Как устроена добыча нефти арктического шельфав закладки 6. Добыча шельфовой нефти


Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе.

Матвеев И.Е. "Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе".

 Dobicha-nefti-i-gaza-na-morskom-shelfe-v-2000-2018-gg-i-dalneishei-perspektive

Введение. На рубеже XX-XXI веков прирост мировых запасов уг­леводородов происходил в основном за счет открытия крупных морских залежей, в первую очередь на значительной глубине. Во второй половине 2000-х годов, до глобального финансово-экономического кризиса, на подобных участках было разведано больше нефти и газа, чем на суше и мелководье (на глубинах до 400 м) вместе взятых. В настоящее время на морском шельфе добывается около 40% нефти и 30% - газа. Основные центры глубоководной добычи (более 40% соответствующего мирового производства) сосредоточены внутри «треугольника» (в некоторых СМИ его иногда называют «золотым»), образованного шельфовыми структурами США (Мексиканский залив) – Бразилии - Анголы и Нигерии. С высокой долей вероятности в ближайшие 20-30 лет важнейшим источ¬ником расширения производства жидких и газообразных углеводородов станут месторождения, расположенные на значительном удалении от берега на больших («deepwater» – от 400 м до 1,5 км) и сверхбольших («ultra-deepwater» – более 1,5 км) глубинах. Россия ведет работы на морском шельфе в районе о. Сахалин (проекты «Сахалин 1-9») и в Арктике. Первые эффективные с точки зрения добычи сахалинские нефтегазовые проекты были начаты в 90-е годы. Успехи России в освоении шельфовых ресурсов Арктики связаны с проектами, реализуемыми на п-ове Ямал. В 2016 -2017 гг. в ЯНАО впервые за последние 12 лет был зафиксирован рост добычи нефти, что обусловлено расширением производства сырья на морских участках. Стратегия России по освоению запасов предполагает расширение добычи углеводородов вблизи береговых зон, островов или трассы Северного морского пути, а затем - на более удаленных от береговой линии структурах, доступных для разработки на текущем уровне развития отечественных технологий.

 

Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе.

 

На рубеже XX-XXI веков прирост мировых запасов углеводородов происходил в основном за счет открытия крупных морских залежей, в первую очередь на значительной глубине. Во второй половине 2000-х годов, до глобального финансово-экономического кризиса, на подобных участках было разведано больше нефти и газа, чем на суше и мелководье (на глубинах до 400 м) вместе взятых. В настоящее время на морском шельфе добывается около 40% нефти и 30% - газа. В странах, не входящих в ОПЕК, шельфовые проекты обеспечивают примерно 15% суммарного производства нефти, а к 2030 г. данный показатель может вырасти примерно в два раза. Основные центры глубоководной добычи (более 40% соответствующего мирового производства) сосредоточены внутри «треугольника» (в некоторых СМИ его иногда называют «золотым»), образованного шельфовыми структурами США (Мексиканский залив) – Бразилии - Анголы и Нигерии. С высокой долей вероятности в ближайшие 20-30 лет важнейшим источником расширения производства жидких и газообразных углеводородов станут месторождения, расположенные на значительном удалении от берега на больших («deepwater» – от 400 м до 1,5 км) и сверхбольших («ultra-deepwater» – более 1,5 км) глубинах.

Активизация работ по поиску залежей углеводородов и их добыче на морских глубинах более 400 м произошла в 90-х годах с выходом науки и техники на новые рубежи знаний и внедрением технологий, позволяющих проводить исследования геологической структуры Земли на глубинах до 12 км.

Заинтересованность нефтегазовых корпораций в разработке таких месторождений находится на высоком уровне - соответствующие запасы оцениваются в 60 млрд. барр. н. э. Вместе с тем, сдерживающим фактором является сложность производства топлива, требующего использования плавучих и подводных добывающих комплексов, способных функционировать в условиях низких температур и высокого давления.

В 2000-х годах на Атлантическом шельфе Южной Америки были открыты крупные запасы углеводородов. В Бразилии было обнаружено более 100 нефтяных и газовых месторождений, что позволило стране в течение 10 лет нарастить морскую добычу ископаемого топлива с 1,1 млн. до 2 млн. барр. н. э. в сутки, при этом наибольшую часть прироста обеспечили 5-ть глубоководных проектов производительностью по 100 тыс. барр./сут. и более. Разработка шельфовых структур на мелководье, а затем и сложных глубоководных месторождений, таких как «Марлим», «Ронкадор», «Барракуда» и «Альбакора», позволила национальной компании «Petrobras» создать и внедрить соответствующие технологии, приобрести необходимый опыт. С 1977 г. по 2003 г. глубина работ на шельфе (от уровня моря) выросла со 177 м до 1886 м. 

В середине первого десятилетия в нефтегазоносной провинции южнее блока «Сантос» предприятие «Petrobras» приступило к работам на глубинах около 2 км и открыла месторождения «Тупи» и «Парати» (2006 г.), «Кариока» и «Карамба» (2007 г.), «Яра», «Юпитер», «Руара» и «Бем-Те-Ви» (2008 г.), «Азулао» (2009 г.). В 2010 г. в 183 км от шт. Рио-де-Жанейро было оконтурено крупнейшее нефтяное месторождение «Либра» (запасы - около 16 млрд. барр. н. э.). В настоящее время более 90% нефтедобывающих мощностей страны сосредоточено в бассейне Кампус (шт. Рио-де-Жанейро). Для защиты своих экономических интересов в акватории Южной Атлантики, изучения шельфовых структур, в частности «Amazоnia Azul» («Blue Amazon») с точки зрения наличия запасов углеводородов и с целью установления над ними контроля, и по другим причинам страна реализует программу создания атомного подводного флота.  

Данные об основных крупных проектах, которые были начаты в мире в конце 2000-х годов, приведены ниже в таблице 1.

Крупные проекты добычи на шкльфе, реализация которых началась в 2010-2011 гг.

