книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа

«Хаски» планирует бурение водонагнетательных скважин для поддержа­ ния давления в коллекторе в Северном Аметисте, а добытый газ с Северного Аметиста будет закачиваться в Северный Авалон для хранения. «Хаски» в бу­ дущем планирует добывать закачанный газ с Северного Авалона.

План разработки «Хаски» включает два возможных сценария связывания спутника Северного Аметиста (рис. 3.41). В первом случае, скважины-спут­ ники будут соединены с «Си Роуз» специально предназначенными линиями

иводоотделяющими колоннами, которые оканчиваются на буе.

Вэтом случае требуется модификация башни FPSO, буя и палубы для воз­ можности установки новых линий и водоотделяющих колонн. При этом также необходимо, чтобы «Си Роуз» была разъединена и перемещена на берег для усовершенствования, возможно, летом 2010 г. В этом случае «Хаски» ожидает первую нефть с Северного Аметиста осенью 2010 г.

По второму сценарию Северный Аметист будет связан с «Си Роуз» через существующую подводную инфраструктуру. Этот случай не требует усовер­ шенствования башни, а также позволит отложить модификацию палубы.

«Хаски» наметила техническое обслуживание «Си Роуз» для модификаций на август 2008 г. Работы повлекут за собой прекращение добычи с конца января по начало февраля на 13 дней.

Также будет решена проблема образования осадка в сепараторе низкого давле­ ния, при котором в настоящее время установка добывает 90000-95000 бар./день. После техобслуживания добыча предположительно возрастетдо 130000 барУдень. Модификация вместе с очисткой сепаратора низкого давления должна в 2008 г. обеспечить добычу, которая будет совпадать с предварительной оценкой.

Виюле 2007 г. в ежегодном годовом докладе была одобрена буровая про­ грамма морских территорий Новой Шотландии, однако в течение года не было пробурено ни одной разведочной скважины и только одна эксплуатационная скважина «Альма 3 (N-76)» была завершена.

Однако, в период 2006-2007 гг. был установлен рекорд по буровым залежам. Шесть новых буровых месторождений, на которые были переданы лицензии (250 000 канадских дол.) включают: территорию 2404 («Норск Худро Канада Ойл эид Газ Корп.»), 2406 («Канадиан Супериор Энержи Инк.»), 2407 («Беп Ко. Канада Ко.»), 2412 и 2413 («Ричланд Минерале Инк.») и 2414 («ЭнКана Корп.»). Также открыты 17 дополнительных лицензий на разведку, с общими оцениваемыми расходами в 902 млн дол. (канадских). Две территории на ли­ цензии были конфискованы в этом году.

Виюле 2007 г. две крупные лицензии были переданы компании «ЭнКана Корп.» для разработки проекта «Дип Пануке». Для начала работ компания жда­ ла регулятивного одобрения Национального энергетического совета.

Совместное предприятие «Империал Ойл Рисорсиз Лтд.» и «Эксои Мо­ бил Канада Пропертайз» получили права на лицензию для разведки терри­ тории EL 446 в Канадском море Бофорта за 585 млн дол. (канадских). Тер­ ритория покрывает 507 368 акров земли, находящейся в 1670 милях к северу от Инувика. Компаниям необходимо потратить 25%, 73,1 млн (канадских), за 5 лет для получения 4-годового продления лицензии. «Коноко Филипс Канада Рисорсиз Корп.» получила 12,08 млн дол. (канадских) на лицензию EL 447, включающую 256,270 акров на расстоянии 85 миль к северу от Ину­ вика. «Шеврон Канада Лтд.» потратила 1 млн дол. (канадских) на лицензию EL 448, включающую 267,325 акров в 120 милях к северу от Инувика. «Девон Канада» в прошлом году завершила бурение скважины «наугад» в Канадском море Бофорта.

Темп разработки успешно разведываемого и эксплуатируемого региона моря Бофорта в 2007-2008 гг. зависит от роста газовых проектов в дельте Мак­ кензи и сооружения газопровода Маккензи.

Разведочные работы на оффшоре юго-запада Гренландии были начаты в середине января 2008 г. когда компания «Каприкорн Энерджи Лтд.» стала владелицей доли в 6 блоках.

Объединенная территория, которая находится под 6 арендными продажа­ ми, покрывает 12,8 млн акров, что эквивалентно 281 блоку Северного моря. Блоки находятся на глубине 300-1400 м.

«Каприкорн» получила долю в 87,5 % в блоках Сиггук и Эккуа на место­ рождении Диско Вэст и 92% в блоках Кингитток и Саккуамит на территории Опен Дор. Гренландская нефтяная компания «Нунаойл А/С» владеет остав­ шейся долей в этих 4 блоках.

