134идрисова с. а.
Инновации и опыт норвегии в усовершенствовании морских нефтегазовых сооружений для освоения арктического шельфа
idrissova s. a.
Norwegian innovations and experience in the development of offshore oil and gas facilities for the Arctic shelf
Сведения об авторе:
Идрисова Сабина Альбековна, студентка магистратуры Санкт-Петербургского
государственного морского технического университета; инженер 1 категории
Центрального научно-исследовательского института морского и речного флота
(Санкт-Петербург)
Author:
Idrissova Sabina Albekovna, a student of the Master's degree of saint Petersburg state Marine Technical University, an engineer of Central Marine Research and Design Institute (CNIIMF) (st. Petersburg) [email protected]
Аннотация
В статье на базе развития норвежских технологий по освоению арктического шельфа проанализированы перспективные возможности модернизации офшорных сооружений для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа в Баренцевом и Карском морях. Актуальность обращения к норвежскому опыту обусловлена тем, что Норвегия продолжает оставаться одним из мировых лидеров индустрии международного морского судоходства, в т. ч. в развитии подводных технологий.
Кроме того, в статье содержится сравнение нормативной базы Норвегии и России, а также выявление технологических проблем, передовой практики и необходимости развития технологий, имеющих отношение к морским операциям.
В статье кратко перечислены условия, которые необходимо учитывать при выборе добычных или эксплуатационных установок, а также первые и лидирующие по уровню оснащения объекты океанотехники на шельфе Норвегии.
Большое внимание уделяется экологически чистым и перспективным технологиям, в статье описываются успешно внедрённая технология CSS по улавливанию углекислого газа для плавучих нефтегазовых сооружений; первая в мире платформа Sevan, оснащённая электростанцией и предназначенная для регази-фикации в море; а также плавучие регазификационные терминалы сжиженного природного газа.
Для российской части арктического шельфа в качестве мобильной буровой установки предлагаются платформа с бетонным основанием типа Condrill и несколько вариантов плавучих сооружений, обеспечивающих отключение причальной системы и райзеров при встрече с айсбергами, способными сдвинуть платформу. Abstract
Based on the evolution of Norwegian technologies for the development of the Arctic shelf, this article analyzes all the prospective opportunities for upgrading offshore facilities to develop hard to recover reserves in the Barents and Kara Seas. The relevance of the reference to the Norwegian experience is conditioned by the fact that Norway continues to be one of the world leaders in the field of subsea technology.
In addition, the article contains a comparison of the normative base of Norway and Russia, as well as the identification of technological problems, the transition of practices and the need for technology development, accession to maritime operations.
The article briefly lists the conditions that must be taken into account when choosing production or operational facilities, the first and leading in terms of equipping the facilities of ocean technology on the Norwegian shelf.
Much attention is paid to green and advanced technology, the article describes successfully implemented CSS technology for carbon dioxide capture for floating oil and gas facilities; the first Sevan platform, equipped with a power plant and intended for regasi-fication in the sea; as well as floating regasification terminals of the liquefied natural gas.
For the Russian part of the Arctic shelf, a platform with a concrete base of the Condrill type as a mobile drilling rig, and several options for floating structures that provide shutdown of the mooring facility and risers when meeting icebergs are proposed.
Ключевые слова:
шельф, нефтегазовые сооружения, инновации, зарубежный опыт, Арктика, новые технологии, освоение ресурсов. Keywords:
rontinental shelf, oil and gas facilities, innovations, overseas experience, Arctic, new technologies, development of resources.
лавными проблемами при освоении арктического шельфа явля-
ются сложная ледовая обстановка, а именно опасность айсбер-
гов и отсутствие круглогодичного доступа плавучих технических средств к месторождениям, а значит, и отсутствие круглогодичной возможности разведки и разработки.
Изучение и применение норвежского опыта для освоения российской части арктического шельфа необходимо:
• для оценки общих технологических проблем, с которыми сталкиваются как Россия, так и Норвегия в развитии Крайнего Севера;
• анализа существующих технологий, методов и передового опыта освоения труднодоступных полезных ископаемых;
• визуализации необходимых инноваций и развития технологий, которые возможно преодолеть в двух странах на базе кооперации;
• содействия укреплению производственных связей между двумя странами в будущем.
В первую очередь следует выделить основные преграды при разработке офшорных проектов на арктическом шельфе.
