ХИСТЯЕВ А.А.
ЗАО «Морнефтегазпроект», Россия

Развитие газодобычи на арктическом шельфе России связано, прежде всего, с открытым в 1988 г. Штокмановским газоконденсатным месторождением.

Когда мы говорим о поставках российского СПГ. в качестве основного рынка сбыта этого топлива рассматриваем США. Разрыв между спросом и предложением на этом рынке увеличивается, и именно поэтому сегодня особенно важно приложить все усилия для ускорения разработки Штокмановского месторождения. Не секрет, что в настоящее время в стадии реализации находится ряд и других проектов СПГ — в Тринидаде, Катаре, Нигерии. Кроме того, существует потенциальная возможность строительства нового газопровода с Аляски. В результате развертывания этих проектов предложение, впоследствии, может превысить спрос.

Таким образом, для российского СНГ в целом, и для Штокмановского газа в частности, очень важна скорость реализации проекта, что позволит опередить конкурентов. Во-вторых, стоимость разработки должна быть конкурентоспособной по сравнению с аналогичными показателями других СПГ проектов. Вот почему при разработке проекта обустройства месторождения так важно выбрать наиболее экономически эффективную и рациональную схему обустройства месторождения.

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в 290 км к западу от острова Новая Земля и в 655 км к северо-востоку от г. Мурманска. Глубина моря в районе месторождения - 280-380 м. Это месторождение является уникальным объектом разработки не только для отечественной, но и для мировой практики морской газодобычи. Это выражается как в объемах запасов и потенциально добываемой продукции в год. так и в условиях проведения работ по освоению месторождения. Обустройство Штокмановского газоконденсатного месторождения, в значительной степени, осложняют условия проведения работ, такие как: глубина моря, удаленность от берега, суровые климатические условия, сложный рельеф дна, вероятность распространения в придонных отложениях газогидратов и многомернемерзлых грунтов, вероятность появления в районе крупных ледовых образований, а также отсутствие достаточного объема наблюдений и информации в целом по гидрометеорологическим условиям акватории и опыта работы в аналогичных  условиях.

Проблемами освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения занимались различные проектные и исследовательские организации в течение более десяти лет.

В процессе обоснования оптимальной системы разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения была рассмотрена большая группа вариантов, отличающихся проектным уровнем добычи газа, производительностью технологического оборудования, устанавливаемого на платформах, фондом добывающих скважин, предельным давлением на устье скважин, способом подготовки и транспорта УВ, соотношением скважин, заканчиваемых подводным и надводным способом и др.

В 2003 году с учетом накопленного опыта и изученного материала, выполнен проект разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения.

В проекте в качестве основного рассматривается вариант предусматривающий:
- проектный уровень добычи газа 67,5 млрд м³/год;
- проектный уровень добычи газового конденсата 350 тыс.т/год;
- выделение четырех эксплуатационных объектов:

I объект - залежь Ю₀ пласта;
II объект - залежь Ю₁ пласта;
III объект - залежь Ю₂ пласта;
IV объект - залежь Ю₃ пласта.
- первоочередные объекты разработки - залежи Ю₀ и Ю₁ пластов;
- строительство трех многофункциональных ледостойких платформ;

- общий проектный фонд скважин при полном развитии морского комплекса -156 ед.;

- сбор и полную подготовку продукции скважин на платформе;

- строительство трех ниток подводных трубопроводов для транспортировки газа в однофазном состоянии;

- строительство подводных трубопроводов для транспортирования конденсата на береговые сооружения;

- предельное давление на устье скважин 2,0 МПа;

- производительность по газу одной платформы 22,5 млрд. м³/год;

- продолжительность периода постоянной добычи газа - 25 лет;

- коэффициент извлечения газа за 50 лет эксплуатации месторождения - 82,9 %.

Для достижения проектного уровня добычи газа в 67,5 млрд. м³ в год разработка Штокмановского газоконденсатного месторождения  производится в 3 этапа. Разделение на этапы предполагает постепенный ввод в эксплуатацию объектов обустройства. Каждый из этапов увеличивает объемы годовой добычи на 22,5 млрд. м³ в год. Такой подход позволяет на основе анализа реализованных этапов разработки месторождения, используя новые технологии, корректировать технико-технологические и проектные решения обустройства месторождения.

Для обеспечения высокого уровня надежности и бесперебойной транспортировки продукции с платформ по морским газопроводам на берег платформы связаны между собой газопроводами. Внутрипромысловые трубопроводы будут представлять собой стальные трубы диаметром 762 мм (30 дюймов).

Трасса трубопровода от Штокмановского газоконденсатного месторождения проходит по дну Баренцева моря с выходом на Корабельную губу в районе пос. Териберка Кольского полуострова. Расчетная длина трассы составляет 564,5 км. Профиль трассы характеризуется значительными перепадами отметок морского дна. Максимальная глубина морского дна вдоль трассы составляет 335 м.

