основным элементам ПДКС, уточняются массогабаритные и эксплуатационные характеристики оборудования, выполняется обоснование технической реализуемости и экономической целесообразности ПДКС для принятия инвестиционного решения об организации опытно-конструкторских работ по созданию опытных образцов отдельных подводных установок и ПДКС в целом на ресурсной базе отечественных промышленных предприятий.
Зарубежный опыт показал, что созданные опытные образцы оборудования подлежат длительному циклу квалификационных испытаний, основные этапы которых представлены на рисунке 5.
РИСУНОК 5. Основные этапы квалификационных испытаний оборудования ПДКС
Учитывая мировую практику, при создании оборудования ПДКС квалификационные испытания опытных образцов подводных компрессорных модулей, одного из ключевых элементов технологии подводного компримирования, могут быть организованы следующим образом. На первом этапе, вероятно, потребуются экспериментальные исследования (лабораторные испытания) образцов электропривода, магнитных подшипников, системы управления, электрических и оптических разъемов и соединителей. Далее последуют заводские испытания компрессорного агрегата в сборе, программа которых должна в том числе предусматривать:
-
механические испытания,
-
газодинамические испытания,
-
пневматические испытания (на утечку),
-
испытание системы охлаждения привода и магнитных подшипников,
-
ресурсные испытания страховочных подшипников,
-
ресурсные испытания на устойчивость ротора к капельной жидкости в газе,
-
дефектацию (полную разборку) компрессора.
После заводских испытаний компрессорного агрегата необходимо организовать ресурсные испытания на наземных объектах подготовки/переработки/транспорта газа. Описанный выше цикл испытаний соответствует стадии предварительных испытаний по ГОСТ 15.301 [12].
После успешных ресурсных испытаний газоперекачивающего агрегата должны быть организованы заводские испытания модуля в сборе. При этом рекомендуется проведение испытаний компрессорного модуля в морской воде с целью проверки специфики работы компрессорного агрегата в схожих с эксплуатационными условиями, включая дополнительные проверки эффективности работы оборудования системы охлаждения электродвигателя, герметичности электрических и оптических разъемов, работоспособности системы управления и других параметров модуля. Данный цикл испытаний соответствует стадии приемочных испытаний по ГОСТ 15.301 [12].
В настоящее время в Российской Федерации отсутствует испытательная инфраструктура, позволяющая проводить отработку новых технологий и процессов, используемых при подводной добыче, подготовке и транспортировке углеводородов. Мировой опыт свидетельствует о целесообразности разработки как испытательных стендов для основного оборудования систем подводной добычи, так и испытательных полигонов, позволяющих имитировать условия, приближенные к реальным месторождениям [13].
Организация приемочных испытаний такого сложного, инновационного оборудования может быть достаточно дорогостоящей инвестицией. Возможный путь снижения затрат на создание испытательного полигона ПДКС состоит в том, чтобы встроить его в уже существующую процессную технологию, например, на береговом заводе и воспользоваться доступными ресурсами, такими как производственная инфраструктура (газ, энергетика, склады, краны, коммуникации), технические компетенции, объекты портового хозяйства. При выборе места расположения испытательного полигона должна быть разработана рациональная логистическая стратегия доставки изготовленного на заводах оборудования ПДКС.
Для проведения исследований и доработки оборудования ПДКС на полигоне необходимо определить: цель и задачи испытаний, используемые приспособления и оборудование, критерии приемки, а также разработать программы и методики испытаний.
Программа квалификационных испытаний ПДКС как единой системы должна разрабатываться с учетом индивидуальных программ испытаний каждого элемента системы, которые подготавливаются предприятиями, выполняющими ОКР по созданию указанного оборудования.
Необходимо учитывать, что испытательный полигон выполняет специфическую и весьма существенную научно-техническую роль в вопросах создания подводного оборудования для освоения морских углеводородных месторождений. Специфика вопроса заключается в том, что на начальном этапе испытательный полигон не может выступать как источник прибыли, но при этом он занимают существенное место в цепочке создания инновационного оборудования, поскольку обеспечивают проверку результатов НИОКР и апробацию опытных образцов изделий с последующей постановкой продукции на производство.
