(генеральный директор)
«Газпром нефть шельф» - российская нефтяная компания , созданная для освоения морских нефтегазовых месторождений. Владеет лицензией на разработку Приразломного нефтяного месторождения , открытого в 1989 году на шельфе Печорского моря . Приразломное - единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата . «Газпром нефть шельф» является дочерним предприятием ПАО «Газпром нефть ».
Деятельность
В настоящий момент «Газпром нефть шельф» - единственная нефтяная компания , ведущая добычу нефти на арктическом шельфе России (месторождение «Приразломное »).
Отгрузка первого танкера с нефтью Приразломного месторождения состоялась в апреле 2014 года. Команду на отгрузку дал Президент России Владимир Путин . Новый сорт добытой на российском шельфе арктической нефти получил название ARCO (Arctic Oil) и впервые поступил на мировой рынок. В общей сложности с платформы «Приразломная » в 2014 году было отгружено 300 тыс. тонн нефти . На пике максимальный уровень добычи может достигать 5 млн тонн нефти в год.
В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Первая добывающая скважина на месторождении была запущена 19 декабря 2013 года. Устья всех скважин находятся внутри платформы - таким образом ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Кроме того, установленное на скважинах специальное оборудование призвано предотвратить возможность неконтролируемого выброса нефти или газа - в случае необходимости скважина будет герметично перекрыта в течение 10 секунд.
МЛСП «Приразломная»
Особые гидрометеорологичсеские условия Арктики потребовали применения принципиально новых, уникальных технологий для освоения Приразломного месторождения .
Для реализации проекта была создана морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная », которая обеспечивает выполнение всех технологических операций: бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры, выработку тепловой и электрической энергии. При её проектировании был учтен опыт ведущих американских, канадских и норвежских нефтегазовых компаний, которые уже несколько десятилетий ведут добычу в подобных природно-климатических условиях. Платформа сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи в арктическом регионе и рассчитана на максимальные ледовые нагрузки.
В плане рассмотрены различные сценарии рисков, произведен расчет сил и средств для формирования аварийных подразделений. Также организованы профессиональные формирования по локализации и ликвидации возможных разливов, организовано взаимодействие с государственными профессиональными органами. Компанией закуплено специальное оборудование, которое позволит ликвидировать возможные разливы нефти в арктических условиях и сможет осуществлять сбор нефти в ледовых условиях.
В районе расположения платформы постоянно проводятся учебно-тренировочные занятия и комплексные учения, призванные обеспечить максимальную слаженность действий команды проекта в случае возникновения любых нештатных ситуаций. Тренировки выполняются как на море в ледовой обстановке, так и на суше - для защиты береговой полосы в районе пос. Варандей . С начала 2014 года компанией проведено более 100 учебно-тренировочных занятий по теме ЛРН, самым масштабным из которых стало учение по поиску и спасению людей, а также ликвидации разливов нефти «Арктика-2014» .
История
С мая 2014 года «Газпром нефть шельф» является дочерним обществом ПАО «Газпром нефть ».
1 июня 2009 года ООО «Севморнефтегаз», 100 % акций которого принадлежат «Газпрому », было переименовано в ООО «Газпром нефть шельф». В октябре того же года Роснедра переоформили лицензии на Приразломное месторождение с ООО «Севморнефтегаз» на ООО «Газпром нефть шельф».
29 декабря 2004 года «Газпром » стал единственным владельцем компаний, связанных с освоением
Мы находимся на буровой платформе – сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.
В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.
Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.
Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.
В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.
Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.
Интересные факты
- Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
- Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
- В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде – «И целого мира мало».
- Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования.
- Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес – 150 тонн.
- Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.
- Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.
Прошедший 2017 год был непростым для российской нефтянки. Рост добычи в целом остановился из-за падения мировых цен, санкций и сокращения в рамках сделки OPEC+. Однако эта тенденция не коснулась шельфовых проектов, где объемы добычи по итогам прошлого года выросли более чем в 1,5 раза. Кроме того, в результате ГРР самые крупные запасы на территории России в прошлом году были обнаружены именно на шельфе. Специалисты связывают это с появлением российских технологий для реализации шельфовых проектов и прогнозируют дальнейший рост добычи в российской акватории.
Ускорение роста
Добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года выросла гораздо больше, чем планировалось ранее. Еще в сентябре прошлого года заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов сообщил журналистам, что в министерстве ожидают роста добычи нефти на шельфе России в 2017 году по сравнению с 2016 годом на 16,6%, до 26 млн т, газа - на 3,3%, до 34 млрд м3. Однако уже в середине декабря Минэнерго скорректировало свои прогнозы и сообщило что добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года вырастет на 61%, до 36 млн т.