Масштабные инвестиции в реализацию таких проектов, как «Гольфино», «Марлим Лесте», «Альбакора Лесте», «Кашалот» («Petrobras») и «Фрейд» («Chevron» и «Petrobras»), обеспечили бразильской экономики высокие показатели экономического роста в условиях благоприятной мировой конъюнктуры. В июле 2009 г. концерн, состоящий из «Shell» (50%), «Petrobras» (35%) и индийской «ONGC» (15%), начал добычу сырья на блоке «Парке дас Кончас» (пров. Кампос). В 2010-2014 гг. расширилась добыча на таких структурах, как: «Кашалот», «Балея Франка», «Балея Азюл» и «Папа Тера», а также «Марлим Сул» (третья стадия), «Ронкадор» (третья и четвертая стадии) и «Джубарте» (вторая фаза).

На шельфе стран Западной Африки на больших и сверхбольших глубинах может находиться сырья в объеме не менее 20 млрд. барр. н. э. В 2000-2010 гг. инвестиции мировых ТНК в соответствующие кампании/проекты выросли с десять раз - 1,5 млрд. долл. США до 15,6 млрд. США. В первую очередь финансировались работы в рамках проектов «КЛОВ» (Ангола), «Боси» (Нигерия), а также «Джу-били» (Гана). В итоге в прошлом десятилетии региональная добыча увеличилась с 85 тыс. до 2,5 млн. барр./сут.

Ведущие позиции в этом региональном сегменте добычи занимают Ангола и Нигерия. В 1999 – 2016 гг. в Анголе добывающие мощности выросли в три раза - с 700 тыс. до 2,0-2,2 млн. барр./сут. Ведущие ТНК осуществляют деятельность вблизи северного анклава «Кабинда», где сосредоточено более 80% разведанных ресурсов нефти. Крупные проекты, реализуемые консорциумами западных компаний, включают разработку нефтегазовых месторождений «Далия», «Жирассод», «Томбуа-Ландана», «Кизомба». Благодаря сотрудничеству с ведущими мировыми участниками рынка, привлеченным технологиям и полученному опыту, в 2008 г. национальная «Sonangol» впервые в своей истории стала оператором разработки глубоководного месторождения «Гимбоа» (40-50 млн. барр. н. э.).

В Нигерии среди крупных проектов выделяются планы разработки таких глубоководных блоков, как «Боси» («Exxon Mobil»), «Егина» и «Усан» («Total»), «Нсико» («Chevron»), а также юго-западного и северо-западного участков месторождения «Бонга» («Shell»).

В Гане компания «Tallow Oil» разрабатывает крупнейшее в стране месторождение «Джубили» (запасы - 1,1 млрд. барр. н. э.). Специалисты «Tullow Oil» оценивают извлекаемые запасы углеводородов в акваториях Ганы и соседнего Кот-д-Ивуара не менее, чем в 3,5-4 млрд. барр. н. э.

Мексиканский залив США является одним из наиболее освоенных районов морской добычи нефти и газа. В регионе уже открыто около 700 промышленных залежей углеводородов, что составляет примерно половину всех известных шельфовых месторождений мирового океана. Этот сектор глобальной добычи долгое время лидировал по объемам капиталовложений в разведку и производство сырья, а также показателю роста эксплуатационных расходов. Амбициозные планы международных компаний были нарушены из-за аварии на нефтяной платформе «ВР» и введения временного моратория на глубоководное бурение в 2010 г. С целью дальнейшего развития глубоководной добычи в этом регионе компании «ExxonMobil», «ConocoPhillips», «Chevron» и «Shell» объявили, что готовы совместно инвестировать 1 млрд. долл. США в разработку новейших технологий, которые в будущем могут помочь им в борьбе с разливами нефти, что, по мнению ряда специалистов, явилось попыткой предоставить правительству США дополнительные гарантии экологической безопасности.

В Австралии во второй половине первого десятилетия нового века инвестиции в добычу углеводородов на шельфе стабильно увеличивались (в 2004 г. - 2,8 млрд. долл. США, в 2009 г. - 13,7 млрд. США). Это было обусловлено началом разработки газового месторождения «Плуто» и созданием завода по производству СПГ (оператор «Woodside»). В 2010 - 2011 гг. были вложены значительные средства в проекты по производству СПГ на основе ресурсов морских месторождений «Горгон», «Витстоун» (оператор «Chevron»), «Ичтис» («Inpex») и «Броуз» («Woodside»). В 2010 г. компания «ВНР Billiton» начала производство сырья в рамках проекта «Пиренеи», включающего освоение нефтяных месторождений «Кросби», «Рейвенсуорт» и «Стикли».

Отметим, ввиду притока значительных финансовых средств в шельфовые проекты отдельные страны АТР получили крупные заказы на строительство судов и платформ, при этом ведущие позиции в регионе заняли китайские верфи, опередив конкурентов из Республики Корея.

В России на Дальнем Востоке изучение морского шельфа ведется с XIX века. К числу первых работ относятся исследования А.Д. Дамского (1889 г.), а также С. С. Наметкина и В. Г. Пуцилло (1955 г.) и многих других ученых. Подробная информация о физико-химических характеристиках нефтей Сахалина, путях их переработки и применения приводится в работе Н. Е. Подклетнова (1967 г.).

На современном этапе первые успешные сахалинские нефтегазовые проекты были начаты в 1990-е годы на основе соглашений о разделе продукции (СРП). В настоящее время в рамках СРП ведется промышленная добыча сырья, однако основная часть планов освоения шельфа острова находится на начальных стадиях.

