книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа
.pdfСССР осторожно подходил к нефтяным операциям в Баренцевом море. Несколько западных компаний выражали желание принять участие в совмест ных предприятиях для разведки в этом регионе. Советские руководители ука зывали, что они хотели бы создать современную морскую индустрию, причем для этого передача новейших технологий играла бы важнейшую роль. Однако не было информации о том, что работы в Баренцевом море имели высокий приоритет.
Поскольку советский и норвежский секторы Баренцева моря — части одной и той же геологической нефтяной провинции, нормальный обмен ре зультатами бурения скважин мог позволить повысить экономическую эффек тивность разведочных работ обеих сторон.
Освоение площадей в северных водах требовало воображения и долго срочного предвидения. Этот регион должен был рассматриваться как новый рубеж в экономическом, техническом, географическом и даже политическом отношении. При этом требовалось международное сотрудничество, чтобы луч ше совладать с риском и добиться больших успехов.
С точки зрения правительства Норвегии, в 1988 г. Баренцево море должно было стать долговременным объектом деятельности международной нефтя ной промышленности. Норвегия могла играть роль координатора, комплекс но используя мировые достижения в области техники разведки и добычи для освоения морских арктических регионов. Для успешного решения этой задачи страна имела компетентные и опытные кадры.
Всвете перестройки в СССР Норвегия стремилась более тесно сотрудни чать со своим соседом. Истощение нефтяных ресурсов СССР и его увеличи вающиеся трудности в поисках крупнейших месторождений указывали на то, что советская нефтяная промышленность могла приблизиться к критическому периоду снижения запасов и увеличения стоимости добычи, а это могло при вести к расширению работ в Баренцевом море.
Вконце 80-х — начале 90-х гг. на шельфе Баренцева моря поисково-раз ведочные работы были ориентированы на юрские терригенные отложения, что привело к открытию трех месторождений — газоконденсатных Штокманов ского (1988 г.) и Ледового (1992 г.) и газового Лудловского (1990 г.). В районах арктических морей были открыты крупные, преимущественно газовые и газо конденсатные месторождения, а коэффициент успешности морских поисковоразведочных работ (ПРР) оставался высоким (от 0,6 до 1,0).
Ксередине 90-х гг. Штокмановское месторождение по результатам буре ния шести скважин было подготовлено к разработке, Ледовое и Лудловское находились на этапе разведки. Лицензия на право разработки Штокмановского месторождения принадлежала ЗАО «Росшельф», доля Газпрома в котором со
ставляла более 50%. По Ледовому и Лудловскому месторождениям лицензия на изучение недр находилась у компании «Арктикморнефтегазразведка».
По зарубежным данным, на полярном шельфе РФ промышленные запасы разведанных месторождений оценивались в 1,5 млрд т нефти, 250 млн т кон денсата и более 15 трлн м3 газа. Кроме того, там же находятся богатые залежи цветных и редкоземельных металлов, угля и других полезных ископаемых.
Имеющийся материал по состоянию сырьевой базы недр континентально го шельфа страны еще в годы существования СССР был бы вполне достаточ ной основой для разработки «Генеральной схемы развития работ по освоению газовых и нефтяных месторождений». Однако в изменившихся экономических условиях новой России начала 90-х гг., когда вместо централизованного фи нансирования стали привлекаться капиталы различных форм собственности на лицензионной основе, традиционные методы разработки такой схемы стали неприемлемыми.
Вновых условиях к первоочередным объектам для освоения относили лишь те наиболее достоверные ресурсы (категории СЗ и Д1), запасы которых активны, т. е. по технико-экономическим показателям они могли быть во влечены в разработку в ближайшие годы. Именно на освоение этих объектов
восновном и оформляли лицензии. Из их числа должны были быть исключе ны структуры с низкими ресурсами и запасами углеводородов, высоким со держанием сероводорода в газе, с низконапорным газом и трудноизвлекаемой нефтью (высокая вязкость — более 30 МПа с, низкая проницаемость коллек торов — 50 мкм2, обводненность — 50% и подгазовые залежи).