В Минэнерго отмечают, что на ситуацию позитивно повлияло применение новых технологий в сфере нефтегазодобычи, в том числе в офшорных проектах. «Из общего количества технологий, а их насчитывается примерно 600, более 300 производятся в России. Более 200 имеют российские наработки и аналоги, то есть практически имеют стадию разработки проекта», - заявил Кирилл Молодцов, выступая с докладом осенью на Тюменской нефтегазовой конференции. «Есть технологии, которые нас сильно волнуют, и мы будем развивать их дальше. Это абсолютно автономные системы добычи, окончание морских месторождений, забуривание, возможности создания и развития проектов в Арктике», - отметил замминистра. Кирилл Молодцов также указал на то, что введенные против России в 2014 году санкции не оказали такого сильного негативного влияния на добычу на шельфе, как ожидалось.
«Некоторые события, которые произошли примерно в 2014 году, вроде бы должны были отрицательно повлиять, но подчеркну, что все компании, которые работают на шельфе и по проектам, которые были начаты, и по проектам, которые сейчас рассматриваются, фактически свои планы не поменяли», - пояснил Кирилл Молодцов. Он также добавил, что компании продолжают направлять средства на развитие морских проектов. Так, общий объем инвестиций в прошлом году только в шельф Арктики оценивается на уровне 150 млрд рублей.
Новые открытия
Стоит отметить, что наши недропользователи не только развивали уже действующие проекты, но также проводили ГРР, в результате которых были сделаны крупные открытия. Одно из крупнейших открытий принадлежит «Роснефти», которая обнаружила крупные запасы нефти по результатам бурения скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском лицензионном участке в Хатангском заливе моря Лаптевых.
В июне прошлого года компания объявила, что в результате ГРР на шельфе в Восточной Арктике пробурила скважину Центрально-Ольгинская-1, отбор керна из которой показал высокое насыщение нефтью. По данным сейсмической разведки, в этом районе могут залегать колоссальные запасы нефти, которые оцениваются в 9,5 млрд т. Уже в октябре по результатам бурения всего одной этой скважины Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) поставила на баланс государства месторождение нефти с извлекаемыми запасами 80,4 млн т.
Как говорится в сообщении «Роснефти», в результате бурения поисковой скважины Центрально-Ольгинская-1 с берега полуострова Хара-Тумус на шельфе Хатангского залива моря Лаптевых (Восточная Арктика) обнаружено, что полученный керн насыщен нефтью с преобладанием легких маслянистых фракций. На основании первичных исследований можно сделать вывод об открытии нового месторождения нефти, объем ресурсного потенциала которого увеличивается по мере продолжения буровых работ.
Открытое «Роснефтью» в Восточной Арктике месторождение может быть крупнейшим и уникальным на шельфе, заявил глава Министерства природных ресурсов и экологии России Сергей Донской. Еще одно крупное открытие на шельфе принадлежит «Газпром нефти», которая обнаружила нефтяные запасы в Охотском море в 55 км от береговой линии северо-восточной части шельфа острова Сахалин.
Месторождение Аяшское, позднее переименованное в Нептун, является частью проекта «Сахалин-3». «Газпром нефть» рассчитывает, что из геологических запасов нефти в 250 млн т объем извлекаемых запасов составит 70-80 млн т. Как говорится в корпоративном журнале «Газпром нефти», детальную оценку запасов компания планирует подготовить к середине 2018 года. На основании этих данных будет приниматься решение о доразведке Нептуна в 2019 году. Добычу нефти на месторождении компания планирует начать в 2025-2026 годах.
Сахалинский излом
Сахалинский излом Основная часть нефти на российском шельфе добывается в районе Сахалина. В прошлом году, согласно данным областной администрации, добыча нефти в регионе, включая газовый конденсат, составила 17,7 млн т, что 1,9% меньше, чем в 2016 году. Между тем добыча газа увеличилась на 3,2%, до 30,5 млрд м3.