Проект «Сахалин – 1» предусматривает освоение ресурсов нефти и газа на северо-восточном шельфе в акватории Охотского моря. Соглашение о разделе продукции с международным консорциумом было подписано 30 июня 1995 г. правительством РФ и администрацией Сахалинской обл. (вступило в силу в июне 1996 г.). Район разработки включает в себя три месторождения: «Чайво», «Одопту» и «Аркутун-Даги». По состоянию на 31 декабря 2009 г. доказанные запасы залежей «Сахалина – 1» составили 25,5 млн. т нефти и 106,7 млрд. куб. м газа. В этом секторе Охотского моря первая дебетовая нефтяная скважина была пробурена компанией «Сахалинморнефтегаз» в 1989 г. на участке «Аркутун-Даги». Оператором проекта «Сахалин – 1» является американский концерн «Exxon Mobil» (представлен дочерней компанией «Exxon Neftegas Ltd.» с долей в 30%). Другими участниками являются такие фирмы, как (участие в проекте, %): «Роснефть» (20%), «ONGC» (20%) и «SODEC0» (30%). В 1996 - 2001 гг. консорциумом был выполнен намеченный объем ГРР, уточнены структура и строение месторождений, запасы углеводородов. В 2002 г. начались работы по обустройству буровых площадок, объектов местной и региональной инфраструктуры. Согласно неоднократно корректировавшемуся плану, разработка лицензионных участков имеет несколько стадий.

На первом этапе предусматривается освоение запасов нефти месторождения «Чайво» и «Одопту». В октябре 2005 г. на месторождении «Чайво» были получены первые промышленные объемы нефти и газа. В I квартале 2007 г. добыча жидкого сырья вышла на проектный уровень; в целом за указанный год было произведено 11,2 млн. т данного энергоносителя, однако впоследствии этот показатель снизился (в 2008 г. - 9,6 млн., в 2009 г. - 8,2 млн.).

В ходе реализации этого проекта впервые в России был опробован ряд новых технологий морской добычи. Так, для освоения месторождения «Чайво» были созданы уникальные буровые сооружения, размещенные как на суше, так и на морском шельфе. В США для проекта «Сахалин – 1» была разработана и построена наземная буровая установка (БУ) «Ястреб», которая является одной из самых крупных в мире и предназначена для бурения скважин со значительным отходом забоя от вертикали. Начиная с 2003 г. с использованием БУ «Ястреб» были пробурены 20-ть скважин протяженностью более 11 км каждая с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения «Чайво» (с установлением мировых рекордов по протяженности бурения). В июле 2008 г. указанная БУ была транспортирована на новый участок - на «Одопту». Эта работа выполнялась в течение 7 месяцев с привлечением к работам 400 рабочих. Для перевозки оборудования было выполнено более 1,5 тыс. рейсов грузового автотранспорта. По сравнению с «Чайво», бурение на «Одопту» потребовало дальнейшей оптимизации конструкции скважин и применения новых технологий. Для преодоления характерных для месторождения «Одопту» более высоких значений крутящего момента по сравнению с «Чайво» (на 50%) и сил сопротивления, буровая установка «Ястреб» была модернизирована, в том числе за счет установки нового верхнего привода. В начале 2011 г., после выполнения необходимого объема работ, БУ была снова демонтирована и перевезена на новое место бурения, согласно плану работ на шельфе о. Сахалин.

В июле 2005 г. в юго-западной части месторождения «Чайво» установили морскую платформу «Орлан», которая уже в декабре указанного года была введена в эксплуатацию. Данное сооружение представляет собой сталебетонную конструкцию, где размещены буровой, жилой и технические модули. Конструкция БУ «Орлан» позволяет работать в северных условиях, когда ледяные льдины и торосы достигают 15 м. К концу 2010 г. с указанной платформы была пробурена 21 скважина (в среднем по 5,5 км). В 2006 г. были введены в эксплуатацию нефтепровод «Чайво - Де-Кастри» протяженностью 226 км, береговой комплекс подготовки сырья (мощность 34 тыс. т нефти и 22,4 млн. куб. м газа в сутки) и экспортный нефтяной терминал в порту Де-Кастри, из которого был начат экспорт углеводородов в Японию и Республику Корея. Для перевозки жидкого сырья (отгрузка осуществляется круглогодично) используется специализированный флот из нескольких танкеров класса «Афрамакс» (имеют двойной корпус, дедвейт - до 100 тыс. т). Газ, добываемый в рамках проекта, поставляется региональным потребителям по трубопроводу компании «Дальтрансгаз». В настоящее время рассматривается возможность строительства газопроводов в Китай и, в отдаленной перспективе, - в Японию, расширение генерации с использованием газовых станций и последующего экспорта электрической энергии (проекты - «Кольцо Японского моря», «Азиатско-Тихоокеанское суперкольцо», энергомост Россия – КНДР с перспективой продления ЛЭП до 38-й параллели и ниже и др.).

В мае 2009 г. было начато бурение на береговом комплексе подготовки «Одопту». Это месторождение находится примерно на таком же расстоянии от побережья, что и «Чайво», однако оно является мелководным. В сентябре 2010 г. на «Одопту» началось промышленное производство нефти и газа, которые транспортируются на БКП «Чайво» в виде одной фракции по новому трубопроводу протяженностью около 70 км. Поэтапный подход к разработке месторождения «Одопту» был разработан в условиях неопределенности показателей коллекторских свойств пластов (ввиду невысокого качества данных, полученных на этапе поисково - разведочных работ). В ходе реализации первой очереди добычи было запланировано бурение 7 скважин с использованием двух первых скважин для оценки гипсометрического положения межфлюидных контактов, а боковые стволы были пробурены в нефтяную часть залежи. Последовательная разработка месторождений «Чайво» и «Одопту» призвана максимально извлечь все рентабельные запасы углеводородов.

Второй этап реализации проекта «Сахалин – 1» начался в 2014 г., когда концерн приступил к эксплуатации газовых ресурсов месторождения «Чайво». Для этого потребовалось пробурить дополнительные газовые скважины и расширить мощности действующих береговых и морских площадок.

