Без права на ошибку

На суше промысловую систему энергоснабжения можно выстраивать постепенно, шаг за шагом, решая задачи по мере их возникновения. Морские же добывающие платформы строятся на берегу и транспортируются на места эксплуатации готовыми блоками, так что всё основное оборудование, включая энергокомплекс, должно быть заранее спроектировано, смонтировано и настроено - с расчётом на весь срок разработки залежей. Здесь нужно уметь смотреть вперёд на 20-30 лет и даже более. И цена ошибки очень высока.

На платформах нет лишнего места, причём оборудование должно отвечать требованиям Морского регистра.

Говоря о характере потребления, отметим, что электрические нагрузки на платформах в основном электродвигательные: повсюду насосы. Также широко применяются электрические нагреватели и осветительные приборы. Системы сигнализации, автоматического управления и связи на фоне других потребителей практически не заметны.

Кабель или генератор?

Вопрос о месте генерации - на платформе или на берегу - решается с учётом множества факторов и параметров, включая плановую потребляемую мощность, расстояние до берега, глубину моря, ледовую обстановку, вид добываемого углеводородного сырья и т. д.

Организуя питание платформы по кабелю с берега, можно существенно упростить её энергокомплекс. Как отмечают российские представители компании ABB, современные технологии позволяют подводить к платформам мощность в десятки и сотни мегаватт на расстояние до 300 км и более. При необходимости можно построить линию постоянного тока HVDC Light, снизив потери при передаче мощности. Важно, чтобы рельеф дна и ледовая обстановка на море позволяли проложить кабель: ледяные торосы, несомые ветром и приливными течениями, могут глубоко вспахивать морское дно. Случаются и повреждения кабелей морскими судами.

Каким током лучше запитать платформу по кабелю - постоянным или переменным? «Судя по зарубежному опыту, с экономической точки зрения, постоянный ток выигрывает в тех случаях, когда нужно на большие расстояния передавать мощность свыше 50 МВт», - рассказывает Сергей Козаченко, начальник управления сопровождения энергетических объектов в ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг», которое недавно активно включилось в разработку морских проектов (подробнее см. ниже).

Следует отметить, что платформы бывают разные. В случае плавучих конструкций, прикрепляемых к дну тросами, применяется оконечный спиралевидный кабель, напоминающий скрученный шнур от трубки проводного телефона.

Электростанция под боком

На морских платформах традиционно устанавливают газотурбинные, газопоршневые или дизельные генераторы, выбирая конкретное оборудование с учётом имеющихся видов топлива и необходимой мощности. Часто для унификации монтируют несколько одинаковых агрегатов: пока один работает, второй находится в резерве, а третий, возможно, в ремонте. Аварийные генераторы, как правило, дизельные. Их задача - обеспечить небольшую мощность, необходимую для безопасного завершения основных технологических процессов.

Когда нефтяная компания осваивает несколько соседних морских участков, она может выбирать между централизованной и распределённой схемами энергоснабжения. В первом случаем мощный энергоцентр смонтирован на одной технологической платформе, к которой подводными кабелями подключены другие платформы. Централизованная схема не распространяется на аварийные генераторы - они в обязательном порядке имеются на каждой платформе.

Для примера отметим, что в апреле 2018 г. компания «ЛУКОЙЛ» установила на Северном Каспии, в восточной части месторождения им. Ю. Корчагина, блок-кондуктор. Эта технологическая мини-платформа подсоединена многофазным трубопроводом и подводным электрическим кабелем к основной платформе ЛСП-1, запущенной в эксплуатацию ещё в 2010 г. А на ЛСП-1 располагается энергоцентр, включающий четыре газотурбогенератора (ГТГ) мощностью по 4,7 МВт. Примечательно, что собственной буровой установки на блок-кондукторе не предусмотрено: бурение ведётся с помощью самоподъёмной плавучей буровой установки.

