USD 73.7663

+0.07

EUR 86.8451

-0.08

BRENT 74.2

+0.02

AИ-92 45.68

+0.01

AИ-95 49.57

+0.01

AИ-98 56.33

+0.02

ДТ 49.74

0

4 мин
4028

В ДВФУ разрабатывают аппарат для контроля за состоянием подводных добычных платформ

В ДВФУ разрабатывают аппарат для контроля за состоянием подводных добычных платформ

Владивосток, 27 янв - ИА Neftegaz.RU. Специалисты и студенты Инженерной школы Дальневосточного федерального университета (ДВФУ) совместно с экспертами Инжинирингового центра Газпрома разрабатывают аппарат для контроля за состоянием подводных добывающих комплексов (ПДК) в Охотском море.
Об этом сообщил директор школы А. Беккер.

Тезисы А. Беккера:
  • один из проектов, который рассматривается в рамках инжинирингового центра, - это осмотровый аппарат для подводного контроля;
  • в этой работе задействованы талантливые студенты, молодежь;
  • Газпром - единственная корпорация, которая впервые построила подводный добычной комплекс;
  • на глубине ... размещено автономное оборудование, а управлять им надо с помощью гидроакустики, подводных аппаратов, при этом задачу усложняет дрейфующий ледяной покров;
  • аппарат позволит следить за состоянием этих подводных комплексов;
  • на разработку и создание подобных устройств обычно уходит 2-3 года.
Для любознательных напомним, что специальными подводными аппаратами оснащена каждая нефтегазовая добывающая платформа, но обычно используются устройства иностранных производителей.
В настоящее время в ДВФУ разрабатывается отечественный подводный аппарат.

Подводный добычной комплекс, на котором будет опробована новая отечественная разработка, расположен на Киринском газоконденсатном месторождении Газпрома.
Именно здесь в рамках проекта Сахалин-3 Газпром впервые в России внедрил ПДК.
Газ из скважин поступает на своеобразный сборный пункт, а оттуда по основному газопроводу на берег, на установку комплексной подготовки газа. 

Отсутствие платформ и других надводных конструкций дает возможность добывать газ подо льдом, в сложных климатических условиях, снижая влияние природных явлений в море. 
Это позволяет избежать многих рисков, присущих работам в неблагоприятных климатических условиях открытого моря.

Однако в проекте импортное оборудование, задействованное в проекте, в условиях санкций, введенных США в отношении Южно-Киринского месторождения, приносит Газпрому много проблем.
Компании нужны собственные технологии подводной добычи. 

Особенно учитывая тот факт, что проект Сахалин-3 очень важен, т.к. он станет ресурсной базой для планируемых магистральных газопроводов (МГП) Сила Сибири-3 (Дальневосточный маршрут поставок газа в Китай и Южную Корею).  

В сентябре 2018 г. президент РФ В. Путин по итогам 4го Восточного экономического форума в поручил проработать с предприятиями Дальнего Востока вопрос о размещении на острове Русский инжиниринговых подразделений, а также центров исследований и разработок.

Дальневосточный филиал Газпром 335, открытый в июле 2019 г., стал первым инжиниринговым центром на острове, созданным в рамках исполнения поручения.
Здесь будут развиваться 3 основных направления:
  • использование робототехнических комплексов при реализации перспективных проектов добычи на шельфе;
  • повышение промышленной и экологической безопасности при освоении шельфовых месторождений газа;
  • повышение эффективности их освоения.
Кроме того, филиал отвечает за:
  • координацию научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР);
  • разработку отдельных элементов конструкций и оборудования систем подводной добычи углеводородов и установок переработки газа и производства СПГ;
  • сотрудничество в сфере использования робототехнических комплексов.
Региональным партнером Газпрома выступает именно ДВФУ, с которым компания сотрудничает в рамках дорожной карты создания инжинирингового центра и развития научно-технологического сотрудничества в 2019-2022 гг.
Поэтому разработка нового отечественного аппарата - плод планового сотрудничества.
Помимо этого, в ДВФУ разрабатываются современные решения по таким направлениям как робототехника, аппараты для изучения морей, континентального шельфа и т.д.

В последние годы высокотехнологичным импортозамещением в таких направлениях как ПДК, переработка газа и производство СПГ Газпром занимается очень серьезно.
Компания использует технологии подводной добычи и планирует их дальнейшее внедрение на проекте Сахалин-3 (включает освоение Киринского, Южно-Киринского, Южно-Лунского и Мынгинского месторождений), а также на проекте Сахалин-2, реализуемом на основании соглашения о разделе продукции (СРП).

В рамках Сахалин-2, где работает СПГ-завод мощностью 10 млн т/год, планируется строительство еще 1 линии, за счет чего мощность завода вырастет до 15 млн т/год.
Также в январе 2019 г. стало известно о планах по строительству на о. Сахалин малотоннажного СПГ-завода мощностью до 100 тыс. т/год продукции.

Но и это еще не все. В ноябре 2019 г. глава Газпрома А. Миллера и губернатор Приморского края О. Кожемяко подписали дорожную карту по расширению использования высокотехнологичной, в т.ч. импортозамещающей, продукции предприятий Приморского края в интересах Газпрома.
Ранее в рамках механизма дорожных карт взаимодействие было налажено с 23 российскими регионами.

Дорожная карта рассчитана до 2022 г. и предусматривает подготовку предложений со стороны научных и промышленных предприятий региона по производству товаров и услуг, необходимых для Газпрома.
Оборудование и материалы после прохождения процедуры отбора и оценки соответствия требованиям системы добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ будут включены в реестр материально-технических ресурсов, допущенных к применению на объектах Газпрома.
Подписанная дорожная карта, в т.ч. будет способствовать и работе Дальневосточного филиала Газпром 335.

Важно также отметить, что кроме Газпрома в инновационном импортозамещении заинтересована и другая компания - Газпром нефть.
Так, в декабре 2019 г. компания провела на Аяшском лицензионном участке недр сейсморазведочные работы 3D 4С c применением донных станций КРАБ. 

Донные станции КРАБ - уникальная отечественная импортозамещающая разработка, ставшая результатом совместного проекта Газпром нефти, Минпромторга, Морской арктической геологоразведочной экспедиции (МАГЭ) и Морского технического центра. 
Ранее для подобных сейсморазведочных работ также использовали преимущественно зарубежное оборудование. 

Минпромторг уже выделил средства на дальнейшее развитие проекта и разработку станций нового поколения КРАБ 2.0. 
В 2021 г. их испытают на арктическом шельфе, а затем запустят в промышленное производство. 

Автор:

Источник : Neftegaz.RU






Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»