Морская добыча нефти. Освоение шельфовых месторождений

Этапы освоения шельфовых месторождений

1. За последние десятилетия в промышленно развитых странах мира интерес к проблеме освоения нефтегазовых ресурсов морей и океанов значительно возрос. Это связано, во-первых, с интенсивным ростом потребления топливно-энергетического сырья во всех сфе­рах промышленности и сельского хозяйства, во-вторых, со значи­тельным истощением ресурсов нефти и газа в большинстве нефте­газоносных районов, где исчерпаны возможности дальнейшего за­метного прироста запасов промышленных категорий на суше.

Общая поверхность Мирового океана составляет 71 % от по­верхности Земли, из них 7 % приходится на континентальный шельф, который таит в себе определенный потенциальный запас нефти и газа.

Континентальный шельф, или материковая отмель, в геологиче­ском и топографическом отношении представляет собой продол­жение суши в сторону моря. Это зона вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит, называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно располагают на глубине 200 м, но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400 м или менее 130 м. В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна и в ней встречаются глубины, намного превышающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

Рис.1.1. Профиль континентального шельфа.

На рис.1.1. представлен профиль континентального шельфа. За береговой линией 2 следует континентальный шельф 5, за кром­кой 4 которого начинается континентальный склон 5, спускаю­щийся в глубь моря. Континентальный склон начинается в среднем от глубины С = 120 м и продолжается до глубины С = 200-3000 м. Средняя крутизна континентального склона составляет 5°, макси­мальная - 30° (у восточного побережья о. Шри Ланка). За под­ножием 6 склона находится область отложения осадочных пород, так называемый континентальный подъем 7, уклон которого мень­ше, чем у континентального склона. За континентальным подъе­мом начинается глубоководная равнинная часть 8 моря.

По данным американских океанографов, ширина континенталь­ного шельфа находится в пределах от 0 до 150 км. В среднем же его ширина составляет около 80 км.

Изучение показало, что глубина кромки шельфа, усредненная по всему земному шару, составляет примерно 120 м, средний уклон континентального шельфа – 1,5-2 м на 1 км.

Существует следующая теория о генезисе континентального шельфа. Примерно 18 – 20 тыс.лет назад на материковых ледниках было заключено такое количество воды, что уровень моря был значительно ниже современного. В те времена континентальный шельф был частью суши. В результате таяния льда шельф погрузился под воду.

Одно время шельфы считали террасами, образо­ванными в результате волновой эрозии. Позднее их стали рассмат­ривать как продукт отложения осадочных пород. Однако данные грунтовых исследований не согласуются полностью ни с одной из этих теорий. Возможно, что одни районы шельфа образовались в результате эрозии, а другие - благодаря отложению осадочных по­род. Возможно также, что объяснение одновременно кроется в эрозии, и в осадконакоплении.

Научный и практический интерес к континентальному шельфу за последние десятилетия значительно возрос, и это связано с его разнообразными природными ресурсами.

Результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ в при­брежных районах Мирового океана и на континентальном шельфе, проводившиеся в последние годы во многих странах мира, под­тверждают эти предположения.

К началу 80-х годов поиски нефти и газа в районах конти­нентального шельфа проводили более 100 из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 50 стран уже разрабатывали нефтя­ные и газовые месторождения. Доля добычи нефти из морских месторождений во всем мире составила 21 %, или 631 млн. т, и более 15 %, или 300 млрд. , газа.

За все время эксплуатации морских месторождений на начало 1982 г. добыто порядка 10 млрд. т нефти и 3,5 трлн. газа.

Наиболее крупными районами морской добычи нефти и газа являются Мексиканский залив, оз. Маракайбо (Венесуэла), Се­верное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75 % добычи нефти и 85 % добычи газа.

В настоящее время общее число морских добывающих скважин во всем мире превышает 100 тыс., и нефть добывается при глубине моря до 300 м. Разведочным бурением охвачены глубины моря от 1200 м - в Мексиканском заливе и до 1615 м - на о. Ньюфаунд­ленд (побережье Канады).

Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется с искусственных островов на мелководье, самоподъемными плаву­чими буровыми установками (ПБУ) при глубинах моря до 100 м, полупогружными плавучими буровыми установками (ППБУ) при глубинах моря до 300-600 мне плавучих буровых судов на больших глубинах.

Таким образом, в настоящее время за рубежом основными районами морского бурения продолжают оставаться Северное море, Азиатская часть шельфовой зоны Тихого океана и Мекси­канский залив (США).

Как показывает опыт освоения нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов, несмотря на большие капитальные вложения, добыча углеводородного сырья из морских месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на шельфе, перекрывают расходы в 4 раза. Затраты на поисково-разведочные работы в акваториях составляют от 10 до 20 % от общих затрат на освоение морских месторождений.

Общие капитальные вложения в разработку морских место­рождений нефти и газа зависят от климатических условий, глубины моря и отдаленности месторождений от береговых баз обслужи­вания, от извлекаемых запасов месторождения, дебитов скважин и, наконец, от научно-технического прогресса в области автома­тизации всего процесса бурения, обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа в морских условиях.

В США, например, капитальные вложения в разработку нефтя­ных и газовых месторождений изменяются в зависимости от запа­сов от 30 млн. долл. при запасах 2 млн. т до 2 млрд. долл. при запасах 300 млн. т.

Важным показателем эффективности капитальных вложений в освоение нефтяных и газовых месторождений служат удельные за­траты на единицу продукции. Наиболее крупные месторождения требуют меньше удельных затрат на их разработку, чем место­рождения, находящиеся в аналогичных условиях, но с меньшими запасами. Так, например, при разработке мелких морских место­рождений за рубежом с запасами 2-5 млн. т нефти (или 2- 5 млрд. м 3 газа) удельные затраты составляют 180-340 долл. на 1 т добытой нефти и 150-300 долл. на 1000 м 3 газа. Удельные за­траты на разработку средних месторождений с запасами 5- 50 млн. т нефти или 5-50 млрд. газа оказались в пределах от 84 до 140 долл. на 1 т добытой нефти и от 43 до 84 долл. на 1000 м3 газа. Для крупных морских месторождений нефти и газа с запасами более 50 млн. т нефти или 50 млрд. м3 газа удельные затраты на их разработку составляют соответственно 60-115 долл. на 1 т нефти и 20-30 долл. на 1000 газа.

При разработке морских месторождений значительная часть капитальных вложений направляется в сооружение и установку платформ, в эксплуатационное оборудование и строительство тру­бопроводов, которые для средних нефтяных месторождений состав­ляют 60-80 %. Поэтому на удельные затраты при разработке мор­ских месторождений существенно влияет глубина моря. Так, например, при глубинах моря 120 м в Бразилии они составляют 100 долл. на 1 т добытой нефти, тогда как на оз. Маракайбо в Венесуэле при глубинах воды 5 м - 6 долл.

В Северном море удельные затраты на 1 т добытой нефти составляют 48 долл. при глубинах моря 80 м и 60-80 долл. при глубинах свыше 100 м, в то время как в Персидском заливе, вследствие больших дебитов скважин, удельные затраты на раз­работку нефтяных месторождений при глубинах моря 90 м состав­ляют всего 16 долл./т.

В Мексиканском заливе удельные затраты из месторождений на глубинах моря 50 м оказались равными 20 долл.

Перспективное направление освоения нефтегазовых ресурсов, находящихся на больших глубинах, - создание и широкое внед­рение подводных систем эксплуатации морских месторождений. Этой проблемой занимаются ведущие научно-исследовательские и проектные институты развитых стран.