Синхронно была начата разработка запасов нефти месторождения «Аркутун-Даги», расположенного в 25 км от северо-восточной береговой линии Сахалина, восточнее «Чайво». В этом секторе моря глубина воды составляет 15 - 40 м. Отметим, эти работы относятся к третьему этапу проекта «Сахалин-1». Работы на «Аркутун-Даги» будут вестись поэтапно, начиная с самой северной его части. Для выполнения поставленной задачи задействована ледостойкая стационарная нефтегазовая платформа (НГП) «Беркут» (самая крупная в РФ). Конструкция НГП «Беркут» представляет основание гравитационного типа (ОГТ), на котором установлены верхние строения (оборудование для бурения, жилые, технические модули и другие необходимые объекты). НГП «Беркут» является первой платформой компании «Exxon Mobil» с качающимися упорами - изоляторами, снабженными узлами трения, что обеспечит повышенную сейсмическую стабильность. Верхний модуль весом около 28 тыс. т – один из мощнейших в отрасли. В радиусе 7 км от платформы намечено пробурить несколько скважин с отходом забоя от вертикали. Добытое сырье транспортируется по 25-км трубопроводу на БКП «Чайво», а затем - по магистральному нефтепроводу – на терминал в п. Де-Кастри. Отметим, на «Агкутун-Даги» (как и на «Одопту») используется однолинейный трубопровод, в который поступает нефтегазовая смесь.

В ходе реализации проекта «Сахалин – 1» были применены уникальные технологии, запатентованные «Exxon Mobil», такие как: «Integrated Hole Quality», обеспечение устойчивости ствола), «Fast Drill» (метод ускоренного бурения) и др. Жизненный цикл проекта «Сахалин – 1» составляет более 30-ти лет (до 2040 - 2050 гг.). Наиболее протяженные в мире нефтегазовые скважины с отходом забоя от вертикали приведены ниже в таблице 2.

Данные об отдельных наиболее протяженных в мире нефтегазовых скважинах с отходом забоя от вертикали

В России крупным рабочим проектом является «Сахалин-2». Соответствующие переговоры по нему начались еще в 1988 г., а СРП было подписано в 1996 г. Оператором «Сахалина – 2» стала компания «Sakhalin Energy» (консорциум, доля в уставном капитале, %): ПАО «Газпром» (50,0 плюс одна акция), «Shell» (27,5), «Mitsui» (12,5), «Mitsubishi» (10,0). Данный проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: «Пильтун-Астохского» (содержит в основном ПНГ) и «Лунского» (преимущественно газовое и газоконденсатное, с нефтяной оторочкой). Суммарные запасы в этом районе морского шельфа оцениваются в 182,4 млн. т нефти и 633,6 млрд. куб. м газа. Первый этап проекта был ориентирован на сезонную разработку «Пильтун-Астохского» месторождения. В 1999 г. в море установили производственно-добывающий комплекс «Витязь», в состав которого вошла первая в России нефтедобывающая платформа «Мolicpuk». До декабря 2008 г. производство сырья осуществлялось в безледовой период (около 6 месяцев в году), однако на втором этапе, после установки дополнительного модуля и строительства берегового комплекса подготовки, работы стали вестись круглогодично. В июле 2010 г. на «Пильтун-Астохском» участке компания «Sakhalin Energy» провела 4D-сейсмопрофилирование, что позволило получить более детальную информацию о состоянии месторождения с целью оптимизации дальнейших работ. На второй стадии проекта также были введены в эксплуатацию две морские платформы («Пильтун-Астохская – Б» и «Лунская – А»), подводные трубопроводы cуммарной протяженностью 300 км, соединяющие все платформы с береговым комплексом, наземные нефте- и газопроводы длиной 800 км, терминал отгрузки нефти. Общая сумма затрат на выполнение второго этапа составила 6,7 млрд. долл. США.

Третий проект на о. Сахалин – «Сахалин – 3», в рамках которого разрабатываются четыре негефтегазовых блока: «Киринский», «Венинский», «Аяшский» и «Восточно-Одоптинский», расположенные на шельфе Охотского моря. Их прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн. т нефти и 1,3 млрд. куб. м газа. В 1993 г. конкурс на право освоения трех из них («Киринского», «Восточно – Одоптинского» и «Аяшского») выиграл консорциум компаний «ExxonMobil» и «Texaco» (затем вошла в состав «Chevron»). Однако соответствующее СРП так и не было заключено, а инвесторам лицензии не были выданы. В мае 2008 г. правительство РФ, руководствуясь соображениями государственной безопасности, приняло решение передать ПАО «Газпром» «Киринское нефтегазоконденсатное месторождение» (часть Киринского блока) без проведения конкурса, а затем «Киринский», «Аяшский» и «Восточно-Одоптинский» участки.

В 2010 г. на «Киринском газоконденсатном месторождении» («КГКМ») были пробурены две разведочные скважины; сейсморазведочные работы 3D были выполнены в объеме 150 кв. км. Согласно плану освоения «КГКМ», эксплуатация блока продлится 30 лет, при этом период максимальной добычи (3,9 - 4,2 млн. куб. м газа в год) составит примерно 9 лет (до 2025-2030 гг. – прим автора). Предполагается, что добыча углеводородного сырья будет полностью автоматизирована и осуществляться с помощью подводных комплексов. На месторождении планируется пробурить 6 эксплуатационных скважин, при этом каждая из них будет подключена индивидуальным трубопроводом к подводному блоку – монифольду, который, в свою очередь, будет соединен с береговым технологическим комплексом, размещенным в 40 км от подводного комплекса добычи. Сырье будет транспортироваться на берег в многофазном состоянии.

