(ИЗПЪЛНИТЕЛЕН ДИРЕКТОР)
Газпром нефт шелф- руска петролна компания, създадена за разработване на офшорни нефтени и газови находища. Притежава лиценз за разработване на нефтеното находище Приразломное, открито през 1989 г. край бреговете на Печорско море. В момента Prirazlomnoye е единственото находище на руския арктически шелф, където вече е започнал добив на нефт. Gazprom Neft Shelf е дъщерно дружество на PJSC Gazprom Neft.
Дейност
В момента Gazprom Neft Shelf е единствената петролна компания, която произвежда петрол в руския арктически шелф (находището Prirazlomnoye).
Изпращането на първия танкер с нефт от находището Приразломное се състоя през април 2014 г. Командата за изпращането е дадена от президента на Русия Владимир Путин. Нов сорт арктически петрол, произведен в руския шелф, беше наречен ARCO (Arctic Oil) и за първи път излезе на световния пазар. Общо 300 хиляди тона нефт са били изпратени от платформата Prirazlomnaya през 2014 г. В пика си максималното ниво на производство може да достигне 5 милиона тона петрол годишно.
Общо проектът предвижда пускането в експлоатация на 32 кладенци. Първият добивен кладенец на находището беше пуснат на 19 декември 2013 г. Устията на всички кладенци са разположени вътре в платформата - по този начин нейната основа също е буфер между кладенеца и откритото море. В допълнение, специалното оборудване, инсталирано на кладенците, е предназначено да предотврати възможността за неконтролирано изпускане на нефт или газ - ако е необходимо, кладенецът ще бъде запечатан в рамките на 10 секунди.
OIRFP "Приразломная"
Специалните хидрометеорологични условия на Арктика изискват използването на принципно нови, уникални технологии за разработване на находището Приразломное.
За реализирането на проекта е създадена офшорната ледоустойчива стационарна платформа Prirazlomnaya (OIRFP), която осигурява изпълнението на всички технологични операции: сондиране на кладенци, производство, съхранение, разтоварване на петрол в танкери, генериране на топлинна и електрическа енергия. При проектирането му е взет предвид опитът на водещи американски, канадски и норвежки петролни и газови компании, които от няколко десетилетия произвеждат в сходни природни и климатични условия. Платформата е предназначена да осигури максимална безопасност на добива на нефт в Арктическия регион и е проектирана за максимални ледени натоварвания.
Планът разглежда различни рискови сценарии, изчислява силите и средствата за формиране на аварийни части. Организирани са и професионални формирования за локализиране и ликвидиране на евентуални разливи и е организирано взаимодействие с държавните органи. професионални органи. Компанията е закупила специално оборудване, което ще помогне за елиминирането на евентуални нефтени разливи в арктически условия и ще може да събира петрол в ледени условия.
В зоната на разположение на платформата непрекъснато се провеждат тренировки и комплексни учения, предназначени да осигурят максимална съгласуваност на действията на екипа по проекта в случай на извънредни ситуации. Обученията се провеждат както на море в ледова обстановка, така и на суша – за защита на бреговата ивица в района на селото. Варандей. От началото на 2014 г. компанията е провела повече от 100 учения за ЛРН, най-мащабното от които е учението за търсене и спасяване и отстраняване на нефтени разливи „Арктика-2014“.
История
От май 2014 г. Gazprom Neft Shelf е дъщерна фирмаПАО Газпром Нефт.
На 1 юни 2009 г. Sevmorneftegaz LLC, 100% от чиито акции са собственост на Gazprom, беше преименувано на Gazprom Neft Shelf LLC. През октомври същата година Rosnedra пререгистрира лицензите за находището Prirazlomnoye от Sevmorneftegaz LLC на Gazprom Neft Shelf LLC.
29 декември 2004 г. Газпром става едноличен собственик на компании, свързани с развитието
Намираме се на сондажна платформа, сложно техническо съоръжение, предназначено за добив на нефт в морето. Крайбрежните отлагания често продължават върху частта от континента, разположена под водата, която се нарича шелф. Границите му са крайбрежието и така нареченият ръб - ясно очертан перваз, отвъд който дълбочината бързо нараства. Обикновено дълбочината на морето над гребена е 100-200 метра, но понякога достига до 500 метра и дори до един и половина километра, например в южната част на Морето на \u200b\ u200bOkhotsk или край бреговете на Нова Зеландия.
В зависимост от дълбочината се използват различни технологии. В плитки води обикновено се изграждат укрепени "острови", от които се извършват сондажи. Ето как отдавна се добива нефт от каспийските полета в района на Баку. Използването на този метод, особено в студени води, често е свързано с риск от увреждане на "острови" за производство на нефт плаващ лед. Например през 1953 г. голяма ледена маса, която се откъсна от брега, унищожи около половината от нефтените кладенци в Каспийско море. По-рядко използваната технология е, когато желаната зона се огражда с язовири и водата се изпомпва от получената яма. При дълбочина на морето до 30 метра предварително са изградени бетонни и метални надлези, върху които е поставено оборудване. Естакадата беше свързана със сушата или представляваше изкуствен остров. Впоследствие тази технология е загубила своята актуалност.