По опыту строительства трубопроводов инофирмами в Северном море скорость укладки принята равной 2,4 км/сут. Продолжительность сооружения морского газопровода составит 8 месяцев.

С целью выбора основного варианта конструкции платформы российскими и зарубежными участниками проекта изучены различные варианты платформ, включая гравитационные, свайные и плавучие с якорными системами удержания на точке эксплуатации типа TLP, SPAR, BUOY, TPG и ряд других. В ранее выполненных работах рассматривались также стационарные гравитационные платформы.

Особенностью проектируемых газодобывающих платформ для Штокмановского газоконденсатного месторождения является необходимость противостоять в процессе эксплуатации различным по своей природе внешним воздействиям. В соответствии с природными условиями в районе ГКМ «Штокмановское» внешняя нагрузка имеет две основные составляющие: волновую и ледовую.

Корректное определение ледовых нагрузок, влияющих на базовые параметры морских нефтегазодобывающих ледостойких сооружений, является одной из важнейших проблем.

Сложность определения ледовых нагрузок вызвана большим числом и широким диапазоном изменчивости случайных факторов, таких как физико-механические характеристики льда, скорости дрейфа, геометрические параметры ледовых образований, и т.д., а в ряде случаев и динамическими процессами, происходящими при взаимодействии сооружений со льдом.

На основании расчетных исследований и испытаний различных моделей платформ в ледовом и волновом бассейне ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, сделаны выводы о том, что для условий Штокмановского газоконденсатного месторождения наиболее оптимальными и безопасными являются платформы на натяжных связях класса TLP. Однако, при окончательном выборе платформы возникли некоторые сложности.

Все дело в том, что требования к эксплуатационной устойчивости для ледостойких платформ на натяжных связях до настоящего времени отсутствуют как в мировой практике Правил классификационных обществ и Норм профессиональных организаций, так и российских организаций и обществ (например, Морского Регистра судоходстваРФ).

Вместе с тем, опыт проектирования и строительства обычных (неледостойких TLP), обобщенный в рекомендациях, например, [API, Exxon], дает основания сформулировать условия устойчивости и ледостойких TLP с учетом прочности якорных связей. Устойчивость указанных сооружений в целом как плавучего объекта рассматривается в следующих аспектах: 1) остойчивость заякоренного сооружения в рабочем состоянии при воздействии нерегулярного волнения - шторма заданной интенсивности. 2) остойчивость заякоренного сооружения в рабочем состоянии при воздействии ледяного торосистого поля заданных параметров, 3) прочность якорных связей и устройств с учетом неравномерности обтяжки от воздействия и/или сил волнового дрейфа, ветра и течения, 4) прочность якорных связей и устройств в условиях циклических нагрузок от волнения моря и ледовых воздействий.

В соответствии с Правилами известных классификационных обществ, в т.ч. Регистра РФ для МСП/ПБУ, рассмотрение перечисленных качеств выполняется для трех случаев: а) рабочее состояние при эксплуатации, б) при сильном шторме, в) аварийное состояние, связанное с выходом из строя одной якорной линии, г) авария, связанная с затоплением отсека. Что касается требований к прочности якорных связей, то Правила ограничивают свои требования назначением коэффициентов запаса.

В ходе проведенного анализа, были сделаны выводы о том, что в части обеспечения остойчивости в отличие от требований существующих

Правил различных обществ, применительно к ледостойким плавучим сооружениям следует учитывать также некоторые дополнения, такие как:

а) Включение в расчетный кренящий момент момента от воздействия льда;

б) Расчет посадки платформы и восстанавливающего момента при аварийном затоплении отсека с учетом усилий в якорных связях и, кроме того, выработка требований к аварийной остойчивости платформы при обрыве одной якорной связи или группы связей при воздействии льда;

в) Проверка устойчивости платформы при воздействии волнения или льда с учетом динамического поведения сооружения на якорных связях, в т.ч. и при обрыве пучка связей.

г) Определение требований к поведению платформы в эксплуатационном и аварийном состоянии при воздействии льда, которые бы исключали повреждение райзеров.

Наиболее полно предъявляемым требованиям соответствуют TLP МО (малой осадки) и TLP БО (большой осадки). Однако, выполненные в предыдущих разделах оценки и сравнения двух типов платформ свидетельствуют о том. что оба варианта имеют определенные недостатки, что не позволяет уверенно рекомендовать какой-то из вариантов для дальнейшей разработки.

Так, например, характер волнового воздействия на TLP БО таков, что вертикальная волновая сила сравнительно невелика, а опрокидывающий момент имеет большую величину. TLP МО испытывает значительно большую вертикальную нагрузку, но - меньший опрокидывающий момент. Горизонтальная волновая сила на обе платформы примерно одинакова. Ледовая нагрузка на TLP БО меньше, чем на TLP МО, что объясняется меньшими размерами TLP БО в районе ватерлинии.

