Энергетика
Россия
17 марта 2017, 15:47 0
Редакция «ФедералПресс» / Александр Садовников

«Наутилус» для нефтяника

Кладовая арктического шельфа открывает доступ к свои запасам нефти и газа крайне неохотно. Дело не только в удаленности и в суровом климате, но и в отсутствии технологий, позволяющих вести добычу углеводородов на морской платформе в условиях движущихся мощных ледяных полей. Решение может быть найдено за счет подводных добычных комплексов с ядерной энергоустановкой.

«Отмороженные» баррели

Несколько слов о том, зачем вообще лезть за нефтью и газом в глубоководные подледные дебри, если сейчас на суше вполне себе комфортно добывается более 90 процентов углеводородов.

Реалии таковы, что львиную долю нашего госбюджета еще долго будут формировать добыча и переработка углеводородов для внутреннего потребления и экспорта. Однако объемы извлеченных на суше нефти и газа будут постепенно сокращаться, причем произойдет это уже в недалеком будущем, и сползание добычных технологий в море – процесс необратимый. Тем более что природа нас в Арктике не обделила. По данным АО «Арктикморнефтегазразведка», сегодня свыше 90 % всех запасов газа и свыше 45 % запасов нефти на шельфах циркумполярного пояса Земли сосредоточено на российском Западно-Арктическом шельфе морей Северного Ледовитого океана. Если в цифрах, то по самым скромным разведданным, начальные извлекаемые ресурсы в акватории нашей Арктики превышают 19,4 млрд тонн нефти, 54 трлн кубометров газа и 6,3 млрд тонн газового конденсата.

5554d0c8711545b6b83715a16fcd1137.png

В чем основные сложности

Если в двух словах, то проблема в методах добычи и электроснабжении добычных платформ. Для удаленного арктического шельфа характерна тяжелая ледовая обстановка, которая делает невозможным применение традиционных нефтегазодобывающих платформ. Здесь практически круглый год встречаются льды, а разница между зимой и летом только в их толщине и площади. Сдавливание льдами в этих широтах погубило не одну сотню кораблей, включая ледоколы. Глубины не позволяют использовать погружные и полупогружные добычные комплексы.

Этим усложняющим жизнь нефтяникам и газовикам характеристикам соответствуют все самые крупные углеводородные месторождения Арктики – Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Победа и т. д. Штокмановское месторождение на Баренцевом море находится на 73-м градусе северной широты, то есть как раз на кромке круглогодичных льдов. Глубина в местах добычи 320–340 метров. Само месторождение удалено от берега на 550 километров.

Ленинградское (125 км от берега) и Русановское (235 км от берега) газоконденсатные месторождения – это те же 72-й и 73-й градусы северной широты в Карском море. Глубины до 165 метров. Нефтегазоконденсатное месторождение Победа расположено на 74-м градусе северной широты тоже в Карском море в 250 километрах от материковой части. Глубины – около 100 метров. Карское море более холодное чем Баренцево, и льды здесь будут потолще.

С электроснабжением нерешенных вопросов не меньше. Для морей теплых и умеренных нефтегазовых платформ это не представляет особой проблемы. Если платформа находится недалеко от обжитого берега, то основным источником питания, как правило, является подача электроэнергии по подводному кабелю. Для берегов необжитых и для удаленных от суши месторождений используются платформы, полностью автономные в части электроэнергии. Требуемая для добычи мощность варьируется от 4 до 14 МВт.

Рассмотрим, какие здесь могут быть варианты добычи и электроснабжения.

7df46e3a79380d0d3eee4ab3b1030517.png

Вариант «Обычная платформа и электрокабель»

На сайте компании «Штокман Девелопмент АГ» в разделе «Морской добычный комплекс» нарисована вполне себе идеалистическая картинка, где плавает кораблик, беззаботный среди льдинок, как блестка жира в супе. К нему ведут трубопроводы, кабели и поясняется, что в случае наступления ледовых полей судно отцепится от добычной донной инфраструктуры и уйдет в безопасные воды. Как это будет выглядеть на практике не очень понятно, ведь если из-за технической неисправности или аварии произойдет разгерметизация скважины, то это будет экологическая катастрофа. А если электрокабель запутается на дне или намотается на винты корабля, то это будет дорогостоящая авария.

При этом, если добычу вести с непогружной платформы, вариантов электроснабжения два. Первый – это полностью автономная генерация на добычной платформе, что потребует значительных площадей и объемов как для генераторов, так и для запасов топлива. Однако запасы надо будет регулярно обновлять, что потребует челночных рейсов ледостойких танкеров-заправщиков. Кроме того, надо принимать во внимание, что в условиях крайне низких температур дизельное топливо имеет свойство густеть до нерабочего состояния.