В условиях мелкой воды, где глубина большей части морских районов к северу от России составляет 30 м, морское дно представлено донными отложениями, которые приводят к образованию слабого грунта, а скопление ледовых образований и формирование стамух - к риску ледовой экзарации. В условиях глубоководья, вследствие комбинации волновых и ледовых нагрузок, возникают наибольшие риски опрокидывания установки в сочетании со значительной глубиной воды.
Разумеется, это не полный перечень условий, которые необходимо учитывать при выборе добычных или эксплуатационных установок, но перечисленные аспекты позволят понять основные особенности и преимущества норвежских морских технологий. Помимо экономической осуществимости концепций по разработке месторождений ещё одна серьёзная задача связана с объёмом ресурсов, которые могут быть извлечены.
Когда Ekofisk, первое нефтегазовое месторождение Норвегии, было открыто в 1969 г., нефтеотдача его оценивалась в 17 %. Однако после ряда последовательных инноваций её величина составила около 50 %. Такие преобразования дали толчок к внедрению компанией Statoil технологии улавливания углекислого газа и закачки его в пласт, которая впервые была испытана на месторождениях Troll и Oseberg в 1991 г., что способствовало увеличению дебита в размере 300 млн т нефтяного эквивалента1.
1 Norwegian Petroleum Technology A success story. Norwegian Academy of Technological Sciences (NTVA) in co-operation with Offshore Media Group and INTSOK, 2005.
Весьма многообещающий проект по улавливанию CO2 и закачки его в пласт на глубину более 1000 м также осуществляется по проекту Sleipner (газовая провинция) в Северном море. Во время планирования разработки месторождения в 1990 г. было выявлено, что содержание CO2 в природном газе составило 9 %, и чтобы достичь качества товарного газа, необходимо было снизить концентрацию двуокиси углерода. Тогда инженеры разработали проект улавливания CO2 на шельфе и закачки его в солевое образование.
Месторождение Troll охватывает около 700 кв. км, имеет относительно неглубокую скважину, расположенную на глубине 1300-1600 м ниже уровня моря и разрабатывается в три этапа (рис. 1а)1:
1. Troll East (A) содержит в основном газ с залежами нефти глубиной до 4 м (рис. 1б).
2. Troll West (B и С) содержит нефть на глубине 22-26 м под небольшой газовой шапкой (рис. 1в, г).
3. Troll West (преимущественно с залежами газа) содержит залежи нефти на глубине 12-14 м под газовой шапкой толщиной около 200 м.
Troll East состоит из трёх интегрированных комплексов: комбинированной технологической и буровой платформы Troll A, двух многофазных трубопроводов и установки по переработке и сжатия газа в 0ygarden к северо-западу от Бергена. Нефтяная платформа Troll A является добывающей платформой для природного газа. Это самая высокая постройка, которая когда-либо перемещалась в другое положение относительно поверхности Земли, и является одним из высочайших и наиболее сложных технических проектов в истории. Буровая палуба и вся надстройка платформы устанавливаются на четыре массивные бетонные опоры, которые уходят вниз до морского дна на глубину 300 м. Основание платформы выполнено из 19 сборных бетонных блоков, полная высота каждой опоры 369 м. Добываемый газ транспортируется по трубопроводам со скоростью до 890 м/с, что обеспечивается двумя газовыми компрессорами в целях увеличения объёмов производства.
Тяжёлый железобетон и опоры цилиндрической формы лучшим образом подходят для сопротивления давлению воды, которое в 30 раз превосходит давление внутри конструкции у морского дна.
Платформа также получает газ от Troll West через отдельные трубопроводы. Troll A и завод по переработке на суше имеют производствен-
1 Troll [Электронный ресурс]. URL: http://www.norskolje.museum.no/en/troll-2/ (дата обращения: 01.07.2018).
ные мощности примерно 80 млн м3/сут., что соответствует годовой производительности более 20 млрд м3.
В состав скважинного флюида входят газ, конденсат, а также вода. Перед тем как газ подаётся на берег, часть воды и конденсата удаляются во впускном сепараторе, вода тщательно очищается и сбрасывается в море.
Расположенный на глубине 325 м Troll B представляет собой полупогружную буровую платформу, соединённую с семью подводными модулями, и включает в общей сложности 56 нефтяных скважин и одну газонагнетательную скважину.
