Проект по добыче первой российской арктической нефти вступил в активную фазу в середине 2013 года. «Приразломная» обеспечивает выполнение всех технологических операций, в том числе бурение скважин, добычу, хранение, подготовку и отгрузку нефти на танкеры. «Приразломная» - первая в мире стационарная платформа, с которой начали добывать нефть на шельфе Арктики в сложных условиях дрейфующих ледовых полей.

Опорное основание платформы - кессон - представляет собой уникальную разработку: он несет на себе основную нагрузку и от его надежности зависит надежность всей платформы. Именно кессонная часть позволяет «Приразломной» успешно противостоять арктическому климату, защищать все оборудование и обеспечивать безопасную работу персонала. Высота кессона составляет 24,3 метра, т.е. почти равна высоте девятиэтажного дома.

В кессоне МЛСП «Приразломная» находится состоящее из 16 отсеков нефтехранилище, а над ним расположены все остальные технологические комплексы и системы платформы. В танках--нефтехранилищах применяется «мокрый» способ хранения нефти – то есть они постоянно заполнены либо нефтью, либо водой. Такой способ хранения исключает образование любой взрывоопасной среды, что является дополнительным условием безопасности платформы.

МЛСП «Приразломная» оборудована двумя комплексами устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), работающими на основе крановой системы и позволяющими производить загрузку танкеров из нефтехранилища платформы. КУПОНы расположены на противоположных концах платформы, что делает возможным беспрепятственный подход танкеров к платформе в любых погодных и навигационных условиях.

Устройства КУПОН оборудованы специальным носовым приемным устройством. Отгрузка нефти осуществляется через одно из устройств в зависимости от направления внешних нагрузок (волнения, дрейфа льда, течения, ветра). КУПОН отслеживает перемещения танкера в секторе 180°. В случае его отклонения от сектора, обслуживаемого одним устройством, проводится отшвартовка танкера и переход к другому КУПОНу.

Схема отгрузки нефти

Особое внимание уделяется вопросам безопасности: отгрузка нефти начинается только при единовременном соблюдении 30 необходимых условий. Линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки и закрытия, которая в случае необходимости позволяет практически мгновенно остановить отгрузку - максимум за 7 секунд.

Перед началом отгрузочных операций челночные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», оборудованные носовой загрузочной системой, осуществляют бесконтактную швартовку, при которой расстояние от танкера до МЛСП «Приразломная» составляет 80 ±6 м. Для исключения непроизвольного столкновения с платформой они оснащены системой динамического позиционирования, которая, несмотря на ветер и волны, позволяет удерживать танкер на месте. Скорость загрузки танкера может доходить до 10 тыс. м3/час, что позволяет загрузить танкер нефтью ARCO за 8-9 часов. Постоянное дежурство рядом с платформой несут специализированные суда, оборудованные новейшими мощными комплексами аварийного нефтесборного оборудования для работы в зимних условиях.

Новый сорт нефти, добываемый на Приразломном месторождении, носит название ARCO – из начальных букв английских слов «Arctic» и «oil». Новый сорт нефти впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.

Нефть ARCO отличается высокой плотностью (около 24 АПИ) и содержанием серы около 2,3%, а также низким содержанием парафина. Относительно тяжёлая по сравнению с обычной российской экспортной нефтью, ARCO хорошо подходит для глубокой переработки на заводах северо-западной Европы. Из нее производятся уникальные химические продукты, которые могут использоваться в дорожном строительстве, шинном производстве, в космической и фармацевтической промышленностях.

Динамичное развитие и индустриализация современного общества неизбежно приводит к интенсивному росту потребления углеводородного сырья во всех сферах жизнедеятельности человека. Между тем, в большинстве нефтегазоносных районов материковой части ресурсы нефти истощены и возможность дальнейшей разработки месторождений требует применения дорогостоящих методов интенсификации добычи, что является целесообразным лишь при достаточно высокой рыночной стоимости углеводородных ресурсов.

Учитывая доминирующее влияние углеводородного сырья на развитие государства за последние десятилетия в развитых странах резко повысился интерес к проблеме освоения ресурсов нефти и газа континентального шельфа.

Континентальный шельф - морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы территориальных вод государства, имеющего выход к водам мирового океана, на всем протяжении естественного продолжения сухопутной территории государства до внешней границы подводной окраины материка или на расстоянии 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод государства, когда внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние. В случаях, когда подводная окраина материка простирается более, чем на 200 морских миль от исходных линий, то внешняя граница континентального шельфа проходит не далее 350 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод госуларства, или не далее 100 морских миль от 2500-метровой изобаты.

Поверхность Мирового океана составляет 71% поверхности Земного шара, из них 7% приходятся на континентальный шельф, в котором содержатся значительные потенциальные запасы углеводородного сырья. Материковая отмель, называемая континентальным шельфом, в геологическом и топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Эта зона расположена вокруг континента и измеряется от мелководья до глубины, на которой резко увеличивается уклон дна. Граница перехода - кромка континентального шельфа находится в среднем на глубине 200 м. Однако ее значения могут достигать более 400 или менее 130 м. Встречаются случаи, когда по протяженности зоны глубины расположения кромки слишком различны и имеют величины, намного превышающие типичные для шельфа. Такие участки называют "бордерлендом".

Профиль континентального шельфа в обзем виде можно представить следующим образом: за береговой линией 1 расположен шельф 2, кромка 3 которого переходит в континентальный склон 4, резко спускающийся вглубь моря. В среднем начинается он со 120 м и может продолжаться до 200 - 3000 м. Его крутизна в основном составляет 5°, максимальная - 30° (у восточного побережья о. Шри Ланка). За подножием склона 5 находится область отложения осадочных пород, называемая континентальным подъемом 6, уклон которого меньше, чем склона 4. Далее располагается самая глубоководная равнинная часть моря 7.

В результате ислледований континентального шельфа установлено, что его ширина составляет от 0 до 160 км, соответсвтенно срднее значение ширины составляет 80 км, среднее значение глубины кромки по всей поверхности земного шара порядка 120 м, а средний уклон в интервале от 1,5 до 2,0 м на 1 км удаления шельфа от берега континента.

Теория развития континентального шельфа констатирует, что 18 - 20 тысяч лет назад в материковых ледниках содержалось большее количество воды,чем в настоящее время, поэтому уровень мирового океана был значительно ниже его текущего состояния. Современный континентальный шельф в те времена был частью материков. В дальнейшем в результате таяния льдов, и как следствие, повышения уровня моря, он оказался под водой. В теории генезиса континентального шельфа известны следующие теории формирования шельфа:

• ранние представления - шельфы - это террассы, образованными в результате волновой эрозии;
• более поздние представления - шельфы - это продукт отложения осадочных пород.

Однако данные исследований грунтов шельфа не согласуются полностью с этими представлениями. Возможно, что в одних районах шельф образовывался в результате эрозии, а в других - благодаря отложению осадочных пород. Можно также предположить, что и оба эти фактора одновременно влияли на его происхождение.

Разведка и разработка континентального шельфа

Поисково-разведочные работы на нилачие углеводородных месторождений в прибрежных районах Мирового океана, на регулярной основе проводимые с конца прошлого века, наглядно свидетельствуют, что недра континентального шельфа обладают большими запасами нефти и природного газа.

К началу 80-х годов XX века около 50 стран Доля добычи нефти составила 21% , или 631 млн. т , и более 15% , или 300 млрд. м 3 , газа.

К концу 90-х годов XX века поиски нефти и газа в районах континентального шельфа проводили подавляющее большинство из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 55 стран уже разрабатывали нефтяные и газовые месторождения. Доля добычи нефти из морских месторождений во всем мире составила 26% , или 680 млн. т , и более 18% , или 340 млрд. м 3 , газа.

Крупными районами морской добычи нефти и газа являются Мексиканский залив, озеро Маракайбо (Венесуэла), Северное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75% добычи нефти и 85% газа. Уже в конце прошлого века число морских добывающих скважин в мире превышало 100 тыс., нефть которыми извлекается с глубин более 300 м. Разведочное бурение ведется от 1200 м в Мексиканском заливе и до 1615 м на о. Ньюфаундленд (побережье Канады).

Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется:

• на мелководье - с искусственных островов;
• при глубинах моря до 100 м - самоподъемными плавучими буровыми установками (ПБУ);
• при глубинах моря до 300-600 м - полупогружными плавучими буровыми установками (ППБУ);
• на больших глубинах - с плавучих буровых судов.

Парк буровых установок неуклонно растет, о чем наглядно свидетельствуют данные педставленные в таблице ниже:

По состоянию на:	Буровых судов	Самоподъемных буровых установок	Полупогружных буровых установок	Погружных буровых установок	Буровых барж	Итого единиц	Строится единиц
1982 г.	62	330	118	25	24	559	210
1998 г.	74	370	132	28	41	645	300

Более трети всех морских поисковых разведочных скважин бурят на шельфе Северной Америки (на долю США приходится 40 - %), где уже открыто более 300 месторождений и поиски продолжаются. Освоение площадей идет на все больших глубинах. В настоящее время нефть добывают с 300 м и более, для чего сооружают стационарные стальные и бетонные основания платформ, а для ведения разведочного бурения на глубинах вод до 900 и 1800 м - соответственно полупогружными плавуче буровые установки и плавучие буровые суда.

Начиная с 1980 г. за рубежом бурят в среднем 3500 - 4000 морских скважин в год, из которых 500 - 600 относятся к разведочным, а остальные - к эксплуатационным. Поисково-разведочные работы ведутся на всех широтах и наиболее активно в Северном и Баренцевом морях, присахалинском шельфе. Это обусловлено большими перспективами нефтегазоносности этих крупных осадочных бассейнов, а также научно-техническими достижениями в области проектирования и строительства морских платформ.

Быстрые темпы развития нефтегазодобывающей промышленности в районе Северного моря позволили таким странам, как Великобритания и Норвегия, не только отказаться от импорта, но и экспортировать значительные количества нефти и газа в другие страны.

Разведочные работы на нефть и газ проводятся также во многих районах шельфа Европы. Для стран Европы представляет интерес открытие подводных продолжений крупных газовых месторождений, таких, как Гронинген (Нидерланды), и месторождение, приуроченное к долине реки По (Италия).

Благодаря успешной морской разведке прирост запасов нефти и газа в странах Западной Африки и некоторых странах на побережье Персидского залива и юге Аравийского полуострова на 35-50% обеспечивается за счет морских месторождений. Бурение у побережья Западной Африки ведется в основном в Нигерии и Габоне.

Таким образом, в настоящее время за рубежом основными районами морского бурения продолжают оставаться Северное море, Азиатская часть шельфовой зоны Тихого океана и Мексиканский залив (США).

Осуществляется также разведка на нефть и газ во многих районах шельфовых зон Европы, Азии, Австралии, а также на территории континентального шельфа нашей страны.

Южная Атлантика.
Впадина Южной Атлантики продолжает к югу Северную Атлантику. В приэкваториальной зоне ширина океана 3000 км, на юге. (между Аргентиной и Намибией)-до 8000 км. Наибольшие глубины моря (6245 м) отмечены у южного борта аргентинской котловины. Формирование впадины Южной Атлантики началось позже впадины Северной Атлантики. Здесь можно выделить несколько нефте - газоносных бассейнов, из которых наибольший интерес представляют следующие: Гвинейский или Конго-Нигерийский (Африканский шельф), Амазонский и Реконкаво-Кампус (Южно-Американский шельф).

Гвинейский (Конго-Нигерийский) нефтегазоносный бассейн. В его составе выделяют несколько суббассейнов: Абиджанский, Того-Бенинский, Нижне-Нигерийский, Камерунский, Габонский, Конго-Кабинда (Нижне-Конголезскнй) и Кванза.

Абиджанский нефтегазоносный суббассейн располагается на шельфе Кот-д"Ивуар и Ганы. Здесь выявлено несколько нефтяных и газовых месторождений, наиболее крупные из которых Бельер и Эспуар. Запасы нефти, соответственно, равны 87 и 100-136 млн. т.

Того-Бенинский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Бенина, где открыто нефтяное месторождение Семе. Продуктивны туронские известняки, глубина залегания 2 и 2,2-2,4 км. Ниже нефтяных горизонтов вскрыты залежи газа и конденсата.

Нижне-Нигерийский нефтегазоносный суббассейн расположен в Дельте р. Нигер.

В Нижне-Нигерийском суббассейне открыто свыше 230 месторождений углеводородов, в том числе 70 на шельфе. Начальные извлекаемые запасы суббассейна оцениваются в 3,4 млрд. т нефти и 1,4 трлн. м3 газа, в том числе на шельфе 650 млн. т нефти и более 130 млрд. м3 газа. Большинство месторождений (70 % запасов) находятся на морском продолжении рифта Бенуэ, вдоль которого течет р. Нигер. Здесь открыты наиболее крупные месторождения нефти: Мерен, Окан, Дельта, Дельта Юг, Форкадос-Эстуар.

Камерунский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Камеруна, здесь открыто 16 нефтяных и 10 газовых месторождений. Наиболее значительны месторождения Коле и Южная Сайга Габонский нефтегазоносный суббассейн связан в основном с дельтой р. Огове. Здесь открыто 48 нефтяных и 2 газовых месторождения, из которых 32 месторождения расположены на шельфе. Наиболее крупное месторождение Гронден имеет запасы 70 млн. т нефти. Всего на шельфе Габона разведанные запасы составляют 150 млн. т нефти и 40 млрд. м3 попутного газа.

Нефтегазоносные суббассейн Конго-Кабинда (Нижне-Конголезский) расположен на шельфах юга Габона, Конго, Анголы и Заира. Выявлено 39 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами 310 млн. т нефти и 70 млрд. м3 газа. Месторождения мелкие и средине. Наиболее крупное нефтяное месторождение Эмерод открыто в 1960 г. на шельфе Конго, близ границы с Анголой. В этой же зоне располагается группа месторождений Малонго с запасами нефти 152 млн. т.

Общие начальные потенциальные извлекаемые запасы на атлантическом шельфе Африки оцениваются в 5,1 млрд.т углеводородов.

Амазонский нефтегазоносный бассейн охватывает шельф в основном северо-восточного побережья Бразилии, а также шельфы Гвианы и Суринама. Промышленная нефтегазоносность установлена на шельфе Бразилии, где выделяют следующие основные нефтегазоносные суббассейны: дельты р. Амазонки, Маражо-Баррейриньяс и Сеара-Потигур.

Нефтегазоносный суббассейн дельты р. Амазонки (Фос-ду-Амазонас) расположен на периклинальном опускании Гвианского щита. На шельфе первое газовое месторождение Пирапема обнаружено в 1976 г. в 250 км от берега при глубине моря 130 м.

Нефтегазоносный суббассейн Маражо-Баррейриньяс практически не разведан.

Нефтегазоносный суббассейн Сеара-Потигур содержит несколько мелких нефтяных и газовых месторождений. Залежи связаны с меловыми породами, залегают на глубине 1700-2500 м. Наиболее значительны следующие месторождения: Ксареу, Курима, Убарана и Агулья.

Нефтегазоносный бассейн Реконкаво-Кампус расположен на восточном шельфе Бразилии, в его пределах выделяют следующие суббассейны: Реконкаво (Байа), Сержипи-Алагос, Эспириту-Санту и Кампус.

Нефтегазоносный суббассейн Реконкано расположен в основном
на суше (его морское продолжение называется Байа). Здесь выявлено свыше 60 месторождении углеводородов. Наиболее крупные ВА-37 и ВА-38. выявленные в 12 км от берега; Нефтегазоносный суббассейн Сержипи-Алагос протягивается вдоль побережья на расстояние 350 км при ширине шельфа до 30 км. В нем открыто около 30 нефтяных месторождений, из них 9 - на шельфе. Наиболее значительны месторождения Гуарисема и Кайоба, общие запасы которых оцениваются в 31 млн. т нефти и 10 млрд. м3 газа.
На нефтегазоносном суббассейн Эспириту-Санту выявлены мелкие месторождения нефти. Наиболее крупное - Касау, Нефтегазоносный суббассейн Кампус связан с рифтом шириной от 10 до 70 км. Открыто 14 нефтяных и 1 газовое месторождение. Первое месторождение Гароупа открыто в 1974 г. в 80 км от Рио-де-Жанейро. Запасы его 82 млн. т нефти. Позже здесь были выявлены месторождения Паргу, Намораду, Эншова, Багре, Черне, Мерлуза и др. Наиболее крупное месторождение Намораду имеет запасы нефти 55 млн. т. Общие разведанные запасы нефти этого суббассейна оцениваются в 100 млн. т нефти и 14 млрд. м3 газа. Размеры месторождений возрастают по мере движения в глубь бассейна, на большие глубины акваторий.