В Северном море подводное обустройство скважин осуществля­ется с 1971 г. при глубинах моря 70-75 м, вначале на место­рождении Экофиск, а затем на месторождении Арджилл.

Анализ эффективности разработки морских месторождений за рубежом показал, что чистый доход, получаемый за весь период разработки средних месторождений (с запасами более 20 млн. т нефти или свыше 50 млрд. газа), составляет более 1 млрд. долл.

Экономический эффект от разработки морских месторождений в США и Мексике составил до 10 долл. на каждый затраченный доллар. С увеличением цен на нефть соответственно повыша­ется экономическая эффективность разработки морских место­рождений.

Эксплуатация морских месторождений считается рентабельной при минимальных извлекаемых запасах нефти в 2,3 млн. т и 6,2 млрд. газа в Мексиканском заливе; 7,9 млн. т нефти и 15,9 млрд. в заливе Кука; 18,5 млн. т нефти и 45,3 млрд. газа в море Бофорта.

Срок окупаемости капитальных вложений в подготовку и освое­ние крупных месторождений нефти и газа (с запасами более 50 млн.т.) составляет до одного года, а в арктических усло­виях этот срок увеличивается до 10-20 лет.

Опыт разработки месторождений нефти и газа Каспийского моря также показывает экономическую целесообразность этих работ.

При освоении любых богатств моря человеку приходится созда­вать специальные технические технологические средства с учетом особенностей их освоения.

Многолетняя практика разработки морских нефтегазовых место­рождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что для эффективного использования их запасов применяемые на суше традиционные методы разработки и эксплуатации не всегда при­емлемы.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений Каспий­ского моря, накопленный азербайджанскими нефтяниками в тесном содружестве с работниками других отраслей промышленности страны, позволяет раскрыть и показать характерные технические и технологические особенности добычи нефти и газа на море, ра­циональные методы их интенсификации, а также основные факто­ры, способствующие увеличению нефтеотдачи пластов.

К особенностям освоения морских нефтегазовых месторожде­ний можно отнести следующие.

I. Создание, с учетом суровых морских гидрометеорологических условий, специальных гидротехнических сооружений новых плавучих технических средств (плавучих крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других специальных судов) для геофизических, геологопоисковых работ и строительства нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в процессе обустройства, бурения, эксплуатации и ремонта скважин,а также при сборе и транспорте их продукции.

II. Бурение наклонно-направленного куста скважин с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на искусственно создаваемых островках, с самоподъемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой.

III.Решение дополнительных технических, технологических и
экономических задач при проектировании разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. К ним относятся:

1. Широкое применение аналитических методов для более пол­ного изучения особенностей нефтепромысловых процессов. Для управления процессами морской нефтегазодобычи недостаточно сведений только о конкретной точке залежи, важно знать инте­гральные параметры, характеризующие пласт в целом. Имитацион­ные модели наиболее адекватно отражают реальный объект. Уста­новлено, что при моделировании можно пользоваться выборочным методом, позволяющим определять интегральные параметры по достаточно малой выборочной совокупности данных.

Использование этого и других математических методов, а также различных методов диагностирования с привлечением ЭВМ стано­вится насущной необходимостью, так как с их помощью можно успешно решить вопросы проектирования и управления процессами рациональной и эффективной разработки морских месторождений нефти и газа.

2. Выбор при проектировании наиболее рациональной для дан­ного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалось ее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большими трудностями из-за уже существующей системы обустройства ме­сторождения и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружений для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным.

3. Выбор рациональных конструкций и числа стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб и других сооружений для размещения на них оптимального числа скважин (в зависимости от глубины залегания пластов, сроков проводки скважин, расстояния между их устьями, их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т. д.).

4. Использование прогрессивных методов интенсификации до­бычи нефти и газа для повышения нефтегазоотдачи пластов, не допуская при этом отставания методов воздействия на пласт от темпов добычи, - основной принцип.

5. Применение методов интенсификации для увеличения охвата пласта как по площади, так и по его толщине (на многопласто­вых месторождениях).

Для рационального решения технико-экономических задач раз­работки нефтегазовых месторождений и в интересах форсирования их эксплуатации необходимо широко применять методы совместной раздельной эксплуатации многопластовых залежей.

Это ускорит темпы разработки многопластовых месторождений и сократит число добывающих скважин.

6. Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-на­правленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением автономности работы буровых бригад (чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет за короткий срок завершить разбуривание всех запроектированных скважин и только после этого при­ступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин.

7. Соответствие долговечности и надежности гидротехнических и других сооружений срокам разработки нефтяных и газовых месторождений, т. е. периоду максимального извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом.

IV. Создание специализированных береговых баз для изготовления гидротехнических сооружений, технологических комплексов в модульном исполнении, плавучих средств и других объектов для бурения, добычи нефти и газа, строительства и обслуживания комплекса морского нефтепромыслового производства.

V. Создание новейших, более усовершенствованных технических средств для освоения, эксплуатации и ремонта скважин в морских условиях.

VI. Решение вопросов одновременного бурения, эксплуатации и ремонта скважин при малых расстояниях между их устьями, когда это связано с длительным сроком их строительства.

VII. Создание малогабаритного, высокой мощности, надежного в работе блочного автоматизированного оборудования в модульном исполнении для ускорения строительства объектов бурения, экс­плуатации и ремонта скважин и обустройства платформ для сбора, транспорта добываемой продукции в морских условиях.

VIII. Решение научно-исследовательских, конструкторских задач по созданию новой, совершенно отличной от традиционных технологии и техники для бурения, эксплуатации и ремонта скважин с подводным расположением устья и обслуживания этих объектов как под водой, так и на специальных плавучих средствах.

IX. Разработка техники и технологии освоения шельфов морей и океанов в особо суровых гидрометеорологических условиях, когда необходимо создавать весьма дорогостоящие сооружения для бурения, обустройства, добычи нефти и газа, транспортировки продукции в условиях дрейфующих льдов, айсбергов, частых ураганных
ветров, сильных донных течений и т. д.

X. Создание специальных технических средств и технологических процессов, а также плавучих установок и физико-химических веществ, обеспечивающих охрану морской среды, а также воздушного бассейна при проведении геологопоисковых, геофизических и буровых работ, эксплуатации и ремонте скважин, сборе и транспортировке их продукции и обслуживании многогранного нефтепромыслового хозяйства разрабатываемых морских нефтегазовых месторождений.

XI. Решение комплекса задач по созданию технических средств и принятию специальных мер по охране труда персонала, что диктуется необходимостью безопасного проведения работ на ограниченной площади при повышенных шуме, вибрации, влажности и других вредных условиях, когда создание культурно-бытовых и caнитарных мер по охране здоровья морских нефтегазодобытчиков особенно важно.

XII. Специальная физическая и психологическая подготовка ра­бочего и инженерно-технического персонала к работе в морских условиях. Обучение морских нефтегазодобытчиков безопасным ме­тодам проведения работ при освоении подводных месторождений. При этом особое внимание должно уделяться подготовке водола­зов и акванавтов, так как от их профессиональной подготовки во многом зависит ускоренное и безопасное проведение работ по ос­воению больших морских глубин и бесперебойное обслуживание процессов морской нефтегазодобычи.

XIII. Создание гидрометеорологической службы и пунктов на­блюдения по прогнозированию и своевременному обеспечению тре­буемой для морских нефтяников краткосрочной и долгосрочной ин­формации об обстановке погоды для принятия мер безопасности.