Вцелях не только перспективного, но и текущего планирования развития газовой и нефтяной промышленности полноценная и наиболее вероятная оцен ка начальных суммарных и прогнозируемых ресурсов углеводородов в недрах отдельных зон и локальных ловушек разного типа приобретала к началу XX в. все более важное значение, особенно на менее изученном, но весьма перспек тивном континентальном шельфе морей РФ.
Взависимости от степени изученности объектов прогнозируемые ресурсы
подразделяются на категории С3, и причем каждая последующая кате гория в этом перечне характеризуется в целом меньшей достоверностью по сравнению с предыдущей.
Близость к индустриально развитым районам европейского севера Рос сии — потенциальным потребителям нефти и газа, возможность танкерной транспортировки нефти (с использованием в ледовый период ледоколов) в не замерзающий порт г. Мурманска и Западную Европу — все это создавало бла гоприятные предпосылки для развития сырьевой базы и организации нефте добычи на юго-восточном шельфе Печорского моря.
К началу XXI в. на шельфе Печорского моря было открыто пять место рождений — газоконденсатное Поморское (1985 г.), нефтегазоконденсатное Северо-Гуляевское (1986 г.), нефтяные Приразломное (1989 г.), Варандей-море (1995 г.), Медынское море (1997 г.). Открытые залежи нефти и газа связаны с антиклинальными складками, осложняющими экваториальные продолжения валов Тимано-Печорской провинции.
Целесообразность проведения поисково-разведочных работ на нефть в юго-восточной части шельфа Печорского моря отмечалась специалиста ми ВНИИгаза еще в 1979 г., а в качестве первоочередного объекта вы делялась структура Варандей-море на экваториальном продолжении вала Сорокина. Однако только в 1989 г. Арктикморнефтегазразведкой с СПБУ «Мурманская» было начато разбуривание Приразломной структуры в се верной части этого вала, что привело к открытию крупного нефтяного месторождения с продуктивностью нижнепермскокаменноугольных от ложений.
За период с 1995 по 1998 гг. с СПБУ «Мурманская» пробурены четыре по исково-разведочные скважины на площадях Варандей-море, Медынское море
иСеверо-Долгинская на глубинах моря до 45 м.
С1993 г. Газпром возобновил работы по освоению шельфа. По его за казам и при его финансировании проводились работы на Приразломном неф тяном месторождении и других перспективных структурах. По результатам бурения в 1990-1994 гг. трех поисково-разведочных скважин, выявленная в нижнепермскокаменноугольных отложениях залежь нефти подготовлена к разработке.
Схема размещения месторождений и основных локальных структур на
шельфе наиболее перспективных арктических морей к началу ХХЗ в. пред ставлена на рис. 4.3.
В1992 г. распоряжением Правительства РФ с целью освоения нефтегазо вых ресурсов континентального шельфа было создано ЗАО «Росшеяьф». Один из учредителей компании — ОАО «Газпром», которое владело контрольным пакетом акций и на данном этапе осуществляло финансирование ее деятель ности.
Всоответствии с Указом Президента РФ ЗАО «Росшельф» в марте 1993 г. были выданы лицензии на поиск, оценку и добычу нефти и газа на Штокманов ском газоконденсатном месторождении в Баренцевом море и Приразломном нефтяном месторождении в Печорском море. Первоочередной задачей было
определено освоение Приразломного нефтяного месторождения, открытого в 1989 г. и находящегося в 60 км от суши к северо-западу от поселка Варандей Ямало-Ненецкого автономного округа.
РФ объем извлекаемых запасов — 65,3 млн т. Месторождение было признано подготовленным к промышленной разработке. В 1996 г. выполнена сейсмораз ведка методом 3D. На основании полученных данных произведен оперативный подсчет извлекаемых запасов нефти в пермокарбоновом резервуаре, а также ожидаемых запасов нефти по категории С3, которые во вновь выявленных объ ектах дополнительно могли составить примерно 42 млн т. На месте установки платформы были проведены все необходимые инженерно-геологические ис следования дна моря. ЗАО «Росшельф» организован постоянный мониторинг ледовой обстановки Приразломного месторождения с проведением морских
ивоздушных экспедиций. ЗАО «Росшельф» совместно с иностранным парт нером — австралийской фирмой ВНР — разработало технико-экономическое обоснование (ТЭО) обустройства Приразломного нефтяного месторождения. Материалы ТЭО получили все необходимые заключения экспертизы, в том числе Высшего экспертного совета при Правительстве РФ. По выбранным ва риантам обустройства месторождения показана и подтверждена заключениями возможность реализации проекта при приемлемом уровне риска, без заметных
инеобратимых воздействий на экосистемы и условия жизни коренного на селения.
