книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа
.pdf«Хаски» планирует бурение водонагнетательных скважин для поддержа ния давления в коллекторе в Северном Аметисте, а добытый газ с Северного Аметиста будет закачиваться в Северный Авалон для хранения. «Хаски» в бу дущем планирует добывать закачанный газ с Северного Авалона.
План разработки «Хаски» включает два возможных сценария связывания спутника Северного Аметиста (рис. 3.41). В первом случае, скважины-спут ники будут соединены с «Си Роуз» специально предназначенными линиями
иводоотделяющими колоннами, которые оканчиваются на буе.
Вэтом случае требуется модификация башни FPSO, буя и палубы для воз можности установки новых линий и водоотделяющих колонн. При этом также необходимо, чтобы «Си Роуз» была разъединена и перемещена на берег для усовершенствования, возможно, летом 2010 г. В этом случае «Хаски» ожидает первую нефть с Северного Аметиста осенью 2010 г.
По второму сценарию Северный Аметист будет связан с «Си Роуз» через существующую подводную инфраструктуру. Этот случай не требует усовер шенствования башни, а также позволит отложить модификацию палубы.
«Хаски» наметила техническое обслуживание «Си Роуз» для модификаций на август 2008 г. Работы повлекут за собой прекращение добычи с конца января по начало февраля на 13 дней.
Также будет решена проблема образования осадка в сепараторе низкого давле ния, при котором в настоящее время установка добывает 90000-95000 бар./день. После техобслуживания добыча предположительно возрастетдо 130000 барУдень. Модификация вместе с очисткой сепаратора низкого давления должна в 2008 г. обеспечить добычу, которая будет совпадать с предварительной оценкой.
Виюле 2007 г. в ежегодном годовом докладе была одобрена буровая про грамма морских территорий Новой Шотландии, однако в течение года не было пробурено ни одной разведочной скважины и только одна эксплуатационная скважина «Альма 3 (N-76)» была завершена.
Однако, в период 2006-2007 гг. был установлен рекорд по буровым залежам. Шесть новых буровых месторождений, на которые были переданы лицензии (250 000 канадских дол.) включают: территорию 2404 («Норск Худро Канада Ойл эид Газ Корп.»), 2406 («Канадиан Супериор Энержи Инк.»), 2407 («Беп Ко. Канада Ко.»), 2412 и 2413 («Ричланд Минерале Инк.») и 2414 («ЭнКана Корп.»). Также открыты 17 дополнительных лицензий на разведку, с общими оцениваемыми расходами в 902 млн дол. (канадских). Две территории на ли цензии были конфискованы в этом году.
Виюле 2007 г. две крупные лицензии были переданы компании «ЭнКана Корп.» для разработки проекта «Дип Пануке». Для начала работ компания жда ла регулятивного одобрения Национального энергетического совета.
Совместное предприятие «Империал Ойл Рисорсиз Лтд.» и «Эксои Мо бил Канада Пропертайз» получили права на лицензию для разведки терри тории EL 446 в Канадском море Бофорта за 585 млн дол. (канадских). Тер ритория покрывает 507 368 акров земли, находящейся в 1670 милях к северу от Инувика. Компаниям необходимо потратить 25%, 73,1 млн (канадских), за 5 лет для получения 4-годового продления лицензии. «Коноко Филипс Канада Рисорсиз Корп.» получила 12,08 млн дол. (канадских) на лицензию EL 447, включающую 256,270 акров на расстоянии 85 миль к северу от Ину вика. «Шеврон Канада Лтд.» потратила 1 млн дол. (канадских) на лицензию EL 448, включающую 267,325 акров в 120 милях к северу от Инувика. «Девон Канада» в прошлом году завершила бурение скважины «наугад» в Канадском море Бофорта.
Темп разработки успешно разведываемого и эксплуатируемого региона моря Бофорта в 2007-2008 гг. зависит от роста газовых проектов в дельте Мак кензи и сооружения газопровода Маккензи.
Разведочные работы на оффшоре юго-запада Гренландии были начаты в середине января 2008 г. когда компания «Каприкорн Энерджи Лтд.» стала владелицей доли в 6 блоках.
Объединенная территория, которая находится под 6 арендными продажа ми, покрывает 12,8 млн акров, что эквивалентно 281 блоку Северного моря. Блоки находятся на глубине 300-1400 м.
«Каприкорн» получила долю в 87,5 % в блоках Сиггук и Эккуа на место рождении Диско Вэст и 92% в блоках Кингитток и Саккуамит на территории Опен Дор. Гренландская нефтяная компания «Нунаойл А/С» владеет остав шейся долей в этих 4 блоках.