XIV. Обеспечение команд пожарной безопасности и службы по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов спе­циальной техникой для проведения работ по локализации и ликви­дации фонтанов и пожаров в морских условиях.

Учет этих особенностей и соблюдение предъявляемых требова­ний к рациональной разработке нефтегазовых месторождений.

2. В практике строительства нефтяных и газовых скважин в море геологораз­ведочное бурение производят с плавучих буровых средств (ПБС):

Буровых судов;

Буровых барж;

Плавучих установок самоподъемного, полупогружного и погружного типов.

Один из основных факторов, влияющих на выбор типа буровых плавсредств (ПБС), - глубина моря на месте бурения.

ПБС прежде всего классифицируют по способу их установки над скважи­ной в процессе бурения, выделяя их в две основные группы (классы):

1. Опирающиеся при бурении на морское дно:

Плавучие буровые установки погружного типа (ПБУ - погружные буровые установки).

Плавучие буровые установки самоподъемного типа (СПБУ);

2. Производящие бурение в плавучем состоянии:

Полупогружные буровые установки (ППБУ);

Буровые суда (БС).

Погружные буровые установки (ПБУ) применяют в работе на мелководье. В результате заполнения водой нижних водоизмещающих корпусов либо ста­билизирующих колонн они устанавливаются на морское дно. Рабочая платфор­ма как в процессе бурения, так и при транспортировке находится над поверх­ностью воды.

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют пре­имущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых место­рождениях в акваториях с глубинами вод 30-120 м и более. СПБУ имеют большие корпуса, запас плавучести которых обеспечивает буксировку установ­ки к месту работы с необходимыми технологическим оборудованием, инстру­ментом и материалом. Опоры при буксировке подняты, а на точке бурения опо­ры опускаются на дно и залавливаются в грунт, а корпус поднимается по этим опорам на требуемую расчетную высоту над уровнем моря.

Полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС) в рабо­чем состоянии находятся на плаву и удерживаются с помощью якорных систем или системы динамической стабилизации.

ППБУ используют для геологоразведочных работ на глубинах акваторий с глубин 90-100 м до 200-300 м с якорной системой удержания над устьем бу­рящейся скважины и свыше 200-300 м с динамической системой стабилизаиии (позииирования).

Буровые суда (БС) благодаря их более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ в основном при­меняются для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных рай­онах при глубинах моря до 1500 м и более. Большие запасы (до 100 дней рабо­ты) обеспечивают бурение нескольких скважин, а большая скорость передви­жения (до 24 км/час) - быструю их перебазировку с законченной бурением скважины на новую точку. Недостатком БС, по сравнению с ППБУ, является их относительно большее ограничение в работе в зависимости от волнения моря. Так, вертикальная качка БС при бурении допускается до 3,6 м, а ППБУ - до 5 м. так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов до 30 м и более) по сравнению с БС, то вертикальная качка ППБУ со­ставляет 20-30% высоты волн. Таким образом, бурение скважин ППБУ практи­чески осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при буре­нии с БС. Недостаток ППБУ - малая скорость передвижения с законченной бу­рением скважины на новую точку.

Эффективность бурения скважин на море зависит от множества естественных, технических и технологических факторов, в том числе от типа используемого морского бурового основания (рис. 1.2). На выбор рационального типа, конструкции и параметров морского бурового основания так же влияет множество факторов: назначение, глубина по воде и породам, конструкция, начальный и конечный диаметры скважины, гидрологическая и метеорологическая характеристики работ, свойства пород, способ бурения, мощностные и массовые характеристики располагаемых на основании буровых механизмов, оборудования и инструмента.

Основные гидрологические и метеорологические характеристики шельфа, влияющие на выбор рационального типа бурового основания, следующие: глубина моря в районе бурения, степень его волнения, сила ветра, ледовый режим и видимость.

Максимальная глубина шельфа большинства морских акваторий составляет 100-200 м, но на некоторых акваториях она достигает 300 м и более. До настоящего времени основным объектом геологического исследования шельфов являются участки в прибрежных районах с глубиной акваторий до50 м и редко 100 м. Это объясняется меньшей стоимостью разведки и разработки месторождений на меньших глубинах и достаточно большой площадью шельфа с глубинами до 50 м. Подтверждением мелководности больших площадей шельфов являются соответствующие данные по морям, омывающим берега России : глубина Азовского моря не превышает 15 м; средняя глубина северной части Каспийского моря (площадь 34360 квадратные мили) составляет 6 м, наибольшая – 22 м; преобладающие глубины Чукотского моря 40 – 50 м, 9% площади с глубинами 25 – 100 м; 45% площади моря Лаптевых с глубинами 10 -50 м, 64% - с глубинами до 100 м; в западной и центральной частях Восточно-Сибирского моря преобладают глубины 10–20 м, в восточной 30 - 40 м, средняя глубина моря 54 м; преобладающие глубины Карского моря 30 – 100 м, глубины прибрежной отмели до 50 м; преобладающие глубины Балтийского моря 40 – 100 м, в заливах – менее40 м; средняя глубина Белого моря 67 м, в заливах- до 50 м; преобладающие глубины Баренцева моря 100-300 м, в Юго-Восточной части 50-100 м; глубины Печорской губы (длина около 100 км, ширина 40-120 км) не превышают 6 м.

Основная зона шельфа, разведываемая геологами, состав­ляет полосу шириной от сотен метров до 25 км.

Рис. 1.2. Факторы, влияющие на эффектность бурения скважин на море

Удаленность точек заложения скважин от берега при бурении с ледового припая зависит от ширины припайной полосы и для аркти­ческих морей достигает 5 км.

Балтийское, Баренцево, Охотское моря и Татарский про­лив не имеют условий для быстрого укрытия плавсредств в случае шторма из-за отсутствия закрытых и полузакрытых бухт. Здесь для бурения эффективнее применять автономные ПБУ, так как при использовании неавтономных установок трудно обеспечить безопасность персонала и сохранность установки в штормовых условиях. Большую опасность пред­ставляет работа у крутых обрывистых и каменистых бере­гов, не имеющих достаточно широкой зоны пляжа. В таких местах при срыве неавтономной ПБУ с якорей ее гибель практически неизбежна.

В районах шельфа арктических морей почти нет обустро­енных причалов, баз и портов, поэтому вопросам жизнеобе­спечения буровых установок и обслуживающих их кораблей (ремонт, заправка, укрытие на время шторма) здесь необхо­димо придавать особое значение. Во всех отношениях луч­шие условия имеются в Японском и внутренних морях Рос­сии. При бурении в удаленных от возможных мест укрытий районах должна быть хорошо налажена служба оповещения прогноза погоды, а применяемые для бурения плавсредства должны обладать достаточной автономностью, остойчивостью и мореходностью.

Горно-геологические условия характеризуются в основном мощностью и физико-механическими свойствами горных пород, пересекаемых скважиной. Отложения шельфа обычно представлены рыхлыми породами с включением валунов. Ос­новными составляющими донных отложений являются илы, пески, глины и галька. В различных соотношениях могут об­разовываться отложения песчано-галечные, суглинки, супеси, песчано-илистые и т.д. Для шельфа дальневосточных морей породы донных отложений представлены следующими вида­ми, %: илы - 8, пески - 40, глины - 18, галька - 16, про­чие - 18. Валуны встречаются в пределах 4 -6 % в разрезе пробуренных скважин и 10-12 % скважин от общего их ко­личества.