Ако полето е разположено близо до сушата, има смисъл да се пробие наклонен кладенец от брега. Една от най-интересните съвременни разработки е дистанционното управление на хоризонталното сондиране. Специалисти контролират преминаването на кладенеца от брега. Точността на процеса е толкова висока, че можете да стигнете до желаната точка от разстояние няколко километра. През февруари 2008 г. Exxon Mobil Corporation постави световен рекорд за пробиване на такива кладенци като част от проекта Сахалин-1. Дължината на сондажа тук беше 11 680 метра. Сондирането е извършено първо във вертикална, а след това в хоризонтална посока под морското дъно на находището Чайво, на 8-11 километра от брега.
Колкото по-дълбока е водата, толкова по-сложни технологии се прилагат. На дълбочина до 40 метра се изграждат стационарни платформи, но ако дълбочината достигне 80 метра, се използват плаващи сондажни платформи, оборудвани с опори. До 150-200 метра работят полупотопяеми платформи, които се закрепват с анкери или сложна система за динамична стабилизация. А сондажните кораби подлежат на много по-големи сондажи морски дълбини. Повечето от "рекордните кладенци" са направени в Мексиканския залив - повече от 15 кладенци са пробити на дълбочина над един и половина километра. Абсолютният рекорд за дълбоководни сондажи беше поставен през 2004 г., когато сондажният кораб Discoverer Deel Seas на Transocean и ChevronTexaco започна да пробива кладенец в Мексиканския залив (Alaminos Canyon Block 951) на морска дълбочина от 3053 метра.
В северните морета, които се характеризират с трудни условия, често се изграждат стационарни платформи, които се задържат на дъното поради огромната маса на основата. От основата се издигат кухи "стълбове", в които може да се съхранява добитата нефт или оборудване. Първо конструкцията се тегли до местоназначението си, наводнява се и след това, направо в морето, се надгражда горната част. Заводът, върху който са изградени такива структури, е сравним по площ с малък град. Сондажните платформи на големи модерни платформи могат да бъдат преместени, за да пробият толкова кладенци, колкото е необходимо. Задачата на дизайнерите на такива платформи е да инсталират максимално високотехнологично оборудване на минимална площ, което прави тази задача подобна на дизайна космически кораб. За да се справите със слана, лед, високи вълни, сондажното оборудване може да се монтира точно на дъното.
Развитието на тези технологии е изключително важно за страната ни, която притежава най-големия в света континентален шелф. По-голямата част от него се намира отвъд Арктическия кръг и засега тези сурови пространства все още са много, много далеч от овладяване. Според прогнозите арктическият шелф може да съдържа до 25% от световните петролни запаси.
Интересни факти
- Норвежката платформа "Трол-А", ярък "представител" на семейството на големите северни платформи, достига 472 м височина и тежи 656 000 тона.
- Американците смятат 1896 г. за начална дата на офшорното петролно находище, а негов пионер е нефтеният майстор Уилямс от Калифорния, който пробива кладенци от построения от него насип.
- През 1949 г., на 42 км от полуостров Абшерон, върху надлезите, построени за извличане на нефт от дъното на Каспийско море, е построено цяло селище, наречено Нефтени скали. Служители на предприятието живееха в него със седмици. Надлезът Oil Rocks може да се види в един от филмите за Джеймс Бонд - "Целият свят не е достатъчен".
- Необходимостта от поддържане на подводното оборудване на сондажните платформи значително повлия върху развитието на оборудването за дълбоководно гмуркане.
- За бързо спиране на кладенеца при авария - например, ако буря попречи на сондажния кораб да остане на място - се използва един вид щепсел, наречен "превентор". Дължината на такива превентори достига 18 м, а теглото е 150 тона.
- Началото на активното развитие на офшорния шелф беше улеснено от световната петролна криза, избухнала през 70-те години на миналия век. След като ембаргото беше обявено от страните от ОПЕК, имаше спешна нужда от алтернативни източници на доставки на петрол. Също така развитието на шелфа беше улеснено от развитието на технологии, които по това време достигнаха такова ниво, което би позволило сондиране на значителни морски дълбочини.
- Газовото находище Гронинген, открито край бреговете на Холандия през 1959 г., не само стана отправна точка в развитието на шелфа на Северно море, но и даде името на нов икономически термин. Икономистите нарекоха ефекта на Гронинген (или холандската болест) значително поскъпване на националната валута, което се случи в резултат на увеличаване на износа на газ и имаше отрицателно въздействие върху други индустрии за износ и внос.
Изминалата 2017 г. не беше лесна за руската петролна индустрия. Ръстът на производството като цяло е спрял поради падащите световни цени, санкциите и съкращенията по споразумението ОПЕК+. Тази тенденция обаче не се отрази на офшорните проекти, където обемите на производство се увеличиха с повече от 1,5 пъти миналата година. Освен това, в резултат на геоложки проучвания, най големи резервина територията на Русия миналата година бяха намерени точно на рафта. Експертите обясняват това с появата на руски технологии за реализиране на офшорни проекти и прогнозират по-нататъшен ръст на добива в руски води.