«Каприкон» также приобрела 40 % неэксплуатационного интереса в бло ках Атаммик и Леди Франклин в оффшоре на западе Гренландии. «ЭнКана» разрабатывает эти блоки с долей 47,5 %, «Нунаойл» владеет 12,5 %. «ЭнКана» содержит Атаммик с 2002, а блок Леди Франклин — с 2005 г.
ВГренландии было пробурено всего 6 оффшорных скважин: 1 — в 2002 г., остальные — в 1970-х.
Программа разработки Сигтук и Экуа требует проведения в 2008-2009 гг. сейсмических 2D исследований 6000 км. Блоки Опен Дор требуют сейсмичес ких исследований 2000 км в 2008-2009 гг.
Вэто же время в Исландии было одобрено предложение министерства промышленности по разведке нефти и газа, а также предложение лицензий на добычу на месторождении Дреки на северо-востоке Исландии в январе
2009 г.
Разведочные блоки Западной Гренландии представлены на рис. 3.42.
Глава 4
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
ПО РАЗВЕДКЕ И ОСВОЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Освоение Баренцева моря началось практически одновременно Норвегией
иСССР в начале 70-х гг. XX столетия. При этом и Норвегия, и СССР совершили подлинный прорыв в освоении арктических морей. Обеим странам, имеющим намерение вести разработку нефтегазовых месторождений для осуществле ния эффективной добычи имеющихся запасов, необходимо было использовать лучшие достижения мировой нефтяной промышленности в области техники
итехнологий и опыт, накопленный за время работы в арктических морях США
иКанады, а также Норвегии и Великобритании в Северном море.
В1989 г. на основании оценки разведочных работ, выполненных компа нией «Сага» для Баренцева моря, для Норвегии предполагались следующие перспективы:
1) помимо крупных запасов газа будут открыты крупные нефтяные место
рождения; 2) будут открыты только газовые месторождения.
Если на северном шельфе Норвегии южнее границыдрейфующегольда откро ют крупное нефтяное месторождение, то его можно разрабатывать с применением той же техники и почти при таких же затратах, какие требуются для разработки месторождений в Северном море или у центрального побережья Норвегии.
Рассматривая проблему дрейфующего льда, следовало отметить, что район, находящийся севернее мыса Нордкап, но южнее границы дрейфующего льда, охватывает обширную площадь, которая в 1,5 раза больше района Северного моря, расположенного южнее 62° с. ш. Следовательно, не было реальной не обходимости разрабатывать новую технику и технологии для работ в районах дрейфующего льда.
Более важная и срочная задача, требующая решения, была связана с цент рализацией разработки месторождений в водах, свободных ото льда, что позво ляло экономически эффективно эксплуатировать нефтяные залежи даже при очень низких ценах на нефть, например 75 дол./м3. Эта задача представлялась важнейшей и для нефтяной промышленности Норвегии в целом.
При рассмотрении второго варианта, когда ожидалось, что в результате разведочных работ будут открыты только газовые месторождения, пробле
ма представлялась более сложной. Норвегия уже имела большие запасы газа, которые она могла продавать в течение нескольких десятилетий. Норвежцы относились к этому по-разному: одни считали это будущим счастьем, а дру гие — нынешним горем.
ВБаренцевом море (Норвежский сектор) разведочное бурение началось
в1980 г. (на площади Тромсефлакет) после 10 лет сейсмических работ. На второй год бурения открыли газ. Были найдены следующие основные место рождения: Аскеланден — в 1981 г., Альбатрос — 1982 г., Снехвит — 1984 г.
Втечение последующих трех лет выявленные запасы газа быстро увеличива лись. Однако за четыре дальнейших года (1984-1988 гг.) запасы приращены не были (рис. 4.1). На разведочные работы израсходовали около 1 млрд дол. и пробурили 36 скважин.
600 |
|
|
3 500 |
- |
Б |
1970 |
1981 |
1988 |
|
Г о д ы |
|
Рисунок 4.1 — Запасы газа, открытые в Норвежском секторе Баренцева моря
Поскольку в течение четырех лет, отмеченных выше, не было сделано су щественных открытий, которые привели бы к приросту запасов, трудно было получить какую-либо оценку ввиду неопределенности потенциальных запасов и типа углеводородов. Однако известно, что для идентификации новых про дуктивных горизонтов, нефтематеринских пород и изолирующих пластов, для сравнения с существующими пластовыми моделями необходимы были новые концепции разведки.