Мощность рыхлых отложений редко превышает 50 м и изменяется от 2 до 100 м. Мощность прослоек тех или иных пород колеблется от нескольких сантиметров до десятков метров, а интервалы их проявления по глубине не подчиня­ются никакой закономерности, за исключением илов, кото­рые находятся в большинстве случаев на поверхности дна, достигая в "спокойных" закрытых бухтах 45 м.

Породы донных отложений, за исключением глин, несвяз­ные и легко разрушаются при бурении (II -IV категорий по буримости). Стенки скважин крайне неустойчивы и без крепления после их обнажения обрушиваются. Нередко из-за значительной обводненности пород образуются плывуны. Подъем керна с таких горизонтов затруднен, а их бурение возможно преимущественно с опережением забоя скважины обсадными трубами.

Под рыхлыми отложениями залегает кора выветривания коренных пород с включением остроугольных кусков грани­тов, диоритов, базальтов и других скальных пород (до XII категории по буримости).

Рациональным является такой способ бурения скважины, который обеспечивает достаточно качественное выполнение поставленной задачи при минимальных трудовых и матери­альных затратах. Выбор такого способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, определяемой многими факторами, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований, назначения и условий бу­рения может иметь решающее значение.

Б.М. Ребрик рекомендует рассматривать эффективность способа бурения как комплексное понятие и объединять факторы в группы, отражающие существенную сторону про­цесса бурения скважины или характеризующие предназна­ченные для этой цели технические средства. В частности, он предлагает эффективность способа бурения инженерно-геологических скважин определять по трем группам факто­ров: инженерно-геологическим, техническим и экономичес­ким.

Принципиально указанная группировка приемлема и для бурения скважин других назначений. При выборе рациональ­ного способа бурения оценивать его следует прежде всего и главным образом по фактору, отражающему целевое назна­чение скважины. При выявлении двух и более способов бу­рения, обеспечивающих пусть даже различное, но достаточ­ное качество выполнения поставленной задачи, следует про­должить их оценку по другим факторам. Если сравниваемые способы не обеспечивают качественного решения геологиче­ской или технической задачи, ради которой осуществляется бурение, то оценивать их, например, по производительности и экономической эффективности не имеет практического смысла.

Факторы, влияющие на процесс и эффективность бурения на море, специфические. Они ограничивают или вовсе исключают возможность применения некоторых спо­собов и технических средств, признанных эффективными для бурения скважин того же назначения на суше. Исходя из этого эффективность способов бурения разведочных сква­жин на море предложено оценивать по четырем показателям: геологической информативности, эксплуатационно-техноло­гическим возможностям, технической эффективности, эко­номической эффективности.

Геологическая информативность определяется конкретны­ми задачами бурения разведочных скважин. При разведке месторождений полезных ископаемых геологическую ин­формативность способов бурения оценивают по качеству от­бираемого керна. Керн должен обеспечивать получение гео­логического разреза и фактических параметров месторожде­ния: литологического и гранулометрического состава разбу­риваемых отложений, их обводненности, границ продуктив­ного пласта, крупности находящегося в нем металла (при разведке россыпей), содержания полезного компонента, со­держания тонкодисперсного материала и глинистых прима­зок (при разведке стройматериалов) и т.п. Для точного опре­деления этих параметров необходимо предотвратить обога­щение или обеднение отбираемых проб керна по каждому интервалу опробования.

Эксплуатационно-технологические воз­можности способа бурения определяются качеством выпол­нения поставленной задачи, его технической и экономичес­кой эффективностью.

Критериями оценки технической эффективности являют­ся: мгновенная, средняя, рейсовая, техническая, парковая, цикловая скорости бурения; производительность за смену, сезон; время выполнения отдельных операций, проходки всей скважины или отдельного ее интервала; износ обору­дования, обсадных труб и инструмента; универсальность; металлоемкость; энергоемкость; мощность; транспортабель­ность бурового оборудования и др.

Все виды скоростей и производительность бурения опре­деляются затратами времени на выполнение того или иного процесса или операции. При выборе способа бурения для условий моря фактор времени является одним из важнейших критериев. Используя высокоскоростные способы и техно­логии бурения, многие из разведочных скважин можно на­чать и закончить бурить в периоды хорошей погоды и в те­чение светлого времени дня. Это позволит избежать аварий­ных ситуаций, возникающих в случае консервации недобу-ренной скважины из-за наступления ночи, шторма и т.п.

Критерии экономической

Шельф представляет собой месторождение у берегов морей и океанов, которые часто затрагивают и часть прибережной территории. Границы места добычи называют бровкой, которая представляет собой выраженный уступ перепада глубин. Сама глубина залежей нефти может достигать от 100 до 1500 м, в зависимости от нахождения пород. Тяжелей всего добывать нефть на шельфах возле Новой Зеландии или в водах Охотского моря.

Перед тем, как выбрать технологию добычи, исследователи определяет глубину расположения пластов нефти и геофизические особенности участка. Если месторождение находится на мелководье, то сооружаются небольшие укрепленные островки, на которые устанавливается все оборудование. Именно с него и проводят бурение. Такая технология была разработана более 50 лет назад, когда начали исследовать Каспийский регион (в частности, шельф возле Баку). Но здесь требуется особая аккуратность, так как в холодных водах остров может повредиться льдами. Для примера, в 1953 году большая часть скважин была уничтожена большой плавучей льдиной. Если есть подобная угроза, то устанавливают большие дамбы и выкачку нефти проводят в котловане.

Если месторождения находится достаточно близко к берегу, то бурение скважины проводится именно с него, под определенным наклоном. Иногда даже делают горизонтальную скважину, которой легко управлять с помощью современных технологий. Точность в этих приборах настолько высокая, что можно точно попасть прямо в пласты нефти с расстояния управления в несколько километров. Компания Эксон Мобил до сих пор продолжает совершенствовать эту технологию, и, на сегодняшний день, считается лидером в этом направлении.

Сложность добычи и мощность оборудования зависит от глубины месторождения:

• 40 метров – используются стационарные платформы;
• 80 метров – буровые установки плавучего типа;
• 150-200 метров – платформы полупогруженного типа, которые динамически стабилизируется для избежания сдвига с места добычи;
• более 200 метров – буровые суды, которые используются для добычи нефти со скважин-рекордсменов. Такой способ наиболее распространен в Мексиканском заливе, где глубина одной скважины может достигать 3 км.

Развитие добычи нефти в шельфах – необходимое мероприятие, так как 75 % мировых запасов нефти находятся именно в них. Еще неисследованным остается арктический шельф, где базируется более 25 % от общих запасов нефти, но технологии для ее добычи пока только разрабатываются.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 6 минут

А А

Особенности морской добычи нефти и газа

Морская и газа, так же как извлечение других трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья (к примеру, разработка ), по прогнозам многих специалистов с течением времени станет преобладать, а затем и вовсе вытеснит добычу этих энергоресурсов на месторождениях традиционного вида, поскольку такие залежи уже сейчас серьезно истощены, а в не таком уж и далеком будущем будут совсем исчерпаны.

Нефть в море добывается главным образом с использованием весьма дорогостоящих и трудозатратных технологий, применяя при этом очень сложные технические сооружения, которые называются нефтяными платформами. О том, как добывают «черное золото» с морского и океанского дна, и пойдет речь в этой статье.

Постепенное истощение запасов углеводородов на традиционных месторождениях, расположенных на суше, с одной стороны, и наличие на морских и океанских шельфах огромных запасов этих энергоресурсов, с другой, привели к тому, что ведущие нефтедобывающие компании усилили работу по освоению морских промыслов. Первым и главным толчком к развитию этого сегмента нефтедобычи послужило введенное странами ОПЕК в период арабо-израильского конфликта нефтяное эмбарго, в 70-е годы прошлого столетия.

