Транспортировка до завода спг

Шельфовые месторождения севера Сахалина находятся в субарктической зоне, где зимой море покрывается льдом, что значительно затрудняет доступ к расположенным там объектам. При этом на юге острова море зимой не замерзает. Для обеспечения круглогодичных поставок отгружать сырье было решено в заливе Анива, расположенном на юге острова и практически не замерзающем зимой.

 

Для этих целей была построена Транссахалинская трубопроводная система — мощная сеть трубопроводов, включающая в себя подводную и наземную части. Она проходит почти через весь остров, с севера на юг. Один из ее главных элементов — Объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК), расположенный в северной части острова в районе поселка Ноглики в месте, где на побережье приходят трубопроводы от морской платформы ЛУН-А. С севера к нему также ведут трубопроводы от платформ ПА-А и ПА-Б.

ОБТК

ОБТК — это специализированное перерабатывающее предприятие, имеющее несколько назначений. Прежде всего оно предназначено для первичной очистки углеводородов, их разделению по видам (сепарации), последующего компримирования (сжатия) и отправки под давлением в пункт назначения.

Кроме того, ОБТК производит из части поступившего газа электроэнергию для себя и для платформы ЛУН-А. Для этого в состав комплекса входит энергоустановка мощностью 100 МВт.

ОБТК можно сравнить со скрытым в лесах небольшим городом: в нем есть «дома» и «улицы», он хорошо освещен.

 

При выходе на полную проектную мощность комплекс будет в состоянии перерабатывать 51 млн м³ газа в сутки и примерно 9500 м³ конденсата/нефти в сутки.

Транссахалинская трубопроводная система

Общая протяженность морских и наземных трубопроводов — 1900 км.

Общая протяженность подводных трубопроводов составляет 300 км. Они проложены в местах со сложной ледовой обстановкой. Воздействия льда на подводные объекты хорошо известны, однако опыт строительства нефте- и газопроводов в ледовых условиях у российских специалистов до этого отсутствовал. Для обеспечения защиты трубопроводов от пропахивания дна льдинами было принято решение о заглублении труб на глубину до 5 м от поверхности дна в местах берегового примыкания.

Наземные нефте- и газопроводы проложены от точки выхода морских трубопроводов с Пильтун-Астохского месторождения — через ОБТК — до порта Пригородное. Каждая из двух «ниток» трубопроводов (одна для нефти, другая — для газа) тянется примерно на 800 км. Примерно на середине этого пути, вблизи поселка Гастелло, находится насосно-компрессорная станция № 2, предназначенная для поддержания необходимого давления в трубопроводах. В ее состав входят магистральные нефтяные насосы, газовые компрессоры и вспомогательное оборудование, в т. ч. система подавления окислов азота.

Маршрут трубопроводов проходит через 19 тектонических разломов, более тысячи рек, ручьев и других природных препятствий. Для строительства переходов через них компания «Сахалинская энергия» применила новейшие технологии. Впервые в мире были осуществлены переходы через сейсмические разломы с относительным смещением до 5 метров. Речные переходы построены таким образом, что не наносят вреда циклам нереста лососевых. После завершения прокладки труб на затронутых строительством землях была проведена рекультивация и противоэрозийные мероприятия.

Так как весь Сахалин является сейсмоопасной зоной, для обеспечения данными о месте и силе любого сейсмического толчка на протяжении всей 800-километровой трассы трубопроводов создана система сейсмического мониторинга.

 

Добыча и сепарация

Нефтегазодобывающая платформа ПА-Б

Основное место добычи газа для проекта «Сахалин-2» — Лунское месторождение, где установлена ледостойкая платформа гравитационного типа «Лунская-А» (ЛУН-А). Добыча газа на ней началась в январе 2009 г.

На ПА-А («Моликпак») и ПА-Б добывается попутный газ, который как используется для производства электричества, так и поступает в систему трубопроводов.

На каждой платформе находятся центры оперативного управления производством и строительством скважин. Работа всей комплексной системы добычи в режиме реального времени с помощью высокоскоростных каналов спутниковой и оптоволоконной связи передается в центр управления производством, находящийся в штаб-квартире компании в Южно-Сахалинске. Сопровождение бурения осуществляют группы специалистов отделов освоения и отделов проектирования и строительства скважин, в которые входят инженеры-буровики, геологи, инженеры по разработке месторождений, технологи по добыче, петрофизики и геофизики.

Скважины Лунского месторождения — самые большие по диаметру среди всех добывающих скважин в России: колонны насосно-компрессорных труб имеют диаметр 244 мм. Применение подобных скважин позволяет значительно снизить эксплуатационные и капитальные затраты и увеличить объемы добычи. Проектная производительность каждой скважины Лунского месторождения составляет 9–10 млн м³ газа в сутки.

Платформа — это автономное промышленное предприятие со своей инфраструктурой.

 

В месторождении имеются скопления слабосцементированных пород: это означает, что с добываемыми углеводородами может происходить вынос песка. Это создает значительный дополнительный риск для работоспособности добывающего оборудования платформы.

Для решения этой проблемы были проведены исследования и разработан план мероприятий, нацеленный на максимальное снижение объемов выноса песка при одновременном увеличении добычи газа (при возможно более низких затратах). Специальная конструкция оборудования платформы позволяет работать при невысоком уровне выноса песка, что значительно снижает стоимость скважин и повышает их производительность.

