3 Опыт Норвегии
И на сегодняшний день мировым лидером в области разработки и производства подводных технических средств различного назначения для шельфовых месторождений углеводородов является Норвегия. Разработки подводного оборудования и технологий осуществляют такие норвежские компании как FMC Technologies и Aker Solutions. Лидером же по использованию подводных технологий является норвежская нефтегазовая компания Statoil.
Рассмотрим в качестве примера успешного использования подводных технологий два норвежских месторождения Ormen Lange и Asgard.
Газовое месторождение Ormen Lange было открыто в 1997 году на континентальном шельфе Норвегии в 120 км от города Кристиансунн. Запасы оцениваются примерно в 300 млрд. кубометров газа и 20 млн. кубометров газового конденсата. Глубина моря в данном регионе колеблется от 800 до 1100 м, а сам газ находится на глубине 2,5 – 3 км, и на тот момент норвежская нефтяная промышленность не имела опыта по разработке месторождений на таких глубинах. Кроме того, около 6500 лет назад на территории норвежского шельфа сошел подводный оползень Storegga, в результате чего дно Норвежского моря имеет крайне неровную поверхность. Неблагоприятные климатические условия, большая глубина моря и неровность морского дна стали решающими факторами в принятии решения о разработке месторождения Ormen Lange при помощи подводных технологий.
Специально для выравнивания морского дна, был разработан ряд технологий, одним из которых является Xspider. Xspider представляет собой подводный экскаватор длиной 6 метров, способный поднимать до 3 тонн в своем ковше, экскаватор опускается на дно и управляется с судна. Что касается других этапов разработки, на этапе бурения добывающих скважин, на каждом устье куста была установлена донная плита с буровыми окнами, на которую после окончания бурения 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 [3].
Также стоит отметить, что по некоторым расчетам вследствие снижения пластового давления уже в 2017 году на месторождении Ormen Lange потребуется осуществление компримирования газа непосредственно на промысле, что позволит обеспечить итоговое увеличение коэффициента газоотдачи. Для решения данной проблемы неподалеку от месторождения был создан целый исследовательский комплекс, где в течение двух лет в искусственном бассейне глубиной 14 м проводились испытания подводной компрессорной станции мощностью 12,5 МВт и производительностью 15 млн. кубометров в сутки [10]. 6 августа 2016 года компания Norske Shell сообщила об успешном завершении тестирования. Таким образом, уже в ближайшем будущем данная компрессорная установка может быть установлена на месторождении Ormen Lange [7].
Но Ormen Lange не будет первым месторождением с подводной газоперекачивающей системой, так как еще в ноябре 2010 года компания Statoil, получив положительные результаты промежуточных испытаний, приняла решение в пользу использования подводной газокомпрессорной станции вместо надводной системы на другом норвежском месторождении, Асгард [2]. Асгард – это группа нефтегазоконденсатных месторождений, обнаруженное в 1981 году в 200 км от побережья Норвегии. Разработка месторождения началась 19 мая 1999 года. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 250 млн. тонн нефти, а природного газа 50 млрд. м³ Глубина моря в данной области колеблется от 240 до 300 м. Нефть Асгарда разрабатывается нефтедобывающим судном Åsgard A, газ Асгарда разрабатывается платформой Åsgard В, а судно Åsgard С выполняет роль хранилища для конденсата и легкой нефти [8].
Что касается подводного компрессорного оборудования, то разработкой и поставкой занималась копания Aker Solutions, а поставщиком основных газовых компрессоров была компания Man Diesel and Turbo. 9 июня 2015 года компания Statoil начала спуск, установку и подключение подводных газовых компрессоров. На сегодняшний день все монтажные работы завершены и за это время было установлено и подключено 22 модуля, смонтированные в 2 подводные компрессорные линии весом 2400 т и мощностью 11.5 МВатт каждая [2,6].
Суть работы подводного компрессорного оборудования заключается в следующем: перед сжижением газ и нефть отделяются друг от друга на подводной установке, а затем, после сжатия, соединяются обратно и закачиваются по 40 километровому трубопроводу на платформу Асгард Б. Подводное сжижение газа оказалось более энергоэффективным по сравнению с традиционной технологией, что позволило значительно снизить уровень загрязнения и выбросов CO2. То есть такой способ добычи гораздо более экологически чистый.
ПКС сжижает газ с двух месторождений Мидгард и Миккель и, по подсчетам, удалось увеличить выработку на месторождении Мидгард с 67 до 87 процентов, а на месторождении Миккель с 59 до 84. Благодаря этой технологии работы на месторождении, которые иначе уже были бы вскоре закрыты, продолжатся до 2032 года.
На сегодняшний день половина производства Statoil приходится на морские шельфовые месторождения, это около 500 подводных скважин по всему миру. Компания считает, что подводные комплексы для добычи и транспорта углеводородов – это технология будущего, которую они планируют развивать вплоть до сооружения под водой нефте- и газоперерабатывающих производств полного цикла. Интерес к подводным технологиям проявляют и другие мировые нефтегазовые компании, а на данном графике вы можете наблюдать планы Китая, Австралии и, опять же, Норвегии об оснащении своих шельфовых месторождений подводным газоперекачивающим оборудованием вплоть до 2022 года [8,11].