Подавляющее большинство специалистов сходятся во мнении, что предполагаемые запасы углеводородного сырья, расположенные в осадочных породах морского и океанского дна, составляют 70 процентов от всех имеющихся на планете запасов этих полезных ископаемых, что в количественном выражении составляется несколько сотен миллиардов тонн. Из всего этого количества около 60-ти процентов залежей расположены на шельфовых участках.

На данный момент из четырёхсот разведанных мировых нефтегазоносных бассейнов 50 процентов расположены не только на суше, но также захватывают шельфы близлежащих морей и океанов. В настоящее время активные разработки в мировом океане обхватывают примерно 350-т морских нефтяных месторождений, разбросанных по всему земному шару. Все эти месторождения относятся к шельфовым, а большая часть добычи ведется на глубинах, не превышающих 200 метров.

Современное развитие добывающих технологий делает разработку морских нефтяных и газовых залежей весьма затратным и технически сложным делом. Кроме того, такая добыча сопряжена с высокими рисками, связанными с внешними неблагоприятными факторами.

Эффективной и спокойной работе морских нефтяных платформ часто мешают высокая сейсмичность, наличие в северных широтах айсбергов и дрейфующих ледовых полей, сильные подводные течения, большие глубины, а также разного рода природные катаклизмы – смерчи, ураганы, подводные землетрясения и цунами.

Помимо перечисленных неблагоприятных факторов, бурному росту объемов морской нефтедобычи препятствует большая капиталоемкость обустройства таких промыслов (дороговизна оборудования, сложность и высокая стоимость платформ и так далее). Кроме того, суммы эксплуатационных расходов постоянно растут по мере увеличения глубины добычи, при которой повышается твёрдость и толщина пробуриваемых пород.

Также на эти затраты влияет удалённость промысла от берега и сложные донные рельефы на участках от берега до места добычи, по которым прокладываются трубопроводы. Много денег вкладывается в обеспечение безопасности работы платформы и предотвращение утечек в воды океана добываемого сырья.

• стоимость только самой буровой платформы, рассчитанной для эксплуатации на глубине до 45-ти метров, начинается от двух миллионов долларов США;
• оборудование, которое может работать на глубинах до 320-ти метров, обойдется добывающей компании уже в 30 миллионов долларов;
• средняя стоимость обустройства эксплуатационного основания для глубоководной нефтедобычи в акватории Мексиканского залива составляет 113 миллионов долларов США.

Далее идут эксплуатационные расходы. Так, эксплуатация нефтяной передвижной платформы на глубине пятнадцати метров стоит шестнадцать тысяч долларов США в сутки. При повышении глубины до сорока метров эта сумма вырастает до 21-ой тысячи. Если используется платформа самоходного типа, то её эксплуатация на глубине от 30-ти до 180-ти метров обходится в 1,5 – 7 миллионов долларов (в зависимости от глубины).

Такие высокие первоначальные и эксплуатационные расходы на разработку морских месторождений оправданы только в тех случаях, когда запасы таких месторождений отличаются большими, а лучше громадными объемами.

Также необходимо учитывать тот факт, что затратность нефтедобычи напрямую зависит от географического расположения таких месторождений.

К примеру, средняя стоимость работ, связанных с разведкой месторождения в акватории Персидского залива, составляет около 4-х миллионов долларов, на шельфе Индонезии эта сумма составляет 5 миллионов, а в акватории Северного моря эти затраты возрастают до 11-ти миллионов долларов США.

Кроме того, лицензии на разработку морских месторождений тоже стоят совсем недешево – почти в два раза дороже, чем лицензия на разработку сухопутного промысла.

Нефтяные платформы. Разновидности и особенности устройства

Основная добыча нефти из месторождений, расположенных в Мировом океане, производится при помощи специальных технологических сооружений, называемых нефтяными платформами.

Это сложные и дорогостоящие инженерные комплексы, которые позволяют проводить как само бурение, так и непосредственную добычу углеводородов из горных пород морского дна.

Первой нефтяной платформой, которая была использована в прибрежных морских водах, была платформа, запущенная в 1938-ом году вблизи побережья штата Луизиана (Соединенные Штаты Америки).

Первая в мире именно морская добывающая платформа называлась «Нефтяные Камни». Её ввели в эксплуатацию в 1949-ом году на азербайджанском шельфе Каспийского моря.

Нефтедобывающие морские платформы бывают следующих типов:

• стационарного;
• свободно закреплённого;
• полупогружного (подтипы разведочный, буровой и добывающий);
• самоподъёмного бурового;
• тип с растянутыми опорами;
• тип плавучие нефтехранилища.

Стоит сказать, что различные типы таких платформ могут как относиться к какому-либо конкретному виду, так и быть комбинированными.

Выбор конкретного типа морской платформы производится с учетом конкретных задач, выполнение которых она должна обеспечивать, а также с учетом особенностей конкретного месторождения. Поэтому говорить о существовании каких-либо типовых платформ, производство которых можно было бы поставить на поток, не приходится.

Конструкция самой нефтяной платформы представляет собой четыре основных элемента:

Корпус представляет собой треугольный или четырёхугольный понтон, который опирается на шесть колонн. На плаву вся конструкция держится за счёт того, что сам понтон наполнен воздухом.

Палуба предназначена для размещения бурильных труб, подъёмных кранов и механизмов, а также вертолётной площадки.

Буровая вышка, как понятно из названия, предназначена для опускания бурового инструмента на морское дно и его обратный подъем в случае возникновения такой необходимости.

Якорная система удерживает весь технологический комплекс на месте. Она состоит из девяти лебёдок, расположенных на бортах платформы, системы стальных тросов и крепящихся к ним якорей. Вес одного якоря может достигать 13-ти тонн.

Типы нефтедобывающих морских платформ

Стабилизацию современных нефтяные платформ в заданном месте в настоящее время обеспечивают не только сваи и якоря, но и применение передовых технологий позиционирования. Платформа может оставаться заякоренной в одной и той же точке в течение нескольких лет, и все это время она должна выдерживать переменчивые морские погодные условия.

Работу бура, выполняющего разрушение донных пород, контролируют специальные подводные роботы. Бур собирается из отдельных стальных трубных секций, длина каждой из которых – 28-мь метров. Современные буры обладают широким спектром своих возможностей. Например, бур, используемый на платформе EVA-4000, может состоять из трёхсот трубных секций, что позволяет проводить бурение на глубину до 9,5 километров.

Строительство буровой платформы заключается в доставке на место предполагаемой добычи и последующего затопления основания плавучей конструкции. На этот своеобразном «фундаменте» затем надстраивают остальные необходимые компоненты.

Изначально такие платформы изготавливались при помощи сварки решетчатых башен, имеющих форму усеченной пирамиды, из металлических труб и профилей, которые затем намертво прибивали сваями к морскому или океанскому дну. На таких конструкциях впоследствии устанавливалось необходимое буровое или эксплуатационное оборудование.

Когда появилась необходимость разработки месторождений, расположенных в северных широтах, потребовались ледостойкие платформы. Это привело к тому, что инженерами были разработаны проекты сооружения кессонных оснований, фактически представляющих собой искусственные острова. Сам такой кессон заполняют балластом, в качестве которого, как правило, выступает песок. Ко дну моря такое основание прижимается под действием своего собственного веса, на который действуют силы гравитации.

