Начальные извлекаемые ресурсы углеводородов на континентальном шельфе Российской Федерации составляют около 100 млрд т в пересчете на нефть, в том числе более 13 млрд т нефти и около 79 трлн м 3 газа. Выявлено более 800 локальных структур, 130 из них подготовлены к глубокому бурению. Государственным балансом запасов полезных ископаемых учтены запасы УВ на 44 месторождениях на шельфе, включая 6 месторождений, расположенных на шельфе частично (Тота-Яхинское, Семаковское, Антипаютинское, Юрхаровское, Селекаптское – в Тазовской губе, Избербаш – на побережье Каспийского моря):

шельф Баренцева (включая Печорское) моря – 11 месторождений, в том числе четыре нефтяных (Приразломное, Варандей-море, Медынское-море, Долгинское), одно нефтегазоконденсатное (Северо-Гуляевское), три газоконденсатных (Штокмановское, Поморское, Ледовое), три газовых (Северо-Кильдинское, Мурманское, Лудловское); в работах в различной форме задействованы компании: «Газпром», «Росшельф», «Арктикморнефтегазразведка»,Wintershall, Conoco, Norsk Hydro, TotalFinaElf, Fortum ;

шельф Карского моря (в том числе в Тазовской и Обской губах) – 11 месторождений, в том числе два нефтегазоконденсатных (Салекаптское, Юрхаровское), два газоконденсатных (Ленинградское, Русановское), семь газовых (Антипаютинское, Семаковское, Тота-Яхинское, Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Гугорьяхинское, Обское); в работах в различной форме задействованы компании: «Лукойл», «Лукойл-Астраханьморнефть», «ЮКОС», «Газпром», «Роснефть-Дагнефть», «Геотермнефтегаз», «Калмнефть», JKX, CanArgo, J.P. Redd. ;

шельф Охотского моря – восемь месторождений, в том числе одно нефтяное (Одопту-море, Северный купол), пять нефтегазоконденсатных (Пильтун-Астохское, Одопту-море, Аркутун-Дагинское, Чайво, Лунское), одно газоконденсатное (Киринское), одно газовое (Венинское); в работах в различной форме задействованы компании: «Дальморнефтегеофизика», «Роснефть», «Роснефть-СМНГ», Exxon/Mobil, SODECO, ONGC, RD/Shell, Mitsui, Mitsubishi, Texaco, BP, PGS, Hulliberton и др.;

шельф Японского моря – одно газовое месторождение (Изыльметьевское);

Шельф Каспийского моря – семь месторождений, в том числе пять нефтегазоконденсатных (Филановского, Инчхе-море, 170 км, Хвалынское, им. Ю. Корчагина, Самарское), одно газоконденсатное (Ракушечное), одно нефтяное (Избербаш, подводная часть);

шельф Азовского моря – три газовых месторождения (Бейсугское, Западно-Бейсугское, Октябрьское);

шельф Балтийского моря – два нефтяных месторождения (Калининградское, Кравцовское).

Из перечисленных 43 месторождений 33 выявлены и оценены до 1999 г. В результате геолого-разведочных работ поставлены на государственный учет 11 месторождений на шельфах Печорского, Карского и Каспийского морей.

По состоянию на 01.01.2004 г. запасы УВ морских месторождений, введенных в эксплуатацию, составляют не более 3 % общей суммы запасов промышленных категорий. В стадии разработки находятся четыре месторождения: Бейсугское (добыча свободного газа), Одопту-море (Северный купол) и Пильтун-Астохское (добыча нефти и газа), Избербаш (добыча нефти на морском продолжении не ведется). Подготовлены к промышленному освоению семь месторождений, законсервированы три, разведочные работы проводились на 29 месторождениях. Извлекаемые запасы промышленных категорий распределенного фонда составляют 60 % всего фонда недр шельфов России. Суммарная добыча УВ на морских месторождениях – более 20 млн т условного топлива.

Перспективные и прогнозные ресурсы УВ континентального шельфа России составляют в сумме 98,7 млрд т условного топлива (91,6 % начальных суммарных ресурсов (НСР)). При этом около 70 % аккумулируются в пределах шельфовых зон Карского и Баренцева (включая Печорское) морей. Доля нефти и конденсата в общем объеме ресурсов не превышает 10 %. В структуре ресурсного потенциала УВ преобладают (около 90 %) перспективные ресурсы (категория С 3), весьма неравномерно распределенные по шельфам отдельных морей.