В сентябре 2010 г. «Газпром» объявил об открытии нового месторождения в пределах Киринского блока. Приток газа был получен при испытании перспективных объектов в поисковой скважине № 1, пробуренной до глубины 2795 м. В 2010 – 2015 гг. были проведены работы по доразведке месторождения и уточнению объемов запасов. В 2016 г. все основные задачи по его освоению данной структуры были выполнены: добыт первый миллиард кубометров газа, построены две скважины, а еще две эксплуатационные скважины пробурены до продуктивного горизонта. Следующий этап освоения «КГКМ» (работы ведет компания «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск») предполагает постройку трех эксплуатационных скважин с проектным уровнем добычи газа в 5,5 млрд. куб. м в год. Месторождения, разрабатываемые в рамках проектов «Сахалин-3» и «Сахалин-2» являются основной ресурсной базой для местных российских потребителей, которым топливо поставляется по газотранспортной системе «Сахалин - Хабаровск – Владивосток».

Вблизи п. Пригородное действуют две линии завода по производству СПГ. Ввод в эксплуатацию завода по производству СПГ был осуществлен 18 февраля 2009 г., а 29 марта первая партия груза была отправлена в Японию. В 2010 г. мощность завода СПГ достигла 9,6 млн. т в год. Планы по наращиванию мощности предприятия путем строительства третьей линии отложены до 2023-2024 гг. по экономическим и конъюнктурным соображениям, ввиду нехватки сырья.

Что касается Венинского блока, то в июне 2005 г. консорциум, состоящий из компании «Роснефть» (74,9%) и китайской нефтехимической корпорации «Sinopec» (25,1%), подписали протокол о создании совместного предприятия для геологической разведки и изучения данного участка. Оператором и владельцем лицензии на разработку стало ООО «Венинефть». В 2006 г. была пробурена первая поисковая скважина на «Южно-Аяшской» площади, вскрыты перспективные нефтегазоносные пласты, проведены испытания, подтвердившие наличие углеводородов. Бурение осуществлялось при помощи плавучей полупогружной буровой установки «Kантан-3» («Shanghai Offshore Drilling Co.»). В 2008 г. было открыто «Северо - Венинское месторождение» с запасами по газу - 49,02 млрд. куб. м, по газовому конденсату - 1,21 млн. т. В 2010 г. была введена в эксплуатацию буровая платформа ледового класса «Kантан-6», что позволило повысить эффективность поисковых работ. По состоянию начало 2011 г. прогнозные извлекаемые ресурсы Венинского блока составили по нефти - 17,2 млн т, по газу - 238 млрд куб. м.

Блок «Сахалин – 4» включает Западно-Шмидтовский участок шельфа (структуры «Медведь», «Кролик», «Северо-Эспенбергская», «Таeжная», «Южно-Таежная» и «Тойская»). До 2008 г. лицензией на его освоение обладало совместное предприятие ЗАО «Восток-Шмидт Нефтегаз» («Роснефть» - 51%, «ВР» - 49%), которое на значительной части лицензионной территории провело сейсмическую съемку и пробурило две скважины («Медведь» и «Тойская»), однако притока сырья не был получен, при этом затраты составили примерно 100 тыс. долл. США. После окончания срока действия лицензии (в ноябре 2008 г.) компания отказалась от его продления по причине нерентабельности работ. По мнению ряда экспертов, данный проект является коммерчески привлекательным при мировой цене нефти не ниже 100 долл. США/барр. В конце 2009 г. интерес к «Сахалину – 4» проявил «Газпром».

Проект «Сахалин – 5» предполагает разведку и разработку двух лицензионных участков шельфа: «Восточно-Шмидтовского» и «Кайганско-Васюканского» (суммарные запасы нефти оцениваются в 550 млн/ т, газа – в 41 млрд. куб. м). В 2004 - 2007 гг. компанией «Восток - Шмидт Нефтегаз» был выполнен значительный объем сейсморазведочных работ 2D и 3D, а также ряд инженерных и экологических исследований. В итоге было обнаружено 12 перспективных структур. В 2009 г. в по итогам комплексного анализа геологических данных было принято решение об отказе от бурения разведочных скважин на «Восточно-Шмидтовском участке» и досрочному возврату лицензии. Таким образом, в настоящее время ЗАО «Восток-Шмидт Нефтегаз» обладает одной лицензией на разработку «Кайганско-Васюканского участка», где в 2004 г. была пробурена первая разведочная скважина, вскрывшая залежь «Пела Лейч», а в 2005 г. был обнаружен еще один продуктивный пласт. В 2006 г. завершилось бурение поисковых скважин на структурах «Южно-Васюканская» и «Савицкая». В марте 2007 г. было получено свидетельство об установлении факта открытия месторождения «Кайганско - Васюканское-море» с извлекаемыми запасами в 16,14 млн. т нефти и газового конденсата по кате¬гориям ABС1. В 2008 г. была выполнена морская сейсмическая 2D съемка в 2,1 тыс. км, а в 2009 г. - 235 погонных км в 2D и 917 кв. км в 3D.

В участок «Cахалин – 6» (наиболее крупный на о. Сахалин) входят 5 структур: «Керосинная», «Восточно-Окружная», «Окружная морская», «Центрально-Пограничная» и «Богатинская», а также два месторождения («Низкое» и «Северо – Богатинское»). С 2001 г. лицензия на геологическое изучение участков «Сахалина – 6» принадлежит ЗАО «Петросах» (владелец – компания «Альфа – Эко»). В феврале 2002 г. «Роснефть» и «Альфа – Эко» подписали соглашение о совместном освоении запасов пограничного блока, однако в 2003 г. «Роснефть» вышла из проекта ввиду его экономической неэффективности. В 2004 г. долю «Альфа-Эко» выкупила британская компания «Urals Energy» (стоимость сделки -  45 млн. долл. США). В феврале 2006 г. лицензия на пограничный блок была продлена еще на пять лет.

Участок «Сахалин – 7» объединяет перспективные блоки на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения (запасы могут составить до 563 млн. т н. э.). Их возможно разрабатывать как методом горизонтального бурения с берега, так и с помощью морских платформ. Шельфовые участки «Сахалин – 8» («Изыльметьевское месторождение») и «Сахалин – 9» («Монеронский участок») расположены в Татарском проливе и работы по ним пока не ведутся.