Суббассейн Кампус - основной морской нефтегазодобывающий район Бразилии. Потенциальная нефтедобыча составляет около 18 млн. т в год. Общая стоимость освоения этого района оценивается в 3 млрд. дол. Себестоимость 1 т нефти - 44,5 дол.

Всего на Атлантическом шельфе Южной Америки открыто более 60 месторождений нефти и газа с начальными извлекаемыми запасами более 250 млн. т нефти и около 200 млрд. м3 газа.

Западная часть Индийского океана.
Включает в себя подводную континентальную окраину Восточной Африки, Красное море, шельфовые зоны Аравийского полуострова (в том числе и Персидский залив), а также западный шельф Индийского субконтинента. Ложе западной части Индийского океана состоит из глубоководных котловин: Агульяс (6230 м), Мозамбикской (6290 м), Мадагаскарской (5720 м), Маскаренской (5350 м), Сомалийской (5340 м) и Аравийской (5030 м.). В западной части океана находится также Аравийско-Индийский срединно-океанический хребет. Промышленная нефтегазоносность установлена в пределах подводной континентальной окраины и в межконтинентальных акваториях. Наиболее, крупные нефтегазоносные бассейны следующие: Красное море, Персидский залив и западный (Бомбейский) шельф Индии.

Нефтегазоносный бассейн Красного моря охватывает узкую рифтогенную впадину шириной 200-300 км и протяженностью 2 тыс. км. Рифт разделяет Африканскую и Аравийскую плиты. В осевой зоне моря его глубина достигает 2635 м.
На севере впадина Красного моря разветвляется, образуя два залива -Суэцкий и Акабский, каждый из которых имеет рифтогенное строение. Основные ресурсы углеводородов Красного моря приурочены к Суэцкому нефтегазоносному суббассейну. Его протяженность 300 км при ширине 60 -80 км, площадь 20 тыс. км2. В суббассейне открыто 44 нефтяных месторождения, из них 29 морских и 3 прибрежно-морских.
К крупным месторождениям этого региона относятся: Эль-Морган (запасы 115 млн. т нефти), Рамадан (100 млн. т нефти); Белаим-Море (78 млн. т нефти); Джулай (82 млн. т нефти); Октобер. Эти пять месторождений дают до 95%добычи нефти в Суэцком канале.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива охватывает залив и прилегающую часть суши. В его пределах находятся территориальные воды Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака Ирана и Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ). Общая площадь залива - 239 тыс. км2, площадь бассейна с его сухопутной частью- 720 тыс. км2. Здесь выявлено около 70 нефтяных и 6 газовых месторождений, которые группируются вдоль разломов северо-западного и северо-восточного простирания.

Персидский залив характеризуется высокой концентрацией запасов нефти в сравнительно небольшом числе гигантских месторождений. Более половины нефтяных ресурсов этого региона сосредоточено всего в 13 месторождениях. Непосредственно в заливе расположены следующие гигантские месторождения нефти: Сафания-Хафджи, Манифа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Берри, Зулуф, Зукум, Лулу-Эсфаидияр, Эль-Букуш и др.

Сафания (Сафания-Хафджи) - крупнейшее в мире морское месторождение, принадлежит Саудовской Аравии. Открыто в 1951 г., введено в эксплуатацию в 1957 г. Начальные извлекаемые запасы- 2,6-3,8 млрд. т. Месторождение было открыто на суше, куда заходит его небольшая западная периклиналь. В геологическом отношении - это крупная антиклинальная складка размером 65*18 км.

Южнее месторождения Сафания находится второй нефтяной гигант Персидского залива - месторождение Манифа с извлекаемыми запасами 1,5 млрд. т. Антиклинальная складка, к которой приурочены залежи, находится в 13 км от берега. Размеры ее 23X15 км, глубина залегания продуктивных горизонтов 2-2,5 км. Месторождение открыто в 1957 г.

В непосредственной близости от Сафании-Хафджи открыто еще два нефтяных гиганта - месторождения Зулуф и Лулу-Эсфандияр, запасы которых оценивают соответственно в 0,78 и 4 млрд. т нефти.

В 50 км от западного берега Персидского залива находится еще одно крупное нефтяное месторождение - Абу-Сафа (568 млн. т нефти). Нефть содержится в трещинах и в кавернах известняков позднеюрского возраста (свита Араб). Скважины отличаются высокими дебитами. Своеобразный рекорд был установлен в 1966 г., когда из четырех эксплуатируемых скважин на месторождении за год было получено 2 млн. т нефти.
Месторождение Умм-Шейф (707 млн. т нефти) открыто в 1958 г. в 35 км к востоку от о. Дас при глубине моря 15 м. В 86 км на юго-восток от месторождения Умм-Шейф в 1963 т. обнаружено крупное нефтяное месторождение Закум (744 млн. т нефти). Оба месторождения принадлежат эмирату Абу-Даби (ОАЭ), которое более половины нефти добывает со дна моря.

Бомбейский (Индский, Западно-Индийский) нефтегазоносный бассейн сформировался на западном шельфе Индийского субконтинента на продолжении Камбейского рифта. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого бассейна - Бомбей-Хан, выявленное в 1974 г. в 160 км от Бомбея. Запасы месторождения до 250 млн. т нефти. Нефть легкая, дебиты скважин 200-500 т/сут. Эксплуатация месторождения начата в 1976 г., потенциальная добыча - до 10 млн. т в год.

К северу от Бомбейского свода открыты нефтяное месторождение Дну и газовое Дом, а к востоку и югу - еще шесть месторождений нефти и газа: Тарапур, Северный и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57. Из них наиболее крупное - Северный Бассейн с запасами 2 млн т нефти. Общие разведанные извлекаемые запасы нефти Бомбейского бассейна 400 млн. т.

Месторождения углеводородов приурочены к максимально прогретым зонам бассейна. Изолинии наиболее высоких градиентов температур совпадают в плане с изолиниями наиболее зрелого органического вещества и месторождениями нефти и газа, что свидетельствует об определяющем влиянии температурного фактора на образование углеводородов и их залежей.

Восточная часть Индийского океана.

Восточный сегмент Индийского океана включает в себя Бенгальский залив вместе с шельфами Индии, Бангладеш и Бирмы, глубоководные котловины (Центрально-Индийская, Кокосовая, Южно-Австралийская, Крозе, Африкано-Антарктическая, Австрало-Антарктическая и Западно-Австралийская), Яванский глубоководный желоб, подводную окраину Северо-Западной Австралии (Тиморское море). Наиболее значительны Бенгальский и Западно-Австралийский нефтегазоносные бассейны.
Бенгальский нефтегазоносный бассейн охватывает Бенгальский залив и северную часть Центрально-Индийской котловины. Размеры его 3000x1000 км, площадь -2,75 млн. км2. Нефтегазовые ресурсы бассейна изучены слабо.

Западно-Австралийский нефтегазоносный бассейн охватывает подводную континентальную окраину Западной Австралии. Ширина шельфа до 300 км, площадь его - 0,5 млн. км2 Площадь континентального склона 0,3 млн. км2. Вдоль западного и северо-западного побережья Австралии протягивается серия рифтогенных прогибов: Перт, Карнарвон, Дампир, Броуз, Бонапарт-Галф. С этими прогибами связаны одноименные нефтегазоносные суббассейны.

Пертский нефтегазоносный суббассейн имеет на шельфе только одно газовое месторождение Гейдж-Роудз, открытое в 1970 г.

Основные запасы углеводородов на западном шельфе Австралии сосредоточены в нефтегазоносном суббассейне Дампир площадью 150 тыс. км2. Наиболее крупные месторождения: Гудвин (140 млрд. м3 газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. м3 газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).