Итак, в Баренцевом и Карском морях сосредоточено 84 % уже известных запасов всего шельфа России. А на берегу, южнее, расположена огромная Западно-Сибирская низменность, в которой находится 63 % наших сухопутных ресурсов нефти. Все это – дно единого древнего моря, существовавшего в течение многих геологических эпох. Здесь-то и находится основная наша кормилица – Западно-Сибирская нефтяная провинция. Полуостров Ямал славен еще и тем, что Россия добывает на нем почти 80 % газа. На соседнем шельфе, по-видимому, сосредоточено 95 % запасов газа всего нашего шельфа.

Региональная структура НСР УВ континентального шельфа России характеризуется значительной дифференциацией по объемам запасов (категории А+В+С 1 +С 2) и ресурсов (категории С 3 +Д 1 +Д 2) (табл. 1). По объемам разведанных и предварительно оцененных запасов лидируют Баренцево (включая Печорское), Карское и Охотское моря, по объемам перспективных и прогнозных ресурсов – Карское, Баренцево (включая Печорское), Восточно-Сибирское и Охотское моря. Преобладание ресурсной составляющей (91,6 %) в общей структуре НСР УВ всего российского шельфа свидетельствует о значительных перспективах открытия новых морских месторождений и наращивания объемов запасов.

Таблица 1. Структура начальных суммарных ресурсов УВ континентального шельфа России

Акватории (моря)	НСР УВ, млн т	Запасы, млн т	Ресурсы, млн т	Накопленная добыча, млн т	Число месторождений
Баренцево
Печорское
Лаптевых
Восточно-Сибирское
Чукотское
Берингово
Охотское
Японское
Каспийское
Азовское
Балтийское
Тихий океан
Итого	98678,05	10828,27	87829,78

Шельфы Баренцева, Печорского, Карского морей относятся к Баренцово-Карской нефтегазоносной провинции.

Общие потенциальные запасы – 8,4 млрд т условного топлива.

Рис. 3.1.Основные перспективные структуры на шельфе Западной Арктики

Практически повсюду на российском шельфе обнаружена связь его нефтегазоносных провинций и комплексов с соответствующими геологическими структурами на прилегающих участках суши. Но, как следует из мирового опыта, нефтегазоносность шельфа оказывается более высокой по сравнению с континентальной областью.

Таким образом, высокие перспективы российского шельфа и обеспеченность России углеводородным сырьем в обозримом будущем не вызывают сомнений. В то же время нельзя не отметить приуроченности основной части этих ресурсов к отдаленным (арктическим и дальневосточным) регионам с суровыми природно-климатическими условиями, а также их относительно слабую геолого-геофизическую изученность, которая в сотни раз ниже аналогичных показателей для шельфа Северного моря, Мексиканского залива и ряда других акваторий.

На шельфе Баренцева и Карского морей выявлены два крупнейших нефтегазоносных бассейна (Баренцево-Карский и Южно-Карский) общей площадью 2 млн км 2 с потенциальными ресурсами не менее 50–60 млрд т условного топлива и открыты 10 месторождений, опробованных бурением. Геологические запасы только двух из них в Карском море (Русановского и Ленинградского) оцениваются в 5×10 12 м 3 природного газа, что не может не впечатлять, если учесть, что вся мировая добыча газа составляет сейчас 2×10 12 м 3 /год.

В 1992 г. начаты и продолжаются проектные и другие разработки по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море с запасами газа около 3×10 12 м 3 и газоконденсата более 20 млн т, а также Приразломного нефтяного месторождения в районе Печорской губы, с геологическими запасами нефти более 200 млн т (рис. 3.2). Промышленная эксплуатация этих месторождений может продолжаться в течение 25–30 лет, что приведет в дальнейшем к заметному изменению мировой системы транспортировки нефтегазовых углеводородов и к широкому использованию для этих целей Северного морского пути. На акватории Баренцева моря уже сегодня возвышаются более 10 буровых платформ Норвегии и России.

Рис. 3.2. Расположение Штокмановского и Приразломного месторождений
на арктическом шельфе России

Аналогичные масштабные работы намечаются и в некоторых других районах северного шельфа России, в том числе в районе Ямала, газоконденсатные месторождения которого могут давать в будущем до 80–100 млрд м 3 в год природного газа. Для транспортировки этого газа намечается строительство магистрального газопровода через Байдарацкую губу.

Моря в Арктике относятся к категории замерзающих. Для проведения поисково-разведочных работ акватории условно разделены на глубины 0–15 м, 15–60 м, 60–300 м и более. Для каждого интервала глубин разработаны свои технологии освоения месторождений.

Даже беглого взгляда на геологическую карту достаточно, чтобы вообразить, будто многочисленные месторождения нефти и газа на шельфе Северного Ледовитого океана и морей напоминают драгоценное ожерелье страны, обращенное лицом на север и восток. И это действительно так, ибо в XXI веке основные энергетические ресурсы будут добываться из-под дна морского.