ускоряване на растежа
Добивът на петрол в руския шелф през 2017 г. нарасна много повече от предварително планираното. Още през септември миналата година заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Кирил Молодцов каза пред репортери, че министерството очаква увеличение на производството на петрол в руския шелф през 2017 г. в сравнение с 2016 г. с 16,6%, до 26 милиона тона, газ - с 3,3% , до 34 милиарда m3. Въпреки това още в средата на декември Министерството на енергетиката коригира прогнозите си и обяви, че добивът на петрол в руския шелф през 2017 г. ще нарасне с 61% до 36 милиона тона.
Министерството на енергетиката отбелязва, че ситуацията е повлияна положително от използването на нови технологии в областта на производството на нефт и газ, включително в офшорни проекти. „От общия брой технологии, а те са около 600, повече от 300 се произвеждат в Русия. Повече от 200 имат руски разработки и аналози, тоест те практически са в етап на развитие на проекта“, каза Кирил Молодцов, изнасяйки презентация на конференцията за нефт и газ в Тюмен през есента. „Има технологии, от които сме много развълнувани и ще ги развиваме допълнително. Това са абсолютно автономни производствени системи, завършване на офшорни полета, сондиране, възможност за създаване и развитие на проекти в Арктика“, отбеляза заместник-министърът. Кирил Молодцов също посочи, че санкциите, наложени срещу Русия през 2014 г., не са били толкова силни отрицателно въздействиеза офшорно производство, както се очаква.
„Някои от събитията, които се случиха около 2014 г., трябваше да имат отрицателно въздействие, но бих искал да подчертая, че всички компании, които работят на рафта както по проекти, които са стартирани, така и по проекти, които в момента се разглеждат, всъщност не са се променили техните планове ", - обясни Кирил Молодцов. Той добави още, че компаниите продължават да насочват средства за развитие на офшорни проекти. Така общият обем на инвестициите през миналата година само в арктическия шелф се оценява на 150 милиарда рубли.
Нови открития
Заслужава да се отбележи, че нашите потребители на подпочвените земи не само разработиха съществуващи проекти, но и извършиха геоложки проучвания, в резултат на които бяха направени големи открития. Едно от най-големите открития принадлежи на Роснефт, която откри големи петролни запаси в резултат на сондиране на кладенец Централно-Олгинская-1 в лицензионната зона Хатанга в залива Хатанга в морето на Лаптеви.
През юни миналата година компанията обяви, че в резултат на геоложки проучвания на шелфа в Източна Арктика е пробила кладенец Централно-Олгинская-1, от който вземането на проби показа висока нефтена наситеност. Според сеизмичните проучвания тази зона може да съдържа колосални петролни запаси, които се оценяват на 9,5 милиарда тона.Още през октомври, въз основа на резултатите от пробиването само на един от тези кладенци, Държавната комисия по резервите (GKZ) постави нефтено находище с възстановими запаси от 80 ,4 млн.т
Както се посочва в съобщението на Роснефт, в резултат на сондиране на проучвателния кладенец Централно-Олгинская-1 от брега на полуостров Хара-Тумус на шелфа на залива Хатанга на морето на Лаптеви (Източна Арктика) беше установено, че получената сърцевина е наситена с масло с преобладаване на леки маслени фракции. Въз основа на първичните проучвания може да се заключи, че е открито ново нефтено находище, чийто обем на ресурсния потенциал нараства с продължаването на сондажите.
Находището, открито от Роснефт в Източна Арктика, може да е най-голямото и уникално в шелфа, каза ръководителят на министерството природни ресурсии екология на Русия Сергей Донской. Друго голямо офшорно откритие принадлежи на Газпром Нефт, който откри петролни запаси в Охотско море, на 55 км от бреговата линия на североизточната част на шелфа на остров Сахалин.
Аяшското находище, по-късно преименувано на Нептун, е част от проекта Сахалин-3. "Газпром нефт" очаква от геоложки петролни запаси от 250 млн. тона обемът на възстановимите запаси да бъде 70-80 млн. т. Както се посочва в корпоративното списание "Газпром нефт", компанията планира да подготви подробна оценка на запасите до средата на 2018 г. Въз основа на тези данни ще бъде взето решение за допълнително изследване на Нептун през 2019 г. Компанията планира да започне добив на петрол в находището през 2025-2026 г.
Сахалин пауза
Пробив на Сахалин По-голямата част от петрола на руския шелф се произвежда в района на Сахалин. Миналата година, според регионалната администрация, производството на нефт в региона, включително газов кондензат, възлиза на 17,7 милиона тона, което е с 1,9% по-малко от 2016 г. Междувременно производството на газ се е увеличило с 3,2% до 30,5 млрд. куб. м.
Почти цялото количество въглеводороди в Сахалин се добива в рамките на два офшорни проекта - Сахалин-1 (Роснефт притежава 20%) и Сахалин-2 (контролен пакет от Газпром),
От много години има разногласия между акционерите на тези два проекта относно използването на газ от находищата на Сахалин-1. Операторът на този проект в Русия Exxon Neftegas от няколко години се опитва да преговаря с Газпром за доставка на газ, добит по проекта, на пазарите в Азиатско-тихоокеанския регион. Газпром обаче винаги е настоявал за доставка на суровини за вътрешния пазар, което не е устройвало акционерите на проекта Сахалин-1 поради ниската цена на вътрешен пазар. В резултат на това газът от проекта беше изпомпван обратно в резервоарите, а Exxon Neftegas през това време, според експерти, получи загуба на печалба в размер на 5 милиарда долара.
