В соответствии с «Энергетической стратегией России до 2030 года» основные объёмы прироста запасов, увеличение и стабилизацию добычи углеводородного сырья планируется осуществлять за счёт привлечения ресурсов Российского континентального шельфа, в том числе и арктического региона, особенностями которого являются суровые климатические условия и сложная ледовая обстановка.
В последние годы наблюдается активное развитие технологий подготовки нефти и газа на дне моря. Уже сегодня в мире вводятся в эксплуатацию многочисленные подводные системы, и это не только отдельные перекачивающие или сепарационные установки, но и комплексные модульные системы добычи и подготовки углеводородного сырья на морском дне.
Так, например, в 2015 году норвежская энергетическая компания запустила первую в мире установку по компримированию газа под водой. Газовый компрессор находится на месторождении Asgard в Норвежском море. Данная технология открывает новые возможности по разработке глубоководных месторождений вдали от берега, традиционно компрессоры устанавливаются на платформах или на побережье, но в данном случае установка расположена на трехсотметровой глубине под водой. В заявлении компании отмечается, что установка позволила увеличить газоотдачу пластов Midgard и Mikkel [1].
Подводная сепарация является достаточно апробированной технологией и получила своё применение на ряде месторождений углеводородов мира. Так, несмотря на значительную глубину моря (порядка 900 м), на месторождении Pazflor шельфа Анголы были установлены 3 сепарационные установки газ/жидкость, имеющие высоту 9 м при диаметре 3,5 м. Данное решение оказалось экономически эффективным и позволило компании-оператору успешно разрабатывать месторождение [2].
В России на сегодняшний день отсутствуют нефтегазовые проекты с использованием аппаратов для подводной подготовки добываемой продукции, однако существуют реализованные решения с добычей углеводородов на дне моря (с использованием скважин с подводным заканчиванием). Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ), расположенное на северо-восточном шельфе острова Сахалин, эксплуатируется с применением подводного добычного комплекса (ПДК), является первым и на сегодняшний день единственным проектом на территории нашей страны с применением ПДК. Пуск газа на месторождении состоялся в 2013 году. На начальной стадии промышленной эксплуатации Киринского газоконденсатного месторождения выявлен ряд проблемных вопросов, которые указывают на необходимость усовершенствования применяемой системы сбора и совместного транспорта скважинной продукции на береговые сооружения. Подобные вопросы могут возникнуть и при обустройстве аналогичных газоконденсатных месторождений на шельфе. Суровый арктический климат, увеличение отдаленности месторождений от берега, увеличение глубины морского дна, увеличение конденсатного фактора и разработка нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений, обводнённость и возникающая в связи с этим задача по закачке пластовой воды обратно в пласт диктуют необходимость применения новых технологий при обустройстве месторождений с целью смещения оборудования для подготовки углеводородного сырья к месту добычи, в частности, применения подводных сепараторов, инновационного компрессорного и насосного оборудования.
Учитывая мировой опыт использования подводного оборудования, исследована возможность применения технологии сбора, первичной подготовки к транспорту и технологии раздельного транспорта углеводородного сырья с применением подводного сепаратора, подводного компрессора на примере обустройства месторождения с характеристиками аналогичными Киринскому газоконденсатному месторождению (ГКМ).
К преимуществам первичной подготовки к транспорту углеводородного сырья с применением подводной сепарации и подводного компримирования можно отнести следующее:
-
стабильный режим работы трубопроводов от подводного добычного комплекса до береговых сооружений;
-
снижение металлоёмкости оборудования по подготовке газа к транспорту на береговых сооружениях за счет применения подводных сепарационных установок, изготавливаемых блоками;
-
равномерная подача жидкости (газовый конденсат, пластовая вода) на береговые сооружения;
-
снижение коррозии трубопровода подачи подготовленного газа от подводного добычного комплекса до береговых сооружений;
-
увеличение срока службы трубопровода (продукт – осушенный газ);
-
уменьшение количества подачи ингибитора углекислотной коррозии;
-
стабильный режим работы оборудования береговых сооружений;
-
снижение рисков, связанных с гидратообразованием в системе сбора;
-
поддержание необходимого давления в газосборном коллекторе в период падающей добычи, когда давление снижается, а добыть продукцию в установленных объемах невозможно;
-
наличие двух (как минимум) разных трубопроводов, используемых для раздельной транспортировки отсепарированных потоков жидкости и газа, что является потенциальной возможностью реализации прохода внутритрубных инспекционных приборов по «кольцу» для очистки и инспекции трубопроводов.
Разработана технологическая схема сбора и раздельного транспорта газа и газового конденсата до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Киринского ГКМ с применением подводной сепарации и подводных компрессоров. Кольцевая система трубопроводов подводного добычного комплекса (рисунок 1) позволит производить внутритрубную диагностику независимо от времени года, так как подразумевает пуск и приём средств очистки и диагностики с берега, что существенно повлияет на надёжность и безаварийность работы трубопроводов, снизит эксплуатационные затраты по проведению данных работ.