В Тиморском море (шельф Сахул) расположены два суббассейна - Броуз и Бонапарт-Галф. Площадь первого - 130 тыс. км2. Здесь открыто одно нефтяное месторождение (Пуффин) и два газовых, в том числе Скот-Рифф с запасами 180 млрд. м3 газа. Площадь нефтегазоносного суббассейна Бонапарт-Галф 60 тыс. км2. В его пределах открыто четыре газовых месторождения (Петрел, Терн и др.) и нефтяное месторождение Джабиру.

Западная часть Тихого океана.

Тихий океан занимает площадь 180 млн. км2. Он со всех сторон окружен альпийскими складчатыми сооружениями Круготихоокеанского подвижного пояса. Это создает принципиально иную тектоническую его обстановку. Если подводные окраины Северного Ледовитого, Атлантического и Индийского океанов относятся в основном к пассивным типам окраин, то тихоокеанские к активным, Вдоль них происходит столкновение литосферных плит и погружение океанской литосферы под континент или островные дуги, словно подводные окраины Тихого океана можно разделить на западные и восточные. К первым относят Австралазийскую переходную зону, протянувшуюся от Камчатки до Новой Зеландии. В ее пределах существуют обширные впадины окраинных морей, которые и образуют нефтегазоносные бассейны. Наиболее крупные в нефтегазоносном отношении бассейны находятся в морях Юго-Восточной Азии (Зондский шельф) - Явано-Суматринскнй, Южно-Китайский, Восточно-Калималтайский. С юга к ним примыкает северный шельф Австралии, где наиболее значителен нефтегазоносный бассейн Папуа. В юго-западной части Тихого океана имеются Новозеландский нефтегазоносный бассейн и бассейн Гипсленд.

Явано-Суматринский нефтегазоносный бассейн охватывает острова Суматру, Яву и прилегающие акватории Малаккского пролива, морей Яванского, Балл и Банда. Бассейн распадается на два суббассенна: Суматринский и Яванский. Известны крупнейшие нефтяные месторождения Минас (запасы 700 млн. т нефти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Морские месторождения сконцентрированы в Яванском нефтегазоносном суббассейне. В нем открыто 67 морских месторождений из них 40 нефтяных. Наиболее крупное нефтегазовое месторождение Арджупа имеет запасы более 50 млн. т нефти. Остальные месторождения (Синта, Рама, Селатан и др.) имеют запасы нефти 20-25 млн. т.

Южно-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах одноименного моря, включая и Сиамский залив. В его пределах можно выделить Сиамский, Саравакский, Тайваньский и Меконгский нефтегазоносные суббассейны.

Площадь Сиамского суббассейна 410 тыс. км2. В его пределах открыто около 60 месторождений углеводородов, в том числе 37 в Сиамском заливе. Наиболее крупное месторождение Эраван с доказанными извлекаемыми запасами газа 57 млрд. м3

Всего в Южно-Китайском нефтегазоносном бассейне выявлено 125 нефтяных и газовых месторождений с начальными разведанными запасами около 900 млн. т нефти и более 900 млрд. м3 газа.

Восточно-Калимантанский нефтегазоносный бассейн захватывает моря Сулавеси и Макасарский пролив. Площадь бассейна 635 тыс. км2, в том числе 95 тыс. км2 - суша, 131 тыс. км2-шельф и 409 тыс. м2-глубоководье.
Всего в морях Юго-Восточной Азии открыто 231 нефтяное и газовое месторождение с начальными доказанными запасами нефти более 1,2 млрд. т и газа около 1,1 трлн. м3. Неоткрытые извлекаемые ресурсы этого региона о цениваются в 1,2-2,7 млрд. т нефти и 1,7-4,2 трлн. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Папуа располагается в пределах Кораллового и Арафурского морей. Его площадь 532 тыс. км2, в том числе суша--166 тыс. км2, шельф -- 79 тыс. км2, глубоководье - 287 тыс. км2.
На шельфе Папуа - Новой Гвинеи (залив Папуа) открыто три газовых месторождения (Ураму, Паски и Ямаро).

Новозеландский нефтегазоносный бассейн охватывает акватории, прилегающие к Новой Зеландии. Площадь суббассейпа 230 тыс. км2, в том числе 33 тыс. км2 - суша, 57 тыс. км2 - шельф и 140 тыс. км2 - глубоководье. На шельфе открыто несколько месторождений, в том числе одно крупное газоконденсатное месторождение Мауи - запасы газа 148 млрд. м3 газа и конденсата - 24 млн. т.

Восточная часть Тихого океана.
Охватывает восточную активную подводную окраину Северной и Южной Америки. Вдоль восточной части Тихоокеанского побережья целесообразно выделить следующие основные нефтегазоносные бассейны: Южно-Аляскинский, Южно-Калифорнийский, Гуаякиль-Прогрессо.

Южно-Аляскинский нефтегазоносный бассейн протягивается вдоль побережья Южной Америки до широты г. Сан-Фрнциско. Наиболее крупное нефтяное месторождение Макартур-Ривер (извлекаемые запасы 72 млн. т), газовое - Кенай. (152 млрд. м3). Начальные извлекаемые запасы нефти суббассейна оцениваются в 145 млн. т, газа - в 230 млрд. м3.

Перспективным считается Аляскинский залив, но пока пробуренные скважины не дали результатов. Общие потенциальные неоткрытые запасы Южно-Аляскинского бассейна составляют около 1 млрд. т нефти и 0,54 трлн. м3 газа.

Южно-Калифорнийский нефтегазоносный бассейн располагается в осевой зоне рифтовой долины Восточно-Тихоокеанского срединно-океанического хребта. Непосредственно на продолжении рифтовой зоны хребта находится нефтегазоносный бассейн Грейт-Валли. Несколько западнее располагаются грабенообразные впадины Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара и Санта-Мария, содержащие промышленные скопления углеводородов. Их начальные доказанные запасы составляли более 1,5 млрд. т нефти. Большинство месторождений прибрежные, 17 из них находятся непосредственно в проливе Санта-Барбара, отделяющего от континента о-ва Санта-Роза, Санта-Крус, Сан-Мигель и др. Начальные извлекаемые запасы морских месторождений оценивались в 600 млн. т нефти. Наиболее значительные морские месторождения этого района - Элвуд, Дос-Куадрос, Ринкон.

В прикалифорнийской части залива развивается добыча нефти у м. Аргуэлло, где разведанные запасы составляют 50 млн. т. Залежи приурочены к формации Монторей.
В целом, неоткрытые запасы тихоокеанского шельфа США оцениваются в 140--900 млн. т нефти и 30 - 220 млрд. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Гуаякиль-Прогрессо находится па шельфе Эквадора и Перу. Здесь открыто 60 мелких и средних нефтяных месторождении, среди которых одно крупное - Ла Бреа - Паринас (140 млн. т) на побережье Перу, а также газовое месторождение Амистад (163 млрд. м3) на шельфе Эквадора. В южной части залива Гуаякиль выявлено 17 морских месторождений нефти, из них наиболее значительные Гумбольдт, Литораль, Провидения. Годовая добыча нефти па морских месторождениях этого региона составляет порядка 15 млн. т.

Месторождения природного газа находятся не только на суше. Существуют морские месторождения - нефть и газ иногда встречаются и в недрах, скрытых водой.

Берег и шельф

Геологи исследуют как сушу, так и акватории морей и океанов. Если месторождение находят близко к берегу - в прибрежной зоне, то с суши в сторону моря строят наклонные разведочные скважины. Месторождения, которые находятся дальше от берега, относятся уже к зоне шельфа. Шельфом называют подводную окраину материка с таким же геологическим строением, как у суши, и границей его является бровка - резкий перепад глубины. Для таких месторождений используют плавучие платформы и буровые установки, а если глубина небольшая - просто высокие сваи, с которых ведется бурение .

Для добычи углеводородов на морских месторождениях существуют плавучие буровые установки - специальные платформы - в основном трех видов: гравитационного типа, полупогружные и самоподъемные.

