Особенности эксплуатации и развития морской нефтегазовой инфраструктуры Калининградской области

В настоящее время в Калининградской области осуществляются работы на двух морских нефтяных месторождениях D-6 и D-41. D-6 эксплуатируется с морской ледостойкой платформы. D-41 c искусственного насыпного острова. Месторождение C-9, являющееся первым объектом морской геологической разведки в 1980-ых, признано не рентабельным к освоению, на нем до настоящего времени остается не рабочая разведочная платформа.

Основной объем нефтедобычи в море, в регионе на текущий момент осуществляется на платформе D-6 (порядка 300 тыс.т. в год) [1]. В состав сооружений платформы включены эксплуатационный модуль, выполненный в ледостойком исполнении и несущий буровой и энергетический комплексы, а также располагающийся отдельно жилой модуль. Глубина Балтийского моря в зоне расположения платформы D-6 составляет порядка 27-30 метров. Среди морской инфраструктуры следует выделить также морские трубопроводы, проложенные от месторождений D-6 и D-41 к нефтесборному пункту «Романово».

Рисунок 1 – Рас положение месторождений и углеводородных структур на шельфе Калининградской области и Морская платформа Д-6

Трубопровод от D-6 до нефтесборного пункта "Романово" состоит из двух частей: морской и сухопутной. Общая протяженность трубопровода – 53 км, из них 47 км – морской участок и 6 км – береговой [2].

Диаметр морского участка трубы – 273,1х18,3 мм, береговой – 273,1х10 мм. В начальной точке трубопровода, на платформе, производится закачка дозировочными насосами ингибитора коррозии и деэмульгатора.Трубо-провод от D-41 аналогичен по исполнению. Длинна морского участка 3,5 км. В 2020 г. в Калининградской области введен в строй новый регазификационный терминал в г. Пионерск, предназначенный для транспортировки сжиженного газа и наполнения подземного газохранилища.

Объекты морской нефтегазовой инфраструктуры, наиболее часто представлены в металлическом и железобетонном исполнении. В целом морские нефтегазовые объекты могут повреждаться по различным причинам. Статистика свидетельствует, что в металлических объектах коррозионные процессы составляют порядка 50% случаев повреждений [3].

Деградационные процессы в данных объектах (снижение надежности) идут с разной скоростью и зависят от целого ряда параметров. Следует учитывать тот факт, что весомость каждого из факторов, влияющих на скорость коррозионных процессов, в морских условиях – разниться в зависимости от характеристик внешней среды, принятых проектных решений и процесса эксплуатации инфраструктуры [4].

Необходимо отметить, что стальные морские нефтегазовые сооружения претерпевают коррозионный процесс в два этапа. Начальный этап, когда объект попадает в условия акватории. Этап длительного функционирования, когда объект находиться долгое время в специфичных условиях и на первый план в весомости воздействия выходят другие факторы. Приведем примеры весомости факторов, воздействующих на стальные конструкции платформы С-9 в условиях характерных для Балтийского моря.

Механические

Прочие        повреждения

Разрушение материала (усталость) 9%

Аварии в технологич

Коррозионные повреждения

50%

еском процессе 1%

Рисунок 2 – Причины ущерба морской нефтегазовой инфраструктуре

Важно учитывать, что на начальном этапе основное воздействие оказывается на защитные покрытия морских нефтегазовых сооружений. При деградации этой пассивной защиты, а также при отключении активной защиты или не рациональном ее функционировании процесс коррозионного разрушения развивается и переходит в длительную стадию [5].

Металл окисляется, выкрашивается под ударно-абразивным    и    температурным воздействием. Помимо коррозии внешних стенок нефтегазовых сооружений в морских условиях, в объектах, транспортирующих углеводороды, происходит внутренняя коррозия. Часто она связана с воздействием кислорода, сернистых соединений, транспортируемыми абразивными частицами. В целом внутритрубная коррозия морских трубопроводных систем схожа с аналогичными процессами на суше.

А

Б

Рисунок 3 - Вес факторов, влияющих на начальную (А) и долгосрочную (Б) скорость коррозии опор из углеродистой стали платформы С-9 (Юго-Восточная Балтика )

Из давно эксплуатируемых морских нефтегазовых сооружений региона выделяется выведенная из эксплуатации стационарная платформа С-9. Геологическая разведка на данном месторождении проводилась в середине 1980ых годов, в результате его освоение было признано экономически не целесообразным. Буровое и специализированное оборудование платформы было вывезено.

Рисунок 4 - Морская платформа С-9 в Балтийском море и коррозионные повреждения ее опор

На протяжении последних 30 лет платформа С-9 постепенно подвергается все большему воздействию морской среды и является удобным объектом для анализа специфики изменения параметров технического состояния оборудования в условиях Балтийского моря.

В течение 1990-ых годов, опоры платформы под воздействием морской среды постепенно лишались изоляционного покрытия. К 2002 г. на платформе С-9 стали фиксироваться отслоения изоляции опор. Начался процесс коррозионно-абразивного износа основного металла конструкции.