На свой ред разширяването на завода за втечнен природен газ по проекта Сахалин-2 чрез изграждането на третия етап се отлагаше година след година поради липсата на ресурсна база.
В края на миналата година руският министър на енергетиката Александър Новак заяви в интервю за вестник „Комерсант“, че разногласията са разрешени. Страните се договориха, че газ от проекта Сахалин-1 ще бъде доставен за третия етап на проекта Сахалин-2 LNG, докато Газпром ще доставя газ на Източната нефтохимическа компания (VNKhK) на Роснефт. В началото на февруари тази година Главгосекспертизата на Русия обяви издаването на положително становище относно проектна документацияза реконструкцията на завода за втечнен природен газ като част от проекта Сахалин-2. За изграждането на третата е необходима реконструкция производствена линияфабрика. Издадено е положително заключение за изграждане на второ кейово съоръжение за превоз на LNG с капацитет 10 000 м3/час.
Разширяването на технологичната част е необходимо за оптимизиране на натоварването с газ. Ще се работи и по изграждането на брегоукрепване, подходен надлез, платформа за разтоварване на LNG и други инфраструктурни съоръжения.
Остава да се надяваме, че проблемът с цените, който дълги години беше препъникамък в разногласията между акционерите на двата най-големи офшорни проекта, този път ще бъде решен бързо и на този въпрос най-накрая ще бъде сложена точка.
Успех на ЛУКОЙЛ
Правото за разработване на руския шелф през 2008 г. е залегнало в закона за държавни фирмис пет години опит в офшорни полета. Само Газпром, Роснефт и Газпром Нефт отговарят на този критерий.
ЛУКОЙЛ е единственият частна компания, която оперира на руския шелф. Факт е, че компанията получи правото да разработва офшорни полета в Каспийско море още преди затягането на законодателството относно условията за работа в шелфа. През 2000 г. компанията откри голяма нефтена и газова провинция на шелфа на Каспийско море. Сега там са открити 6 големи находища и 10 перспективни структури.
На този етап са въведени в експлоатация две находища – им. Ю. Корчагин и тях. В. Филановски. Последната е една от най-големите офшорки нефтени полетаРусия с възстановими запаси от петрол от 129 милиона тона и газ от 30 милиарда m3.
Промишлено производство на полето. Филановски започна през октомври 2016 г. в резултат на пускането в експлоатация на първия етап от разработката, включително, наред с други неща, устойчива на лед фиксирана платформа (LSP). През януари 2018 г. компанията обяви, че е завършила строителството и пуснала в експлоатация първия кладенец като част от втория етап от разработката на находището на името на. Филановски. В резултат на пускането в експлоатация на сондажа дневният добив на нефт в находището се увеличи до 16,8 хиляди тона.
Това каза президентът на ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов пред репортери на полето. Филановски, се планира тази година да бъдат произведени 5,6-5,8 милиона тона петрол, а още през 2019 г. компанията възнамерява да достигне проектния добив на петрол от 6 милиона тона и да го запази за 5 години. Той също така каза, че тази година компанията планира да завърши изграждането на проводников блок за втория етап на Yu. Корчагин и завършване на изграждането на третия етап от полето на името на. Филановски.
Освен това Вагит Алекперов каза, че вече е обявен търг за разработването на находището Ракушечное, което ще бъде следващият проект на компанията в Северен Каспий. Това поле се намира в непосредствена близост до полето на името на. Филановски. Благодарение на това компанията планира да използва вече изградената инфраструктура, което ще намали времето и разходите за разработване на находището.
Ръководителят на ЛУКОЙЛ е един от последователните поддръжници на разрешаването на частни компании да развиват офшорни проекти, включително тези на руския континентален шелф. В началото на февруари по време на среща с руския президент Владимир Путин Вагит Алекперов нарече Каспийския проект приоритетен и стратегически важен за компанията. Той също така напомни на руския президент, че ЛУКОЙЛ разработва недрата на Източен Таймир, разположена близо до устието на Хатанга, и отново отбеляза интереса на компанията към офшорни проекти.
Единственият на арктическия шелф
Prirazlomnoye е първият и досега единствен действащ минен проект на руския арктически шелф. Добивът на петрол ARCO, управляван от Газпром Нефт от едноименната платформа Приразломная, нарасна с ускорени темпове през 2017 г. и достигна 2,6 милиона тона.Газпром Нефт успя да запази темповете на растеж въпреки техническото преоборудване на находището Приразломное, което компанията притежаваше миналата есен.
Според пресслужбата на Газпром Нефт, през 2017 г. епохално събитие за проекта е увеличаването на запаса от кладенци с 1 нагнетателен и 4 добивни кладенеца. В момента в находището Prirazlomnoye са пуснати в експлоатация 13 кладенци: 8 производствени, 4 инжекционни и 1 абсорбционен. През 2018 г. се планира да бъдат пробити още няколко производствени и нагнетателни кладенци.
