Специальное конструкторское бюро «ШЕЛЬФПРОМ»

Технологии прорыва

Хронология развития инициативных исследовательских и

конструкторских разработок в области освоения морских

месторождений нефти и газа

Аннотация проекта Разработка технологии капитального ремонта глубоководных

нефтепроводов без участия водолазов и какой-либо импортной техники и оборудования.

Все новые технологические решения, обусловленные регламентом подводно-технических работ, превышают мировые достижения в этой области по безопасности, экономическому эффекту и временным затратам.

Концептуальный проект: Мобильное и автономное производство ВТС (высоконапорные

трубные секции); сборки, монтажа и укладки в морское дно нефтегазопроводов.

На всех переделах начиная от организации производства ВТС и заканчивая утилизацией по прекращению эксплуатации подводных нефтепроводов, применяются альтернативные и инновационные методы и способы производства работ. Практическое использование данных технологий при обустройстве морских месторождений углеводородов, в том числе на арктическом шельфе, позволит сократить капитальные затраты до 30%, эксплуатационные- до 70% и сократить сроки на строительство в два раза. При этом надёжность, безопасность и экология превышают достигнутые мировые уровни.

Аннотация проекта Концептуальный проект: Роботизированное строительство многоцелевых морских

сооружений в подводном исполнении, как то: - автономные и мобильные подводные комплексы для разведки,

бурения и эксплуатации месторождений нефти и газа - мобильные подводные сооружения для переработки углеводородов,

хранения нефтепродуктов и их транспортировки к береговым терминалам - подводные тоннельные сооружения для ж.д. и автотранспорта - МОРСКИЕ сооружения для АЭС – стационарные и мобильные - подводные мобильные и автономные сооружения для ВМФ   Все три проекта обусловлены Единым Принципом Соединения

силовых элементов конструкций и сооружений в подводных условиях, а в своей совокупности, способны разрешить все накопившиеся проблемы (экономические, экологические, техногенные и прочая), с которыми столкнулись гиганты нефтегазовой отрасли на глубоководных и арктических шельфах морей.

Необходимо создание единого Центра Компетенций (исследовательский, проектно-конструкторский, опытно-эксперементальный) и Капитализации технологий.

Обращение к стратегическому инвестору

В настоящее время и в ближайшие два-три года будет происходить стагнация проектов по освоению новых (глубоководных и арктических) морских месторождений нефти и газа по причине исчерпания возможностей освоения экстенсивными методами и технологиями, а в России усугубляется еще и пресловутыми санкциями – этого времени вполне достаточно, чтобы верифицировать новые методы и технологии, утвердить более высокие стандарты по безопасности и экологии, подготовить специалистов и представить аванпроект разработки и освоения «Штокманского» месторождения, для чего будет использовано только все отечественное: технологии, флот, оборудование, материалы и специалисты.

Проект № 1- 1988-1991 гг. : Демонтаж и утилизация бурозаливной сваи – фундаментного основания морской платформы

Проблема: после срезки платформы, подобные сваи никто не брался демонтировать – эта задача полностью не разрешена в мире по сей день.

Наше решение: от знакопеременной нагрузки (93000 циклов) разрушался цементный камень, затем происходила фильтрация воды в скважину и оставалось извлечь сваю плавкраном, преодолевая только ее вес.

Устройство муфты (2) – «плотный захват», оказалось инвариантным решением в области строительства и ремонта подводных сооружений.

Проект № 2 – 2010-2012 гг.: Демонтаж и утилизация морских стационарных платформ на шельфе Каспия

Справка: в азербайджанском секторе Каспия уже списаны более2000 платформ и готовятся к списанию еще более 5000.Каждая платформа – это набор блоков (см. рис.) от 5 до 15штук, скрепленных между собой по верхней образующейферменными конструкциями.

Проблема: нет в мире технологии, разрешающей веськомплекс проблем: экологическую, технологическую иэкономическую.

Данные для установки понтонов и ускорителей:Масса конструкции (блок с анкерами) – 352 тСуммарное вертикальное усилие необходимое дляпреодоления силы трения свай о грунт – 690 тСуммарное вертикальное усилие необходимое дляразрушения бетонных образований – 750 тСуммарное вертикальное усилие необходимое длядемонтажа блока после балластировки – 1450 тМинимальная тяга одного ускорителя, необходимая длядемонтажа блока – 270 т

6

Проект № 2 – 2010-2012 гг.: Демонтаж и утилизация морских стационарных платформ на шельфе Каспия

Ускоритель : В НИИ РАН нам подобраливариант смеси твердого топлива, котороеобеспечит необходимый, кратковременный (до30 сек) силовой импульс. Согласно нашимрасчетам, даже при одноразовом силовомимпульсе от всех шести ускорителей, произойдетразрушение цементных стяжек и платформавместе с анкерами подвсплывет на 4-5 метров.Далее произойдет фильтрация воды в скважинуи можно вызывать плавкран…

Проект № 2 – 2010-2012 гг.: Демонтаж и утилизация морских стационарных платформ на шельфе Каспия

Эффективная ЭкономикаУ Западных разработчиков уже в привычку вошло:нефтегазовые морские проекты разрабатыватьисключительно экстенсивными методами итехнологиями.Проектируют катамаран, водоизмещением более млн.тонн., чтобы выдергивать платформы со дна.