В1997 г. была выполнена Технологическая схема разработки Прираз ломного нефтяного месторождения, которая утверждена в Центральной комиссии по разработке Минтопэнерго РФ. Особенности геологического строения месторождения и характер распространения нефтяной залежи позволили сделать вывод о том, что разработку месторождения технически
иэкономически целесообразно производить с одной ледостойкой добывающей платформы.
Технологической схемой разработки Приразломного нефтяного месторож дения было определено, что необходимо пробурить 55 скважин, в том числе 31 эксплуатационную, из которых 15 будут горизонтальными, и 24 нагнета тельные.
Основу добывающего комплекса составляла не имеющая мировых анало гов морская ледостойкая стационарная платформа размерами 126 х 136 х 99 м, массой нетто около 80 тыс. т, с внутренним нефтехранилищем объемом более 130 тыс. м3.
Генеральный проектировщик МЛСП «Приразломная» — компания «Бра ун эид Рут», генеральный подрядчик-изготовитель — ПО «Севмашпредприятие». Проектирование проводилось совместно с российскими проектными бюро и научно-исследовательскими институтами: ЦКБ МТ «Рубин», ЦНИИ им. акад. А. Н. Крылова, ВНИИГ им. акад. Веденеева и рядом других органи заций.
За основу были приняты следующие условия эксплуатации платформы:
-глубина моря около 20 м;
-ледовый период 160-290 сут;
-торосистое ледяное поле с консолидированной частью толщиной око
ло 3,5 м;
-максимальная высота волны до 10,5 м;
-температура воздуха до -46 °С;
-глобальная нагрузка на платформу примерно 400 МЫ.
На выбор типа платформы, принимаемые конструктивные решения по обеспечению работоспособности ее элементов, устройств и оборудования су щественным образом влияли параметры природной среды шельфа Печорского моря.
В 1998-1999 гг. были выполнены важные этапы разработки проек та — стадия предварительного технического проектирования (FEED) и ста дия проектирования по поиску технических решений сокращения затрат на строительство платформы. При разработке стадии FEED участники проекта выполнили большой объем работ по всем важнейшим разделам проекта, та ким как конструкция корпуса, морские операции, энергетика, системы автома тического управления технологическими процессами на платформе, бурение
ипервичная переработка продукции скважин. По результатам стадии по со кращению затрат были (совместно с заказчиком) приняты следующие важные решения, которые позволили сократить стоимость создания платформы при мерно на 25 %:
-об использовании прямой отгрузки нефти с платформы на танкер и отказе от точечного ледостойкого терминала;
-об учете свойств бетонного балласта при расчетах прочности бортовых конструкций платформы, что позволило существенно упростить конструкции
иприменить более дешевые марки сталей;
-об оптимизации численности персонала платформы и отказе от базиро вания на ней вертолета.
Начиная с октября 1998 г. проект МЛСП «Приразломная» перешел в сле дующую стадию — детального технического проектирования. Первым ее шагом являлась разработка проекта кессона МЛСП, которая сопровождалась разработкой цеховых чертежей кессона.
У. Джексон, представитель компании «Браун энд Рут» (Халибертон), анали зируя процесс ведения работ, наряду с положительными моментами совмест ной работы с российскими специалистами, отмечал и негативные, которые привели к значительному срыву графика работ.
Основным из них явился финансовый кризис, произошедший в россий ской экономике в августе 1998 г. Не вызывает сомнений тот факт, что он оказал сильнейшее воздействие на положение дел в нефтяной и газовой промышлен ности. Во-первых, российские заказчики подверглись сильному финансовому давлению. Средства, планируемые для вложения в оффшорные проекты, были сокращены либо направлены на решение других задач.
