Технологический аспект освоения арктического шельфа - Разработка арктического шельфа

К настоящему времени промышленное освоение континентального шельфа Арктики только начинается. Однако в геологическом изучении имеется хороший мировой опыт.

Для поисково-разведочного бурения в Арктике зачастую используются те же буровые установки, что и в других регионах (например, только одна из четырех установок, функционирующих на шельфе Аляски, уникальна и предназначена для работы в ледовых условиях). Наименее затратным является разведочное бурение с помощью самоподъемных буровых установок, однако их применение ограничено глубиной моря до 100 м. На больших глубинах могут использоваться полупогружные буровые установки, отличающиеся высокой устойчивостью на воде. Для более глубоких участков (до 3500 м) применяются буровые суда, способные самостоятельно передвигаться. Однако суточная арендная плата последнего типа выше всего. Помимо аренды буровых установок, значительной статьей расходов разведочного бурения в арктических акваториях является содержание вспомогательных судов (для управления ледовой обстановкой, для снабжения, ликвидации разливов во время аварий и т. д.).

Технологические решения реализации арктических шельфовых проектов должны учитывать все особенности работы в суровых природных условиях. К таким особенностям можно отнести минусовые температуры, сильные подводные течения, наличие многолетней мерзлоты под водой, риски повреждения оборудования паковым льдом и айсбергами, удаленность от инфраструктуры и рынков сбыта, риски экологического ущерба и проблемы промышленной безопасности. Тяжелые арктические условия выдвигают на передний план проблему технической реализуемости проекта. Рентабельность самого проекта во многом зависит от его технической проработанности.

Большой опыт разведочного бурения на арктическом шельфе имеет Канада. Первой применялась технология искусственных островов, которые располагались на мелководье. Однако их строительство оказалось достаточно дорогим. В период открытой воды использовались буровые судна. Позже была построена установка более высокого ледового класса - плавучая буровая (Kulluk), которая может работать даже осенью, на глубинах до 100 м. Затем стала применяться технология кессонных буровых платформ, позволяющая бурить круглый год. Буровые платформы Glomar и Molikpaq были реконструированы и сейчас используются для добычи на месторождениях в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2". В 1997 году в Канаде была построена единственная в мире платформа гравитационного типа (Hibernia). Она может выдержать столкновение с айсбергом весом до 6 млн. т.

Технологический аспект освоения арктического континентального шельфа в Норвегии

Норвегия владеет опытом реализации арктического проекта, полностью основанного на подводной добывающей системе, которая контролируется с берега. Проект Snohvit имеет максимальную в мире длину подключения системы к берегу (центральное месторождение находится примерно в 140 км от берега). Технология управления мультифазным потоком на таком расстоянии является техническим достижением, которое открывает новые возможности для подводной добычи. Еще одной новейшей технологией является повторное нагнетание в пласт под водой попутного углекислого газа, отделяющегося от добытого газа. Дистанционное управление осуществляется с помощью одинарного шлангокабеля - крайне важного элемента всей системы. Помимо резервных систем коммуникации, имеется возможность спутникового управления со специального судна. Подводная фонтанная арматура, которой оснащены скважины, имеет клапаны большого диаметра, что позволяет уменьшить потерю давления. Давление, необходимое для добычи газа, создается непосредственно в подводной арматуре.

В рамках первой фазы разработки проекта (месторождения Snohvit и Albatross) используется 10 скважин (9 добывающих и 1 нагнетательная). Позже в эксплуатацию будет введено еще 9 скважин. Опорные основания месторождений соединены с центральным основанием, откуда газ поступает на берег по одинарному трубопроводу. После сепарации CO2 газ сжижается на заводе СПГ, самом северном в мире (71?с. ш.).