Нефть в Troll West (B и С) поступает из подводно-устьевого комплекса через промысловые трубопроводы к двум платформам. В то время как Troll B получает флюид из нефтяной провинции Troll West, платформа Troll C перерабатывает нефть из газовой провинции Troll West. Два нефтепровода были проложены от Troll West до приемного терминала в Mongstad к северу от Бергена и трубопроводы для экспорта газа из Troll B и C в Troll A, а затем в Kollsnes.
В 2000 г. компания Hydro первой в мире установила передовую установку Troll-Pilot для подводной сепарации на глубине 340 м, чтобы отделять воду и закачивать её обратно в пласт, а нефть передавать на Troll C. Технология Pilot Troll была ответом Hydro на проблему, возникшую при очистке воды от нефти.
На месторождении Tordis, расположенном в Северном море, компания Statoil осуществляет подводную подготовку извлечённых углеводородов к дальнейшей транспортировке: производится разделение нефти, газа и песка с помощью подводных сепараторов. Они применяются при значительной удалённости месторождения от платформы или берега, при освоении глубоководных месторождений или же в случаях, когда характеристики добываемого флюида приводят к возникновению нестабильного потока в трубопроводной системе1.
В Северной части Норвегии с месторождения Snohvit (глубина воды 310-340 м) сырьё транспортируется через многофазный трубопровод до наземных объектов сжижения природного газа (СПГ) (Melkoya вблизи Hammerfest) на расстояние 145 км2.
Данный завод СПГ является частью проекта по СПГ на месторождениях Snohvit, Albatross и Askeladd в Баренцевом море. Помимо того что
1 Sasson A., Blomgren A. Knowledge based Oil and Gas Industry. Research Report. 03/2011 [Электронный ресурс]. URL: https://ru.scribd.com/document/236754554/A-Knowledge-Based-Oil-and-Gas-Industry (дата обращения: 01.07.2018).
2 Russian - Norwegian Oil & Gas industry cooperation in the High North Floating and Fixed Installations. The 31st of October 2014.
рис. 1. a) Месторождение Troll; б) Troll A; в) Troll B; г) Troll C
этот завод находится на самой высокой широте (71° с. ш.) из всех аналогичных предприятий в мире, оснащён первым в Европе экспортным терминалом СПГ. Данный высокотехнологичный проект имеет огромнейшее значение для планируемой разработки крупных разведанных и потенциальных запасов газа в российском секторе Баренцева моря.
Выбранный подход к строительству значительно снижает потребность в металлоконструкциях, а также даёт экономию средств и более высокую производительность.
Добываемый на месторождениях проекта БвдЬуй газ содержит от 5 до 8 % и предусматривает сепарацию вызывающего парниковый эффект углекислого газа на заводе в Ме1к0уа для его повторной закачки в резервуар на глубину 2300 м. Этот процесс снижает выбросы CO2 на 700 тыс. т в год, что эквивалентно выбросам от 280 тыс. автомобилей.
Для повышения эффективности морской добычи газа применяются подводные комплексы добычи, устанавливаемые на морском дне. Добываемая жидкость транспортируется по трубопроводной системе, включающей: газопровод внутренним диаметром 68 см, два трубопровода для закачки химреагентов, оптоволоконные кабели и гидравлические линии, соединённые в пучок в одном шлангокабеле линий управления, а также трубопровод для транспортировки ожидаемого объёма CO2 [5].
Как подводная производственная система, расположенная на месторождении, так и трубопроводный транспорт контролируются из диспетчерской в Ме1к0уа.
Для транспортировки добытого на шельфе сырья в основном используются танкерные суда. Однако на месторождении Аэдагё (глубина 240-310 м) с 2013 г. эксплуатируются подводные перекачивающие комплексы. Это обеспечивает круглогодичную эксплуатацию месторождений вне зависимости от ледовой обстановки. Проект требовал усиления прочностных характеристик оборудования, чтобы оно могло работать на глубине около 300 м. В результате удалось добиться, чтобы агрегаты компрессора могли нормально функционировать под давлением 220 бар1.
Этот агрегат, по сравнению с обычными средствами восстановления производительности скважин, не только сокращает инвестиционные
1 Кьярнес П. Технологии подводной добычи для освоения Арктики. 2012; Sasson A., Blomgren A. Knowledge based Oil and Gas Industry. Research Report. 03/2011 [Электронный ресурс]. URL: https://ru.scribd.com/document/236754554/A-Knowledge-Based-Oil-and-Gas-Industry (дата обращения: 01.07.2018).