Однако, со временем размеры морских плавучих сооружений стали увеличиваться, что вызывало необходимость пересмотреть особенности их конструкций. В связи с этим, разработчиками американской компании Kerr-McGee был создан проект плавучего объекта, имеющего форму навигационной вехи. Сама конструкция является цилиндром, нижняя часть которого заполнена балластом.

Днище этого цилиндра ко дню крепится с помощью специальных донных анкеров. Такое техническое решение дало возможность строительства достаточно надёжных платформ воистину гигантских размеров, которые используются для добычи нефтяного и газового сырья на сверхбольшой глубине.

Справедливости ради стоит сказать, что каких-либо принципиальных отличий между процессом извлечения углеводородного сырья и его последующей отгрузки между добывающими скважинами морского и сухопутного типа нет.

Например, основные элементы стационарной морской платформы совпадают с основными элементами сухопутного промысла.

Главная особенность морской буровой – это, в первую очередь, автономность её работы.

Чтобы достичь такой автономности, морские буровые установки оборудуют очень мощными электрическими генераторами, а также опреснителями морской воды. Запасы на удаленных от берега платформах возобновляются с помощью обслуживающих судов.

Также применение морского транспорта необходимо для доставки всей конструкции к месту добычи, в случае проведения спасательных и противопожарных мероприятий. Транспортировка добытого с морского дна сырья осуществляется посредством донных трубопроводов, а также с помощью танкерного флота или через плавающие нефтехранилища.

Современные технологии в случае, если место добычи расположено неподалеку от побережья, предусматривают бурение наклонно-направленных скважин.

В случае необходимости этот технологический процесс предусматривает применение передовых разработок, позволяющих дистанционно управлять буровыми процессами, чем обеспечивается высокая точность проводимых работ. Такие системы предоставляют оператору возможность отдавать буровому оборудованию команды даже с расстояния нескольких километров.

Глубины добычи на морском шельфе, как правило, находятся в пределах двухсот метров, в отдельных случаях достигая значения в полкилометра. Применение той или иной буровой технологии напрямую зависит от глубины залегания продуктивного слоя и удалённости места добычи от берега.

На участках мелководья, как правило, возводят укреплённые основания, представляющие собой искусственные острова, на которых впоследствии монтируется бурильное оборудование. В некоторых случаях на мелководье применяется технология, предусматривающая ограждение участка добычи системой дамб, что дает возможность получить огороженный котлован, из которого затем можно откачать воду.

В случаях, когда от места разработки до берега – сотня или более километров, без использования плавучей нефтяной платформы уже никак не обойтись. Самыми простыми по своей конструкции являются платформы стационарного типа, однако их можно применять только при глубине добычи несколько десятков метров, поскольку на таком мелководье есть возможность закрепить стационарную конструкцию при помощи свай или бетонных блоков.

Начиная с глубин около 80-ти метров, начинается использование плавучих платформ, оборудованных опорами. На участках с большими глубинами (до 200 метров) закрепить платформу уже становится проблематично, поэтому в таких случаях используются буровые установки полупогружного типа.

На месте такие платформы удерживаются с помощью якорных систем и систем позиционирования, которые представляют собой целый комплекс подводных двигателей и якорей. Бурение на сверхбольших глубинах осуществляется с помощью специализированных буровых судов.

При обустройстве морских скважин применяется как одиночный, так и кустовой методы. В последние годы стали практиковать применение так называемых передвижных буровых оснований. Сам процесс морского бурения выполняется при помощи райзеров, которые представляют собой опускаемые до самого дна трубные колонны больших диаметров.

После того, как процесс бурения заканчивается, на дно ставится многотонный превентор, который представляет собой противовыбросную систему, а также устьевая арматура. Все это дает возможность предотвратить утечки добываемого сырья из пробуренной скважины в открытые воды. Кроме того, обязательно устанавливается и запускается контрольно-измерительное оборудование, следящее за текущим состоянием скважины. Сам подъем нефти на поверхность производится при помощи системы гибких шлангов.

Как становится понятно, сложность и высокий уровень технологичности процессов по освоению морских месторождений – очевидны (даже без углубления в технические детали таких процессов). В связи с этим возникает вопрос: «Является ли такая сложная и затратная нефтедобыча целесообразной?» Однозначно – да. Здесь основными факторами, говорящими в её пользу, являются постоянно растущий спрос на нефтепродукты при постепенном истощении сухопутных месторождений. Все это перевешивает затратность и сложность такой добычи полезных ископаемых, поскольку сырье востребовано и окупает затраты на свою добычу.

В настоящее время Россия и некоторые азиатские страны в ближайшем будущем планируют нарастить мощности в морской добыче углеводородов. И обусловлено это чисто практической стороной вопроса, поскольку многие российские месторождения имеют высокую степень выработанности, и пока они приносят доход, необходимо обустройство альтернативных месторождений с большими запасами сырья, чтобы впоследствии безболезненно перейти на морскую добычу.

Несмотря на существующие технологические проблемы, высокие трудозатраты и большие капитальные вложения, извлеченная с морского и океанского дна нефть уже сейчас является конкурентоспособным товаром и прочно занимает свою нишу на мировом рынке углеводородного сырья.

Самой большой нефтяной платформой в мире считается размещенная в Северном море норвежская платформа под названием «Тролл-А». Её высота составляет 472 метра, а общая масса – 656 тысяч тонн.

В Соединенных Штатах датой начала американской морской нефтедобычи считают 1896-ой год, а её основателем – калифорнийского нефтяника по фамилии Уильямс, который уже в те годы бурил скважины, используя построенную им собственноручно насыпь.

В 1949-ом году на расстоянии 42 километра от Апшеронского полуострова, на металлических эстакадах, которые были возведены для нефтедобычи со дна Каспийского моря, построили целый поселок, который был назван «Нефтяные Камни». В этом поселке обслуживающие работу промысла люди жили по нескольку недель. Эта эстакада (Нефтяные Камни) даже появилась в одном из фильмов «Бондианы», который назывался «И целого мира мало».

С появлением плавучих буровых платформ появилась необходимость обслуживания их подводного оборудования. В связи с этим стало активно развиваться глубоководное водолазное оборудование.

Для быстрой герметизации нефтяной скважины в случае возникновения аварийных ситуаций (к примеру, если шторм бушует такой силы, что буровое судно на месте удержать не удается), используется превентер, который представляет собой своеобразную пробку. Длина такой «пробочки» может доходить до 18-ти метров, а весить такой превентер может до 150-ти тонн.

Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи стал мировой нефтяной кризис 70-х годов прошлого столетия, спровоцированный эмбарго, наложенным странами ОПЕК на поставку черного золота западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья. Кроме этого, освоение шельфа стало вестись более активно с появлением новых технологий, которые уже в то время позволяли производить морское бурение на больших глубинах.

Самая большая в мире морская буровая платформа Troll

Начало разработке шельфа Северного моря было положено в момент открытия у голландского побережья газового месторождения под названием Гронинген (1959-ый год). Интересно, что название этого месторождения привело к появлению нового экономического термина – эффект Гронингена (по-другому – «голландская болезнь»). Суть этого термина с экономической точки зрения – значительное удорожание национальной валюты, которое произошло из-за резкого увеличения объемов экспортных поставок газа, что крайне негативно отразилось на прочих отраслях экономики, связанной с экспортно-импортными операциями.

Реализация глубоководных проектов по добыче нефти и газа — жизненно важная задача, решение которой поможет удовлетворить растущий спрос на энергоносители в мире.

Более 27 млн. баррелей нефти в сутки добывалось на мировом шельфе в 2015 году, а доля морских месторождений составляла 29% от суммарной мировой добычи нефти.