Технология Snohvit применима и для других проектов. Однако серьезным ограничением может стать сверхбольшая удаленность месторождений от берега (в основном, это проекты по добыче газа). По мнению экспертов, техническое решение сокращения времени реакции подводного оборудования при управлении проектами на больших расстояниях уже имеется (например, использование под водой на скважинах специальных накопителей), поэтому сложностей с гидравлической системой возникнуть не должно. Коммуникационная система развивается с каждым годом все более быстрыми темпами и тоже не должна стать препятствием использования технологии. Трансатлантические дистанции уже доказали способность оптико-волоконной технологии, применяемой на Snohvit, обеспечивать высокую скорость передачи информации. Проблемы может вызвать система шлангокабелей: под вопросом оказывается экономическая целесообразность использования такой системы и ее техническая реализуемость. Длина главного шлангокабеля Snohvit (144,3 м) - мировой рекорд. Для еще больших расстояний возможен вариант производства шлангокабеля по частям и его сборки в один только во время установки. Серьезные сложности могут возникнуть с передачей электроэнергии: обеспечение переменного тока стандартной частоты напряжения (50 Гц) сильно зависит от расстояния. Одним из вариантов решения данного вопроса является использование низких частот переменного тока на больших дистанциях, но данный способ тоже имеет свои ограничения. Он применим для функционирования традиционных подводных систем. Однако есть оборудование, требующее мегаваттный уровень электроснабжения, обеспечение которого невозможно с помощью низкочастотного метода. Например, это подводные компрессоры, которые эффективны на больших расстояниях от берега. Они компенсируют потерю давления при извлечении газа из пласта. Решением проблемы может стать технология использования постоянного тока высокого напряжения, которая применяется сейчас только на суше. Проект Snohvit открыл большие перспективы на дальнейшее развитие подводной отрасли нефтегазовой промышленности. Для этого нужно еще много исследовательских разработок, которые откроют возможность добычи на морских месторождениях в крайне тяжелых арктических условиях.

Проект Goliat будет реализован тоже с помощью добывающей системы, расположенной полностью под водой. Добытая нефть будет отгружаться в море с плавучей платформы без дополнительных сооружений на суше.

Технология подводной добычи еще мало опробована и капитальные затраты на ее применение достаточно высоки. Но она имеет ряд преимуществ: возможность постепенного ввода месторождений в разработку, что позволяет раньше начать добычу углеводородов, возможность обслуживания большого числа скважин (это важно, когда несколько структур разрабатываются одновременно), возможность уменьшить влияние тяжелых природных условий. Подводный добывающий комплекс может использоваться в арктических морях, защищенных от образования пакового льда. В российской части Баренцева моря условия гораздо суровее. Норвежский опыт может быть применен в России, вероятнее всего, для месторождений в Тазовской и Обской губах.

Опыт освоения недр Арктики другими странами переворачивает представление о нефтяной промышленности как о "нефтяной игле", тормозящей инновационное развитие страны. На самом деле речь идет о разработке самых передовых, "космических" технологий. И для России, как правильно отмечает заместитель Председателя Правительства РФ Д. О. Рогозин, освоение Арктики может и должно стать катализатором модернизации нефтегазовой отрасли, столь сильно нуждающейся сейчас в техническом перевооружении.

Технологический аспект освоения арктического континентального шельфа в России

Разработка Приразломного месторождения осуществляется с помощью морской ледостойкой платформы, обеспечивающей бурение скважин, добычу, подготовку, отгрузку и хранение нефти. Стационарная платформа способна работать автономно, устойчива к ледовым нагрузкам, поэтому может использоваться круглый год. Кроме того, она может принимать нефть с соседних месторождений, что позволит значительно сократить затраты на их промышленное обустройство.

Освоение Штокмановского месторождения планируется с помощью подводной добывающей системы и платформ судового типа, которые можно увести в случае приближения айсбергов. Добытый газ и газовый конденсат будут доставляться по подводным магистральным трубопроводам в виде двухфазного потока с последующим разделением на берегу. Также Штокмановский проект включает в себя строительство завода СПГ.

Для шельфовых месторождений, которые не могут быть разработаны с берега, можно выделить несколько способов освоения, принципиально отличающихся друг от друга:

    - искусственные острова (при глубине моря до 15 м); - подводные добычные комплексы с берега (при относительно близком расположении месторождения к берегу); - подводные добычные комплексы с плавающих платформ (при отсутствии пакового льда); - стационарные платформы.