Общо в рамките на проекта Prirazlomnoye се планира изграждането на 32 сондажа, което ще осигури пиков годишен добив от около 5 милиона тона нефт след 2020 г. Тази година "Газпром нефт" очаква да произведе повече от 3 милиона тона на находището, каза зам изпълнителен директорза развитието на офшорни проекти на Газпром Нефт Андрей Патрушев по време на речта си на 13-то изложение и конференция
RAO/CIS Offshore. „Планираното увеличение на производствените обеми предполага, наред с други неща, въвеждането на нови технологии за изграждане на кладенци. Един от ключови иновациив проекта Prirazlomnoye беше пускането в експлоатация на многостранен кладенец, чиято строителна технология позволява да се намали производствена работаи разходи за сондиране. По този начин се повишава не само производствената, но и финансовата ефективност на проекта“, каза Андрей Патрушев, цитиран на сайта на Gazprom Neft Shelf.
Припомняме, че индустриалното разработване на полето започна през декември 2013 г. Нов сорт масло - ARCO за първи път навлезе на световния пазар през април 2014 г.
Общо повече от 10 милиона барела петрол вече са били изпратени до европейските потребители от началото на разработването на находището. Натрупаният добив в края на 2017 г. възлиза на около 6 млн. т. Според Александър Дюков, председател на Управителния съвет на "Газпром нефт", компанията планира да произвежда 4,5 млн. т петрол годишно в Приразломное през 2019 г.
Заслужава да се отбележи, че Gazprom Neft очаква да увеличи петролните запаси в този регион чрез геоложки проучвания в съседните райони на Prirazlomnoye. Както каза Александър Новак по-рано, перспективата за производство на находището Prirazlomnoye е 6,5 милиона тона годишно.
Според експерти това е доста истинско предизвикателство. Както Газпром Нефт съобщи на 20 февруари 2017 г., за първи път беше направена оценка на перспективните ресурси на арктическия шелф в лицензираните райони на компанията. Според DeGolyer и MacNaughton обемите на обещаващите ресурси на арктическия шелф възлизат на: нефт - 1,6 милиарда тона, газ - 3 трилиона m3.
Многопосочен вектор
За перспективите за развитие на офшорни проекти, особено в Арктика, експерти и официални лица говорят много и охотно. Мненията са единодушни само, че шелфът е стратегическият потенциал на страната. Във всички останали отношения тази тема предизвиква разгорещени дискусии сред участниците на пазара. Сред най-обсъжданите въпроси: трябва ли да бъдат допуснати частни компании да участват в разработката, трябва ли да бъде премахнат мораториумът върху издаването на нови лицензи, какви ползи трябва да се предоставят, как да се заобиколят санкциите, откъде да се вземе оборудване и какви технологии да се използват.
В същото време много експерти са съгласни, че сега наистина не е най-добрият период в световната и вътрешната икономика за съживяване на офшорните дейности. Така руският министър на енергетиката Александър Новак отбелязва, че интересът към рафтовете, наблюдаван преди 2014 г., сега е много по-нисък и свързва това с намаляването на световните цени на въглеводородите. Коментирайки плановете за разработване на арктическия шелф в интервю за RT, министърът припомни, че в момента там имаме около 19 открити находища. „Това предполага, че в бъдеще, с подобряването на пазарната ситуация, със сигурност ще разгледаме, като част от нашата стратегия за енергийно развитие, повече активно изследване, сондажи, въвеждане в експлоатация на находища“, каза министърът и още веднъж подчерта, че Арктика е бъдещето на нашия добив на нефт и газ.
Според академик Алексей Конторович активното изследване на руските арктически води ще се проведе през 2030-2040 г. Както той обясни в интервю за Ройтерс, Русия ще може да поддържа текущото производство на петрол с наличните доказани запаси до средата на 21 век.
Освен това са необходими нови открития в шелфа на Арктика, който има богати запаси от въглеводороди. По този начин, според експерта, основната задача остава разработването на подходящи технологии до този момент.
Орест Каспаров, заместник-ръководител на Роснедра, смята, че за икономически жизнеспособното развитие на арктическия шелф цената на петрола трябва да надвишава 80 долара за барел. Според него това е именно заради ниските цени на петрола, а не заради санкциите. руски компанииотложи развитието на някои офшорни проекти.
Енергийният потенциал на икономическото развитие до голяма степен зависи от офшорното бъдеще на петрола и газа. Експертите по въглеводороди настояват за това. В нашата страна индустриалното развитие на континенталния шелф е обявено за перспективно. Постигането на резултата обаче изисква координирано решаване на редица правни, инвестиционни, проучвателни, инфраструктурни и екологични въпроси.
Рентабилността на офшорните полета се дължи предимно на използването на ефективни производствени технологии и. В същото време крайните потребители на въглеводороди отдават все по-голямо значение на възможностите за обработка на нефт и газ като фактор за постигане на качество. продаваеми продукти. Световният опит в тази област нараства и сега идва в Русия. Труднодостъпни, но толкова желани въглеводороди от недрата вече чакат за комерсиален добив.
- Световни запаси от нефт и газ на континенталния шелф.
- Разпределение на добива на нефт на континенталния шелф по региони на света.
- Разпределение на добива на газ на континенталния шелф по региони на света.
- Запаси от въглеводороди на руския континентален шелф.
Морският континентален шелф е подводно продължение на повърхността на континента (с лек наклон - около 1-2 м на 1 км). Ширината на шелфа варира от 50 до 100 km, дълбочината на външната граница е в диапазона 120-150 m, подводният склон на континента завършва в подножието. Шелфът има същата геоложка структура като континента, което е от основно значение за индустриалното му развитие.