В прогнозах экспертов отмечается, что положительная динамика продолжится, и доля морских месторождений в объеме мировой добычи нефти продолжит расти. Эксплуатация морских месторождений ведется в 50 странах по всему миру, но почти половина всей добычи сконцентрирована в 5-ти странах-лидерах: Саудовская Аравия, Бразилия, Мексика, Норвегия и США.

1. Саудовская Аравия

Мировой лидер по добыче нефти шельфовых месторождений располагает несколькими крупными нефтяными месторождениями, в том числе месторождение Safaniya (Сафания — Хафджи) с запасами нефти около 10,35 млрд. тонн и ежедневной добычей в районе 1,1 — 1,5 млн. барралей в сутки. Больше, чем на месторождении Safaniya не добывают ни на одном шельфовом месторождении в мире.

Государственная компания Saudi Aramco вкладывает колоссальные средства в поддержку программы разведки и разработки новейших технологий добычи, внедрение которых стало плодом сотрудничества новейшего Центра Исследований и Разработки (R&DC) и лучших академических институтов нефти и газа по всему миру.

Очередным персидским нефтяным гигантом стало месторождение Manifa (видео-презентация проекта на сайте компании ), которое заняло почетное 5-е место крупнейших нефтяных месторождений по версии Bloomberg. Разработка месторождения ведется сетью из 27-ми искусственных насыпных островов и при поддержке технологии GiGaPOWERS (мультфильм про технологию и историю Saudi Aramco ).

Видео-презентация проекта Manifa (Saudi Aramco)

Прикладываем статью журнала Offhore-technology.com: Saudi Arabia’s offshore mega projects (English) для более подробного освещения вопроса.

2. Бразилия

Добыча нефти на шельфе Бразилии в короткий промежуток между 2005 и 2015 годами показала 58% рост и на конец 2015 года занимала второе место по ежедневной добыче среди всех стран мира. Такой рост в значительной мере обусловлен введением в разработку морских месторождений в «подсолевой» зон е , ввод которых продолжит положительно влиять на глубоководную добычу нефти в стране.

Видео про «подсолевые зоны» в Бразилии (Brazil’s pre-salt oil reserves)

С огласно данным фирмы GlobalData , Бразилия намерена стать лидером по добыче нефти шельфовых месторождений в ближайшее время, количество проектов только что введенных в разработку поражает: более 40 проектов будут введены в эксплуатацию к 2025 году (так во всем мире планируется ввести 236). Petroleo Brasileiro S.A (Petrobras — ) также лидирует по количеству запланированных проектов — всего 35 (34 — нефтяные, 1 — газовый), для сравнения у преследователей Petroleos Mexicanos и Chevron Corporation 9 и 8 проектов соответственно.

Бразильские запасы «подсолевой» зоны — лакомый кусок для мировых нефтегазовых гигантов. Правительство пыталось жестко регулировать их разработку со стороны иностранных корпораций Так до 2016 года не допускалась разработка месторождений «подсолевой» зоны на шельфе без 30% участия государственной компании Petrobras, но череда политических и коррупционных скандалов в совокупности с экономическим кризисом как в стране, так и в Petrobras в частности, привело к отмене закона, сделав Бразилию центром внимания корпоративных новостей по всему миру (статья РИА НОВОСТИ «Бразилия открывает месторождения нефти для иностранных компаний») .

В частности, нефтегазовый гигант Royal Dutch Shell в рамках новой стратегии развития намерен сосредоточить свои усилия на секторах сжиженного природного газа и глубоководной нефтедобычи. Уже сейчас добыча на глубоководных горизонтах Бразилии составляет 13% от общего производства корпорации в 1,8 млн. баррелей в сутки. А Shell стала вторым по величине производителем углеводородов в стране после Petrobras (7,6 % от всего производства Бразилии).

Все проекты бразильского шельфа в инфографике Halliburton .

3. Мексика

Несмотря на значительное снижение добычи с шельфовых активов (на 31% в период с 2005 по 2015), Мексика удерживает третью позицию в рейтинге с 2 миллионами баррелей в день, что составляет 7% от мирового производства.

Нефтегазовая индустрия в Мексике неоднократно национализировалась, но в 2013 году в результате ряда реформ гегемония государственной монополии PEMEX закончилась, и компания получила ряд свобод как в административном, так и в экономическом плане. Так, впервые за долгое время, в торгах по 10 мексиканским лицензионным участкам приняли участие иностранные компании: Shell, Chevron, ExxonMobil, BP, Total SA, Repsol, Statoil, Eni, российский ЛУКОЙЛ и, конечно, сам Pemex.

Особенность этих аукционов в том, что корпорации объединяются в консорциумы и вместе претендуют на лицензионные участки. ЛУКОЙЛ в свою очередь скооперировался с ENI и, к нашему сожалению, проиграл. Результаты аукциона читайте в статье журнала ТЕХНОБЛОГ .

Реформы Мексиканской нефтегазовой отрасли

4. Норвегия

Норвежский континентальный шельф включает в себя акватории Северного, Норвежского и Баренцева морей. Основная нефтегазовая деятельность сконцентрирована именно на шельфе Северного моря, в данный момент там разрабатываются 60 месторождений нефти и газа. Для сравнения в Норвежском море 16 действующих проектов, а в Баренцевом море только один (Shohvit). Полная карта месторождений Норвежского шельфа:

В период с 2005 по 2010 год шли разговоры, что время норвежской нефти уходит (тот период ознаменовался падением добычи в 28%), но в 2010 за счет применения новейших технологий и введения в строй новых проектов добыча нефти с шельфовых проектов стабилизировалась и составляла 7% от мировой добычи (небольшие приросты добычи сменяются небольшими падениями).

Добыча газа, конденсата, СПГ и нефти в Норвегии

Для сдерживания темпов падения добычи были вложены колоссальные инвестиции, как в разработку и поиск новых месторождений, так и в разработку действующих, с целью увеличить добычу нефти и продлить срок жизни месторождения. Стоит заметить, что инвестиции даже во второстепенный проект на шельфе могут быть сравнимы с крупнейшими проектами на большой земле, огромные средства вкладываются в разведку, разработку месторождения, транспортную инфраструктуру и различные вспомогательные объекты инфраструктуры на суше.

Инвестиции в шельфовые проекты в Норвегии по годам

1. Необходимость освоения шельфа

Согласно данным Всемирного Энергетического Совета (ВЭС) к 2020 г. мировое потребление энергоресурсов должно увеличиться в два раза (с 12,5 до 24,7 млрд. т. ул.), прн этом на долю нефти приходится - 24,0%, газа -21% от общего объема ресурсов, прогнозируемых к 2020 г.

Вместе с тем, разведанными запасами, мир обеспечен на период около 50 лет, при этом развитые страны - до 10 лет ( по газу до 65 лет). Для поддержания энергетики мира на необходимом уровне очевидна необходимость открытия новых крупных нефтегазоносных провинций.

К настоящему времени суша относительно изучена и вероятность открытия крупных месторождений ограничена. Поэтому основные перспективы открытия новых крупных месторождений связывают с шельфом. Эти месторождения осваиваются недавно, но дают уже около 30% мировой добычи. Геологами установлено, что месторождения шельфа благодаря хорошим коллекторским свойствам дают хорошие дебиты. Супергигантские скопления углеводородов - это газонефтяное м/р Прадхо-Бей (Аляска), газоконденсатное Штокманояское (Баренцево море), гигантские газоконденсатные м/р Ленинградское и Русаковское (Карское море).