Практически весь объем углеводородов на Сахалине добывается в рамках двух шельфовых проектов - «Сахалин-1» («Роснефти» принадлежит 20%) и «Сахалин-2» (контрольный пакет у «Газпрома»),
Между акционерами этих двух проектов много лет существовали разногласия по поводу использования газа с месторождений «Сахалина-1». Оператор этого проекта в России, Exxon Neftegas, несколько лет пытается договориться с «Газпромом» о поставках газа, добываемого в рамках проекта, на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Однако «Газпром» всегда настаивал на поставках сырья на внутренний рынок, что не устраивало акционеров проекта «Сахалин-1» из-за низкой цены на внутреннем рынке. В результате газ с проекта закачивали обратно в пласты, а Exxon Neftegas за это время, по оценке экспертов, получил упущенную выгоду в размере $5 млрд.
В свою очередь, расширение завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» за счет строительства третьей очереди откладывалось год за годом из-за отсутствия ресурсной базы.
В конце прошлого года министр энергетики РФ Александр Новак сообщил в интервью газете «Коммерсантъ», что разногласия удалось урегулировать. Стороны договорились, что газ с проекта «Сахалина-1» будет поступать для третьей очереди СПГ-проекта «Сахалин-2», при этом «Газпром» будет поставлять газ для Восточной нефтехимической компании (ВНХК) «Роснефти». В начале февраля текущего года Главгосэкспертиза России сообщила о выдаче положительного заключения по проектной документации на реконструкцию завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Реконструкция необходима для возведения третьей технологической линии завода. Выдано положительное заключение на строительство второго причального комплекса для отгрузки СПГ мощностью 10 000 м3/час.
Расширение технологической части необходимо для оптимизации погрузки газа. Также будут произведены работы по строительству берегового укрепления, подходной эстакады, платформы отгрузки СПГ и других инфраструктурных объектов.
Остается надеяться, что ценовой вопрос, который много лет являлся камнем преткновения в разногласиях между акционерами двух крупнейший шельфовых проектов, на этот раз будет решен быстро и в этом деле наконец будет поставлена точка.
Удача для «ЛУКОЙЛа»
Право осваивать шельф России в 2008 году закреплено законодательно за государственными компаниями с пятилетним опытом работы на морских месторождениях. Этому критерию соответствуют только «Газпром», «Роснефть» и «Газпром нефть».
«ЛУКОЙЛ» - единственная частная компания, которая работает на российском шельфе. Дело в том, что компания получила право на освоение шельфовых месторождений на Каспии еще до ужесточения законодательства по условиям работы на шельфе. В 2000 году компания отрыла на шельфе Каспийского моря крупную нефтегазоносную провинцию. Сейчас там открыто 6 крупных месторождений и 10 перспективных структур.
На данном этапе запущено в эксплуатацию два месторождения - им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. Последнее является одним из крупнейших шельфовых нефтяных месторождений России с извлекаемыми запасами нефти 129 млн т и газа 30 млрд м3.
Промышленная добыча на месторождении им. Филановского началась в октябре 2016 года в результате ввода в эксплуатацию первой очереди обустройства, включающей в том числе ледостойкую стационарную платформу (ЛСП). В январе 2018 года компания сообщила, что завершила строительство и ввела в эксплуатацию первую скважину в рамках второй очереди освоения месторождения им. Филановского. В результате пуска скважины суточная добыча нефти на месторождении увеличена до 16,8 тыс. т.
Президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов сообщил журналистам, что на месторождении им. Филановского в текущем году планируется добыть 5,6-5,8 млн т нефти, а уже в 2019 году компания намерена выйти на проектную добычу нефти в 6 млн т и удерживать ее в течении 5 лет. Он также сказал, что в текущем году компания планирует завершить строительство блок-кондуктора для второй очереди месторождения им. Корчагина и завершить строительство третьей очереди месторождения им. Филановского.
Кроме того, Вагит Алекперов сообщил, что уже объявлен тендер на обустройство месторождения Ракушечное, которое будет следующим проектом компании на Северном Каспии. Это месторождение расположено в непосредственной близости от месторождения им. Филановского. Благодаря этому компания планирует использовать уже построенную инфраструктуру, что позволит сократить время и затраты на обустройство месторождения.
Глава «ЛУКОЙЛа» является одним из последовательных сторонников допуска частных компаний к освоению офшорных проектов, в том числе на российскомконтинентальном шельфе. В начале февраля в ходе встречи с президентом России Владимиром Путиным Вагит Алекперов назвал каспийский проект приоритетным и стратегически важным для компании. Он также напомнил российскому президенту, что «ЛУКОЙЛ» осваивает Восточно-Таймырский участок недр, расположенный близ устья Хатанги, и еще раз отметил заинтересованность компании в шельфовых проектах.