Нефтяным кампаниям уже объявили: цена демонтажа однойплатформы – 100 млн.евро! Что же можем предложить МЫ нефтяной

Госкомпании«СОКАР», на чьем балансе все эти платформы? - Наше обязательство, что в течении 5 лет, все

списанныеплатформы будут демонтированы и утилизированы - В качестве оплаты наша Компания имеет Правовывезти весь добытый металлолом без пошлины вРоссиюДля Инвестора: доходы с этого проекта рассчитаны

поминимальной шкале.

Венчурный этап: Срок – 6 мес.

Инвестиции – $1,5 млн.

Результат – демонтаж 10 свай

и трех блоков платформ

Промышленно-коммерческий: Срок – 36 мес. Инвестиции –

$50 млн. Результат – 3 млн.

тонн Доход – $650 млн.

Опытно-промышленный:

Срок – 12 мес. Инвестиции –

$5 млн. Результат – 100

тыс.тонн Доход – $25 млн.

Зарубежный этап: 10 000 нефтяных платформ в мире

готовы к утилизации. Технологий нет.

Уникальный Опыт на Каспии будет востребован

«Демонтаж»: этапы освоения

По оценкам экспертов, на утилизацию нефтяных платформ только в Северном море с 2012 по 2025 годы уйдет от 24 до 28 миллиардов долларов.

Проект № 3 – 1990-2014 гг. - Капитальный ремонт подводных нефтепроводов

Идея создать универсальную Муфту дляремонта трубопроводов в подводном исполнении,родилась, когда проводили испытания по проекту

№ 1 с муфтой «плотный захват». Мы столкнулись с тем,

чтопомимо усилий прямого сдавливания сваикристаллизирующейся смесью, происходитаномальная адгезия между поверхностями стенокмуфты и трубы. Удельная величина сдвига трубыотносительно муфты была от 300 до 500 кг на см.

кв.Модифицировали состав Смеси и получили наборсмесей с необходимыми уникальными качествами.Так и родилась отечественная КОМПОЗИТНО-МУФТОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ.

Муфта фрикционная "плотный захват"испытания на сдвиг – 12,5 тн

Бышевский М.А. 1989 годГИПРОРЕЧТРАНС

Проект № 3 – 1990-2014 гг. - Капитальный ремонт подводных нефтепроводов

На наше «счастье» произошла крупная авария на магистральномподводном нефтепроводе на Каспии: якорем плавкрана произведенразлом длиной 7 см. ГАЗПРОМ, ТРАНСНЕФТЬ, НИИ ПОТОНА –каждый из них монтировал свою Муфту, но не одна более 2-х месяцевне держалась. Далее шла эпопея с американцами: купили у них муфтуза $600 тысяч. Когда делали проект, выяснилось, что необходимо у нихже арендовать уникальное оборудование + 5 спецов. Смета подскочиладо $2,5 млн. Союзный МинГаз отказался финансировать, сказали«стройте новую трубу». И построили бы, но за время строительствамогли потерять 17 высокодебитных скважин, которые давали до 5 млн.тонн по году. Мы все это время обрабатывали нижние этажи ВПО«КАСПМОРНЕФТЕГАЗПРОМ» (сегодня СОКАР): изготавливалимодели и прототипы и в присутствии экспертов и специалистов ставилина гидравлические испытания по тройному рабочему давлению.Лишь после отчаянной попытки нефтяников, поднять трубу на поверхность и заварить пробоину (трубопровод сломался при подъеме) – меня вызвали насамый верх, к Генеральному Директору ВПО, человеку-легенде, ГероюСоцтруда, Аббасову Курбану Аббасовичу – Нефтчи Курбан. Разговор былкороткий: «чем отвечаешь?» - «головой, больше нечем» – «иди работай!».Но полный карт-бланш (назначили одновременно: Главным конструктором, Главным инженером и Руководителем подводно-технических работ – в то времяя еще был студентом 4-го курса МИНГа), получили после того как соединилифрагменты труб на глубине 20 метров и после гидравлических испытаний, всеЭТО поставили под пресс и пытались сдвинуть трубу относительно Муфты, покане потек металл трубы. На испытаниях присутствовали 19 Главных инженеровподразделений ВПО и все подписали Акт на применение Муфты.