Стратегия замыслов и решений. Стратегия изучения и освоения шельфа, по мнению специалистов, должна учитывать два немаловажных обстоятельства. Во-первых, за счет государственного бюджета может быть осуществлена лишь незначительная часть поисково-разведочных работ. Поэтому необходима законодательная основа для привлечения уже на этом этапе средств инвесторов, интерес которых подкреплялся бы некими гарантиями со стороны государства, например, путем создания привилегий для первооткрывателей на основе лицензий на геологическое изучение и тому подобных преференций. Во-вторых, уже сегодня ясно, что в большинстве открытых на шельфе месторождений основные запасы составляют газ и газоконденсат. Между тем известно, что страна начинает испытывать дефицит не газа, а нефти. Следовательно, как считают в Министерстве природных ресурсов, целесообразно усилить поисковые, научно-исследовательские работы именно в направлении выявления нефтяных месторождений.

Освоение углеводородного потенциала шельфа нашей страны – это принципиально новая страница развития ее топливно-энергетического комплекса, по крайней мере, до конца XXI в.

Предполагается, что прибыль, полученная в результате успешного освоения шельфа, может существенно укрепить федеральный бюджет и оказать влияние на развитие не только нефтегазовой отрасли экономики. Например, только реализация проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» за 30 лет даст России доход около 80 млрд долл., из которых Сахалинской области достанется половина. Таким образом, регионы, на территории которых будут разрабатываться шельфовые запасы, имеют прямой интерес в осуществлении подобных проектов. Более того – освоение шельфа сегодня просматривается едва ли не единственной стратегией развития российского Севера и Дальнего Востока, испытывающих настоящий энергетический голод.

Основой государственной политики на шельфе, вероятно, должно быть систематическое проведение лицензионных раундов с благоприятными условиями, как для государства, так и для инвесторов всех форм собственности, в том числе и иностранных. Мы видим, что стратегически правильная, продуманная политика таких стран, как Норвегия, Китай и Индия, приводит к существенным результатам. Например, в Китае для работ на шельфе иностранными компаниями в 1997 г. было вложено около 5 млрд долл. США. Из них половина пошла на оплату китайских сервисных компаний.

В 1991–1992 гг. были проведены международные тендеры «Сахалин-1» и «Сахалин-2», по которым три года спустя подписаны соглашения о разделе продукции. Разумеется, в этих проектах не обходится без проблем, но практика показывает, что даже самым крупным, мощным нефтяным и газовым компаниям в одиночку не по силам обеспечить огромные инвестиции, необходимые для быстрого освоения акваторий.

Предполагается, что правильная организация освоения российского шельфа может ежегодно приносить в бюджет до 10 млрд долларов США и более. В 1995 г. правительством Российской Федерации была утверждена «Концепция изучения и освоения углеводородных ресурсов Баренцевоморской провинции». В течение трех следующих лет была разработана аналогичная концепция для шельфов морей Дальнего Востока и Северо-Востока России. Завершена разработка «Концепции изучения и освоения углеводородных ресурсов шельфа РФ на ближнюю, среднюю и дальнюю перспективу». Она должна стать основой государственной стратегии в новой, по сути, отрасли экономики страны.

В соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.» подготовка запасов и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей – одно из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России. Доля морей в общем приросте запасов углеводородного сырья в России может достигнуть 10–15 % к 2010 г. и далее будет расти.

Начальные суммарные ресурсы морской периферии России, по сегодняшним оценкам, составляют 133,5 млрд т условного топлива, или около 100 млрд т извлекаемых ресурсов, распределенных в 16 крупных морских нефтегазоносных провинциях и бассейнах.

Наибольшая доля ресурсов – около 62,7 % – приходится на моря Западной Арктики: Баренцево, Печорское и Карское (рис. 3.3). За ними, в порядке убывания, следуют Охотское, Восточно-Сибирское и Каспийское моря.

Освоение континентального шельфа России способно сыграть определенную стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, смягчая или нивелируя возможный спад, прогнозируемый рядом экспертов за счет истощения континентальных месторождений.

Углеводородный потенциал континентального шельфа в целом способен обеспечить высокие уровни добычи, которые при благоприятных условиях могли бы составить до 20 % всего предполагаемого объема добычи нефти и до 45 % всего объема добычи газа.

Рис. 3.3. Нефтегазоносные бассейны, области и провинции
северо-западных окраин Евразии

Суммарный прирост геологических ресурсов во всех указанных регионах за период реализации «Стратегии…» может составить от 30 до 45 млрд т условного топлива.

Анализ зарубежного опыта освоения морских нефтегазовых ресурсов показывает, что имеется два пути. Стратегически взвешенная и четкая политика таких, например, государств, как Норвегия, Китай и Индия, привела к их обогащению за счет иностранных инвестиций в морскую нефтегазовую отрасль. В то же время подобные вложения стали лишь средством выкачивания углеводородов при временных, незначительных льготах для таких государств, как Нигерия, Индонезия, Мексика.