Единственный на шельфе Арктики
Приразломное - первый и пока единственный действующий добычной проект на российском арктическом шельфе. Добыча нефти сорта ARCO, которую ведет «Газпром нефть» с одноименной платформы «Приразломная», в течение 2017 года росла ускоренными темпами и достигла 2,6 млн т. «Газпром нефть» сумела сохранить темпы роста, несмотря на техническое перевооружение Приразломного месторождения, которое компания провела осенью прошлого года.
Как рассказали в пресс-службе «Газпром нефти», в 2017 году знаковым событием для проекта стало увеличение фонда скважин на 1 нагнетательную и 4 добывающие скважины. В настоящее время на Приразломном месторождении введены в эксплуатацию 13 скважин: 8 добывающих, 4 нагнетательные и 1 поглощающая. В 2018 году планируется пробурить еще несколько добывающих и нагнетательных скважин.
Всего в рамках проекта «Приразломное» планируется строительство 32 скважин, что обеспечит после 2020 года пиковую годовую добычу около 5 млн т нефти. В текущем году «Газпром нефть» рассчитывает добыть на месторождении более 3 млн т, сказал заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрей Патрушев в ходе выступления на 13-й выставке и конференции
RAO/CIS Offshore. «Плановое наращивание объемов добычи подразумевает в том числе внедрение новых технологий строительства скважин. Одной из ключевых инноваций в проекте «Приразломное» стал ввод в эксплуатацию многозабойной скважины, технология строительства которой позволяет уменьшить объемы производственных работ и расходов на бурение. Таким образом, повышается не только производственная, но и финансовая эффективность проекта», - приводятся слова Андрея Патрушева на сайте компании «Газпром нефть шельф».
Напомним, что промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 года. Новый сорт нефти - ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.
Всего с начала разработки месторождения европейским потребителям отгружено уже более 10 млн баррелей нефти. Накопленная добыча по состоянию на конец 2017 года составила порядка 6 млн т. Как говорил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, уже в 2019 году компания планирует добывать на Приразломном 4,5 млн т нефти в год.
Стоит отметить, что «Газпром нефть» рассчитывает прирастить запасы нефти в этом регионе за счет геологоразведки на соседних с Приразломным площадях. Как сообщил ранее Александр Новак, перспектива добычи на Приразломном месторождении составляет 6,5 млн т в год.
По оценкам экспертов это вполне реальная задача. Как сообщила «Газпром нефть» 20 февраля, в 2017 году впервые была проведена оценка перспективных ресурсов Арктического шельфа на лицензионных участках компании. По оценке DeGolyer and MacNaughton объемы перспективных ресурсов Арктического шельфа составили: нефти – 1,6 млрд т, газа – 3 трлн м3.
Разнонаправленный вектор
О перспективах разработки шельфовых проектов, особенно арктических, эксперты и чиновники говорят много и охотно. Мнения едины только в том, что шельф - это стратегический потенциал страны. Во всем остальном эта тема вызывает острые дискуссии среди участников рынка. В числе самых обсуждаемых вопросов: нужно ли допускать частные компании к участию в разработке, стоит ли отменять мораторий на выдачу новых лицензий, какие предоставлять льготы, как обходить санкции, где брать оборудование и какие применять технологии.
В то же время многие эксперты сходятся во мнении, что сейчас действительно не лучший период в мировой и отечественной экономике для активизации деятельности на шельфе. Так, министр энергетики РФ Александр Новак отмечает, что активность интереса к шельфам, наблюдавшаяся до 2014 года, сейчас намного ниже, и связывает это со снижением мировых цен на углеводороды. Комментируя в интервью телеканалу RT планы по освоению шельфа Арктики, министр напомнил, что у нас на сегодняшний день там около 19 открытых месторождений. «Это говорит о том, что в будущем при улучшении конъюнктуры мы, безусловно, рассматриваем в рамках нашей стратегии развития энергетики более активное исследование, бурение, ввод в эксплуатацию месторождений», - сказал министр и еще раз подчеркнул, что Арктика - это будущее нашей нефтедобычи и газодобычи.
По мнению академика Алексея Конторовича, активная геологоразведка российской арктической акватории будет проходить в 2030-2040 годах. Как он пояснил в интервью агентству Reuters, Россия сможет поддерживать текущую нефтедобычу с имеющимися разведанными запасами до середины XXI века.
Далее нужны новые открытия на шельфе Арктики, которая обладает богатыми запасами углеводородов. Таким образом, по мнению специалиста, главной задачей остается разработка к этому времени соответствующих технологий.
