Совершенствование схемы подводного обустройства удаленных газоконденсатных месторождений шельфа РФ

В рамках данной работы проанализированы открытые на сегодняшний день газовые и газоконденсатные месторождения арктического шельфа РФ, удаленные от берега на 50 км и более, с точки зрения геологических, природно-климатических условий и применимости к ним тех или иных способов обустройства. Для большинства удаленных шельфовых месторождений Карско- баренцевоморского региона использование скважин с подводным заканчиванием является безальтернативным вариантом, а применение стационарных или плавучих платформ для подготовки и компримирования газа в условиях больших глубин, айсберговой опасности и слабых грунтов практически исключено. При этом, подача многофазного потока до береговой УКПГ по подводным трубопроводам большой протяженности не позволяет достичь удовлетворительных значений КИГ без применения ПДКС, что влечет за собой необходимость передачи большой электрической мощности на большие расстояния, а также создание подводных трансформаторов и ЧРП. В рамках работы предложен перспективный способ подводного обустройства удаленных ГКМ с применением подводных гидродинамических сепараторов, осуществляющих отвод выпадающей жидкости из газопровода без существенных потерь давления, и подводных модулей хранения углеводородсодержащей жидкости. На примере газоконденсатных месторождений Баренцева моря определен эффект от использования предлагаемой схемы обустройства на снижение противодавления на устьях добывающих скважин, период бескомпрессорной добычи, а также КИГ в сравнении с классическим многофазным транспортом без использования ПДКС.

This paper analyzes the currently discovered gas and gas condensate fields on the Arctic shelf of the Russian Federation, which are 50 km or more remote from the shore, in terms of geological, natural and climatic conditions and the applicability of various arrangement options to them. For the majority of remote offshore fields in the Kara-Barents Sea region, the application of subsea completion wells is the only option, while the use of fixed or floating platforms for gas treatment and compression in conditions of great depth, iceberg hazard and weak soils is practically excluded. At the same time, the multiphase flow transfer to the onshore GTF through long subsea pipelines does not allow to achieve acceptable gas recovery ratio without application of subsea compression, which leads to the necessity to transfer large electric power over long distances, as well as to develop subsea transformers and VFDs. Within the framework of the work a promising scheme of subsea arrangement of remote gas condensate fields is proposed with the use of subsea hydrodynamic separators, which remove the dropped liquid from the gas pipeline without significant pressure losses, and subsea modules of hydrocarbon-containing liquid storage. On the example of gas condensate fields of the Barents Sea the effect of using the proposed arrangement was determined on the reduction of backpressure at the wellheads of producing wells, the period of no-compression production, as well as gas recovery ratio in comparison with the conventional multiphase transport without the use of subsea compression.