Разработването на находища в близост до морето започва в средата на 19 век в крайбрежните територии на Каспийско море (полуостров Абшерон в района на Баку). Тук преди по-малко от 100 години е открита промишлена експлоатация на сондажни платформи върху пилоти. От 60-те години на миналия век подводният добив на нефт и газ се използва широко.
Разработването на находища на морския шелф е наукоемък, технологично сложен и в същото време опасен процес, когато оборудването се инсталира и работи в екстремни условия околен свят(силни бури, приливи и отливи, морска сол, сероводород, критично ниски температури и най-трудните ледени условия). Перспективите за офшорно производство обаче се основават на икономическа осъществимост и се подкрепят от проучвания, които показват, че половината от световните запаси на въглеводороди се съдържат в подпочвата под морското дъно.
Прогнозите показват, че повече от 60% от площта на континенталния шелф има запаси от въглеводороди. Всяка година в света се пробиват около 1000 проучвания и приблизително 2000 сондажа. производствени кладенциразличен тип. Общо са пробити повече от 100 хиляди кладенци. Проучени са над 2000 офшорни нефтени и газови находища, повечето от които са гигантски и големи по запаси.
Основните подводни залежи на нефт и газ са съсредоточени в Персийския залив (Саудитска Арабия, Катар). Тук се намират повече от половината от петролните запаси в света. Най-големите залежи на въглеводороди също се разработват в Гвинейския и Мексиканския залив, във водите на Маракайбо (Венецуела), в моретата Югоизточна Азия, Бофорт и в Северно море (Норвегия). Добивът на въглеводороди в морето е около една трета от световния добив.
Според IFP Energies nouvelles (IFPEN) и IHS Energy, световните запаси от нефт и газ на континенталния шелф през 2010 г. се оценяват на около 650 милиарда барела петролен еквивалент (или 650 Gboe, диаграма 1). В същото време делът на петролните запаси беше 275 Gboe, а на газа - 375 Gboe. Общият добив на нефт през 2010 г. на морските шелфове на нашата планета е 23,6 милиона барела на ден, а газ - 2,4 милиарда m 3 на ден ( диаграми 2 и 3 ).
Русия е на прага на индустриалното развитие на континенталния шелф (по отношение на територията това е повече от 6 милиарда km 2, което е 22% от площта на шелфа на Световния океан). Това е най-големият по площ шелф в света, чиито възстановими въглеводородни ресурси се оценяват на 98,7 милиарда тона. по отношение на конвенционалното гориво. В същото време около 85% от проучените запаси са концентрирани в шелфа на арктическите води (Баренцово море, Карско море). континентална плоча Далеч на изтоксъдържа приблизително 12-14% запаси. На рафтовете на Балтийско, Каспийско, Черно, Азовско море също са отбелязани редица находища ( диаграма 4 ).
Въпреки факта, че по-голямата част от континенталния шелф се намира в северните и арктическите райони, офшорният добив на нефт и газ в Русия е определен като приоритетна дейност, която допринася за развитието на нефтената и газовата индустрия и икономиката като цяло. Държавни плановепредвиждат до 2030 г. да увеличат добива на петрол в шелфа 5 пъти - от сегашните 13 милиона тона. до 66,2 милиона тона; планира се добивът на газ да се увеличи 4 пъти - от 57 милиарда m 3 до 230 милиарда m 3 . Постигането на тези показатели ще бъде улеснено от правителствената програма за развитие на шелфа до 2030 г. Икономичен ефектот изпълнението му се изчислява в размер на 8 трилиона рубли.
Успехът на рафта е изкован на земята
- Технологична платформа с оборудване за обработка на нефт и газ.
- Инсталации за повърхностно обезводняване природен гази регенерация на TEG.
Добивът на нефт на континенталния шелф се извършва с помощта на специални хидравлични съоръжения - сондажни платформи. Тези платформи се делят на три вида: повдигащи се, полупотопяеми и гравитационни сондажни платформи. Използват се също сондажни кораби, технологични платформи и плаващи комплекси за добив, съхранение и разтоварване на нефт. Изборът на типа платформа зависи от условията на работа (разстояние от брега, дълбочина на морето, климат) и методите за разработване на находище (схема на сондиране на кладенци, дебит на нефт).
Въпреки разликата в дизайна на платформите, всички те си приличат в едно – те са изключително компактни конструкции с необходимите производствено оборудване"на борда". Всяко поле разработва свой собствен проект за конфигурация на сондажна платформа. В същото време, в условия на ограничено пространство, разполагането на сондажно, експлоатационно, технологично и енергийно оборудване е внимателно оптимизирано.
Професионалистите от нефтената и газовата промишленост смятат технологичната поддръжка за подготовката на добития нефт и газ за приоритетна задача. Преработката на нефт и газ е задължителен етап, който предшества транспортирането, съхранението и преработката на въглеводороди. По правило подготовката се състои от редица операции: отделяне на нефт и газ, отделяне, сушене, отстраняване на серни съединения, живак, въглероден двуокиси соли, компресия и др.
Например, за да се постигне високо търговско качество (APG), маслото се отстранява от резервоара. Преди транспортиране за преработка или използване като гориво ПНГ се пречиства от примеси, вода и сероводород. Изчислява се температурата на точката на оросяване на газа за вода и въглеводороди, определя се калоричността на APG и неговия компонентен състав.