Такую картину мы обнаружили на морском днеКаспийского моря (на глубине 92 метра) после того, какк нам обратились нефтяники из Баку.

Пресс – 3000 тонн. 1 – фрагмент трубы 530х14,2 – муфта, 3 – уплотнитель прикрывающий зазор, 4. – заглушка, 5 – фиксирующий стакан

Проект № 3 – 1990-2014 гг. - Капитальный ремонт подводных нефтепроводов

Схема монтажа муфты:В подводном исполнении, на глубине моря 92 метра, установили Муфтубез ВОДОЛАЗОВ, и без сварки, обходясь НПА с рукой-манипулятором,лебёдками и гаком плавкрана.

Схема закачки муфты смесями:Смеси готовились на судне и подавались через обезвешанную колоннуНКТ в муфту, посредством автосоединения «хансена».

Результат:Работа была выполнена в рекордные сроки и последующейбезаварийной эксплуатацией нефтепровода более 23 лет – и сейчас вэксплуатации. До настоящего времени «этот инновационныйспособ ремонта» на глубине моря свыше 60 метров, подводногонефтепровода остаётся в мировой практике не превзойдённым помногим параметрам подобных работ: - самой низкой себестоимости - технике исполнения монтажных работ - малым срокам подготовки и исполнения - максимальной безопасности – людей под водой нет - минимальному набору техники, оборудования и инструмента

высокой пропорции доход/затраты – 7 к 1 =$1,5 млн. к $0,2 млн.СОВРЕМЕННЫЕ РАСЦЕНКИ НА ПОДРЯДЫПОДОБНЫХ РАБОТ В СЕВЕРНОМ МОРЕ: $7 - $12

млн.В последующие годы 1992-2012, нефтяниками Азербайджана, под нашим авторским надзором и шефмонтажем, были установлены ещешесть Муфт на подводные нефтяные и газовые трубопроводы. И всеМуфты успешно эксплуатируются по настоящее время.

кассета с резиновой камерой, автоподкачкой воздуха, для обезвешивания колонны

смеситель на борту судна

92метра

Проект № 3 – 1990-2014 гг. - Капитальный ремонт подводных нефтепроводов

сделай щелчок по экрану

Норвежским специалистам просто не известно, ароссийские топменеджеры Корпораций и знать не желают, что технология СОЕДИНЕНИЯ «без водолазов и сварки» - существует! И развивается по мере собственных сил и возможностей самих Разработчиков и Автора

Муфты пятого поколения

сделай щелчок по экрану

сделай щелчок по экрану

Перспективы развития технологии строительства подводных сооружений, использующих инновационный принцип СОЕДИНЕНИЯ несущих и опорных силовых элементов конструкций в подводном исполнении

Проект № 4 – 2012-2014 гг.: Производство ВТС – высоконапорных трубных секций , способ монтажа и строительство подводного трубопровода из ВТС

ВТС - предварительно-напряженная конструкция: после заливкиСпец-Смеси (СС) происходит ее кристаллизация иполимеризация, она пытается расшириться, происходит наборпрочности до заданной величины. Таким образом, чугуннаятруба сжимается, а гофро-труба расширяется.Расчеты велись методом конечных элементов по программе«Зенит-95», которые показали, что на глубине моря 1000 метровпри рабочем давлении 16 МПа - все элементы трубопроводнойконструкции ВТС, работают в пределах допустимых напряжений ВТС - тонко сбалансированная конструкция: при монтаже иСтроительстве трубопровод будет иметь «мокрый вес» близкий к нулю, а когда он будет уложен в дно, согласно проектномуположению, вес сооружения можно изменить до отрицательныхзначений. Такая возможность очень эффективна припротаскивании через русла рек, озер, болот и в прибрежнойморской зоне, на мелководье.Рифленая поверхность ВТС, позволяет оставаться сооружениюдостаточно устойчивым, даже на крутых склонах и подъемах.

Очень важное: технологическая простота производства ВТСи его малая энергоемкость (отсутствуют огневые и сварочныепроцессы) позволяют максимально роботизировать процесс икомпактно разместить линию на площади в 1000 кв.м. -непосредственно прямо на монтажно-строительной площадке: на суше в ангаре или в море на барже.