Первые успехи России в освоении шельфовых ресурсов Арктики связаны с проектами, реализуемыми на п-ове Ямал. В 2016 -2017 гг. в ЯНАО впервые за последние 12 лет был зафиксирован рост добычи нефти, что обусловлено расширением производства сырья на морских участках.

Общая площадь Арктики, уже принадлежащей России, включая морские пространства, превышает 6 млн. кв. км. Основные разведанные ресурсы углеводородов сосредоточены в Баренцевом, Печорском и Карском морях. При этом в недрах первых двух преобладают газ и конденсат, а в последнем - нефть. Наша страна лидирует по многим направлениям развития добычи углеводородов в этой части Земли, в том числе на шельфе северных морей. Как отмечает А.Э. Конторович, «ни США, ни другие арктические страны опыта освоения подобных газовых феноменов не имеют». Сложные природно-климатические условия, неразвитость нефтегазовой и общей промышленной и транспортной инфраструктуры приморских территорий накладывают жесткие экономические ограничения на разработку арктических ресурсов. Исследование и разработка месторождений на арктическом шельфе РФ достаточно проблематична ввиду отсутствия у российских компаний необходимого опыта и технологий - пилотные образцы подводных автоматизированных комплексов («ПАК»), которые будет возможно применять при освоении арктического шельфа, могут быть созданы к середине следующего десятилетия.

Согласно действующему законодательству, вести поиск и добычу полезных ископаемых на шельфе имеют право только государственные компании – ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть». Стратегия России по освоению запасов предполагает расширение добычи углеводородов вблизи береговых зон, островов или трассы Северного морского пути, а затем - на более удаленных от береговой линии структурах, доступных для разработки на текущем уровне развития отечественных технологий.

Таким образом, в долгосрочной перспективе в странах Южной Америки, Западной Африки, возможно – в США и России основной прирост производства углеводородов с большой долей вероятности будут обеспечивать морские проекты по добыче нефти и газа на больших и сверхбольших глубинах, в Арктике.       

 

 

 

matveev-igor.ru

Добыча нефти на арктическом шельфе остается пока под вопросом - 30 Сентября 2015 - Нефтегазовые новости

К 2035 году Россия планирует довести добычу нефти до 50 миллионов тонн в год. Однако достичь этого показателя без активного освоения месторождений арктического шельфа будет сложно. Работе в Арктике препятствует экономическая ситуация, отсутствие необходимого отечественного оборудования.

Как рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов на форуме по освоению Арктики и шельфа RAO/CIS Offshore - 2015, за этот год Россия добыла 17 миллионов тонн нефти, однако 14 из них пришлось на дальневосточный шельф, еще два на шельфы морей юга страны и только один - на арктический.

При этом чрезвычайная сложность погодных условий в Арктике делает любой проект по добыче ископаемых чрезвычайно затратным. Сейчас там все крупные компании несут потери и вынуждены сокращать инвестиционную активность, более того, прогнозы развития говорят о заметном увеличении себестоимости добычи нефти в арктических регионах на ближайшие пять - десять лет.

- Добычу нефти в Арктике можно признать рентабельной при средней цене на нефть марки WTI на уровне 63 долларов за баррель. В целом безубыточность нефтедобычи для арктического региона находится в ценовом промежутке от 52 до 81 доллара за баррель, - пояснил Молодцов. - Становится все более понятно, что основным компаниям придется искать замещение добываемых ресурсов, а также строить перспективу развития на более длительные периоды времени, начиная от десяти лет.

А по словам заместителя министра природных ресурсов России Дениса Храмова, исходя из данных геолого-геофизической изученности общие запасы российского шельфа можно оценить в 126 миллиардов тонн условного топлива. Сейчас на территории РФ пробурено 287 скважин, открыто 68 месторождений, и ведется активное их лицензирование.

Министерство делегировало нескольким компаниям право осуществлять на шельфе геологоразведку по лицензии и обязало проводить перед разработкой весь комплекс необходимых исследований. Эти меры позволят понять, сколько запасов на шельфе, которые можно будет использовать для энергообеспечения страны.

Сегодня 38 процентов российского шельфа переданы госкомпаниям, финансовые обязательства которых по лицензиям до 2020 года составляют 50 миллиардов долларов. По данным министерства природных ресурсов, на шельфе 12 морей РФ выдано 122 лицензии на работу. Однако компании все чаще стали обращаться с просьбами сдвинуть установленные сроки начала работ по лицензии, что связано с влиянием различных факторов. По словам Храмова, это пока не касается бурения, а относится по большей части к геологоразведке. Из-за этого освоение шельфа в стране идет гораздо медленнее, чем, например, в Норвегии. Количество открытых месторождений там постоянно растет, в то время как за последние два года Россия не открыла ни одного.

- Значительный объем возложенных на компании обязательств, необходимость капитальных вложений и отсутствие технологий затягивают работы, сдвигают сроки исполнения и несут риски неисполнения лицензионных обязательств. А это, опасно вообще утратой рынков углеводородов российскими компаниями, - заявил Храмов. - Но мы идем компаниям навстречу и позволяем работать в приемлемых сроках, раз уж мы сами на них наложили обязательства по геологоразведке территории. Это важная стадия работ: скважина, пробуренная неудачно, не в том месте, снижает рентабельность целого проекта до 25 процентов. Более того, сдвиги сроков работ еще и срывают планы судостроителей, которые напрямую зависят от потребностей на шельфе и координируют объемы строительства судов в соответствии с планом.