Второй вариант – это запитывание основных энергоузлов платформы по кабелю с берега. Здесь сложностей тоже хватает. Во-первых, на берегу должны быть соответствующие энергомощности, что для районов Крайнего Севера вещь явно нетипичная. Во-вторых, даже при наличии береговой генерации очень серьезной проблемой станут значительные потери электроэнергии при передачи ее по подводному кабелю на большие расстояния. По данным ВНИИГАЗ, для Штокмана в качестве одного из вариантов, с целью уменьшения ёмкостных и индуктивных потерь, рассматривалось использование инверторов и постоянного тока вместо переменного. Проект этот весьма сложный, на практике не отработан и значительно дороже обычного подводного кабеля. Так где же выход?

Вариант «Подводная мини-АЭС»

ЦКБ «Лазурит», ОАО «ВНИИнефтемаш» и ООО «ВНИИГАЗ» для разработки Штокмановского, Ленинградского и Русановского месторождений предложили создание подводного промысла с источником энергии в виде ядерных реакторов. На техническое решение по объектам обустройства даже был получен патент. Оно включает в себя подводное буровое судно, транспортно-спасательный подводный аппарат, подводное судно энергообеспечения на основе атомного реактора, опорную технологическую платформу и подводный трубопровод. Дойдет ли данный проект до стадии практической реализации, пока не вполне понятно.

Второй похожий проект «Айсберг» с января 2015 года куда ближе к реализации, так как уже финансируется Фондом перспективных исследований (ФПИ). Над его практическим воплощением работает АО ЦКБ МТ «Рубин». «Айсберг» попытается решить задачу создания технологий и соответствующего оборудования для полностью автономного подводного освоения месторождений углеводородов в арктических морях с заведомо тяжелыми ледовыми условиями. В состав добычного комплекса должны войти автономная подводная буровая установка, подводное судно энергоснабжения, подводное судно сейсморазведки, а также транспортно-монтажный и сервисный комплексы.

1fcf7f694f8b70d7c8513bbc3f57aae9.png

Дело за правительством

Руководитель лаборатории Фонда перспективных исследований и главный конструктор ЦКБ МТ «Рубин» Евгений Торопов так прокомментировал предварительные итоги работы над «Айсбергом»: «Проект подводного энергетического комплекса с ядерным реактором готов к реализации. Для подводного энергетического комплекса мы можем создать реактор, отвечающий требованиям МАГАТЭ. На сегодняшний день технических и научных проблем для создания такого комплекса нет. Нами завершены необходимые научные проработки, выполнено 3D-моделирование. При одобрении правительством РФ и получения заявок от заинтересованных компаний воплощение проекта может быть начато в самое ближайшее время».

По словам Торопова, ресурс установки составит 200 тысяч часов, срок службы – 30 лет, мощность – 24 МВт, период непрерывной работы без присутствия человека и технического обслуживания – 8000 часов.

ffe602ca15bd1ed88a41eee4f7589837.png

В свою очередь, руководитель проектной группы ФПИ Виктор Литвиненко пояснил, что поддержку в дальнейшей реализации проекта оказывают госкорпорация «Росатом», ПАО «Газпром», Минобороны России, АО «ОСК». «Эти компании и ведомства уже сегодня учитывают в своих инновационных и долгосрочных планах реализацию создаваемых в рамках проекта «Айсберг» перспективных автономных комплексов», – добавил он.

Очевидно, что «Айсберг» может решить две главные задачи: нивелировать угрозу ледовых полей и обеспечить бесперебойное электроснабжение вполне достаточной мощности. Если говорить о цене проектов, то вариант с подводной мини-АЭС вероятно будет дороже чем проект с непогружной платформой. Однако с учетом стоимости арктической природной кладовой она, в любом случае, будет вполне приемлемой.

Впрочем, в настоящий момент вопрос электроснабжения строительства объектов ОАО «Газпром Добыча Шельф» и «Штокман Девелопмент АГ» пока свелся к планам по реконструкции ОРУ 150 кВ Верхне-Териберской ГЭС-18. Этот источник энергии предназначен для наземных комплексов подготовки и перекачки газа. А морская добычная платформа со своей «электророзеткой» все еще ждет оптимального технического решения.

Подписывайтесь на наш Twitter, чтобы оперативно получать новости о России.
Версия для печати:
Загрузка...
Loading...
Комментарии читателей
0
comments powered by HyperComments