Добычу нефти и газа в акваториях ведут 35 стран, примерно на 700 месторождениях, в т.ч.:

• 160 - в Северном море;
• 150 - на шельфе Западной Африки;
• 115 - в Юго-Восточной Азии.

Объемы добываемой нефти - около 1200 м.тн.т. (37% мировой добычи), газа - 660 млрд.м 3 (28%).

Согласно данным Всемирного Энергетического Совета (ВЭС) к 2020 г. мировое потребление энергоресурсов должно увеличиться в два раза (с 12,5 до 24,7).

Истощение мелководных месторождений приведет к открытию новых на больших глубинах. В настоящее время действует 173 проекта разработки месторождений на глубине (моря) свыше 300 м. Проектами определено, что глубоководная добыча нефти и газа в мире уже в ближайшие годы потребует бурения 1400 скважин, более 1000 комплектов подводной устьевой арматуры, свыше 100 стационарных и плавучих платформ. Морское бурение развито в Мексиканском заливе, у берегов Западной Африки, в Бразилии, в Норвегии.

Морское бурение в разных странах мира осуществляют компании:

• Норвегия - работают Statoil, Norsk Hydro и др.
• Великобритания - British Petroleum, Chevron, Conoco, Fillips, Shell, Statoil и др.
• Нигерия - Chevron, Mobil, Shell, Statoil и др.
• Малайзия - Exxon, Shell и др.

2. Российский шельф: общая характеристика.

На шельфе морей России сосредоточено 45% ресурсов УВ всего шельфа Мирового океана.

Все моря РФ, кроме Белого, перспективны на нефть и газ. Общая площадь шельфовой зоны России равна 6 млн.км 2 , из них около 4 млн.км 2 перспективны на нефть и газ.

Более 85% общих ресурсов нефти и газа приходится на арктические моря, 12% - на дальневосточные и менее 3% - на Каспийское море.

Более 60% находятся на глубинах моря менее 100 м, что весьма важно по технической доступности.

Начальные извлекаемые ресурсы шельфа составляют 100 млрд. т.у.т,. в т.ч. 16 млрд. т. нефти, 84 трлн.м 3 газа. В пределах многих районов шельфа прослеживается продолжение нефтяных областей с прибрежной суши (в море). Мировой опыт свидетельствует, что в этом случае нефтегазоносность шельфа значительно выше, чем на суще.

За рубежом 30% у.т. добывается на континентальном шельфе- Это составляет 700 млн.т. нефти и около 300 млрд.м 3 газа. Для сравнения - в России в 1997 году из месторождений на суше добыто нефти 350 шт. т., и около 700 млрд.м 3 газа. На континентальной шельфе к этому времени не было добыто ни одной тонны нефти, ни одного м 3 газа.

Причины отставания России по освоению морского шельфа связаны с тем, что до 1970-х годов все работы на шельфе был" сосредоточены на Каспийском море (Азербайджан), где добывали 10-11 млн. т. морской нефти и Россия добывала рекордное количество УВ на суше, поэтому государство не испытывало особой нужды в развороте широкомасштабных работ на шельфе.

Но с 1970-х годов с падением добычи нефти стране требовались "нефтяные" деньги. Тогда и было принято решение об активизации работ на шельфе Охотского моря, с привлечением иностранных инвестиций, чем было положено начало поисково-разведочным работам на Российском шельфе.

Баренцево море. Общие потенциальные запасы - 31,2 млрд. т. условного топлива. Наиболее крупные структуры: Штокмановское газоконденсатное и Приразломное нефтяное месторождения, а также группа месторождений Печорской губы (Варандей-море, Медынское море, Северо-Долгинское, Южно-Долганское, Западно-Матвеевское, Русское). В работах по освоению этих месторождений принимают участие компании: "Газпром", "Росшельф", "Артикморнефтегазразведка", Wintershall, Conoco, Norsk Hydro, TotalFinaElf, Fortum.

Карское море. Общие потенциальные запасы - 22,8 млрд. т.у.т. Наиболее крупные структуры - месторождения Обско-Тазовской губы (Ленинградское, Русановское, Ледовое). Начато разведочное бурение. Предположительная дата начала эксплуатации - 2007 г. В работах задействованы компании "Газпром", "Росшельф", "Артикморнефтегазразведка".

Море Лаптевых. Общие запасы 3,2-8,7 млрд. т.у.т. Шельф изучен очень мало, ведется сейсморазведка.

Восточно-Сибирское и Чукотское море. Общие прогнозные ресурсы -18 млрд. т.у.т. Выявлены три крупнейших нефтяных бассейна: Новосибирский, Северо-Чукотский и Южно-Чукотский. К менее крупным бассейнам относятся: Благовещенский, Чаунсянй: шельф изучен мало.

Баренцево море. Общие ресурсы - 1075 млн. т.у.т. Выделяются три нефтегазовых бассейна: Анадырский, Хатырскнй и Наваринский. Раэведовательные работы практически не ведутся. Ожидается открытие месторождений нефти и газа.

Охотское маре и Татарский пролив. Общие извлекаемые ресурсы -около 15 млрд. т.у.т. Основные нефтегазовые бассейны: Северо-Сахалинскнй, Западно-Камчатский, Шелиховский, Магаданской, Пограничный, Северо- в Южно-Татарский, Шмидта и др.

На начало 2000 г. выявлено 173 перспективные структуры, подготовлен к поисковому бурению 31 объект и открыты семь месторождений нефти и газа (в основном на шельфе Сахалина). В освоении месторождений участвуют компании "Дальморнефтегорфиэика", "Роснефть", ExxonMobil, OGNC, Mitsui, Mitsubishi, Texaco, PGS , Hulliberton и др.

Каспийское море.

• Общий объем запасов вблизи побережья Астраханской области - до 2 млрд. т.у. Крупнейшие структуры: блок "Северный", "Центральная" и др.;
• вблизи Дагестанского побережья запасы - до 625 млн. т.у.т., где наиболее крупное месторождение Инчхе-море. Ведется сейсморазведка;
• вблизи побережья Калмыкии общие запасы до 2 млрд. т. нефти. В работах по освоению месторождений задействованы НК: "Лукойл", "Лукойл- Астраханьморнефть", "Газпром", CanArgo, J.P. Redd и др.;

Черное/Азовское море. "Роснефть" ведет разведочное бурение. Предполагаемые запасы газа на шельфе Азовского моря - более 320 млрд. м 3 .

Балтийское море. Общие разведанные запасы - 800 млн. т. нефти (Месторождение Кравиовское). Разведочное бурение ведет НК "Лукойл", добыча нефти начнется в 2003 году.

Единственная структура, на которой ведется в настоящее время в РФ промышленная добыча нефти и газа - Пнльтун-Астохское месторождение (проект "Сахалин-2").

На месторождениях российского шельфа разведочные работы только начинаются. Конкурсы на получение лицензий на разработку шельфных месторождений в основном проводятся по "открытому" принципу, т.е. государство не ограничивает участие иностранных инвесторов, которые способны обеспечить приток в шельфовые проекты капиталовложения.

Например: Подсчитано, что общие инвестиционные потребности Сахалинских проектов составляют от 21 ("Сахалин-2) до 71 млрд. долларов ("Сахалин-3") за 30 лет.

Еще более капиталоемкими могут стать проекты освоения шельфов Баренцева и Карского морей. Разработка шельфовых месторождений нефти и газа в условиях Крайнего Севера требует совершенной техники и технологии, и самое главное - высококвалифицированных специалистов.