«Каприкон» также приобрела 40 % неэксплуатационного интереса в бло­ ках Атаммик и Леди Франклин в оффшоре на западе Гренландии. «ЭнКана» разрабатывает эти блоки с долей 47,5 %, «Нунаойл» владеет 12,5 %. «ЭнКана» содержит Атаммик с 2002, а блок Леди Франклин — с 2005 г.

ВГренландии было пробурено всего 6 оффшорных скважин: 1 — в 2002 г., остальные — в 1970-х.

Программа разработки Сигтук и Экуа требует проведения в 2008-2009 гг. сейсмических 2D исследований 6000 км. Блоки Опен Дор требуют сейсмичес­ ких исследований 2000 км в 2008-2009 гг.

Вэто же время в Исландии было одобрено предложение министерства промышленности по разведке нефти и газа, а также предложение лицензий на добычу на месторождении Дреки на северо-востоке Исландии в январе

2009 г.

Разведочные блоки Западной Гренландии представлены на рис. 3.42.

Глава 4

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

ПО РАЗВЕДКЕ И ОСВОЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА БАРЕНЦЕВА МОРЯ

Освоение Баренцева моря началось практически одновременно Норвегией

иСССР в начале 70-х гг. XX столетия. При этом и Норвегия, и СССР совершили подлинный прорыв в освоении арктических морей. Обеим странам, имеющим намерение вести разработку нефтегазовых месторождений для осуществле­ ния эффективной добычи имеющихся запасов, необходимо было использовать лучшие достижения мировой нефтяной промышленности в области техники

итехнологий и опыт, накопленный за время работы в арктических морях США

иКанады, а также Норвегии и Великобритании в Северном море.

В1989 г. на основании оценки разведочных работ, выполненных компа­ нией «Сага» для Баренцева моря, для Норвегии предполагались следующие перспективы:

1) помимо крупных запасов газа будут открыты крупные нефтяные место­

рождения; 2) будут открыты только газовые месторождения.

Если на северном шельфе Норвегии южнее границыдрейфующегольда откро­ ют крупное нефтяное месторождение, то его можно разрабатывать с применением той же техники и почти при таких же затратах, какие требуются для разработки месторождений в Северном море или у центрального побережья Норвегии.

Рассматривая проблему дрейфующего льда, следовало отметить, что район, находящийся севернее мыса Нордкап, но южнее границы дрейфующего льда, охватывает обширную площадь, которая в 1,5 раза больше района Северного моря, расположенного южнее 62° с. ш. Следовательно, не было реальной не­ обходимости разрабатывать новую технику и технологии для работ в районах дрейфующего льда.

Более важная и срочная задача, требующая решения, была связана с цент­ рализацией разработки месторождений в водах, свободных ото льда, что позво­ ляло экономически эффективно эксплуатировать нефтяные залежи даже при очень низких ценах на нефть, например 75 дол./м3. Эта задача представлялась важнейшей и для нефтяной промышленности Норвегии в целом.

При рассмотрении второго варианта, когда ожидалось, что в результате разведочных работ будут открыты только газовые месторождения, пробле­

ма представлялась более сложной. Норвегия уже имела большие запасы газа, которые она могла продавать в течение нескольких десятилетий. Норвежцы относились к этому по-разному: одни считали это будущим счастьем, а дру­ гие — нынешним горем.

ВБаренцевом море (Норвежский сектор) разведочное бурение началось

в1980 г. (на площади Тромсефлакет) после 10 лет сейсмических работ. На второй год бурения открыли газ. Были найдены следующие основные место­ рождения: Аскеланден — в 1981 г., Альбатрос — 1982 г., Снехвит — 1984 г.

Втечение последующих трех лет выявленные запасы газа быстро увеличива­ лись. Однако за четыре дальнейших года (1984-1988 гг.) запасы приращены не были (рис. 4.1). На разведочные работы израсходовали около 1 млрд дол. и пробурили 36 скважин.

Рисунок 4.1 — Запасы газа, открытые в Норвежском секторе Баренцева моря

Поскольку в течение четырех лет, отмеченных выше, не было сделано су­ щественных открытий, которые привели бы к приросту запасов, трудно было получить какую-либо оценку ввиду неопределенности потенциальных запасов и типа углеводородов. Однако известно, что для идентификации новых про­ дуктивных горизонтов, нефтематеринских пород и изолирующих пластов, для сравнения с существующими пластовыми моделями необходимы были новые концепции разведки.

В 1987-1988 гг. в Баренцевом море были сделаны оценки стратегически важных блоков. Скважины, пробуренные на очень крупные структуры, оказа­ лись непродуктивными или малопродуктивными. В противоположность этому бурение на новых стратегически важных блоках выявило позитивные признаки, указывающие на наличие нефти. Главный полученный урок состоял в том, что неглубоко залегающие сверхкрупные структуры скорее всего непродуктивны. Возникшее в 70-х гг. мнение о том, что в Баренцевом море запасы углеводоро­ дов в несколько раз больше, чем в Северном, в 1988 г. не подтвердилось.