Другое "осложнение" на шельфе - дефицит оборудования и комплектующих, который порожден ростом спроса и санкциями, так как собственных производств подобного оборудования в России пока нет. Речь идет о плавучих буровых платформах и запчастях для них, таких как: подшипники, прокладки и сальники коленвала: http://www.trialli.ru/catalogue/rezinotekhnicheskie-izdeliya/salniki-kolenvala/ - от производителя запчастей TRIALLI. По словам заместителя директора департамента добычи и транспортировки нефти и газа минэнерго Александра Еркова, дефицит плавучих буровых установок может достичь 20 штук, а деталей к буровым платформам - более 150 тысяч в год к 2020 году.

www.nftn.ru

Добыча на шельфе

Добыча нефти на шельфе

Мы находимся на буровой платформе – сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

В зависимости от глубины применяют различные технологии.  На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение.  Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами.  Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море.  Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров.  В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1».  Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров.  Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра.  Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра. 

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.  

Интересные факты

  • Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
  • Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
  • В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде – «И целого мира мало».
  • Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования.
  • Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес – 150 тонн. 
  • Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия.  После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти.  Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.
  • Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

 

Поделитесь на страничке

slovar.wikireading.ru

Как устроена добыча нефти арктического шельфа

Пишет блогер Александр Чебан:

Первая в мире нефть, которая добывается на арктическом шельфе на стационарной платформе… 60 км от берег за полярным кругом в Российской Арктике… Здесь 7 месяцев в году суровая зима, дрейфующие льды и температура воздуха до -48°С! А летом здесь волны до 9 метров и штормы…

…но в 1989 году здесь открыли одно из наиболее крупных нефтяных месторождений на арктическом шельфе — Приразломное. Спустя более чем 20 лет технологии достигли такого уровня, когда эту нефть можно добывать эффективно, безопасно и экологично на первой в мире стационарной арктической нефтяной платформе, установленной на дно на глубине 20 метров.

Да-да, это та самая платформа, которую недавно троллили гринписовцы, не в последнюю очередь благодаря которым у многих из нас появились ассоциация с тем, что добывать нефть в Арктике — значит вредить природе. На самом же деле троллинг Гринпис в основном носит политический характер и лишь очень косвенно связан с экологией и защитой окружающей среды.

Цена на нефть падает? Зачем инвестировать в такие проекты?

Даже если баррель нефти будет стоить 10$, то добыча арктической нефти все равно будет рентабельна! 100% этой нефти нового сорта Arco поставляется в Европу в Роттердам, этот сорт нефти особенно хорош для производства масел и их субпродуктов. Контракты заключены на годы вперед, а ресурс месторождения рассчитан на 25 лет. И это при том, что добыча нефти только выходит на проектные мощности!

Добро пожаловать на первую в мире морскую ледостойкую стационарную платформу «Приразломная»!

Как добывают нефть в Арктике

Приразломное нефтяное месторождение открыто в 1989 году. Месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 60 км к северу от поселка Варандей. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 метров.

Как добывают нефть в Арктике

Для оперативного управления производством и доставки вахтового персонала и грузов на «Приразломную» создана развитая береговая инфраструктура. В ее состав входят база снабжения и база производственного обслуживания в Мурманске, а также перевалочная база на Варандее со строящимся вахтовым поселком на 180 человек для временного размещения персонала МЛСП «Приразломная».

Как добывают нефть в Арктике

Логистика доставки вахтового персонала и грузов предусматривает использование самолетов Ан-24 (АН-26) для полетов в аэропорт «Варандей» и двух модернизированных вертолетов МИ-8АМТ для полетов на платформу. В авиапарке «Приразломной» есть несколько модернизированных вертолетов, оснащенных с учетом жестких требований безопасности. В вертолетах есть световые дорожки, выдавливаемые окна и два спасательных плота, рассчитанных на 25 мест каждый.

Строили платформу в Севердвинске и Мурманске, а затем по морю доставили к месту дислокации. При ее проектировании был учтен опыт ведущих американских, канадских и норвежских нефтегазовых компаний, которые уже несколько десятилетий ведут добычу в подобных природно-климатических условиях.

В основе жилого модуля лежит бывшая в эксплуатации норвежская нефтяная платформа, но все остальное — это абсолютно уникальная платформа, сконструированная так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи в арктическом регионе. Она рассчитана на огромные ледовые нагрузки.

Как добывают нефть в Арктике

Длина и ширина МЛСП «Приразломная» составляют 126 м, высота — 141 м. Платформа надежно удерживается на дне моря за счет своего гравитационного веса, превышающего 500 тысяч тонн, и после установки фактически стала искусственным островом. Ее гравитационная устойчивость и защита от подмыва грунта обеспечиваются также щебне-каменной бермой (ее объем — свыше 45 тысяч кубических метров), отсыпанной по периметру днища платформы.

Как добывают нефть в Арктике

Структурно платформа состоит из нескольких частей: кессона, где находится хранилище нефти, промежуточной палубы, вспомогательного модуля, верхнего строения, жилого модуля и двух комплексов устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН). На платформе в вахтовом режиме ежедневно работает более 200 человек персонала.

Как добывают нефть в Арктике

От волновых и ледовых воздействий «Приразломную» защищает специальная конструкция — дефлектор, изготовленный из высокопрочной стали. Он представляет собой стену высотой 16,4 м, наклоненная верхняя часть которой предотвращает переливание набегающих волн. Буровая вышка на МЛСП «Приразломная» надежно защищена от внешнего воздействия, что позволяет вести бурение в любую погоду. Грузоподъемность буровой — 547 тонн, она выдерживает ветровую нагрузку в 51 м/с.

Поскольку глубина моря в районе платформы небольшая, всего 20 метров, то «Приразломная» стоит непосредственно на дне моря, а все скважины бурятся внутри нее. Таким образом, основание платформы (кессон) одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Кессон представляет собой уникальную разработку: он несет на себе основную нагрузку и от его надежности зависит надежность всей платформы. Именно кессонная часть позволяет «Приразломной» успешно противостоять суровому арктическому климату, защищать все оборудование и обеспечивать безопасную работу персонала. Запас прочности основания платформы многократно превосходит реально существующие нагрузки — оно способно выдержать даже прямой торпедный удар.

