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

Буровые насосы и дизель-генераторы, являющиеся основными источ­ никами шума и вибрации, установлены в нижнем корпусе под палубой

вцентральной части между кормовой и носовой башнями, что позволило сократить объем и вес верхнего строения по сравнению с вариантом распо­ ложения этого оборудования наверху. Вдоль энергетических и технологичес­ ких помещений по левому и правому бортам проходят коммуникационные

иэвакуационные коридоры, что обеспечивает по два противоположных вы­ хода из каждого производственного помещения к двум независимым путям эвакуации. Остальной объем нижнего корпуса занят жидким балластом для погружения и удержания ЛПБУ на точке бурения. Из-за проблем с малой осадкой ЛПБУ «Припай» не имеет на днище корпуса юбки, которая, заглубившись в дно на 1,5-2,0 м, препятствовала бы горизонтальному сдвигу платформы под воздействием ветра, волнения или льдов. Для компенсации отсутствия юбки дополнительно принимается твердый балласт, который за­ гружается собственными грузовыми кранами в открытые с палубы колодцы нижнего корпуса, расположенные в ряд по 14 штук по правому и левому бортам.

Так как каждый 1 м3 объема нижнего корпуса снижает прижимающее уси­ лие, то 115 тыс. м3 топлива хранится в эластичных емкостях, расположенных

вбалластных отсеках. Это позволяет использовать схему замещения топлива жидким балластом без их прямого контакта, что предотвращает загрязнение топливом откачиваемых за борт балластных вод и не требует дополнительных объемов. Расположение топлива в глубине корпуса без непосредственного кон­ такта с наружной обшивкой исключает возможность загрязнения окружающей среды при каких-либо повреждениях корпуса.

Буровая вышка на глубину бурения 6500 м размещается в кормовой башне выше уровня моря и воздействия льдов. Гидрофицированная буровая установ­ ка фирмы «Маритайм Хайдроликс» (Норвегия) имеет значительно меньшие габариты и вес, чем традиционные буровые установки за счет замены буровой лебедки гидроцилиндрами, что позволяет разместить ее внутри буровой башни

иосвободить буровой проем на период подготовки устья скважины. Вокруг буровой башни по кольцу размещены встроенные бункеры для хранения це­ мента, барита, бентонита общим объемом 700 м3. Вокруг бункеров сыпучих материалов также по кольцу размещены стеллажи для вертикального хране­ ния обсадных и буровых труб общей массой 2000 т. Предусмотрена возмож­ ность перегрузки пакетов труб с судов снабжения в склад кранами ЛПБУ. Для транспортировки пакетов труб внутри склада и к буровой вышке предусмотрен специальный кран, перемещающийся вокруг буровой башни по кольцевому рельсовому пути.

Устье скважины располагается ниже уровня дна моря в колодце. Это поз­ волит поставить фонтанную подводную арматуру для подключения ее в сис­ тему ранней добычи после ухода ЛПБУ с точки бурения. Кроме того, будет обеспечена защита устья скважины в случае аварийного сдвига ЛПБУ при непредвиденных ледовых условиях. С одной установки возможно пробурить три скважины. Для строительства колодца в комплектацию ЛПБУ включено специальное оборудование.

Автономность по топливу и буровым запасам— 270 сут, общее количество запасов около 15000 т, водоизмещение порожнем — 35 000 т.

Существующие на начало 2008 г. технические средства и технологии для разработки морских арктических месторождений России не задействованы ни на одном из перечисленных выше месторождений. Они находятся либо на ста­ дии разработки, либо (одна) на стадии строительства.

О необходимости идти на шельф разговоры ведутся очень давно. Но, к со­ жалению, до сих пор крупномасштабное освоение морских углеводородных ресурсов для России так и остается мечтой. Лишь на Сахалине к настоящему времени удалось стараниями иностранных инвесторов организовать нефтедо­ бычу, но и здесь отдача пока невелика.

Основные шельфовые запасы нефти и газа в России приходятся на арктичес­ кие моря. А это — суровые климатические условия и экстремальная ледовая обстановка, необходимость буквально с чистого листа поднимать береговую и транспортную инфраструктуру. К тому же к разработке морских месторожде­ ний предъявляются более жесткие экологические требования — любая авария самым негативным образом может отразиться на всей экосистеме. Вывод оче­ виден, освоение месторождений на российском шельфе требует колоссальных инвестиций.

Выступая на заседании правительства в 2004 г., глава МПР РФ Ю. Трутнев назвал четыре основных блока проблем.