В связи с этим на основании анализа результатов испытаний и с учетом выполненных расчетных исследований разработаны предложения по варианту платформы TLP нового строения и определены следующие основные требования к конструкции опорной части платформы, которая сочетает в себе преимущества TLP малой и большой осадки:

- предпочтительной является конструкция, у которой основа может быть сформирована единым блоком или двумя блоками в цехе.

Поперечный размер блока -26*3 8м. длина 150 м. Достройка блока осуществляется у набережной в горизонтальном положении. В случае если конструкция состоит из двух блоков, их стыковка осуществляется на плаву;
- корпус опорной части предпочтительнее выполнять из плоских секций. В связи с этим конические и цилиндрические поверхности целесообразно заменить многогранными конструкциями;
- для уменьшения объема применения плакированной стали, опорная часть в районе взаимодействия со льдом, по возможности, должна иметь минимальный габарит.

Следующим этапом разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения является выбор оборудования для освоения месторождения и анализ возможных схем размещения его на платформе.

Данный вариант обустройства месторождения на сегодняшний день принят в качестве основного.

Однако, учитывая последние достижения в области морской нефтегазодобычи, на данный момент более рациональной представляется концепция разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения, основанная на транспорте продукции без применения крупных платформ. Возможно, этот вариант является более экономически привлекательным, и с учетом наличия айсбергов и крупных ледовых образований в районе  Штокмановского газоконденсатного месторождения, более безопасным.

На данный момент предлагается следующая схема обустройства  Штокмановского газоконденсатного месторождения. При сохранении того же количества скважин и показателей разработки, на дне устанавливается оборудование для подводного закашивания скважин и последующей транспортировки продукции на берег без подъема на поверхность. Например, это может быть комплекс фирмы FMC Energy Systems. Сюда также включается подводный сепаратор для отделения воды и конденсата, а также оборудование для последующей закачки воды в нагнетательные скважины (например, фирмы Framo Engineering AS или FMC Energy Systems).

Еще одной схемой разработки месторождения, позволяющей обойтись без дорогостоящих платформ при добыче газа, является вариант, основанный на многофазном транспорте продукции. Использование этой концепции по приблизительным оценкам позволит сократить на 30% себестоимость штокмановского газа, что делает проект еще более конкурентоспособным и привлекательным для инвесторов. Ранее от этого варианта отказались из-за большого расстояния транспортировки и больших перегибов по трассе трубопровода, которые приводило к выпадению гидратов в трубопроводе. Однако теперь, учитывая опыт компании Hydro при разработке месторождения Ormen Lange. можно рассматривать данную схему как наиболее рациональную.

Учитывая тот факт, что температура на дне моря ниже нуля, то для предотвращения выпадения гидрата в систему будет вводиться моноэтиленгликоль (или метанол), который препятствует гидратообразованию. Для сокращения затрат, в конце процесса транспортировки моноэтиленгликоль будет отделяться, регенерироваться и снова запускаться в процесс.

Кроме того, в этом варианте разработки можно использовать специальные методы контроля за гидратообразованием, что повышает безопасность, а, соответственно, и ликвидность многофазного транспорта. Данный метод, кстати, уже полтора года используется компанией ВР на месторождении Нот Mountain, Gulf of Mexico. Кроме того, компания Ondeo Nalco Energy Services успешно закончила испытания нового поколения мелко-дозируемых ингибиторов (low-dosage hydrate inhibitors - LDMIs), названных «анти-агломераторами» (AAs).

Последняя разработка в этой области - ингибитор FreeFlow AA. Этот ингибитор можно использовать при больших давлениях и отрицательных температурах, т.е. он полностью удовлетворяет условиям Штокмановского газоконденсатного месторождения, и позволяет практически полностью исключить возможность образования гидратов при транспортировке. Поэтому сейчас вариант, основанный на многофазном транспорте продукции, требует особо тщательной проработки.

Основным аргументом в пользу использования платформ был тот факт, что на определенном этапе при падении исходного пластового давления потребуются газовые компрессоры, которые надо будет размещать на поверхности. Однако, уже на сегодняшний день имеются концептуальные предложения зарубежных фирм (Hydro, месторождение Ormen Lange), которые являются разработчиками подводных компрессоров для условий, подобных  Штокмановскому газоконденсатному месторождения . Таким образом, можно не использовать платформу и на втором этапе освоения месторождения.

Учитывая тот факт, что большинство из предлагаемого оборудования во втором варианте является уникальным, а также отсутствует необходимый опыт его применения, окончательный вариант схемы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения будет разработан после тщательного анализа всех факторов на последующих этапах работы, нацеленной на достижение максимально возможного экономического эффекта и обеспечения безопасности.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"

Еще статьи по теме "Штокмановское месторождение":

Штокмановское месторождение будут разрабатывать с плавучих платформ

Решение экологических проблем при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения

Кризис - не помеха освоению Штокмановского ГКМ

Россия заинтересована в скорейшем запуске Штокмана