Во-вторых, экономический кризис вызвал временную потерю уверенности в российском рынке (экономике) у западных компаний. Это привело к тому, что инвестиции, ранее предназначавшиеся для вложения в совместные предпри ятия, не были осуществлены, а в некоторых случаях — отозваны.
И наконец, что в общем не удивительно, такое финансовое давление от разилось на позициях инвесторов, проявившись в некоторой ограниченности их мышления, и привело к прекращению участия иностранных компаний в от дельных проектах.
К сожалению, все эти факторы привели к тому, что проектирование плат формы «Приразломная» было приостановлено в результате незапланирован ных финансовых проблем, с которыми столкнулась компания «Росшельф» как генеральный разработчик проекта. Несмотря на это, компания «Браун энд Рут» продолжала участвовать в проекте.
Под руководством «Росшельфа» компания «Браун энд Рут» совместно с российскими партнерами (Севмаш и «Рубин») выполнила тщательный ана лиз концепции строительства платформы, рассмотрев все аспекты ее созда ния и эксплуатации, где могли бы быть реализованы те или иные предложе ния по повышению экономической эффективности проекта. В ходе активной и упорной работы совместная проектная группа сумела добиться сокращения ожидаемых затрат по проекту более чем на 30% (около 400 млн дол.) без снижения функционального уровня платформы. Тем не менее У. Джексон отмечал, что, конечно, возможность использования российскими компания- ми-производителями менее дорогостоящей производственной базы важна для конкуренции в предоставлении товаров и услуг в области текущих разра боток морских арктических месторождений, однако вопрос о цене не является единственным критерием выбора, равно как и гарантией успеха. Опыт, качест во, обеспечение поставок в Заданные сроки и надежность не менее важные факторы.
В этот период времени были рассмотрены возможности использования различных платформ в Печорском море. На рис. 4.4 представлена простая одноопорная платформа с устьевым оборудованием, которая могла использо ваться для освоения месторождений данного региона.
ям и технике безопасности, разработанным в ходе осуществления норвежских проектов в 80-х и начале 90-х гг.
Норвежский опыт аналогичных работ с установкой больших бетонных гра витационных платформ мог сыграть положительную роль в проведении подоб ных морских операций. Учитывая, что с сентября возрастает количество дней со штормовым морем, эти работы можно провести во второй половине лета.
Вто же время очевидно, что суровые условия Арктики предъявляют до полнительные требования ко всем сооружениям:
-из-за низких температур следует использовать сталь с малым содержани ем серы, азота, кислорода и т. д.;
-из-за разницы в коэффициентах расширения стали и бетона в арматуре возникает предварительное напряжение;
-бетон может выдерживать лишь ограниченное число циклов замерзания
иоттаивания, не давая трещин; это может привести к большей коррозии ар матуры;
-повышенное содержание кислорода в воде арктических морей может при вести к большей коррозии металла;
-после различных видов загрязнения восстановление экосистем в Арктике происходит намного дольше, чем обычно, поэтому к надежности сооружений предъявляются особенно жесткие требования.
Вянваре 2002 г. двумя крупнейшими компаниями ОАО «Газпром» и ОАО «НК „Роснефть"» на паритетных условиях была создана первая российская компания-оператор ЗАО «Севморнефтегаз» по обустройству и эксплуатации нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе Северного Ледо витого океана и прилегающих к нему районах материка.
Основными шельфовыми проектами ЗАО «Севморнефтегаз» являлись При разломное нефтяное месторождение в Печорском море и Штокмановское газо конденсатное месторождение в Баренцевом море. Разведочные и подтвержден ные запасы Приразломного месторождения на 2004 г. составляли более 230 млнт нефти, Штокмановского — около 3,2 трлн м3 газа и 30 млн т газового конденсата.
Смомента образования ЗАО «Севморнефтегаз» налаживает организа цию управления проектами и осуществляет вновь развертывание проектных
истроительных работ по осваиваемым месторождениям. На первый план вы двигается Приразломное месторождение (глубина моря в районе месторожде ния составляет 19-20 м).
Всоответствии с проектом накопленная добыча нефти по месторождению за весь срок разработки составит 74,6 млн т, максимальный уровень добычи — 6,5 млн т/год. Динамика проектных показателей разработки Приразломного месторождения приведена на рис. 4.5.