затраты, но также и поднимает скорость добычи, снижая при этом потребление энергии и эмиссию углекислого газа CO2.
Äsgard находится в Haltenbanken в Норвежском море, примерно в 200 км от середины Норвегии и в 50 км к югу от месторождения Heidrun и состоит:
• Äsgard A - нефтедобывающего судна;
• Äsgard B - полупогружной платформы для переработки газа и конденсата, которая была введена в эксплуатацию 1 октября 2000 г.;
• Äsgard C - судна, оснащённого резервуарами для хранения конденсата.
Анализ опыта применения подводных технических средств добычи и транспортировки нефти и газа показывает, что нефтегазовая отрасль в России в этом сегменте переживает явное технологическое отставание от мировых лидеров.
Сегодня компания Statoil использует подводные технологии на нескольких месторождениях. В начале освоения газового месторождения Ormen Lange (с 2007 г.) в Норвежском море (глубина воды 800-1100 м) на каждом устье куста была установлена донная плита, на которую после заканчивания скважин был помещён подводный добычной комплекс (ПДК). Он включает в себя манифольд и весь необходимый комплекс устьевого оборудования скважины для обеспечения безопасного извлечения углеводородного сырья. Далее многофазовый поток углеводородов, состоящий из смеси углеводородов, песка и воды по 160-км подводному трубопроводу транспортируется на перерабатывающий комплекс, расположенный в Nyhamna. Там газ очищают, сушат, сжимают и экспортируют через самый длинный в мире подводный газопровод Лангелед - около 1200 км до восточного побережья Великобритании. А отделённый углекислый газ закачивается обратно в скважины1.
Новое решение для компрессорной станции под водой было предложено Shell и другими компаниями для внедрения на Ormen Lange. Так была построена испытательная станция на Nyhamna (эксперимент Ormen Lange Pilot). Shell успешно завершила тестирование первой в мире подводной газовой компрессорной станции.
Если подводная компрессорная установка будет введена в эксплуатацию, то компании начнут разработку месторождений на Аляске в суровых ледовых условиях. Эта технология также снизит риск
1 Muecher A. Gas production at Ormen Lange: Special valves rise to the North Sea challenge. July/August 2011.
угрозы жизни персонала. Так, например, в 2010 г. в результате аварии на Deepwater Horizon 11 человек погибли, а буровая установка была затоплена с огромным ущербом для окружающей среды. С подводными технологиями компании могут осуществлять полный контроль, поскольку в данном случае персонал постоянно находится на суше и риск аварии на буровой установке с человеческими жертвами в море будет устранён.
Если говорить о наиболее распространённых технологиях для глубин более 1600 м, то разработка в основном ограничена полупогружными платформами, SPAR и плавучими системами для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) с подводными скважинами.
В настоящее время месторождение Aasta Hansteen на глубине 1300 м является наиболее глубоким эксплуатирующимся подводным объектом в Норвегии. Добытые углеводороды направляются на платформу типа SPAR, обеспечивающую разработку месторождения (рис. 2). С неё сепарированный газ идёт на экспорт по новому трубопроводу Polarled протяжённостью 482 км. Конечная точка газопровода - газоперерабатывающий терминал в Nyhamna на западном побережье, который является первым норвежским газоперерабатывающим комплексом, расположенным за Полярным кругом1.
С учётом рабочих глубин и высокой вероятности опасных ледовых воздействий платформы судовой формы являются самыми экономически целесообразными и реализуемыми проектами для арктического шельфа.
Для увеличения периода разведочного бурения в арктических водах предлагается мобильная буровая платформа с бетонным основанием типа CONDRILL компании Kvaerner. В 1990-х гг. Kvaerner начала работать в ледовых условиях, введя в эксплуатацию первую добывающую платформу на шельфе Ньюфаундленда, на месторождении Hibernia. Компания прежде отвечала за проектирование, материально-техническое обеспечение, строительство и установку платформы «Беркут» на месторождении Аркутун-Даги проекта «Сахалин-1» и платформ ЛУН-А и ПА-Б для проекта «Сахалин-2». Платформы, задействованные в проектах на Сахалине, рассчитаны на то, чтобы выдерживать воздействие дрейфующих льдов, низкие температуры (до -44 °С), сейсмические возмущения морского дна, и позволяют проводить буровые операции круглый год.