Выбирая вид генерирующего оборудования, нефтяники часто предпочитают многотопливные газовые турбины. Они компактны, надёжны, неприхотливы в эксплуатации и легко перестраиваются под меняющиеся нагрузки. Например, основа энергоцентра на месторождении им. В. Филановского - четыре модульных ГТГ электрической мощностью 13,4 МВт каждый. В них установлены двухтопливные турбины Siemens SGT-400, которые рассчитаны как на подготовленный попутный газ, получаемый при добыче нефти (основное топливо), так и на дизельное топливо, привозимое с берега (резервное). Минус подобного оборудования - сложность технического обслуживания и ремонта в стеснённых условиях морской платформы.

Промысловая эволюция

Разработка месторождений включает несколько этапов. Наибольшие энергозатраты характерны для этапа бурения, когда на платформе включаются мощные (до 6 МВт и выше) буровые насосы, электроприводы ротора и лебёдки. Также энергозатраты подскакивают на поздних стадиях разработки месторождения, когда нефтяники применяют всевозможные методы интенсификации притока, включая закачку в пласт жидкостей, газов и различных химических реагентов под высоким давлением.

По мере разработки месторождения может меняться состав добываемого углеводородного сырья, что также влияет на характер и мощность электрических нагрузок.

Переменный характер нагрузок вынуждает проектировщиков платформ создавать запас электрической мощности. Между тем в последнее время на рынке появились технические решения, которые позволяют минимизировать этот запас, сглаживая нагрузочные пики. Так, концерн Siemens предлагает нефтяникам ионно-литиевые накопители энергии BlueVault, изначально разработанные для электрических паромов.

Управляя рисками

Выбор конкретного технического решения требует не только учёта экономики, но и подробного анализа рисков. Например, серьёзная авария на платформе способна надолго вывести из строя её энергоцентр. Однако нарушение работы подводного кабеля - тоже не подарок. А сверхнадёжный гибридный вариант (кабель плюс энергоцентр) обернётся чрезмерными затратами.

Запасы нефти в крупных месторождениях истощаются, и компании вынуждены разрабатывать небольшие залежи, оптимизируя системы морской нефтедобычи. Можно сэкономить, избавляясь от электрогенерации на платформах, а иногда даже и от самих платформ - когда всё технологическое оборудование размещается на дне.

Смелый инжиниринг

Накопив опыт морской нефтедобычи, компания «ЛУКОЙЛ» запустила уникальный проект. Речь идёт о создании мини-платформы D33 в Балтийском море.

Согласно проекту ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», на расстоянии около 70 км от берега установят блок-кондуктор - необитаемую мини-платформу. Люди будут наведываться туда лишь по мере необходимости. Добываемая продукция будет по мультифазному трубопроводу транспортироваться на берег, где расположатся установки подготовки нефти. Начало добычи на D33 намечено уже на 2023 г. Пятью годами позже ещё один блок-кондуктор установят в пяти километрах от D33, если там будут подтверждены оценочные углеводородные запасы.

Общество «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» активно включилось в проектную работу, взяв на себя систему энергобеспечения D33. Согласно расчётам, оба блок-кондуктора в сумме будут потреблять электрическую мощность до 10 МВт. Рассмотрев различные варианты, специалисты предприятия предложили смелое решение - энергоснабжение обеих платформ от береговой подстанции по цельному (не имеющему соединительных муфт) подводному кабелю.

«Мы сегодня проектируем береговую подстанцию, которая будет питаться от сетей "Янтарьэнерго", и уже провели предварительные расчёты для выбора типа и сечения кабеля. Планируем передавать по нему напряжение 35 кВ. Несмотря на значительное расстояние от берега, применение постоянного тока в данном случае экономически нецелесообразно, - рассказал Сергей Козаченко. - Чтобы не промахнуться с выбором, мы познакомились с зарубежными производителями подводных кабелей, смотрели их технологии и производственные мощности».

Ситуация осложняется тем, что в России соответствующих специализированных флота и сервисных организаций нет. «Если что-то случится с питающим кабелем, нужно будет приглашать западные компании, - продолжает Сергей Козаченко. - И мы страхуемся двумя линиями, тем более что по российским нормативам нефтяная платформа должна иметь два независимых энергоисточника». Случай прокладки подводных кабелей со строительной длиной порядка 70 км будет редким для мировой практики и уникальным для России.