Гофро-труба стальная

СпецСмесьЧугунная труба

Рис.1 - Конструктивно компоновочная схема

сделай щелчок по экрану

Роботизированное производство ВТС

Проект № 4 – 2012-2014 гг.: Производство ВТС – высоконапорных трубных секций , способ монтажа и строительство подводного трубопровода из ВТС

Разрабатываются схемы и оборудование для протаскиванияплетей трубопровода по дну акваторий и водоемов,поворотные и угловые муфты и способы монтажа исоединения в подводных условиях - есть много новыхрешений, подлежащих патентованию. Монтажно-строительныенагрузки , в основном изгибающие моменты сил, при укладке ссудна трубоукладчика в дно акваторий , современными «S»-ойи «J» образными методами - в нашей технологии отсутствуют.Этим и объясняется возможность применения чугунных труб впроектах ВТС. Любой нефтяник подтвердит, что вэксплуатации, лучше чугуна ничего в мире нет.Немаловажно: когда трубопровод из ВТС будет уложен в днои его нагрузят рабочим давлением, то как сооружение, он приэтом - разгрузится! Мы показывали ВТС опытным строителям,которые строили балтийскую трубопроводную систему, так онинам накидали еще с десяток преимуществ нашей ВТС.Наконец, самое важное: материалы, оборудование,технологический флот и специалисты - исключительно всеотечественное! Мультипликативный эффект для многихотраслей нашей промышленности, гарантируем.

Схемы сборки и монтажа ВТС на суше

Ангар по производству ВТС

Схемы монтажа плети ВТС с баржи

1 2

3 4

Проект № 4 – 2012-2014 гг.: Производство ВТС – высоконапорных трубных секций , способ монтажа и строительство подводного трубопровода из ВТСПуть развития: копирование западной или отечественная альтернативная?

Очень сложно найти истинную информацию о российских проектах. Например, о цене «Северного потока», цифры разнятся от$12 до $18 млн/км. Даже, если исключим коррупционную составляющую, цена наших нефте-газопроводов в 1,5-2 раза выше,чем в США. Причина тривиальна: развитие идет по пути КОПИРОВАНИЯ западных технологий. А «западные технологии» , покрайней мере в сфере обустройства и освоения морских месторождений нефти и газа, уже многие десятилетия развиваютсяпо ЭКСТЕНСИВНОМУ пути: этот их выбор был предопределен массовой долей «Соглашений о разделе продукта - СРП», ихстараниями по безмерном увеличении сметных расходов - «чем глубже море, тем толще трубы».Планируемая конечная цена подводного трубопровода по технологии ВТС - $3-$5 млн/км (в зависимости от глубины залегания) и это уже цена с рентабельностью, не менее 20%.Хотим быть конкурентоспособными? Необходимо развивать свои, альтернативные технологии, которые опираются насвою производственную базу.

Лев Сныков, Светлана Гризан, «ВТБКапитал»19:20, 13.05.2011«Газпром» раскрыл сведения о

стоимостистроительства основных газопроводовБованенково-Ухта, строительствокоторого запланировано на 2007-2015

гг.,составит почти 1 трлн руб. (40 млрд

долл.)в ценах 2008 г. Это соответствует 18

млн.долл. за километр.Жаль, без состава цены.

ПАТЕН

ТЫ С

ЕРТИФ

ИК

АТЫ

РАЗРЕШ

ЕНИ

Я

Вставка рисунка

Основания для частно-государственного партнерства:

На всех этапах передела ВТС: производство, монтаж и строительство, транспортировка и укладка, сервисное обслуживание трубопроводной системы – воспроизводится инновационный принцип Продукта, Способа, Услуги, каждый из которых и все вместе взятые, создают дополнительный доход, за счет Экономии, Времени и Организации производственных процессов.Безусловным преимуществом для России и целого ряда развивающихся Стран – это доступность использования недефицитных материалов, оборудования и техники, это возможность стать успешными, обходясь собственными средствами, развивая свою национальную Экономику и свои производительные силы.

ООО «Специальное конструкторское бюро "Шельфпром»

Генеральный директор Бышевский Михаил Алексеевич.Телефон: +7 (903) 214-72-32.Эл. почта: bimial@mail.ru скайп: bimial1

образование: ПТУ-11 - морской монтажник, г.Баку - 1971 , Водолазная Школа - водолаз-глубоководник, г.Мурманск - 1981 , Университет Нефти и Газа им.Губкина, проектирование морских сооружений, г.Москва 1991.Ранее, в период с 1979 по 1992 год, работал в СМУ-4; в Спецуправлении по подводно-техническим работам ВПО «Каспморнефть»; в НПО «Сезам» - г. Баку: от морского монтажника до Главного Инженера. После переезда в Москву в 1992 году, организовывал и руководил предприятиями, в инновационной научно-технической сфере: МП «Инжсервис», НПО «КТМ»; с 2005 по 2006 год работал экспертом в Федеральном Агентстве по энергетике Российской Федерации по разработке концепции и стратегии освоения морских шельфов РФ. Созданный Бышевским в 2008-ом году коллектив «СКБ «Шельфпром» объединяет ведущих отраслевых специалистов, инженеров, строителей гидротехнических сооружений и конструкторов.