1 Norwegian Petroleum Technology A success story. Norwegian Academy of Technological Sciences (NTVA) in co-operation with Offshore Media Group and INTSOK, 2005.
Устойчивость передвижной буровой установки CONDRILL обеспечивается за счёт устанавливаемых на морское дно бетонных юбок, создающих вакуум между нижней частью бетонного основания и морским дном (рис. 3а). Платформа может находиться практически в любых арктических условиях - при скоплениях льда до 70 % и толщине до 1,5 м. CONDRILL состоит из четырёх опор длиной 40 м, опирающихся на прямоугольное основание размером 130 х 100 м и высотой 13 м. Опорное основание способно выдержать нагрузку верхнего строения платформы весом до 22 тыс. т. Бурение производится через одну из опор, в то время как другие используются для хранения. Конструкция платформы предполагает её автономную работу на протяжении двух месяцев и позволяет трансформировать её в добывающую.
Kvaerner предполагает применить технологию платформ с бетонным основанием в глубоких водах, примером являются две буровые установки Heidrun TLP и полупогружная платформа Troll B.
Следующим интересным проектом является первое нефтегазовое месторождение Goliat (глубина 320-420 м) в норвежском секторе Баренцева моря с цилиндрической плавучей установкой для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO), расположенной в 85 км от берега. Дизайн принадлежит компании «Sevan Marine», вес установки 60 тыс. тонн, диаметр 110 м, общая высота 170 м от основания до факельной башни. Платформа рассчитана на эксплуатацию в суровых погодных условиях Арктики1.
При рассмотрении различных технических вариантов для разработки месторождения в первую очередь оценивалась возможность электрификации платформы с берега, чтобы можно было использовать возобновляемую гидроэнергетику и снизить выбросы двуокиси углерода примерно на 50 %. Электрификация от берега значительно выгоднее, чем традиционная альтернатива с установкой газовых турбин.
Платформа сконструирована таким образом, чтобы лёд, снег или дождь стекали по бортам и палубе, что позволяет объекту выдерживать все ожидаемые ледовые нагрузки. На палубах открытых площадок, такие как пути эвакуации и вертолётная площадка, были установлены нагревательные кабели, чтобы предотвратить накопление большого количества снега или льда. Также было размещено дополнительное освещение для компенсации длительных периодов зимней темноты.
1 Моисеев И. Сделано в Арктическом регионе. Тенденции импортозамещения и локализации на предприятиях российского Севера // Offshore. Мировые тренды и технологии морской нефтегазодобычи. 2016. № 1 (11).
Выбранная концепция FPSO состоит из платформы цилиндрической формы, включающей перерабатывающий завод, резервуары для хранения нефти и жилые помещения.
Первоначально для разработки Goliat была разработана концепция CONDEEP Deep Floater, состоящая из семи цилиндрических опор с 12 небольшими сферическими элементами, которые могут быть использованы как для хранения нефти в объёме до 1,4 млн баррелей, так и для закачки водяного балласта (рис. 3б). Пропущенные через центральные опоры райзеры подвергаются воздействию морской среды только тогда, когда они покидают основание платформы на глубине 100 м, что исключает их повреждение подводной частью айсбергов. Корпус платформы способен выдержать верхнюю палубу общим весом 44 тыс. т, стабильность конструкции обеспечивается за счёт нескольких кессонных якорей с анкерными цепями, которыми она крепится ко дну1.
Отдельное внимание следует уделить платформам типа Sevan, круглым в плане и конической формы в районе ватерлинии. Платформа не требует разворота по направлению дрейфа льда и предназначена для работы в двух условиях: на мелководье (15 м) в условиях чистой воды (рис. 4а) для оптимизации реакции установки на воздействие волн при балластировке и с ледовой осадкой 26 м для обеспечения разрушения льда изгибом конической частью. Sevan характеризуется значительной метацентрической высотой, которая ограничивает наклонение установки (в основном качки) в случае взаимодействия со льдом2.
Диаметр корпуса составляет 87 м, а диаметр на уровне ватерлинии в ледовой осадке - 103 м. Угол наклона конуса - 45°. Будучи геостационарной, платформа, в отличие от обычных буровых судов, не требует наличия турельной системы удержания.