Технологичният опит, натрупан на сушата, се прилага последователно при разработването на офшорни находища.
Световният опит идва в Русия
- Модулна газова сушилня COMART.
- Стелажна система за пречистване на газ от серни съединения COMART.
- Модулна инсталация COMART за регенерация на ТЕГ.
Успехът в търговското производство на въглеводороди до голяма степен зависи от доказаните технологично оборудванесъздаден на базата на оригинални дизайнерски разработки и инженерни решения. Световният опит в изпълнението на подобни проекти е в основата на създаването на системи за обработка на нефт и газ за находища в Русия и страните от ОНД.
В контекста на разгръщането на търговското производство на петрол на рафтовете, използването на ефективни технологии за пречистване на нефт и газ помага да се постигне необходимо качествопродаваеми продукти, намаляват разходите и повишават икономическата привлекателност на конкретни находища. Известната инженерна компания COMART, признат лидер в разработването на модерни системиподготовка на нефт и газ.
Оборудването на COMART е инсталирано в находищата на водещи петролни компании, включително: ExxonMobil, BP, Shell, Eni, Saudi Aramco, Repsol YPF, Petrobras, NIOC, Maersk Oil, ONGC и др. 32 проекта за преработка на нефт и газ са успешно изпълнени на само офшорните шелфове, което ни позволява да гарантираме решаването на най-сложните технически задачи както в екваториалните води, така и в северните морета.
На сайта могат да се публикуват материали от отворени източници (програмни кодове, изображения и др.). Всички права върху такива материали принадлежат на техните автори. Ако сте носител на авторските права върху такива материали и не сте съгласни с използването им на този сайт, моля свържете се с мен.
Изграждането на сондажната платформа се състои в доставка до мястото на предполагаемото производство и последващо наводняване на основата на плаващата конструкция. Върху този вид „основа“ след това се надграждат останалите необходими компоненти.
Първоначално такива платформи са били направени чрез заваряване на решетъчни кули, оформени като пресечена пирамида, от метални тръби и профили, които след това са били здраво заковани към морското или океанското дъно с пилоти. Впоследствие на такива конструкции е монтирано необходимото сондажно или производствено оборудване.
Когато стана необходимо да се разработят находища, разположени в северните ширини, бяха необходими устойчиви на лед платформи. Това доведе до факта, че инженерите разработиха проекти за изграждане на касетни основи, които всъщност са изкуствени острови. Самият такъв кесон е пълен с баласт, който по правило е пясък. Такава основа се притиска към дъното на морето под въздействието на собственото си тегло, което се влияе от гравитационните сили.
С течение на времето обаче размерът на офшорните плаващи конструкции започна да се увеличава, което наложи преразглеждане на характеристиките на техния дизайн. В тази връзка разработчиците на американската компания Kerr-McGee създадоха проект на плаващ обект под формата на навигационен етап. Самата конструкция представлява цилиндър, чиято долна част е пълна с баласт.
Дъното на този цилиндър се закрепва през деня с помощта на специални дънни котви. Подобно техническо решение направи възможно изграждането на доста надеждни платформи с наистина гигантски размери, които се използват за добив на нефт и газови суровини на свръхголеми дълбочини.
Честно казано, трябва да се каже, че няма фундаментални разлики между процеса на извличане на въглеводородни суровини и последващото им транспортиране между офшорни и наземни производствени кладенци.
Например, основните елементи на фиксирана офшорна платформа са същите като тези на сушата за риболов.
Основната характеристика на офшорната сондажна платформа е преди всичко автономността на нейната работа.
За да се постигне такава автономност, офшорните сондажни платформи са оборудвани с много мощни електрически генератори, както и инсталации за обезсоляване на морска вода. Запасите на офшорните платформи се попълват с помощта на обслужващи кораби.
Също така, използването на морски транспорт е необходимо за доставката на цялата конструкция до минния обект, в случай на спасителни и противопожарни мерки. Транспортирането на суровини, извлечени от морското дъно, се извършва чрез дънни тръбопроводи, както и с помощта на танкерна флота или чрез плаващи съоръжения за съхранение на нефт.
Съвременните технологии, ако производствената площадка е разположена близо до брега, предвиждат пробиване на насочени кладенци.
aligncenter="" wp-image-1366="" size-medium="" https:=""> производство на нефт и газ” width=”600″ height=”337″ />
Ако е необходимо, това технологичен процеспредвижда използването на съвременни разработки, които позволяват дистанционно управление на сондажните процеси, което гарантира висока точносттекуща работа. Такива системи предоставят на оператора възможност да издава команди на сондажно оборудване дори от разстояние няколко километра.
Дълбочините на производството на морския шелф обикновено са в рамките на двеста метра, като в някои случаи достигат стойност от половин километър. Използването на определена сондажна технология зависи пряко от дълбочината на продуктивния слой и отдалечеността на производствената площадка от брега.
В райони с плитка вода, като правило, се издигат подсилени основи, които са изкуствени острови, върху които впоследствие се монтира сондажно оборудване. В някои случаи в плитки води се използва технология, която включва ограждане на мястото за добив със система от бентове, което позволява да се получи ограден изкоп, от който след това може да се изпомпва вода.