Первый — геологические проблемы, связанные со слабой изученностью акваторий, а также неподготовленностью запасов к освоению. Решение этих проблем находится в непосредственном ведении МПР России и Федерального агентства по недропользованию.

Второй блок проблем связан с наличием излишних административных барьеров на пути недропользователей, желающих участвовать в разра­ ботке шельфа. В первую очередь это связано с устаревшей нормативной базой.

Третий блок проблем — отсутствие финансовых стимулов для инвесторов, от которых ждут многомиллиардных долларовых инвестиций с длительным сроком окупаемости.

В проект «Сновит» входили не только новейшие технологии для реше­ ния технологических задач, но и тщательное рассмотрение вопросов охраны окружающей среды. Все эти достижения можно сгруппировать следующим образом:

-Отсутствие конструкций, препятствующих рыболовству. Подводные установки не мешают рыболовным тралам.

-Закрытое производство на месторождении без вредных выбросов в окру­

жающую среду.

-Биологическая очистная установка на берегу нейтрализует вредные ком­ поненты.

-С02, содержащийся в поставляемом на берег газе, отделяется, транспор­

тируется обратно и закачивается в подземные пласты.

-Новый рекорд в поставках необработанных продуктов добычи по трубо­ проводу на длинные расстояния.

-Первое крупное месторождение на норвежском шельфе без применения добывающих судов или платформ.

-Собственная технология получения сжиженного природного газа, раз­ работанная при сотрудничестве с немецкой компанией «Linde AG» («Линде АГ»).

-Танкеры для сжиженного газа строятся с соблюдением строгих требова­ ний по охране труда и окружающей среды.

Газ, поступающий на установку на острове Мелкойа, называется жирным газом. Он подлежит переработке перед охлаждением и переходом в жидкое состояние.

Газ содержит углекислый газ, который отделяется, транспортируется об­ ратно на месторождение Сновит и закачивается в подземные пласты.

Кроме того, жирный газ содержит также конденсат (природный бензин), который отделяется и становится отдельным экспортным продуктом. Он со­ держит также сжиженные газы бутан и пропан, которые также будут отправ­ ляться на продажу морским путем.

Вместо выброса в атмосферу углекислый газ, получаемый при добыче природного газа на месторождении Сиовит, закачивается в каверны на глубине 2600 м от поверхности морского дна. Годовой объем хранимого таким образом углекислого газа составляет 700 000 т.

Природный газ с месторождения Сиовит содержит 5-8 % С 02. Углекислый газ поступает вместе с потоком продуктов добычи с месторож­

дения на береговую перерабатывающую установку, где природный газ при­ водится в жидкое состояние для последующей транспортировки морскими танкерами. На этой установке углекислый газ отделяется и отправляется по трубопроводу обратно на месторождение.

Сепарация СО, от природного газа происходит путем смешивания хими­ ческого вещества амина с природным газом в одном и том же резервуаре при высоком давлении и умеренной температуре. Амин связывается с С 02 и осе­ дает на дне резервуара. Затем этот газ отводится в другой резервуар — с более высокой температурой. Там происходит отделение С 02, который затем транс­ портируется к установке для закачки газа в пласты.

Углекислый газ закачивается обратно в пласт песчаника, называемый Тюбосен и расположенный ниже газосодержащих пластов. Толщина пластов со­ ставляет от 45 до 75 м. Пласт, расположешшй выше пласта, выбранного под хранилище СО,, играет роль герметичной покрышки и препятствует просачи­ ванию газа на поверхность.

Хранилище для СО, на месторождении Сновит является вторым по счету крупным проектом по хранению газа, реализуемым компанией «Статойл». На месторождении Слепнер в Северном море в подземные хранилища ежегодно отправляется 1 млн т СО,. В августе 2002 г. за реализацию проекта по хране­ нию углекислого газа на месторождении Слепнер компания «Статойл» была удостоена премии всемирного нефтегазового конгресса в области развития новых технологий.

В Норвегии к освоению шельфов допускаются только международные консорциумы, а интересы государства представляет 100%-я госкомпания «Пе-

торо», и это помимо частично государственных «Статойл» (более чем на 70%) и «Гидро» (почти на 44%).

Аналогичная схема предлагалась Министерством природных ресурсов России, но до сих пор она остается лишь в мыслях чиновников, поскольку пока трудно представить, на базе чего создавать такую компанию и по каким принципам она будет работать.