Модель установки Sevan FPU-Ice была протестирована весной 2008 г. в большом ледовом бассейне в Гамбурге (HSVA). Целью ледовых испытаний было изучение уровня ледовой нагрузки на установку и её отклика в экстремальных (проектных) условиях для однолетнего льда (толщиной до 1,9 м), включая взаимодействие с торосами, превышающими 20 м (рис. 4б).
В результате испытаний было выявлено отсутствие льда под буем с наклоном платформы менее 5°.
1 Моисеев И. Сделано в Арктическом регионе. Тенденции импортозамещения и локализации на предприятиях российского Севера // Offshore. Мировые тренды и технологии морской нефтегазодобычи. 2016. № 1 (11).
2 L0set S. Arctic offshore field developments in deeper Eurasian waters. Centre for Sustainable Arctic Marine and Coastal Technology, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, Norway - Montréal, Canada. 2011. July 10-14.
рис. 2. Aasta Hansteen
Прототип данной установки был использован компанией Sevan Marine для разработки концепции морской регазификации, благодаря которой отпадает необходимость в газовом терминале и электростанции на берегу. На установке предусмотрено два блока мощностью 350 МВт, в каждый из которых входит пять установок газотурбинных генераторов SGT-800, пять теплоутилизационных парогенераторов и один паротурбинный генератор SST-900. КПД генерации электроэнергии близок к 55 %. На платформе может быть также установлена система улавливания CO2, при этом обоснованность этой концепции была подтверждена двумя исследованиями института SINTEF в Тронхейме1.
Мощность установки можно регулировать с шагом 70 МВт. Блок электростанции является мобильным и на любой платформе может быть легко перемещён на другое место.
Регазификационный терминал является последним звеном цепочки поставок СПГ. Так называемая гибкая концепция FSRU подразумевает приём, хранение СПГ в танках корпуса, регазификацию и дальнейшую передачу регазифицированного природного газа потребителям через сеть газопроводов. При этом возможны следующие варианты установки.
1. Реконструированные суда-газовозы или вновь построенные FSRU-суда для длительной эксплуатации в определённом климатическом районе.
2. SRV (Shuttle Regasification Vessel) - челночное регазификацион-ное судно или EBRV (Energy Bridge Regasification Vessel) регазифика-ционное судно - «энергетический мост», устанавливаемое на постоянное место эксплуатации или способное выполнять чартерные рейсы.
Концепция «энергетический мост» заключается в том, что одно и то же судно зафрахтовано для доставки и регазификации СПГ в заданном районе. SRV и EBRV оснащены пропульсивными комплексами, мембранными танками и регазификационными установками.
Проектирование и строительство новых FSRU осуществляется согласно Международному кодексу постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом. Как и обычный танкер-газовоз, FSRU - судно около 300 м в длину и до 45 м в ширину, ёмкость хранения СПГ от 125 тыс. до 170 тыс. м3, регазификационная мощность - от 7 до 20 млн м3/сут; установку швартуют к специальному
1 Агафонов А. Плавучие регазификационные терминалы СПГ // Offshore. Мировые тренды и технологии морской нефтегазодобычи. 2017. № 2 (16).
Рис. 4. a) Sevan FPU-Ice, б) на мелководье в) ледовая осадка; г) Тест 3100 (Uaset and Aarsnes (2009)
причалу в порту или устанавливают в открытом море. С побережьем FSRU связан газопроводами.
В качестве судовой энергетической установки используются паровые турбины. Наиболее перспективными с экономической точки зрения являются трёхтопливные дизельные двигатели, где в качестве топлива можно использовать отпарной газ, тяжёлое либо дизельное топливо.
Одним из трёх владельцев FSRU является Норвегия (компания Hoegh LNG). Для переоборудования в FSRU Hoegh использовала два газовоза: Arctic Princess (2018) и Arctic Lady (2019) со сферическими самонесущими вкладными танками хранения СПГ типа Moss, толщиной от 28-32 мм до 160 мм из алюминиевых сплавов.
Главное преимущество установки в том, что она может быть пришвартована в широком диапазоне глубин (минимальная 12,2 м):
• FSRU пришвартованные к пирсу в порту на глубине 13-40 м;
• FSRU пришвартованные вблизи от берега на глубине 40-80 м;
• FSRU в открытом море, где для тандемной отгрузки СПГ предлагаются гибкие плавающие шланги, гибкие подвесные шланги, жёсткие трубопроводы.