Литература
1. Neftegaz.RU [Электронный ресурс] // Д.А. Мирзоев, О.Л. Архипова, И. Э Ибрагимов Особенности освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа Арктики, электрон. журн. Neftegaz.RU № 1, Январь 2023 URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/arktika/766992-osobennosti-osvoeniya-neftegazovykh-resursov-kontinentalnogo-shelfa-arktiki/ (дата обращения: 02.04.2026).
2. Территория Нефтегаз [Электронный ресурс] // И.Э. Ибрагимов, А.В. Дроздов, М.С. Кирик Основные тенденции развития технологии и оборудования систем подводного компримирования // журн. Газовая промышленность Спецвыпуск № 1, 2024 URL: https://neftegas.info/magazines/gas-industry/142/1313 (дата обращения: 02.04.2026).
3. Р.В. Горячев, Ю.В. Кожухов, Ю.П. Ерышкин Мировой опыт производства герметичных компрессоров для подводных добычных комплексов, применяемых при разработке месторождений углеводородов на морском шельфе // Компрессоры и компрессорное оборудование: труды международного симпозиума им. К.П. Селезнева, 30 мая – 1 июня 2018 г. – с. 24-34 (дата обращения: 02.04.2026).
4. Отчет-справочник/ под ред. Сафина А.Х. Новые направления в развитии техники сжатия газов. Часть 2. Подводные компрессоры и компрессорные станции для нефтегазовых промыслов на морском континентальном шельфе. СПб. ООО «Прима-Химмаш», 2012, 190 с.
5. CORE [ Электронный ресурс] // Faculty of Science and Technology MASTER’S THESIS Bruce Wilson (A/S Norske Shell), Evaluation of hydro acoustic condition monitoring of subsea processing equipment, Stavanger,2011, p.-108 URL: https://core.ac.uk/download/pdf/30922116.pdf (дата обращения: 01.11.2022).
6. YouTube [Электронный ресурс] // Shell makes a leap in technology with subsea compression pilot URL: https://www.youtube.com/watch?time_continue=4&v=UaZOFI3HZKY (дата обращения: 21.05.2026).
7. ResearchGate [Электронный ресурс] // Technical Integrity in a Full Scale Qualification and Test Facility for Offshore Equipment. Iulian Comanescu, Torgrim Log Article in International Journal of Offshore and Polar Engineering January 2016 URL: https://www.researchgate.net/publication/305920742_Technical_Integrity_in_a_Full_Scale_Qualification... (дата обращения: 01.11.2022).
8. YouTube [Электронный ресурс] // Equinor K-lab - Full-scale multiphase Test Facility URL: https://youtu.be/uYtVrxmWXm8?si=6sMpKo-sBb0zn3dl (дата обращения: 01.11.2022).
9. API RP 17N Recommended Practice on Subsea Production System Reliability, Technical Risk, and Integrity Management.
10. Offshore [Электронный ресурс] // Chevron, Shell greenlight subsea compression projects Oct. 1, 2021 Chevron and Shell have sanctioned subsea compression projects in Australia and Norway, respectively. Oct. 1, 2021 Jessica Stump URL: https://www.offshore-mag.com/subsea/article/14210954/2110offsss (дата обращения: 01.11.2022).
11. Offshore [Электронный ресурс] // Extended subsea compressor qualification program proves worth at Asgard Nov. 10, 2016 Since September 2015, Statoil has been operating the world's first subsea gas compression station on the seafloor of the Norwegian URL: https://www.offshore-mag.com/production/article/16754710/extended-subsea-compressor-qualification-program-proves-worth-at-asgard (дата обращения: 01.11.2022).
12. ГОСТ Р 15.301-2016 Система разработки и постановки продукции на производство (СРПП). Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство.
13. Анализ состояния морских полигонов и испытательных стендов в сфере морской добычи углеводородов, в том числе с применением МРТК, А.И. Малахов, С.Г. Фокин, ГИДРОКОСМОС, 2024;2,2(7–8):97–106.
