Equinor использует новую технологию для повышения добычи газа на месторождении Åsgard

Компания устанавливает новый модуль подводной газокомпрессорной системы в Норвежском море.

Источник: Equinor

Осло, 26 сен - ИА Neftegaz.RU. Equinor приступила ко второму этапу реализации проекта установки подводной газокомпрессорной станции на месторождении Åsgard в Норвежском море.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Проект, как ожидается, поможет поддерживать добычу на месторождении за счет повышения давления в газопроводах между скважинами и морской платформой Åsgard B.

В ноябре 2010 г. компанией Statoil было принято окончательное решение в пользу использования подводной газокомпрессорной станции вместо надводной системы на месторождении Åsgard. В 2012 г. проект одобрили норвежские власти. Первая очередь была введена в эксплуатацию в сентябре 2015 г. Эта была первая в мире установка для сжатия газа, размещенная на морском дне.

Первая подводная газокомпрессорная станция Åsgard

установлена на глубине 300 м неподалеку от устьев скважин месторождений Midgard и Mikkel;
включает в себя 2 подводных компрессорных модуля HOFIM® от MAN Energy Solutions;
производительность: повышение коэффициента извлечения газа с менее 60% до почти 90%, что добавляет к общему объему добычи примерно 306 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ);
в 2022 г. компрессоры отработали 100 тыс. часов без вмешательств.

В планах предусматривалось, что в долгосрочной перспективе потребуется повышение давления, чтобы компенсировать его падение в пластах. В 2023 г. Equinor заменила один из агрегатов на новый, а теперь установлен второй финальный модуль.

Второй модуль

расположен на глубине 270 м в пределах месторождения Midgard, примерно в 40 км от центра месторождения Åsgard;
вес — 5,1 тыс. т, площадь основания конструкции — 3,3 тыс. м², высоте — 26 м над морским дном;
это самая большая из когда-либо установленных подводных перерабатывающих установок;
состоит из двух компрессорных линий, работающих параллельно, каждая из которых приводится в действие электродвигателем мощностью 11,5 МВт;
система модульная, как конструктор Lego;
ряд ключевых компонентов старых модулей были модернизированы и повторно использованы в новых модулях;
тестирование проводилось на испытательном полигоне Equinor (K-lab) в Kårstø.

«В рамках этого проекта компания Equinor совместно с партнерами и поставщиками доработала и провела сертификацию компрессорных модулей нового поколения. Эта технология позволяет нам извлекать больше природного газа на разрабатываемых месторождениях. Эффективное использование ресурсов важно для поддержания высокой и стабильной добычи на норвежском континентальном шельфе», — сказал Т. Бокн, старший вице-президент Equinor по развитию проектов.

Обычно компрессия газа производилась на платформах или на берегу, вдали от месторождения. Размещение компрессора как можно ближе к устью скважины:

снижается негативное воздействие на окружающую среду: станция потребляет примерно на 40% меньше энергии, чем обычные установки, таким образом на месторождении существенно сокращаются выбросы СО₂;
уменьшает потребность в техобслуживании;
дает возможность управлять компрессором удаленно, что избавляет от необходимости постоянного надзора и присутствия персонала.

На больших глубинах технология работает лучше всего, поскольку не происходит потери давления газа за счет давления пласта, что обычно происходит при подъеме газа с глубины 3 тыс. м до компрессорной станции на морской платформе.

«Компрессорная система стабильно работает уже 10 лет с почти 100% доступностью. На сегодняшний день она способствовала увеличению экономической отдачи от месторождения примерно на 175 млрд норвежских крон», — говорит Р. Хугдаль, вице-президент по разведке и добыче на месторождениях Åsgard и Kristin.

Месторождение Åsgard

расположено в центрально части Норвежского моря, примерно в 200 км от побережья норвежской губернии Тренделаг и в 50 км к югу от месторождения Heidrun;
относится к нефтегазоносной области (НГО) Haltenbanken;
глубина воды на участке недр составляет 240-310 м;
открыто в 1981 г., план разработки и эксплуатации (PDO) был утвержден в 1996 г., добыча нефти началась в мае 1999 г., а природного газа в октябре 2000 г.;
состоит из 4^х структур Midgard, Smørbukk, Smørbukk South и Smørbukk North;
концепция разработки месторождения включает в себя добывающее судно Åsgard A, полупогружная буровая платформа (ППБУ) Åsgard B, и судно-хранилище (FSO) Åsgard C;
в настоящее время объекты Åsgard получают углеводороды с 8 различных месторождений: Midgard, Smørbukk, Smørbukk South, Smørbukk North, Mikkel, Morvin, Smørbukk Northeast и Trestakk.

В июне 2025 г. Shell в рамках 3^й фазы разработки гигантского месторождения природного газа Ormen Lange в Норвежском море добычу начала. Сообщалось, что на этом этапе компания также будет использовать две 750-тонные подводные газокомпрессорные станции. Согласно плану разработки и эксплуатации (PDO), подводное компримирование позволит извлечь дополнительные 30-50 млрд м³ природного газа.

Автор: А. Гончаренко