Существует успешный опыт работ со стационарных гравитационных платформ на небольших глубинах при наличии массивного пакового льда. Данная технология применима на небольших глубинах до 100 м, так как с увеличением глубины очень сильно возрастают капитальные затраты такого сооружения и риск столкновения с айсбергом. На больших глубинах в условиях чистой воды целесообразнее использовать плавающие платформы. Стационарные платформы используются в основном для нефтяных месторождений Арктики. Примером служит Приразломное месторождение, также высока вероятность использования этого типа для Университетской структуры.

Не всегда бурение с платформы охватывает все месторождение, некоторые его части могут быть расположены на больших глубинах с паковым льдом. В таком случае требуется подсоединение подводных скважин, с увеличением числа которых растет стоимость буровых работ и сроки их выполнения. Но такой метод гораздо экономичнее в сравнении с установлением дополнительной платформы. Экономическая эффективность такого технологического решения все же ниже по сравнению с бурением со стационарной платформы из-за увеличения затрат и сроков бурения. Такой способ освоения может быть применен для некоторых структур Восточно-Приновоземельских участков (Карское море) и для Долгинского месторождения (Печорское море) в период чистой воды.

На глубинах более 100 м и при небольших расстояниях от берега или места возможной установки стационарной платформы возможно использование технического подхода, когда все скважины являются подводными и соединены с платформой трубопроводом. Такой подход может быть применен для месторождений Карского моря на глубинах более 100 м, например, для Викуловской структуры Восточно-Приновоземельского-1 участка.

На больших глубинах и расстояниях в условиях чистой воды возможно использование плавающей платформы с подводными скважинами. Данная концепция освоения отличается высокими эксплуатационные расходами. Она требует достаточно большие затраты на круглогодичное содержание судов для регулирования и слежения за ледовой обстановкой.

Норвежский опыт показывает, что использование плавающей платформы в условиях айсберговых вод вполне конкурентно с экономической точки зрения по сравнению с установкой платформы гравитационного типа.

Транспортировка углеводородов с нефтегазовых шельфовых месторождений может осуществляться как по системе нефте - и газопроводов, рассчитанной на обеспечение внутренних потребностей России и на экспорт в другие страны, так и по Северному морскому пути, открывающему доступ к рынкам запада (США и Западная Европа) и востока - (США и Азиатско-Тихоокеанский регион). Добытый природный газ может перевозиться в сжиженном состоянии (СПГ) на танкерах, что упрощает его доставку при экспорте в удаленные регионы.

При освоении арктического шельфа большое значение имеет уже существующая инфраструктура прибрежных территорий, и в первую очередь - система трубопроводов.

Концепция разработки арктических месторождений, а значит и рентабельность самих проектов, во многом определяется географическим положением, ледовой нагрузкой и глубиной моря. Для России характерны крайне суровые природно-климатические условия (наличие пакового льда). Для Норвегии, например, характерны более благоприятные условия освоения Баренцева моря, защищенного теплым течением Гольфстрим.

Итак, на основе мирового опыта можно сделать вывод, что технологии освоения шельфа уже есть, но универсального технического решения все же не существует. Каждый арктический проект индивидуален и требует специального технологического подхода. Собственно, это замечание верно и относительно проектов на суше. Профессор В. Д. Лысенко замечает: "Все месторождения разные; особенно разные, можно сказать непредвиденно разные, месторождения гигантских размеров... Беды отдельных гигантских месторождений начались с того, что при проектировании разработки были применены типовые решения и не были учтены их существенные особенности".

Основной проблемой освоения Арктики является очень высокая стоимость применения технических решений, имеющихся на данный момент. Большие затраты определяют экономическую неэффективность разработки многих арктических месторождений.

Значительная часть нефтегазовых запасов России расположена в крайне суровых природно-климатических условиях Арктики, для работы в которых нужны новые технологии. Поэтому разработка морских месторождений Арктики требует дальнейшего развития технологий, которые сделают сложные арктические проекты рентабельными.

Освоение арктического шельфа является мощным драйвером технологического развития нефтегазового сектора любой из рассматриваемых стран.

Похожие статьи




Технологический аспект освоения арктического шельфа - Разработка арктического шельфа

Предыдущая | Следующая