Доказанные запасы нефти в структурах, находящихся севернее 62° с. ш., в 1988 г. составляли 0,8 млрд т, т. е. 20 % доказанных запасов нефти в норвеж­ ском секторе Северного моря, или 4,2 млрд т. (рис. 4.2).

S3 /

5t58m Z

£

* 2 4

s i

с43

^4 2

1

О

е

<1

о

Северное банка баренцсдо море Хальтеъ норе

Рисунок 4.2 — Запасы углеводородов в нефтяном эквиваленте

в норвежском секторе Северного моря и в полярных водах Норвегии (1 т нефтяного эквивалента соответствует 1,17 тыс м3 газа):

В - высокий уровень оценки; Н — низший уровень оценки; 1— потенциальные запасы нефти; 2 — потенциальные запасы газа;3 — открытые запасы газа; 4 — открытые запасы нефти (цифры внутри колонок — процентная доля нефти)

Число пробуренных разведочных скважин также составляло 20 % от числа скважин, пробуренных в Северном море, так что средняя величина запасов в расчете на одну скважину была одинакова для обоих морей.

Потенциальные дополнительные запасы углеводородов на шельфе у цент­ рального побережья Норвегии оценивались в 0,6-1,2 млрд т в нефтяном экви­ валенте, из которых 80%, вероятно, приходилось на долю газа. Полагали, что эти запасы приурочены к небольшим и средних размеров залежам.

Объем и состав потенциальных запасов углеводородного сырья в Баренце­ вом море в 1988 г. были очень неопределенны. Более реалистичной представ­ лялась следующая оценка потенциальных запасов: от 0,3 до 2,0 млрд т в неф­ тяном эквиваленте, из которых не менее 75 % приходилось на долю газа.

Для более полного представления о возможности добычи углеводородного сырья в рассматриваемом регионе важно было произвести оценку нефтяных операций СССР в Баренцевом море.

СССР приступил здесь к разведочным работам в 1971 г., начав с реали­ зации программы геологической съемки, необходимой для определения по­

тенциально перспективных на нефтегазоносность площадей. Через 11 лет были получены многообещающие предварительные результаты, что побудило использовать современные западную и советскую технику и технологии для бурения на четырех площадях.

В конце 70-х гг. по решению правительства в Мингазпроме СССР был создан Главморнефтегаз. В Баренцевом и Карском морях сейсморазведочны­ ми работами было изучено геологическое строение осадочного чехла, про­ ведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование, выполне­ на количественная оценка УВ, подготовлен фонд перспективных структур. Поисково-разведочное бурение в акватории российского сектора Арктики было начато в 1982 г. На начальном этапе развития поисково-разведочных работ (ПРР) основными объектами изучения стали триасовые отложения Баренцева моря. Это направление было обусловлено предполагавшейся аналогией с нефтегазоносностыо прилегающих районов севера Тимано-Пе- чорской провинции. В акватории Баренцева моря в триасовых отложениях были выявлены два месторождения газа — Мурманское (1983 г.) и СевероКильдинское (1985 г.). Однако в силу ряда причин геологического характера (сложное линзовидное строение продуктивных пластов, низкие фильтраци­ онно-емкостные свойства пород коллекторов, наличие аномально высокого пластового давления) объемы бурения на триасовые отложения были со­ кращены.

Во время рабочего сезона здесь действовали две полупогружные буровые установки, два буровых судна и одна самоподъемная буровая установка. Од­ нако трудные окружающие условия и недостаток опыта работы, с импортным оборудованием привели к сокращению программы; с 1982 по 1987 г. пробури­ ли только 18 скважин.

Схема размещения скважин была выбрана удачно, поэтому они должны были дать представление о потенциальных перспективах региона. Скважины пробурены вблизи медианы в направлении к Норвегии на Мурманском под­ нятии (банка Гусь) и в районе устья реки Печоры. Детали оставались неиз­ вестными, но имелось официальное заявление в печати СССР о том, что на Мурманском поднятии обнаружено много газа.

Деловая активность в морском бурении, как и в Норвегии, упала, посколь­ ку не было публикаций о сколько-нибудь значительных открытиях нефти.

На острове Колгуев нефть открыли в середине 80-х гг. Однако это, вероят­ но, было продолжение богатой нефтегазоносной провинции в Печорском бас­ сейне. Разведочные работы в советской части Баренцева моря продолжались, и в 1988-1989 гг. Мурманское газовое и Колгуевское нефтяное месторождения готовились к разработке.