Лабораторными комплексами Балтийского Федерального Университета и Атлантического Научно-исследовательского института исследовалась динамика изменения скорости коррозии конструкционной стали использованной при строительстве платформы С-9 в зависимости от солености, температуры и скорости течений.

Однако, стоит учитывать, что все рассматриваемые параметры, в купе с волновым воздействием, воздействием взвеси песка как абразива мультиплицируются и оказывают существенно большее воздействие. Моделирование процесса общей и питтинговой коррозии во времени (без учета волнового воздействия) показывает также значительные скорости прироста глубины разрушения стали [6]. Расчеты по динамике коррозионного износа проводились с использованием следующей формулы:

Vk = ( So- 8f ) / Т, где: У^ - средняя скорость коррозии в мм. в год; 80 - исходная толщина зоны в мм.; 8^ - фактическая толщина зоны в мм.; Т - время эксплуатации в годах.

Рисунок 5 - Зависимость скорости коррозии общей (1) и питтинговой (2) у конструкционной стали морских объектов от концентрации солей в морской воде

t, °C

Рисунок 6 - Зависимость скорости коррозии конструкционной стали морских сооружений от температуры морской воды

Vm, Рисунок 7 - Зависимость скорости коррозии конструкционной стали морских сооружений от скорости течения воды

При этом необходимо указать, на тот факт, что по вертикали динамика процесса коррозии на морской платформе разнится. Приведенные выше данные усреднены. В случае построения полной модели с учетом волнового воздействия следует рассматривать не только скорость потока рядом со стальной опорой, но и динамику изменения потоков во времени и силе [7].

Рисунок 8 - Глубина общей (1) и питтинговой (2) коррозии конструкционной стали морских сооружений во времени

Атмосферная коррозия

Зона всплесков

Приливная зона

Погружная зона

Подземная зона

Рисунок 9 - Динамика потери металла стальными конструкциями от волнового воздействия

Так наибольшая потеря металла фиксируется во всплесковой зоне высокого и низкого приливов. Во многом это обуславливается фактором волнового воздействия. В условиях фактического отсутствия ледовой обстановки, пониженной солености (порядка 10 промилле), незначительных колебаний температуры воды -наибольшую роль в запуске и поддержании динамики коррозионного процессе морских сооружений в юго-восточной Балтике играет волновая нагрузка [8]. Особенно это связано с высокой частотой волн во время штормов (что обусловлено рельефом дна и особенностями ветров и течений) [9].

В 2018 - 2019 г.г. закончены работы по геологической разведке шельфовых месторождений углеводородов в акватории отрабатываемого месторождения D-6 «Кравцовское». По результатам данных работ установлено, что структуры D-2, D-8, D-18 и D-19 являются непродуктивными. К перспективным для освоения относятся месторождения D-33 и D-41. Месторождения D-6 южное и D-29 в настоящий момент не рентабельны к освоению

Месторождение D-41 в 2019-2020 г.г. было введено в разработку с искусственного острова. Месторождение D33 будет осваиваться в период 2023-2025 гг со стационарной платформы. Инфраструктурно существует несколько вариантов расположения новых морских нефтедобывающих объектов [10].

Во-первых, платформу D-33 возможно подключить новым подводным нефтепроводом к существующей транспортной системе платформы D-6. Однако, с учетом срока эксплуатации данного нефтепровода, степени его внутритрубного износа, а также планируемым объемам добычи по структуре D-33 это решение не рационально (Рисунок 10 схема А).

Во-вторых, возможно напрямую проложить новый подводный нефтепровод от месторождения D-33 к нефтесборному пункту Романово. Таким образом, это позволит более свободно осуществлять процесс добычи и транспортировки, не увязываясь с существующей инфраструктурой и ее техническим состоянием. Однако данное техническое решение не оптимально с экономической точки зрения [11].

Рисунок 10 – Укрупненные варианты компоновки, существующей и проектируемой добывающей нефтегазовой инфраструктуры шельфа Калининградской области

Наиболее рациональным представляется строительство промежуточной технологической платформы, с проводкой подводного нефтепровода от месторождения D-33 к нефтесборному пункту «Романово» таким образом, чтобы в перспективе к данному новому нефтепроводу и технологической платформе могли быть присоединены месторождения D-29 и D-6 Южное (Рисунок 10 схема Б).

Специфика воздействий на сооружения подобного рода в данной акватории, трактует необходимость повышенной защиты зоны волнового воздействия платформ, зоны ухода нефтепровода с платформы в море, а также выхода нефтепровода с подводной части на сушу.

Таким образом, с точки зрения обеспечения коррозионной стойкости и в целом надежности проектируемых объектов нефтегазового комплекса, требуется для создаваемого проекта стационарной буровой платформы D-33, технологической платформы (в случае если будет выбрана данная схема), а также нового проектируемого подводного нефтепровода учесть опыт эксплуатации платформ С-9 и D-6 а также трубопроводных систем данной акватории.

Проектировщикам и недропользователю необходимо уделить особое внимание подбору современных защитных покрытий, провести их испытания на предмет скорости потери защитных свойств в существующих условиях. Требует дополнительной проработки система активной защиты, а также вопросы контроля динамики процессов внутритрубной коррозии.