Затягивать же вопрос нельзя. Пока зарубежные инвестиции идут в раз­ работку норвежских шельфов, а не российских. «Наша обязанность — понять, в чем мы проигрываем норвежцам, и создать такие условия, чтобы перетащить инвесторов на нашу сторону», — заявил Ю. Трутнев в 2004 г.

Подвижки по привлечению иностранных инвесторов для разработки арк­ тического шельфа началась только в 2007 г.

Извлекаемые запасы Приразломного месторождения располагаются на глубине около 2,5 км и оцениваются в 83,2 млн т нефти. Дальнейшие потен­ циальные запасы залегают на большей глубине в радиусе 100 км. Главный объект обустройства месторождения — морская ледостойкая стационарная платформа, строительство которой осуществляет ПО «Севмашпредприятие». С ее помощью планируется пробурить 48 скважин, что позволит добывать до 22 тыс. т нефти в сутки. Освоение Приразломного — актуальная задача для России, поскольку создаваемая для реализации проекта инфраструктура станет базой для дальнейшего освоения углеводородных ресурсов Баренцева и Кар­ ского морей.

Штокмановское газоконденсатное месторождение, лицензией на разработ­ ку которого владеет ООО «Севморнефтегаз» (структура «Газпрома»), располо­ жено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря. Запа­ сы — 3,7 трлн м3 газа и свыше 31 млн т конденсата. Подготовительные работы на площадке начнутся в 2008 г., а обустройство месторождения планируется в 2010 г. В конце 2007 г. вторым иностранным партнером российской газовой монополии — после французской «Тоталь» — стала норвежская «Статойл Гид­ ро», имеющая огромный опыт добычи углеводородов с морских месторожде­ ний Арктики. Норвежцы смогли взять верх над американским нефтегазовым концерном «Коноко Филлипс», до самого последнего момента надеявшимся войти в этот проект. Теперь доли партнеров в проекте по его разработке рас­ пределились следующим образом: 51 % владеет «Газпром», 25% принадлежат французской «Тоталь», получившей эту долю в июле 2007 г., и 24% получила норвежская «Сатойл Гидро». Судя по всему, эта конфигурация в ближайшее время не изменится.

Вновь образованная компания «Штокман Девелопмент компании» будет отвечать за планирование, финансирование и строительство инфраструктуры,

необходимой для первой стадии разработки Штокмановского газоконденсатно­ го месторождения, и владеть этой инфраструктурой в течение 25 лет с начала промышленной добычи.

В начальной фазе разработки Штокмана «Газпром», совместно с иностран­ ными партнерами, предполагает добывать 23,7 млрд м3 газа в год. По словам зампредседателя правления «Газпрома» Александра Ананенкова, холдинг будет сотрудничать с зарубежными компаниями только на первой стадии разработки месторождения, а вторая и третья будут реализовываться им самостоятельно.

Врамках первой фазы планируется к 2013 г. начать поставки по газопроводу,

ав 2014 г. стартует производство сжиженного природного газа. Штокманов­ ское, наряду с месторождениями Ямала, определено в качестве ресурсной базы для экспорта российского газа в Европу через Североевропейский газопровод (Nord Stream), который пройдет по дну Балтийского моря. С декабря 2007 г. Штокмановский проект перешел в стадию FEED — то есть начального тех­ нического проектирования первой фазы разработки месторождения. Как от­ метил зампредседателя правления «Газпрома» Александр Медведев, по итогам pre-FEED, предварительные затраты на реализацию первой фазы оценивались примерно в 12 млрд дол. Окончательная сумма расходов определится после подготовки документа о техническом проектировании.

На развитие инфраструктуры Штокмановского месторождения в 2008 г. предполагалось потратить порядка 710,13 млрд руб. По словам специалистов компании, основными расходами в этом году станут собственно обустройство Штокмановского месторождения в акватории Баренцева моря и строительство газопровода между Мурманском и Волховом.

«По нашим планам, Штокмановское месторождение уже с 2013 года нач­ нет обслуживать европейских потребителей, — уточнили в Департаменте по информационной политике ОАО «Газпром». — В наших расчетах шельфу Ба­ ренцева моря уделяется первоочередное внимание».

Развитие Штокмановского месторождения даст толчок развитию различ­ ных сфер жизни в Мурманской области, как, например, транспортной состав­ ляющей и созданию мурманского транспортного узла, а также строительной отрасли региона в целом, поскольку для нужд месторождения необходимо бу­ дет построить большое количество различных объектов инфраструктуры.