Поступивший вместе с сырьем на платформу песок отделяется с помощью специального устройства — сепаратора. Далее он утилизируется наиболее экологически приемлемым путем — закачивается обратно в пласт через скважину для закачки буровых отходов.

Технологическое оборудование, установленное на платформах «Моликпак» и ПА-Б, предусматривает три ступени сепарации и рассчитано на подготовку нефти и газа к транспортировке.

Очищенный от песка газ отправляется на берег через систему морских и наземных трубопроводов, которые ведут к Объединенному береговому технологическому комплексу (ОБТК). Это специальное предприятие, предназначенное для подготовки углеводородов к отправке на юг Сахалина по Транссахалинской трубопроводной системе.

Морское бурение

Природный газ и нефть (углеводородные флюиды) образуются в подземных пластах в результате тектонических процессов, длящихся миллионы лет. Углеводороды скапливаются в отдельных участках земной коры, называемых месторождениями. Для того, чтобы добыть скопившееся в земле сырье, в первую очередь необходимо пробурить скважину — канал, через который углеводороды можно выкачать из земной толщи.

В зависимости от положения относительно береговой линии месторождения принято разделять на наземные и морские. В 1980-e годы советские геологи обнаружили в северо-восточной части прибрежной материковой зоны (шельфа) острова Сахалин несколько крупных месторождений углеводородов. Одно из них оказалось нефтегазовым и получило название Пильтун-Астохское, другое — газовым, оно получило название Лунское. Для разработки этих месторождений в 1994 году была создана компания «Сахалинская энергия».

 

Для бурения скважин на морских месторождениях используются специальные морские буровые установки. Они устанавливаются на добывающих платформах или на буровых судах. Различают самоподъемные, полупогружные платформы и платформы гравитационного типа.

Моликпак значит «большая волна» на языке американских эскимосов-инуитов. До установки на сахалинском шельфе в 1998 году платформа использовалась как буровая установка в водах моря Бофорта на севере Канады.

К настоящему времени на шельфе Сахалина в рамках проекта «Сахалин-2» установлены 3 платформы гравитационного типа: «Пильтун-Астохская-А» (кодовое обозначение ПА-А, также имеет название «Моликпак»), «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) и «Лунская-А» (ЛУН-А). Они оборудованы буровыми окнами и буровыми вышками.

Буровая вышка представляет собой металлическую конструкцию, поддерживающую буровое оборудование и бурильные трубы для скважин. Вышка, расположенная на платформе, в отличие от большинства обычных, защищена от ветра специальным покрытием. Буровые окна — это отверстия в бетонном основании платформы, ведущие к морскому дну. Вышка может перемещаться

В буровое окно из буровой вышки опускается бур (буровое долото), за которым следуют трубы: долото бурит породу и двигается вниз, трубы опускаются вслед за ним: так формируется скважина. Она необязательно должна быть строго вертикальной: в процессе бурения ствол можно отклонять и достигать таким образом достаточно удаленных участков месторождения.

Одной скважины недостаточно: для правильного обеспечения процесса добычи необходимо пробурить серию добывающих скважин и несколько водонагнетательных скважин. Газ и нефть в пласте находятся под давлением, превышающем атмосферное: при достижении скважиной месторождения сырье начинает вырываться через нее наружу (фонтанировать). Чтобы этот процесс не прекращался, необходимо поддерживать исходное давление в пласте: для этого бурятся дополнительные водонагнетательные скважины, через которые воду закачивают в пласт, что обеспечивает необходимое пластовое давление.

 

В соответствии с требованиями законодательства компания «Сахалинская энергия» приняла на себя обязательства по экологически безопасному ведению работ в ходе освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений. Для достижения поставленной цели на платформах «Моликпак», ПА-Б и ЛУН-А в первую очередь были пробурены скважины для закачки отходов бурения и технологических жидкостей.

Данная технология успешно применяется на всех платформах проекта. В ходе выполнения программ бурения отработанные буровые отходы (отделенные от углеводородов с помощью специального оборудования) закачиваются в пласты горных пород. Таким образом исключается загрязнение акватории Охотского моря как в ходе буровых работ, так и в процессе эксплуатации морских платформ.

Скважины могут отклоняться от вертикали на расстояние до 12 км.

В перспективе для освоения удаленных участков месторождений планируется осуществлять бурение новых скважин со сверхбольшим отходом от вертикали (более 12 км) с имеющихся платформ, а также с помощью самоподъемных буровых установок в арктическом исполнении, что позволит не прекращать процесс строительства скважин в ледовый период. Устья скважин, пробуренных таким образом, будут расположены на специальных донных плитах и соединены с имеющимися платформами с помощью подводных трубопроводов.

В настоящее время максимальный отход водонагнетательных скважин, пробуренных с платформы «Моликпак», составил 6,3 км; с ЛУН-А — 1,4 км, с ПА-Б — 1,6 км.

На платформе ПА-Б также планируется заканчивание водонагнетательных скважин с использованием технологий «интеллектуальной водонагнетательной скважины» (SMART). Через такую скважину можно закачивать воду одновременно в различные пласты. Бурение первой SMART-скважины планируется в 2010 г.

 

Лекция № 12