Для небольших глубин

Самоподъемные платформы представляют собой плавучие понтоны, в центре которых установлена буровая вышка, а по углам - колонны-опоры. На месте бурения колонны опускаются на дно и углубляются в грунт, а платформа поднимается над водой. Такие платформы могут быть огромными: с жилыми помещениями для рабочих и экипажа, вертолетной площадкой, собственной электростанцией. Но используют их на небольших глубинах, и устойчивость зависит от того, какой грунт на дне моря.

Где глубже

Полупогружные платформы используют на больших глубинах. Платформы не поднимаются над водой, а плавают над местом бурения, удерживаемые тяжелыми якорями.

Буровые платформы гравитационного типа наиболее устойчивы, так как имеют мощное бетонное основание, опирающееся о морское дно. В это основание встроены колонны для бурения скважин, резервуары для хранения добытого сырья и трубопроводы, а поверх основания располагается буровая вышка. На таких платформах могут жить десятки и даже сотни рабочих.

Добытый с платформы газ транспортируется на обработку либо на специальных танкерах, либо по подводному газопроводу (как, например, в проекте «Сахалин-2»)

Морская добыча в России

Поскольку России принадлежит самый обширный в мире шельф, где находится множество месторождений, развитие морской добычи является крайне перспективным для нефтегазовой отрасли. Первые морские скважины для добычи газа в России начала бурить в 2007 году компания «Сахалинская энергия» на Лунском месторождении Сахалина. В 2009 году с платформы «Лунская-А» началась добыча газа. Сегодня проект «Сахалин-2» - один из крупнейших проектов «Газпрома». Две из трех платформ гравитационного типа, установленных на шельфе Сахалина, являются самыми тяжеловесными конструкциями на море за всю историю мировой нефтегазовой отрасли.

Кроме того, «Газпромом» осуществляется проект «Сахалин-3» в Охотском море, готовятся к разработке Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Приразломное - в Печорском. Геологоразведочные работы проводятся в акватории Обской и Тазовской губ.

«Газпром» также работает на шельфах Казахстана, Вьетнама, Индии и Венесуэлы.

Как устроен подводный комплекс по добыче газа

В настоящее время в мире насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне.

География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка.

В России первый добычной комплекс будет установлен «Газпромом» на шельфе Сахалина в рамках обустройства Киринского месторождения. Подводные технологии добычи планируется также применять в проекте освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Добывающий паук

Подводный добычной комплекс (ПДК) с несколькими скважинами с виду напоминает паука, телом которого является манифольд.

Манифольд - это элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. На манифольде собираются углеводороды, добытые на нескольких скважинах. Оборудование, которое установлено над скважиной и управляет ее работой, называется фонтанной арматурой, а в зарубежной литературе ее называют Christmas tree (или X-tree) - «рождественской елкой». Несколько таких «рождественских елок» могут быть объединены и закреплены одним темплетом (донной плитой), как яйца в корзинке для яиц. Также на ПДК устанавливаются системы контроля.

По сложности подводные комплексы могут варьироваться от отдельной скважины до нескольких скважин в темплете или сгруппированных около манифольда. Продукция со скважин может транспортироваться либо на морское технологическое судно, где производятся дополнительных технологические процессы, либо сразу на берег, если до берега недалеко.

Гидрофоны для динамической стабилизации судна

На судне имеется дайвинговое оборудование

Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно

По гибким добычным райзерам добытый газ направляется от донной плиты на плавучую установку

Диаметр райзера - 36 см

Установка ПДК производится с помощью специальных судов, которые должны быть снабжены дайвинговым оборудованием для небольших глубин (несколько десятков метров) и робототехникой для больших глубин.

Высота защитной конструкции манифольда - 5 м

Колонны манифольда врезаются в морское дно на глубину 0,5 м

Предыстория

Подводные технологии добычи углеводородов начали развиваться с середины 70-х годов прошлого века. Впервые подводное устьевое оборудование начало эксплуатироваться в Мексиканском заливе. Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов производят порядка 10 компаний в мире.

Изначально задачей подводного оборудования было лишь выкачивание нефти. Первые проекты снижали обратное давление (противодавление) в резервуаре с помощью подводной нагнетательной системы. Газ отделялся от жидких углеводородов под водой, затем жидкие углеводороды выкачивались на поверхность, а газ поднимался под собственным давлением.

В «Газпроме» уверены, что использование подводных добычных комплексов является безопасным. Но такие сложные современные технологии требуют персонала самой высокой квалификации, поэтому при подборе кадров для проектов разработки морских месторождений отдается предпочтение инженерам с большим опытом работы на промыслах. Такой подход позволит снизить риски возникновения происшествий, подобных аварии на буровой платформе BP в Мексиканском заливе, причиной которой, во многом стал именно человеческий фактор.

Сегодня технологии подводной добычи позволяют осуществлять под водой выкачивание углеводородов, разделение газа и жидкости, отделение песка, обратную закачку воды в пласт, подготовку газа, сжатие газа, а также мониторинг и контроль над этими процессами.

Где нужны «добывающие пауки»?

Сначала подводные технологии применялись только на зрелых месторождениях, поскольку они позволяли увеличивать коэффициент извлечения углеводородов. Зрелые месторождения обычно характеризуются низким пластовым давлением и высокой обводненностью (высоким содержанием воды в углеводородной смеси). Для того чтобы увеличить пластовое давление, благодаря которому углеводороды поднимаются на поверхность, в пласт закачивается вода, выделенная из углеводородной смеси.

Однако и новые месторождения могут характеризоваться низким начальным пластовым давлением. Поэтому подводные технологии стали применять как на новых, так и на зрелых месторождениях.

Кроме того, организация части процессов под водой снижает затраты на строительство огромных стальных конструкций. В некоторых регионах целесообразно даже размещать под водой всю технологическую цепочку по извлечению углеводородов. Например, такой вариант может использоваться в Арктике, где надводные стальные конструкции могут повредить айсберги. Если же глубина моря слишком большая, то использование подводного комплекса вместо огромных стальных конструкций бывает просто необходимо.

Этапы освоения шельфовых месторождений

1. За последние десятилетия в промышленно развитых странах мира интерес к проблеме освоения нефтегазовых ресурсов морей и океанов значительно возрос. Это связано, во-первых, с интенсивным ростом потребления топливно-энергетического сырья во всех сфе­рах промышленности и сельского хозяйства, во-вторых, со значи­тельным истощением ресурсов нефти и газа в большинстве нефте­газоносных районов, где исчерпаны возможности дальнейшего за­метного прироста запасов промышленных категорий на суше.

Общая поверхность Мирового океана составляет 71 % от по­верхности Земли, из них 7 % приходится на континентальный шельф, который таит в себе определенный потенциальный запас нефти и газа.

Континентальный шельф, или материковая отмель, в геологиче­ском и топографическом отношении представляет собой продол­жение суши в сторону моря. Это зона вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит, называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно располагают на глубине 200 м, но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400 м или менее 130 м. В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна и в ней встречаются глубины, намного превышающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

Рис.1.1. Профиль континентального шельфа.

На рис.1.1. представлен профиль континентального шельфа. За береговой линией 2 следует континентальный шельф 5, за кром­кой 4 которого начинается континентальный склон 5, спускаю­щийся в глубь моря. Континентальный склон начинается в среднем от глубины С = 120 м и продолжается до глубины С = 200-3000 м. Средняя крутизна континентального склона составляет 5°, макси­мальная - 30° (у восточного побережья о. Шри Ланка). За под­ножием 6 склона находится область отложения осадочных пород, так называемый континентальный подъем 7, уклон которого мень­ше, чем у континентального склона. За континентальным подъе­мом начинается глубоководная равнинная часть 8 моря.

По данным американских океанографов, ширина континенталь­ного шельфа находится в пределах от 0 до 150 км. В среднем же его ширина составляет около 80 км.

Изучение показало, что глубина кромки шельфа, усредненная по всему земному шару, составляет примерно 120 м, средний уклон континентального шельфа – 1,5-2 м на 1 км.

Существует следующая теория о генезисе континентального шельфа. Примерно 18 – 20 тыс.лет назад на материковых ледниках было заключено такое количество воды, что уровень моря был значительно ниже современного. В те времена континентальный шельф был частью суши. В результате таяния льда шельф погрузился под воду.