Для большей устойчивости к коррозии и износу стены кессона выполнены из слоя плакированной стали толщиной в 4 см, трехметровое пространство между которыми заполнено сверхпрочным бетоном. Для защиты от высокой влажности и агрессивной морской среды используется специальное лакокрасочное покрытие и системы катодной и анодной защиты. Для дополнительной безопасности на скважинах установлено специальное оборудование, способное на глубине надежно перекрыть подъем нефти в случае необходимости.

Скважина имеет вертикальную глубину 2,3-2,7 км, затем начинается горизонтальное бурение на расстояние до 3 км.

Как добывают нефть в Арктике

Облет платформы «Приразломная»:

Как добывают нефть в Арктике

МЛСП «Приразломная» оборудована двумя комплексами устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), работающими на основе крановой системы и позволяющими производить загрузку танкеров из нефтехранилища платформы. КУПОНы расположены на противоположных концах платформы, что делает возможным беспрепятственный подход танкеров к платформе в любых погодных и навигационных условиях.

Устройства КУПОН оборудованы специальным носовым приемным устройством. Отгрузка нефти осуществляется через одно из устройств, в зависимости от направления внешних нагрузок (волнения, дрейфа льда, течения, ветра). КУПОН отслеживает перемещения танкера в секторе 180°. В случае его отклонения от сектора, обслуживаемого одним устройством, проводится отшвартовка танкера и переход к другому КУПОНу.

Как добывают нефть в Арктике

Перед началом отгрузочных операций челночные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», оборудованные носовой загрузочной системой, осуществляют бесконтактную швартовку, при которой расстояние от танкера до МЛСП «Приразломная» составляет 80 ±6 м. Для исключения непроизвольного столкновения с платформой они оснащены системой динамического позиционирования, которая, несмотря на ветер и волны, позволяет удерживать танкер на месте. Скорость загрузки танкера может доходить до 10 тыс. м3/час, что позволяет загрузить танкер нефтью ARCO за 8-9 часов. Постоянное дежурство рядом с платформой несут специализированные суда, оборудованные новейшими комплексами аварийной нефтесборной техники для работы в зимних условиях.

Как добывают нефть в Арктике

Транспортно-логистическая схема проекта «Приразломное», включающая два многофункциональных ледокольных судна (МФЛС) «Владислав Стрижов» и «Юрий Топчев» и два челночных танкера «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», позволяет выполнять полный цикл работ для бесперебойного снабжения и безопасного функционирования МЛСП «Приразломная».

МФЛС доставляют с базы снабжения в Мурманске на платформу грузы, обеспечивают технологическую и экологическую безопасность работ, при необходимости удерживают челночные танкеры во время грузовых операций. Суда оборудованы грузовой палубой площадью 750 м2, палубным краном и другими необходимыми устройствами. За время, прошедшее с начала промышленной добычи нефти на Приразломном месторождении, МФЛС в общем сложности перевезли уже более 130 тыс. тонн грузов.

Челночные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров» дедвейтом 70 тыс. тонн, построенные в 2009 году, предназначаются для круглогодичного вывоза нефти с месторождения. Танкеры имеют усиленный ледовый класс и оборудованы системой динамического позиционирования, позволяющей во время погрузки удерживать судно на одной точке несмотря на воздействие ветра и волн. Суда способны двигаться во льду кормой вперед, оснащены современными средствами навигации и управления.

Как добывают нефть в Арктике

Работа на «Приразломной» организована таким образом, чтобы обеспечить максимальную экологическую и промышленную безопасность проекта. Однако в соответствии с лучшими международными практиками и стандартами компания «Газпром нефть шельф» разработала и внедрила подробный План предупреждения и ликвидации возможных разливов нефти (ЛРН). Этот документ рассматривает различные сценарии возможных рисков и описывает действия персонала и вспомогательных сил в случае возникновения любой непредвиденной ситуации. Компанией «Газпром нефть шельф» закуплено специальное оборудование, которое позволит оперативно ликвидировать разливы нефти в арктических условиях.

Все оборудование находится на судах сопровождения, которые круглосуточно дежурят у платформы «Приразломаная»:

Как добывают нефть в Арктике

А вот как выглядит платформа «Приразломная» сверху с капсулы «Фрог», с помощью которой происходит транспортировка персонала на корабли сопровождения:

Как добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в АрктикеНовый сорт нефти, добываемый на Приразломном месторождении, носит название ARCO — из начальных букв английских слов Arctic и Oil. Новый сорт нефти впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.

Нефть ARCO отличается высокой плотностью (порядка 906 кг на кубический метр) и повышенным содержанием серы, а также низким содержанием парафина. Относительно тяжелая по сравнению с обычной российской экспортной нефтью, ARCO хорошо подходит для глубокой переработки на заводах северо-западной Европы. Из нее производятся уникальные химические продукты, которые могут использоваться в дорожном строительстве, шинном производстве, в космической и фармацевтической промышленностях.

А так платформа выглядит 7 месяцев в году, с ноября по май. Очень хотелось бы взглянуть на нее во льдах, но мы были в октябре.

Как добывают нефть в АрктикеКак добывают нефть в Арктике

«Приразломная» это единственный проект в мире, где добыча в Арктике осуществляется со стационарной платформы. Он же является самым безоспасным в сравнении с другими платформами.

Как добывают нефть в Арктике

Ноя 26, 2015

zhizninauka.info

Добыча нефти на шельфе | НПО "ТехноИмпэкс"

Мы находимся на буровой платформе – сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии. 

В зависимости от глубины применяют различные технологии.  На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение.  Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами.  Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море.  Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность. 

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров.  В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1».  Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров.  Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра.  Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.  

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне. 

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.  

Интересные факты

  • Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
  • Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
  • В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде – «И целого мира мало». 
  • Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования. 
  • Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес – 150 тонн.  
  • Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия.  После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти.  Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах. 
  • Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

uralimp.ru


Смотрите также