В качестве исходных данных для расчета показателей приняты параметры Киринского ГКМ, разрабатываемого на режиме истощения – добыча газа и газового конденсата по годам разработки, темпы падения устьевого давления скважин. Давление отсепарированного газа на входе в береговые сооружения принимается 6,4 МПа, равным давлению в магистральном газопроводе УКПГ-ГКС «Сахалин» газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». Параметры сепарации газа второй ступени подбираются с целью обеспечения отсепарированного газа требованиям по температуре точки росы (-10˚С) СТО
Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия» [3].
Рисунок 1. Схема сбора и раздельного транспорта газа
По параметрам процесса сепарации и данным проекта разработки месторождения рассчитываются типоразмеры трубопроводов от подводного добычного комплекса до береговых сооружений. Система трубопроводов для транспорта отсепарированного газа и конденсата должна представлять две пары закольцованных трубопроводов для осуществления возможности выполнения работ по очистке и диагностике трубопроводов с запуском и приёмом внутритрубных инспекционных приборов с береговых сооружений для исключения дорогостоящих и сезонных работ, проводимых со специализированных судов. Пара трубопроводов для сепарированного газа закольцовываются в подводном манифольде. Один из трубопроводов второй пары предполагается использовать для транспортировки отсепарированного газа, второй трубопровод – для транспортировки газового конденсата. Данная пара трубопроводов должна состоять из двух частей: линейной части – для транспортировки газа и газового конденсата и кольцевой части – выполняющей функции газосборного трубопровода – шлейфа для сбора и транспортировки продукции скважин к подводным сепараторам.
Давление конденсатопровода на входе в УКПГ определяется расчётами, путем подбора диаметра конденсатопровода и рассчитанного давления сепарации.
Для обеспечения качества отсепарированного газа в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010 в низкотемпературной сепарации (НТС) необходимо поддерживать температуру не ниже -10 ˚C. При увеличении температуры сепарации выше -10 ˚C ввиду снижения давления пластовой смеси по мере разработки месторождения, необходимо или подключить компрессор при снижении давления сепарации или понизить температуру пластовой смеси перед сепаратором 2-ой ступени без снижения давления сепарации. Для этого предлагается подключить подводный теплообменник газ-газ Т-3, в котором газ на входе в сепаратор 2-ой ступени охлаждается отсепарированным газом без снижения давления сепарации.
Рисунок 2. Технологическая схема подводной подготовки газа и газового конденсата Киринского ГКМ
В дальнейшем по мере снижения давления пластовой смеси на входе в подводный сепаратор и увеличении температуры сепарации, с целью поддержания необходимой температуры сепарации, необходимо снизить давление сепарации и подключить подводный газовый компрессор, или использовать подводный теплообменник Т-1, устанавливаемый на линии входа пластовой смеси в сепаратор первой ступени, использующий в качестве среды для охлаждения морскую воду, которая имеет постоянную температуру около -1…-2 ˚C.
С учетом вышеизложенного, разработана технологическая схема подводной подготовки газа и газового конденсата (Рисунок 2).
Результаты расчетов основных параметров представлены в Таблице 3.
Таблица 3. Расчет основных параметров
Как метод осуществления экологического мониторинга на подводном оборудовании для первичной подготовки скважинной продукции предлагается применить инновационные устройства (ловушки-куполы) для обнаружения утечек углеводородного сырья. Для улавливания утечек углеводородов необходимо выполнить герметизацию противотраловых устройств (защитных конструкций) над подводным оборудованием. Внутри ловушки необходимо разместить датчик, который в реальном времени будет передавать данные о наличии углеводородов в морской среде.
Итоги выполненной работы: показана возможность подводной подготовки газа и раздельного транспорта газа и газового конденсата Киринского ГКМ, разработаны схемы подготовки газа и газового конденсата к транспорту, схемы трубопроводов, выполнены расчеты параметров процесса сепарации, гидравлические и тепловые расчеты трубопроводов, разработана схема по очистке и внутритрубной диагностике подводных трубопроводов с запуском и приёмом средств очистки и диагностики на береговых сооружениях, в технологической схеме подводной подготовки газа и газового конденсата к транспорту применён теплообменник с охлаждением морской водой, показана актуальность развития технологий применения подводных сепараторов, компрессоров и насосов при разработке месторождений шельфа.
Не вызывает сомнений, что развитие морской добычи углеводородов является важнейшим фактором развития отечественной нефтегазодобывающей отрасли и гарантией энергетической безопасности страны. Для освоения месторождений углеводородов континентального шельфа Баренцева, Карского, Охотского морей, характеризующихся суровыми природно-климатическими условиями, потребуется применение инновационно-технологических подходов. В данной работе, на примере единственного в России на сегодняшний день месторождения с подводным добычным комплексом – Киринского, показана актуальность применения процесса подготовки продукции на дне моря с использованием подводных аппаратов. Некоторые подводные технологии, применяемые на месторождениях других стран, сегодня уже являются апробированными, имеют высокую эксплуатационную надежность и готовы к использованию в замерзающих акваториях. Быстрые темпы их развития позволяют с уверенностью утверждать, что уже в ближайшем обозримом будущем они могут найти свою нишу на шельфе России.
Список используемой литературы.
1. Журнал Oil&Gas Journal Russia // http://ogjrussia.com/news/view/news-1962/10
2. Вести газовой науки: науч.-технич. сб. / ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. – № 2 (22): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. – 200 с.
3. СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия» -М., 2011. – 14 с.