Одно время шельфы считали террасами, образо­ванными в результате волновой эрозии. Позднее их стали рассмат­ривать как продукт отложения осадочных пород. Однако данные грунтовых исследований не согласуются полностью ни с одной из этих теорий. Возможно, что одни районы шельфа образовались в результате эрозии, а другие - благодаря отложению осадочных по­род. Возможно также, что объяснение одновременно кроется в эрозии, и в осадконакоплении.

Научный и практический интерес к континентальному шельфу за последние десятилетия значительно возрос, и это связано с его разнообразными природными ресурсами.

Результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ в при­брежных районах Мирового океана и на континентальном шельфе, проводившиеся в последние годы во многих странах мира, под­тверждают эти предположения.

К началу 80-х годов поиски нефти и газа в районах конти­нентального шельфа проводили более 100 из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 50 стран уже разрабатывали нефтя­ные и газовые месторождения. Доля добычи нефти из морских месторождений во всем мире составила 21 %, или 631 млн. т, и более 15 %, или 300 млрд. , газа.

За все время эксплуатации морских месторождений на начало 1982 г. добыто порядка 10 млрд. т нефти и 3,5 трлн. газа.

Наиболее крупными районами морской добычи нефти и газа являются Мексиканский залив, оз. Маракайбо (Венесуэла), Се­верное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75 % добычи нефти и 85 % добычи газа.

В настоящее время общее число морских добывающих скважин во всем мире превышает 100 тыс., и нефть добывается при глубине моря до 300 м. Разведочным бурением охвачены глубины моря от 1200 м - в Мексиканском заливе и до 1615 м - на о. Ньюфаунд­ленд (побережье Канады).

Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется с искусственных островов на мелководье, самоподъемными плаву­чими буровыми установками (ПБУ) при глубинах моря до 100 м, полупогружными плавучими буровыми установками (ППБУ) при глубинах моря до 300-600 мне плавучих буровых судов на больших глубинах.

Таким образом, в настоящее время за рубежом основными районами морского бурения продолжают оставаться Северное море, Азиатская часть шельфовой зоны Тихого океана и Мекси­канский залив (США).

Как показывает опыт освоения нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов, несмотря на большие капитальные вложения, добыча углеводородного сырья из морских месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на шельфе, перекрывают расходы в 4 раза. Затраты на поисково-разведочные работы в акваториях составляют от 10 до 20 % от общих затрат на освоение морских месторождений.

Общие капитальные вложения в разработку морских место­рождений нефти и газа зависят от климатических условий, глубины моря и отдаленности месторождений от береговых баз обслужи­вания, от извлекаемых запасов месторождения, дебитов скважин и, наконец, от научно-технического прогресса в области автома­тизации всего процесса бурения, обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа в морских условиях.

В США, например, капитальные вложения в разработку нефтя­ных и газовых месторождений изменяются в зависимости от запа­сов от 30 млн. долл. при запасах 2 млн. т до 2 млрд. долл. при запасах 300 млн. т.

Важным показателем эффективности капитальных вложений в освоение нефтяных и газовых месторождений служат удельные за­траты на единицу продукции. Наиболее крупные месторождения требуют меньше удельных затрат на их разработку, чем место­рождения, находящиеся в аналогичных условиях, но с меньшими запасами. Так, например, при разработке мелких морских место­рождений за рубежом с запасами 2-5 млн. т нефти (или 2- 5 млрд. м 3 газа) удельные затраты составляют 180-340 долл. на 1 т добытой нефти и 150-300 долл. на 1000 м 3 газа. Удельные за­траты на разработку средних месторождений с запасами 5- 50 млн. т нефти или 5-50 млрд. газа оказались в пределах от 84 до 140 долл. на 1 т добытой нефти и от 43 до 84 долл. на 1000 м3 газа. Для крупных морских месторождений нефти и газа с запасами более 50 млн. т нефти или 50 млрд. м3 газа удельные затраты на их разработку составляют соответственно 60-115 долл. на 1 т нефти и 20-30 долл. на 1000 газа.

При разработке морских месторождений значительная часть капитальных вложений направляется в сооружение и установку платформ, в эксплуатационное оборудование и строительство тру­бопроводов, которые для средних нефтяных месторождений состав­ляют 60-80 %. Поэтому на удельные затраты при разработке мор­ских месторождений существенно влияет глубина моря. Так, например, при глубинах моря 120 м в Бразилии они составляют 100 долл. на 1 т добытой нефти, тогда как на оз. Маракайбо в Венесуэле при глубинах воды 5 м - 6 долл.

В Северном море удельные затраты на 1 т добытой нефти составляют 48 долл. при глубинах моря 80 м и 60-80 долл. при глубинах свыше 100 м, в то время как в Персидском заливе, вследствие больших дебитов скважин, удельные затраты на раз­работку нефтяных месторождений при глубинах моря 90 м состав­ляют всего 16 долл./т.

В Мексиканском заливе удельные затраты из месторождений на глубинах моря 50 м оказались равными 20 долл.

Перспективное направление освоения нефтегазовых ресурсов, находящихся на больших глубинах, - создание и широкое внед­рение подводных систем эксплуатации морских месторождений. Этой проблемой занимаются ведущие научно-исследовательские и проектные институты развитых стран.

В Северном море подводное обустройство скважин осуществля­ется с 1971 г. при глубинах моря 70-75 м, вначале на место­рождении Экофиск, а затем на месторождении Арджилл.

Анализ эффективности разработки морских месторождений за рубежом показал, что чистый доход, получаемый за весь период разработки средних месторождений (с запасами более 20 млн. т нефти или свыше 50 млрд. газа), составляет более 1 млрд. долл.

Экономический эффект от разработки морских месторождений в США и Мексике составил до 10 долл. на каждый затраченный доллар. С увеличением цен на нефть соответственно повыша­ется экономическая эффективность разработки морских место­рождений.

Эксплуатация морских месторождений считается рентабельной при минимальных извлекаемых запасах нефти в 2,3 млн. т и 6,2 млрд. газа в Мексиканском заливе; 7,9 млн. т нефти и 15,9 млрд. в заливе Кука; 18,5 млн. т нефти и 45,3 млрд. газа в море Бофорта.

Срок окупаемости капитальных вложений в подготовку и освое­ние крупных месторождений нефти и газа (с запасами более 50 млн.т.) составляет до одного года, а в арктических усло­виях этот срок увеличивается до 10-20 лет.

Опыт разработки месторождений нефти и газа Каспийского моря также показывает экономическую целесообразность этих работ.

При освоении любых богатств моря человеку приходится созда­вать специальные технические технологические средства с учетом особенностей их освоения.

Многолетняя практика разработки морских нефтегазовых место­рождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что для эффективного использования их запасов применяемые на суше традиционные методы разработки и эксплуатации не всегда при­емлемы.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений Каспий­ского моря, накопленный азербайджанскими нефтяниками в тесном содружестве с работниками других отраслей промышленности страны, позволяет раскрыть и показать характерные технические и технологические особенности добычи нефти и газа на море, ра­циональные методы их интенсификации, а также основные факто­ры, способствующие увеличению нефтеотдачи пластов.

К особенностям освоения морских нефтегазовых месторожде­ний можно отнести следующие.

I. Создание, с учетом суровых морских гидрометеорологических условий, специальных гидротехнических сооружений новых плавучих технических средств (плавучих крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других специальных судов) для геофизических, геологопоисковых работ и строительства нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в процессе обустройства, бурения, эксплуатации и ремонта скважин,а также при сборе и транспорте их продукции.

II. Бурение наклонно-направленного куста скважин с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на искусственно создаваемых островках, с самоподъемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой.

III.Решение дополнительных технических, технологических и
экономических задач при проектировании разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. К ним относятся:

1. Широкое применение аналитических методов для более пол­ного изучения особенностей нефтепромысловых процессов. Для управления процессами морской нефтегазодобычи недостаточно сведений только о конкретной точке залежи, важно знать инте­гральные параметры, характеризующие пласт в целом. Имитацион­ные модели наиболее адекватно отражают реальный объект. Уста­новлено, что при моделировании можно пользоваться выборочным методом, позволяющим определять интегральные параметры по достаточно малой выборочной совокупности данных.