Заместитель руководителя Роснедр Орест Каспаров считает, что для экономически целесообразной разработки шельфа Арктики стоимость нефти должна превышать $80 за баррель. По его мнению, именно из-за низких цен на нефть, а не из-за санкций российские компании откладывают развитие некоторых шельфовых проектов.
Энергетический потенциал развития экономики во многом зависит от морского будущего нефти и газа. На этом настаивают углеводородные эксперты. В нашей стране промышленное освоение континентального шельфа заявлено как перспективное. Однако достижение результата предполагает согласованное решение целого ряда правовых, инвестиционных, геологоразведочных, инфраструктурных и экологических задач.
Рентабельность месторождений на шельфе, прежде всего, обусловлена применением эффективных технологий добычи и . При этом конечные потребители углеводородов всё большее значение придают возможностям нефтегазоподготовки как фактору достижения качества товарной продукции. Мировой опыт в этом направлении наращивается и сегодня приходит в Россию. Труднодоступные, но такие желанные углеводороды из подводных недр уже ждут промышленной добычи.
- Мировые запасы нефти и газа континентального шельфа.
- Распределение добычи нефти на континентальном шельфе по регионам мира.
- Распределение добычи газа на континентальном шельфе по регионам мира.
- Запасы углеводородов на континентальном шельфе России.
Морской континентальный шельф представляет собой подводное продолжение поверхности материка (с небольшим уклоном - примерно 1-2 м на 1 км). Ширина шельфа варьируется от 50 до 100 км, глубина внешней границы находится в пределах 120-150 м, подводный склон материка заканчивается подножием. Шельф имеет одинаковое с материком геологическое строение, что имеет принципиальное значение для его промышленной разработки.
Освоение месторождений у моря началось в середине 19 века на прибрежных территориях Каспия (Апшеронский полуостров в районе Баку). Здесь же менее 100 лет назад открылась промышленная эксплуатация буровых платформ на сваях. Начиная с 1960-х гг., широкое применение получает подводная добыча нефти и газа.
Разработка месторождений на морском шельфе - это наукоёмкий, сложный по технологиям и в то же время опасный процесс, когда оборудование устанавливается и эксплуатируется в экстремальных условиях окружающей среды (сильные шторма, приливы и отливы, морская соль, сероводород, критически низкие температуры и сложнейшая ледовая обстановка). Тем не менее, перспективы добычи на шельфах основаны на экономической целесообразности и подтверждаются исследованиями, по которым в недрах под морским дном содержится половина общемировых запасов углеводородов.
Прогнозы говорят о том, что более 60% площади континентального шельфа имеют запасы углеводородов. Каждый год в мире бурится около 1 тыс. поисково-разведочных и примерно 2 тыс. эксплуатационных скважин различного типа. Всего пробурено более 100 тыс. скважин. Разведано более 2 тыс. шельфовых месторождений нефти и газа, большинство из которых - гигантские и крупные по объёму запасов.
Основные подводные залежи нефти и газа сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Катар). Здесь находится более половины мировых запасов нефти. Крупнейшие месторождения углеводородов разрабатываются также в Гвинейском и Мексиканском заливе, в акватории Маракайбо (Венесуэла), в морях Юго-Восточной Азии, Бофорта и в Северном море (Норвегия). Добыча углеводородов в море составляет примерно треть от мировой добычи.
По данным IFP Energies nouvelles (IFPEN) и IHS Energy, мировые запасы нефти и газа континентального шельфа в 2010 г. оценивались примерно в 650 млрд. баррелей нефтяного эквивалента (или 650 Gboe, диаграмма 1 ). При этом доля запасов нефти составляла 275 Gboe, а газа - 375 Gboe. Суммарная добыча нефти в 2010 г. на морских шельфах нашей планеты составляла 23,6 млн. баррелей в сутки, а газа - 2,4 млрд.м 3 в сутки (диаграммы 2 и 3 ).
Россия находится на пороге промышленного освоения континентального шельфа (по территории - это более 6 млрд.км 2 , что составляет 22% площади шельфа Мирового океана). Это самый большой по площади шельф в мире, извлекаемые углеводородные ресурсы которого оцениваются в 98,7 млрд.т. в пересчёте на условное топливо. При этом около 85% разведанных запасов сосредоточено на шельфе арктической акватории (Баренцево море, Карское море). Континентальный шельф Дальнего Востока содержит примерно 12-14% запасов. На шельфах Балтийского, Каспийского, Чёрного, Азовского морей также отмечен ряд месторождений (диаграмма 4 ).
