В ДВФУ разрабатывают аппарат для контроля за состоянием подводных добычных платформ

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 4^го 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.

/neftegaz.ru/