В случаите, когато има сто или повече километра от мястото за разработка до брега, вече е невъзможно да се направи без използването на плаваща нефтена платформа. Стационарните платформи са най-простите по своя дизайн, но те могат да се използват само при дълбочина на добив от няколко десетки метра, тъй като в такава плитка вода е възможно да се фиксира стационарна конструкция с помощта на пилоти или бетонни блокове.
Започвайки от дълбочини от около 80 метра, започва използването на плаващи платформи, оборудвани с опори. В райони с голяма дълбочина (до 200 метра) фиксирането на платформата вече става проблематично, поради което в такива случаи се използват полупотопяеми сондажни платформи.
На място такива платформи се държат от системи за закрепване и системи за позициониране, които представляват цял комплекс от подводни двигатели и котви. Сондирането на свръхголеми дълбочини се извършва с помощта на специализирани сондажни кораби.
При подреждането на офшорни кладенци се използват както единични, така и клъстерни методи. През последните години започна да се практикува използването на т. нар. мобилни сондажни бази. Самият процес на офшорно сондиране се извършва с помощта на щрангове, които са тръбни колони с голям диаметър, спуснати до самото дъно.
След завършване на процеса на сондиране на дъното се поставя многотонен превентор, който е система против издухване, както и фитинги на кладенеца. Всичко това позволява да се предотврати изтичането на добитите суровини от пробития кладенец в открити води. Освен това е задължително инсталирането и пускането в експлоатация на контролно-измервателна апаратура, която следи текущото състояние на кладенеца. Повдигането на маслото на повърхността се извършва чрез система от гъвкави маркучи.
Както става ясно, сложността и високото ниво на технологичност на процесите за разработване на офшорни находища са очевидни (дори без да навлизаме в техническите подробности на такива процеси). В тази връзка възниква въпросът: „Заслужава ли си такова сложно и скъпо производство на петрол?“ Определено да. Тук основните фактори, които говорят в нейна полза, са непрекъснато нарастващото търсене на петролни продукти с постепенното изчерпване на находищата на сушата. Всичко това надвишава цената и сложността на такъв добив, тъй като суровините са търсени и изплащат разходите за тяхното извличане.
И газ” width=”600″ height=”414″ />
В момента Русия и някои азиатски страни планират да увеличат капацитета си за производство на въглеводороди в морето в близко бъдеще. И това се дължи на чисто практическата страна на въпроса, тъй като много руски находища имат висока степен на изчерпване и докато носят доходи, е необходимо да се разработят алтернативни полета с големи запаси от суровини, за да се премине впоследствие до офшорно производство безболезнено.
Въпреки съществуващите технологични проблеми, високите разходи за труд и големите капиталови инвестиции, нефтът, извлечен от морското и океанското дъно, вече е конкурентна стока и твърдо заема своята ниша на световния пазар на въглеводороди.
Най-голямата нефтена платформа в света се намира в Северно море, норвежката платформа, наречена "Troll-A". Височината му е 472 метра, а общото тегло е 656 хиляди тона.
В Съединените щати началната дата на американския офшорен добив на петрол се счита за 1896 г., а негов основател е калифорнийски петрол на име Уилямс, който още през тези години пробива кладенци, използвайки насипа, който е изградил със собствените си ръце.
През 1949 г. на разстояние 42 километра от полуостров Абшерон върху метални стелажи, издигнати за добив на нефт от дъното на Каспийско море, е построено цяло селище, наречено "Нефтени скали". В това село хората, обслужващи работата на риболова, са живели няколко седмици. Този надлез (Oil Rocks) дори се появи в един от филмите за Бонд, който се казваше „И целият свят не е достатъчен“.
С появата на плаващите сондажни платформи стана необходимо да се поддържа тяхното подводно оборудване. В тази връзка оборудването за дълбоководно гмуркане започна активно да се развива.
За бързо запечатване на нефтен кладенец в случай на извънредни ситуации (например, ако буря бушува толкова силна, че сондажният кораб не може да се задържи на място), се използва превентор, който е вид тапа. Дължината на такъв "корк" може да достигне до 18 метра, а такъв превентор може да тежи до 150 тона.
Основният мотив за развитието на офшорния нефтодобив е световната петролна криза от 70-те години на миналия век, провокирана от ембаргото, наложено от страните от ОПЕК върху доставките на черно злато за западните страни. Такива ограничения наложиха американски и европейски петролни компаниитърсят алтернативни източници на суров петрол. В допълнение, развитието на шелфа започна да бъде по-активно с появата на нови технологии, които вече направиха възможно извършването на офшорни сондажи на големи дълбочини.
И газ” width=”556″ height=”376″ /> Най-голямата в света офшорна сондажна платформа Troll
Развитието на шелфа на Северно море започва с откриването на газово находище, наречено Гронинген край бреговете на Холандия (1959 г.). Интересното е, че името на този депозит доведе до появата на нов икономически термин- ефектът на Гронинген (с други думи - "холандска болест"). Същността на този термин от икономическа гледна точка е значително поскъпване на националната валута, настъпило поради рязко увеличаване на обема на износа на газ, което имаше изключително негативно въздействие върху други сектори на икономиката, свързани с износа. импортни операции.