Несмотря на то, что большая часть континентального шельфа находится в северных и арктических районах, морская добыча нефти и газа в России выделена в качестве приоритетной деятельности, способствующей развитию нефтегазовой отрасли и экономики в целом. Государственные планы предусматривают к 2030 г. увеличить добычу нефти на шельфе в 5 раз - с текущих 13 млн.т. до 66,2 млн.т.; добычу газа планируется поднять в 4 раза - с 57 млрд.м 3 до 230 млрд.м 3 . Достижению этих показателей будет способствовать правительственная Программа освоения шельфа до 2030 г. Экономический эффект от её реализации рассчитан в сумме 8 трлн.руб.
Успех на шельфе куётся на земле
- Технологическая платформа с оборудованием для подготовки нефти и газа.
- Наземные установки обезвоживания природного газа и регенерации ТЭГ.
Добыча нефти на континентальном шельфе осуществляется с помощью специальных гидротехнических сооружений - буровых платформ. Эти платформы делятся на три типа: самоподъёмная, полупогружная и буровая платформа гравитационного типа. Применяются также буровые суда, технологические платформы и плавучие комплексы добычи, хранения и отгрузки нефти. Выбор типа платформы зависит от условий эксплуатации (удалённости от берега, глубины моря, климата) и способов разработки месторождения (сетка разбуривания скважин, дебит нефти).
Несмотря на различие в конструкции платформ, все они схожи в одном - это предельно компактные сооружения с необходимым производственным оборудованием «на борту». Для каждого месторождения разрабатывается свой проект комплектации буровой платформы. При этом в условиях ограниченного пространства тщательно оптимизируется размещение бурового, эксплуатационного, технологического и энергетического оборудования.
Профессионалы нефтегазовой отрасли относят к приоритетным задачам технологическое обеспечение подготовки добываемой нефти и газа. Нефтегазоподготовка - это обязательный этап, предваряющий транспортировку, хранение и переработку углеводородов. Как правило, подготовка состоит из ряда операций: разделение нефти и газа, сепарация, осушка, удаление соединений серы, ртути, углекислого газа и солей, компримирования и др.
К примеру, для достижения высокого товарного качества из пластовой нефти удаляется (ПНГ). Перед транспортировкой на переработку или использованием в виде топлива, ПНГ очищают от примесей, воды и сероводорода. Производятся расчёты температуры точки росы газа по воде и углеводородам, определяется теплотворная способность ПНГ и его компонентный состав.
Технологический опыт, накопленный на земле, последовательно внедряется при освоении морских месторождений.
Мировой опыт приходит в Россию
- Модульная установка осушки газа COMART.
- Система очистки шельфового газа от соединений серы COMART.
- Модульная установка COMART для регенерации ТЭГ.
Успех в промышленной добыче углеводородов во многом зависит от испытанного в деле технологического оборудования, создаваемого на основе оригинальных конструкторских разработок и инженерных решений. Мировой опыт выполнения таких проектов положен в основу создания систем нефтегазоподготовки для месторождений России и стран СНГ.
В условиях развёртывания промышленной добычи нефти на шельфах именно применение эффективных технологий нефтегазоподготовки помогает добиться необходимого качества товарной продукции, сократить издержки и повысить экономическую привлекательность конкретных месторождений. В этом направлении действует известная инжиниринговая компания COMART - признанный лидер в разработке современных систем подготовки нефти и газа.
Оборудованием COMART оснащены месторождения ведущих добывающих компаний, среди которых: ExxonMobil, BP, Shell, Eni, Saudi Aramco, Repsol YPF, Petrobras, NIOC, Maersk Oil, ONGC и др. Только на морских шельфах успешно реализованы 32 проекта нефтегазоподготовки, что позволяет гарантировать решение самых сложных технических задач и в экваториальных водах, и в северных морях.
На сайте могут быть опубликованы материалы из открытых источников (программные коды, изображения и др.). Все права на подобные материалы принадлежат их авторам. Если вы являетесь правообладателем таких материалов и не согласны с их использованием на этом сайте, пожалуйста, свяжитесь со мной.
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.
aligncenter="" wp-image-1366="" size-medium="" https:=""> добыча нефти и газа” width=”600″ height=”337″ />
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.
И газа” width=”600″ height=”414″ />
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.
И газа” width=”556″ height=”376″ /> 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.