В 1987-1988 гг. в Баренцевом море были сделаны оценки стратегически важных блоков. Скважины, пробуренные на очень крупные структуры, оказа лись непродуктивными или малопродуктивными. В противоположность этому бурение на новых стратегически важных блоках выявило позитивные признаки, указывающие на наличие нефти. Главный полученный урок состоял в том, что неглубоко залегающие сверхкрупные структуры скорее всего непродуктивны. Возникшее в 70-х гг. мнение о том, что в Баренцевом море запасы углеводоро дов в несколько раз больше, чем в Северном, в 1988 г. не подтвердилось.
Доказанные запасы нефти в структурах, находящихся севернее 62° с. ш., в 1988 г. составляли 0,8 млрд т, т. е. 20 % доказанных запасов нефти в норвеж ском секторе Северного моря, или 4,2 млрд т. (рис. 4.2).
S3 /
5t58m Z
£
* 2 4
s i
с43
^4 2
1
О
е
<1
о
Северное банка баренцсдо море Хальтеъ норе
Рисунок 4.2 — Запасы углеводородов в нефтяном эквиваленте
в норвежском секторе Северного моря и в полярных водах Норвегии (1 т нефтяного эквивалента соответствует 1,17 тыс м3 газа):
В - высокий уровень оценки; Н — низший уровень оценки; 1— потенциальные запасы нефти; 2 — потенциальные запасы газа;3 — открытые запасы газа; 4 — открытые запасы нефти (цифры внутри колонок — процентная доля нефти)
Число пробуренных разведочных скважин также составляло 20 % от числа скважин, пробуренных в Северном море, так что средняя величина запасов в расчете на одну скважину была одинакова для обоих морей.
Потенциальные дополнительные запасы углеводородов на шельфе у цент рального побережья Норвегии оценивались в 0,6-1,2 млрд т в нефтяном экви валенте, из которых 80%, вероятно, приходилось на долю газа. Полагали, что эти запасы приурочены к небольшим и средних размеров залежам.
Объем и состав потенциальных запасов углеводородного сырья в Баренце вом море в 1988 г. были очень неопределенны. Более реалистичной представ лялась следующая оценка потенциальных запасов: от 0,3 до 2,0 млрд т в неф тяном эквиваленте, из которых не менее 75 % приходилось на долю газа.
Для более полного представления о возможности добычи углеводородного сырья в рассматриваемом регионе важно было произвести оценку нефтяных операций СССР в Баренцевом море.
СССР приступил здесь к разведочным работам в 1971 г., начав с реали зации программы геологической съемки, необходимой для определения по
тенциально перспективных на нефтегазоносность площадей. Через 11 лет были получены многообещающие предварительные результаты, что побудило использовать современные западную и советскую технику и технологии для бурения на четырех площадях.
В конце 70-х гг. по решению правительства в Мингазпроме СССР был создан Главморнефтегаз. В Баренцевом и Карском морях сейсморазведочны ми работами было изучено геологическое строение осадочного чехла, про ведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование, выполне на количественная оценка УВ, подготовлен фонд перспективных структур. Поисково-разведочное бурение в акватории российского сектора Арктики было начато в 1982 г. На начальном этапе развития поисково-разведочных работ (ПРР) основными объектами изучения стали триасовые отложения Баренцева моря. Это направление было обусловлено предполагавшейся аналогией с нефтегазоносностыо прилегающих районов севера Тимано-Пе- чорской провинции. В акватории Баренцева моря в триасовых отложениях были выявлены два месторождения газа — Мурманское (1983 г.) и СевероКильдинское (1985 г.). Однако в силу ряда причин геологического характера (сложное линзовидное строение продуктивных пластов, низкие фильтраци онно-емкостные свойства пород коллекторов, наличие аномально высокого пластового давления) объемы бурения на триасовые отложения были со кращены.
Во время рабочего сезона здесь действовали две полупогружные буровые установки, два буровых судна и одна самоподъемная буровая установка. Од нако трудные окружающие условия и недостаток опыта работы, с импортным оборудованием привели к сокращению программы; с 1982 по 1987 г. пробури ли только 18 скважин.
Схема размещения скважин была выбрана удачно, поэтому они должны были дать представление о потенциальных перспективах региона. Скважины пробурены вблизи медианы в направлении к Норвегии на Мурманском под нятии (банка Гусь) и в районе устья реки Печоры. Детали оставались неиз вестными, но имелось официальное заявление в печати СССР о том, что на Мурманском поднятии обнаружено много газа.
Деловая активность в морском бурении, как и в Норвегии, упала, посколь ку не было публикаций о сколько-нибудь значительных открытиях нефти.
На острове Колгуев нефть открыли в середине 80-х гг. Однако это, вероят но, было продолжение богатой нефтегазоносной провинции в Печорском бас сейне. Разведочные работы в советской части Баренцева моря продолжались, и в 1988-1989 гг. Мурманское газовое и Колгуевское нефтяное месторождения готовились к разработке.