Примером новой концепции, протестированной для морской разгрузки в ледовых условиях, является Арктический тандемный разгрузочный терминал (ATOT). Этот проект был протестирован в HSVA. ATOT состоит из двух установок: пришвартованного ледокола (OIB) и разгрузочного танкера.
ATOT работает в трёх основных режимах:
• OIB, пришвартованный в одиночку, только для тяжёлых ледовых условий;
• в режиме близкой загрузки в средних и тяжёлых ледовых условиях;
• в режиме удалённой загрузки в условиях битого льда и открытой воды.
OIB через отсоединяемую турельную систему швартуется под водой и подключается к системе райзеров, в то время как танкер через палубные лебёдки пришвартовывается к OIB.
В России плавучие регазификационные терминалы могут быть использованы для газификации отдалённых регионов, куда прокладывать магистральный газопровод нерационально.
Не остались в стороне и технологии сжижения природного газа на плаву на базе плавучих заводов СПГ. FLNG производит СПГ, СНГ (сжиженный нефтяной газ) и стабильный конденсат. Технологическая цепочка FLNG: добыча, входная сепарация, очистка газа, обезвоживание, удаление ртути, извлечение СНГ и конденсата, сжижение.
Основные типы криогенных танков для хранения следующие:
• вкладные сферические резервуары Moss-Rosenberg типа В;
• вкладные призматические танки типа В (IHI Group) с горизонтальными рамами по периметру на нескольких уровнях.
Мембранные танки, испытывающие большие ударные нагрузки, изготавливают из тонкого листа легированной стали (0,5-1,2 мм) или инвара - сплава железа и 36 % никеля. Все нагрузки через слой теплоизоляции передаются на корпус судна.
Требуемая мощность колеблется от 100 до 250 МВт. Наиболее целесообразной является паротурбинная установка, которая может использовать в качестве топлива газ широкого состава и низкого давления. Система удержания может быть как турельной, так и якорной. Главные размерения FLNG превышают на 30 % средние размеры новых FPSO - 300 х 50 м.
Например, корпус плавучего завода СПГ типа Sevan Marine имеет диаметр 106 м и двойное дно, поддерживающее трёхпалубные верхние строения: верхняя палуба для технологического оборудования, под ней - палуба с подсобными помещениями, а нижняя - основная палуба. Общий вес верхних строений 34 723 т, из которых 18 739 т приходится на оборудование для переработки и сжижения газа. Предусмотрено также хранение СПГ в объёме 180-210 тыс. м3 в шести основных резервуарах, 20 тыс. м3 (СНГ) в центральном резервуаре и хранение 250 тыс. баррелей конденсата в шести резервуарах меньшего размера. Установка оснащена двумя линиями СПГ, каждая из которых рассчитана на производство 1,2 млн т/г СПГ. Процесс требует большого количества охлаждающей воды - обычно 18 000 м3/ч, что актуально для арктических условий.
Одним из значимых преимуществ платформы является отгрузка СПГ на танкеры. Так, в случае со стандартным блоком судовой формы обычным методом является швартовка танкера бортом, когда оба судна находятся в контакте. Использование подвесных загрузочных рукавов для СПГ также означает, что есть ограничения относительно перемещений, которые не могут превышать допустимых значений.
На данном этапе технологии для освоения российской части арктического шельфа следует внедрять по-разному.
1. Разрабатывать стандарты и устранять пробелы в правилах, рекомендациях и нормах при создании объектов морской техники и плана офшорных операций.
2. Качественно представлять проектные данные и их комбинации.
3. Использовать и осваивать численное моделирование.
По замыслу Правительства РФ локализация производства нефтегазового оборудования должна способствовать привлечению в отечественную промышленность зарубежных инвестиций и импортозаме-щению. Разумный уровень локализации должен быть не менее 70 %, а то и 75 %.
Если говорить о российско-норвежском сотрудничестве в области разработки технологий и решений, а также проведении двусторонних операций, потенциальным препятствием для этого являются различия в нормативном подходе. Существующие российские офшорные правила сами относительно не согласованы и, кроме того, не соответствуют международным; норвежские правила, с другой стороны, в основном основаны на стандартах ISO и NORSOK (с критериями приемлемости риска). Кроме того, поскольку большинство офшорных операций в России осуществлялось с использованием стационарных установок, то российские правила для плавучих установок полностью не разработаны.