Использование этого и других математических методов, а также различных методов диагностирования с привлечением ЭВМ стано­вится насущной необходимостью, так как с их помощью можно успешно решить вопросы проектирования и управления процессами рациональной и эффективной разработки морских месторождений нефти и газа.

2. Выбор при проектировании наиболее рациональной для дан­ного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалось ее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большими трудностями из-за уже существующей системы обустройства ме­сторождения и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружений для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным.

3. Выбор рациональных конструкций и числа стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб и других сооружений для размещения на них оптимального числа скважин (в зависимости от глубины залегания пластов, сроков проводки скважин, расстояния между их устьями, их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т. д.).

4. Использование прогрессивных методов интенсификации до­бычи нефти и газа для повышения нефтегазоотдачи пластов, не допуская при этом отставания методов воздействия на пласт от темпов добычи, - основной принцип.

5. Применение методов интенсификации для увеличения охвата пласта как по площади, так и по его толщине (на многопласто­вых месторождениях).

Для рационального решения технико-экономических задач раз­работки нефтегазовых месторождений и в интересах форсирования их эксплуатации необходимо широко применять методы совместной раздельной эксплуатации многопластовых залежей.

Это ускорит темпы разработки многопластовых месторождений и сократит число добывающих скважин.

6. Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-на­правленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением автономности работы буровых бригад (чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет за короткий срок завершить разбуривание всех запроектированных скважин и только после этого при­ступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин.

7. Соответствие долговечности и надежности гидротехнических и других сооружений срокам разработки нефтяных и газовых месторождений, т. е. периоду максимального извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом.

IV. Создание специализированных береговых баз для изготовления гидротехнических сооружений, технологических комплексов в модульном исполнении, плавучих средств и других объектов для бурения, добычи нефти и газа, строительства и обслуживания комплекса морского нефтепромыслового производства.

V. Создание новейших, более усовершенствованных технических средств для освоения, эксплуатации и ремонта скважин в морских условиях.

VI. Решение вопросов одновременного бурения, эксплуатации и ремонта скважин при малых расстояниях между их устьями, когда это связано с длительным сроком их строительства.

VII. Создание малогабаритного, высокой мощности, надежного в работе блочного автоматизированного оборудования в модульном исполнении для ускорения строительства объектов бурения, экс­плуатации и ремонта скважин и обустройства платформ для сбора, транспорта добываемой продукции в морских условиях.

VIII. Решение научно-исследовательских, конструкторских задач по созданию новой, совершенно отличной от традиционных технологии и техники для бурения, эксплуатации и ремонта скважин с подводным расположением устья и обслуживания этих объектов как под водой, так и на специальных плавучих средствах.

IX. Разработка техники и технологии освоения шельфов морей и океанов в особо суровых гидрометеорологических условиях, когда необходимо создавать весьма дорогостоящие сооружения для бурения, обустройства, добычи нефти и газа, транспортировки продукции в условиях дрейфующих льдов, айсбергов, частых ураганных
ветров, сильных донных течений и т. д.

X. Создание специальных технических средств и технологических процессов, а также плавучих установок и физико-химических веществ, обеспечивающих охрану морской среды, а также воздушного бассейна при проведении геологопоисковых, геофизических и буровых работ, эксплуатации и ремонте скважин, сборе и транспортировке их продукции и обслуживании многогранного нефтепромыслового хозяйства разрабатываемых морских нефтегазовых месторождений.

XI. Решение комплекса задач по созданию технических средств и принятию специальных мер по охране труда персонала, что диктуется необходимостью безопасного проведения работ на ограниченной площади при повышенных шуме, вибрации, влажности и других вредных условиях, когда создание культурно-бытовых и caнитарных мер по охране здоровья морских нефтегазодобытчиков особенно важно.

XII. Специальная физическая и психологическая подготовка ра­бочего и инженерно-технического персонала к работе в морских условиях. Обучение морских нефтегазодобытчиков безопасным ме­тодам проведения работ при освоении подводных месторождений. При этом особое внимание должно уделяться подготовке водола­зов и акванавтов, так как от их профессиональной подготовки во многом зависит ускоренное и безопасное проведение работ по ос­воению больших морских глубин и бесперебойное обслуживание процессов морской нефтегазодобычи.

XIII. Создание гидрометеорологической службы и пунктов на­блюдения по прогнозированию и своевременному обеспечению тре­буемой для морских нефтяников краткосрочной и долгосрочной ин­формации об обстановке погоды для принятия мер безопасности.

XIV. Обеспечение команд пожарной безопасности и службы по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов спе­циальной техникой для проведения работ по локализации и ликви­дации фонтанов и пожаров в морских условиях.

Учет этих особенностей и соблюдение предъявляемых требова­ний к рациональной разработке нефтегазовых месторождений.

2. В практике строительства нефтяных и газовых скважин в море геологораз­ведочное бурение производят с плавучих буровых средств (ПБС):

Буровых судов;

Буровых барж;

Плавучих установок самоподъемного, полупогружного и погружного типов.

Один из основных факторов, влияющих на выбор типа буровых плавсредств (ПБС), - глубина моря на месте бурения.

ПБС прежде всего классифицируют по способу их установки над скважи­ной в процессе бурения, выделяя их в две основные группы (классы):

1. Опирающиеся при бурении на морское дно:

Плавучие буровые установки погружного типа (ПБУ - погружные буровые установки).

Плавучие буровые установки самоподъемного типа (СПБУ);

2. Производящие бурение в плавучем состоянии:

Полупогружные буровые установки (ППБУ);

Буровые суда (БС).

Погружные буровые установки (ПБУ) применяют в работе на мелководье. В результате заполнения водой нижних водоизмещающих корпусов либо ста­билизирующих колонн они устанавливаются на морское дно. Рабочая платфор­ма как в процессе бурения, так и при транспортировке находится над поверх­ностью воды.

Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют пре­имущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых место­рождениях в акваториях с глубинами вод 30-120 м и более. СПБУ имеют большие корпуса, запас плавучести которых обеспечивает буксировку установ­ки к месту работы с необходимыми технологическим оборудованием, инстру­ментом и материалом. Опоры при буксировке подняты, а на точке бурения опо­ры опускаются на дно и залавливаются в грунт, а корпус поднимается по этим опорам на требуемую расчетную высоту над уровнем моря.

Полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС) в рабо­чем состоянии находятся на плаву и удерживаются с помощью якорных систем или системы динамической стабилизации.

ППБУ используют для геологоразведочных работ на глубинах акваторий с глубин 90-100 м до 200-300 м с якорной системой удержания над устьем бу­рящейся скважины и свыше 200-300 м с динамической системой стабилизаиии (позииирования).

Буровые суда (БС) благодаря их более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ в основном при­меняются для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных рай­онах при глубинах моря до 1500 м и более. Большие запасы (до 100 дней рабо­ты) обеспечивают бурение нескольких скважин, а большая скорость передви­жения (до 24 км/час) - быструю их перебазировку с законченной бурением скважины на новую точку. Недостатком БС, по сравнению с ППБУ, является их относительно большее ограничение в работе в зависимости от волнения моря. Так, вертикальная качка БС при бурении допускается до 3,6 м, а ППБУ - до 5 м. так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов до 30 м и более) по сравнению с БС, то вертикальная качка ППБУ со­ставляет 20-30% высоты волн. Таким образом, бурение скважин ППБУ практи­чески осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при буре­нии с БС. Недостаток ППБУ - малая скорость передвижения с законченной бу­рением скважины на новую точку.

Эффективность бурения скважин на море зависит от множества естественных, технических и технологических факторов, в том числе от типа используемого морского бурового основания (рис. 1.2). На выбор рационального типа, конструкции и параметров морского бурового основания так же влияет множество факторов: назначение, глубина по воде и породам, конструкция, начальный и конечный диаметры скважины, гидрологическая и метеорологическая характеристики работ, свойства пород, способ бурения, мощностные и массовые характеристики располагаемых на основании буровых механизмов, оборудования и инструмента.

Основные гидрологические и метеорологические характеристики шельфа, влияющие на выбор рационального типа бурового основания, следующие: глубина моря в районе бурения, степень его волнения, сила ветра, ледовый режим и видимость.

Максимальная глубина шельфа большинства морских акваторий составляет 100-200 м, но на некоторых акваториях она достигает 300 м и более. До настоящего времени основным объектом геологического исследования шельфов являются участки в прибрежных районах с глубиной акваторий до50 м и редко 100 м. Это объясняется меньшей стоимостью разведки и разработки месторождений на меньших глубинах и достаточно большой площадью шельфа с глубинами до 50 м. Подтверждением мелководности больших площадей шельфов являются соответствующие данные по морям, омывающим берега России : глубина Азовского моря не превышает 15 м; средняя глубина северной части Каспийского моря (площадь 34360 квадратные мили) составляет 6 м, наибольшая – 22 м; преобладающие глубины Чукотского моря 40 – 50 м, 9% площади с глубинами 25 – 100 м; 45% площади моря Лаптевых с глубинами 10 -50 м, 64% - с глубинами до 100 м; в западной и центральной частях Восточно-Сибирского моря преобладают глубины 10–20 м, в восточной 30 - 40 м, средняя глубина моря 54 м; преобладающие глубины Карского моря 30 – 100 м, глубины прибрежной отмели до 50 м; преобладающие глубины Балтийского моря 40 – 100 м, в заливах – менее40 м; средняя глубина Белого моря 67 м, в заливах- до 50 м; преобладающие глубины Баренцева моря 100-300 м, в Юго-Восточной части 50-100 м; глубины Печорской губы (длина около 100 км, ширина 40-120 км) не превышают 6 м.

Основная зона шельфа, разведываемая геологами, состав­ляет полосу шириной от сотен метров до 25 км.

Структурно-картировочные

Разведочные

Ледовый режим

Очертания берегов

Топография дна

Почва дна

Температурный режим

Рис. 1.2. Факторы, влияющие на эффектность бурения скважин на море

Удаленность точек заложения скважин от берега при бурении с ледового припая зависит от ширины припайной полосы и для аркти­ческих морей достигает 5 км.

Балтийское, Баренцево, Охотское моря и Татарский про­лив не имеют условий для быстрого укрытия плавсредств в случае шторма из-за отсутствия закрытых и полузакрытых бухт. Здесь для бурения эффективнее применять автономные ПБУ, так как при использовании неавтономных установок трудно обеспечить безопасность персонала и сохранность установки в штормовых условиях. Большую опасность пред­ставляет работа у крутых обрывистых и каменистых бере­гов, не имеющих достаточно широкой зоны пляжа. В таких местах при срыве неавтономной ПБУ с якорей ее гибель практически неизбежна.

В районах шельфа арктических морей почти нет обустро­енных причалов, баз и портов, поэтому вопросам жизнеобе­спечения буровых установок и обслуживающих их кораблей (ремонт, заправка, укрытие на время шторма) здесь необхо­димо придавать особое значение. Во всех отношениях луч­шие условия имеются в Японском и внутренних морях Рос­сии. При бурении в удаленных от возможных мест укрытий районах должна быть хорошо налажена служба оповещения прогноза погоды, а применяемые для бурения плавсредства должны обладать достаточной автономностью, остойчивостью и мореходностью.

Горно-геологические условия характеризуются в основном мощностью и физико-механическими свойствами горных пород, пересекаемых скважиной. Отложения шельфа обычно представлены рыхлыми породами с включением валунов. Ос­новными составляющими донных отложений являются илы, пески, глины и галька. В различных соотношениях могут об­разовываться отложения песчано-галечные, суглинки, супеси, песчано-илистые и т.д. Для шельфа дальневосточных морей породы донных отложений представлены следующими вида­ми, %: илы - 8, пески - 40, глины - 18, галька - 16, про­чие - 18. Валуны встречаются в пределах 4 -6 % в разрезе пробуренных скважин и 10-12 % скважин от общего их ко­личества.

Мощность рыхлых отложений редко превышает 50 м и изменяется от 2 до 100 м. Мощность прослоек тех или иных пород колеблется от нескольких сантиметров до десятков метров, а интервалы их проявления по глубине не подчиня­ются никакой закономерности, за исключением илов, кото­рые находятся в большинстве случаев на поверхности дна, достигая в "спокойных" закрытых бухтах 45 м.

Породы донных отложений, за исключением глин, несвяз­ные и легко разрушаются при бурении (II -IV категорий по буримости). Стенки скважин крайне неустойчивы и без крепления после их обнажения обрушиваются. Нередко из-за значительной обводненности пород образуются плывуны. Подъем керна с таких горизонтов затруднен, а их бурение возможно преимущественно с опережением забоя скважины обсадными трубами.

Под рыхлыми отложениями залегает кора выветривания коренных пород с включением остроугольных кусков грани­тов, диоритов, базальтов и других скальных пород (до XII категории по буримости).

Рациональным является такой способ бурения скважины, который обеспечивает достаточно качественное выполнение поставленной задачи при минимальных трудовых и матери­альных затратах. Выбор такого способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, определяемой многими факторами, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований, назначения и условий бу­рения может иметь решающее значение.

Б.М. Ребрик рекомендует рассматривать эффективность способа бурения как комплексное понятие и объединять факторы в группы, отражающие существенную сторону про­цесса бурения скважины или характеризующие предназна­ченные для этой цели технические средства. В частности, он предлагает эффективность способа бурения инженерно-геологических скважин определять по трем группам факто­ров: инженерно-геологическим, техническим и экономичес­ким.

Принципиально указанная группировка приемлема и для бурения скважин других назначений. При выборе рациональ­ного способа бурения оценивать его следует прежде всего и главным образом по фактору, отражающему целевое назна­чение скважины. При выявлении двух и более способов бу­рения, обеспечивающих пусть даже различное, но достаточ­ное качество выполнения поставленной задачи, следует про­должить их оценку по другим факторам. Если сравниваемые способы не обеспечивают качественного решения геологиче­ской или технической задачи, ради которой осуществляется бурение, то оценивать их, например, по производительности и экономической эффективности не имеет практического смысла.

Факторы, влияющие на процесс и эффективность бурения на море, специфические. Они ограничивают или вовсе исключают возможность применения некоторых спо­собов и технических средств, признанных эффективными для бурения скважин того же назначения на суше. Исходя из этого эффективность способов бурения разведочных сква­жин на море предложено оценивать по четырем показателям: геологической информативности, эксплуатационно-техноло­гическим возможностям, технической эффективности, эко­номической эффективности.

Геологическая информативность определяется конкретны­ми задачами бурения разведочных скважин. При разведке месторождений полезных ископаемых геологическую ин­формативность способов бурения оценивают по качеству от­бираемого керна. Керн должен обеспечивать получение гео­логического разреза и фактических параметров месторожде­ния: литологического и гранулометрического состава разбу­риваемых отложений, их обводненности, границ продуктив­ного пласта, крупности находящегося в нем металла (при разведке россыпей), содержания полезного компонента, со­держания тонкодисперсного материала и глинистых прима­зок (при разведке стройматериалов) и т.п. Для точного опре­деления этих параметров необходимо предотвратить обога­щение или обеднение отбираемых проб керна по каждому интервалу опробования.

Эксплуатационно-технологические воз­можности способа бурения определяются качеством выпол­нения поставленной задачи, его технической и экономичес­кой эффективностью.

Критериями оценки технической эффективности являют­ся: мгновенная, средняя, рейсовая, техническая, парковая, цикловая скорости бурения; производительность за смену, сезон; время выполнения отдельных операций, проходки всей скважины или отдельного ее интервала; износ обору­дования, обсадных труб и инструмента; универсальность; металлоемкость; энергоемкость; мощность; транспортабель­ность бурового оборудования и др.

Все виды скоростей и производительность бурения опре­деляются затратами времени на выполнение того или иного процесса или операции. При выборе способа бурения для условий моря фактор времени является одним из важнейших критериев. Используя высокоскоростные способы и техно­логии бурения, многие из разведочных скважин можно на­чать и закончить бурить в периоды хорошей погоды и в те­чение светлого времени дня. Это позволит избежать аварий­ных ситуаций, возникающих в случае консервации недобу-ренной скважины из-за наступления ночи, шторма и т.п.

Критерии экономической