Для освоения морских месторождений, особенно в арктических и дальневосточных морях с тяжелыми гидрометеоусловиями и отдаленностью от обжитых мест, помимо создания организационно-правовых условий, требуются огромные инвестиции, измеряемые в конечном итоге десятками миллиардов долларов. Например, подсчитано, что для реализации проектов «Сахалин-1, -2, -3, -5» необходимо более 30 млрд долл., а освоение Штокманского месторождения потребует более 20 млрд долл.

Организация прибрежно-морских нефтегазодобывающих комплексов. В России предпринимаются попытки создать прибрежно-морские федеральные нефтегазодобывающие комплексы в районах с высокой концентрацией промышленных запасов углеводородов, которые можно разделить на две группы.

К первой относятся Печороморский и Южно-Баренцевский, Южно-Карский, Северосахалинский, Каспийский и Балтийский районы. При этом наиболее перспективны первые два (рис. 3.4). Ранее предполагалось, что здесь начиная с 2010 г. будет добываться до 50 млрд м 3 газа с выходом в 2020 г. на уровень добычи 30 млн т нефти и 130 млрд м 3 газа.

Нефтегазодобывающий комплекс Печороморского и Южно-Баренцевского районов должен формироваться на базе запасов уже открытых месторождений нефти – Приразломного, Северо-Медынского, Северо-Гуляевского, Варандей-море, Поморского, Долгинского, и развиваться по мере поиска и развития многочисленных компактно расположенных перспективных объектов (структуры Полярная, Алексеевская и др.). Извлекаемые запасы нефти этих структур и месторождений составляют 600–700 млн т.

Запасы газа в основном сосредоточены в Западно-Баренцевской провинции и составляют более 4 000 млрд м 3 . Основа газодобывающего комплекса – Штокмановское газоконденсатное месторождение, запасы

Рис. 3.4. Схема развития территориально-экономических комплексов Северо-Запада
России. Нефтегазодобывающие комплексы Штокмановско-Мурманский (I), Печорский (II)

которого (3,2 трлн м 3) вместе с Ледовым (500 млрд м 3) и Лудловским (220 млрд м 3) создают его надежную ресурсную базу. Здесь выявлено еще несколько перспективных структур – Туломская, Териберская и др. Общие ресурсы этого перспективного района газодобычи оцениваются не ниже 5–6 трлн м 3 газа.

Южно-Карский нефтегазодобывающий комплекс характеризуется наличием двух крупнейших газовых месторождений – Русановского и Ленинградского, а также гигантских месторождений п-ова Ямал (Харасавейского и Бованенковского), месторождений южно-карского мелководья (Харасавейское море, Крузенштерновское, Западно-Шараповское), многочисленных открытых на суше и мелководной акватории месторождений (Самкантское, Юрхаровское, Каменномысское, Северо-Каменномысское, Антипаютинское, Симаковское, Тота-Яхинское). Разработку месторождений Южно-Карского района необходимо увязывать с разработкой месторождений п-ова Ямал и использованием для транспорта морского газа системы газопроводов на полуострове.

Северо-Сахалинский нефтегазодобывающий комплекс является наиболее подготовленным к промышленному освоению районом на шельфе России (рис. 3.5). Он охватывает и месторождения суши о-ва Сахалин. Морскими работами здесь открыто шесть крупных газоконденсатных и нефтегазовых месторождений и одно газовое. Суммарные извлекаемые ресурсы района оцениваются не ниже 1 700 млн т нефти и 4 500 млрд м 3 газа. В настоящее время это единственный район добычи нефти в море. На Пильтун-Астохском месторождении добыто более 5 млн т нефти. В будущем здесь прогнозируется еще несколько крупных нефтяных (более 30 млн т) и свыше десятка газовых и газоконденсатных месторождений от 30 до 300 млн м 3 каждое. Оптимальная добыча в 2020 г. может достигнуть 45 млн т нефти и 60 млрд м 3 газа. Для транспортировки сырья дополнительно к существующим планируется построить новые нефте- и газопроводы. Предусматривается строительство нефтеперерабатывающего завода и завода по сжижению газа. Формирование Северосахалинского нефтегазодобывающего комплекса знаменует собой начало развития нефтегазовой отрасли на Востоке России.

Рис. 3.5. Схема освоения нефтегазоносных районов Сахалина и островного шельфа

Каспийское море характеризуется наиболее сбалансированной структурой запасов и ресурсов всех категорий, развитой инфраструктурой и наличием месторождений на побережье и в акватории. Начальные извлекаемые ресурсы шельфа составляют 1 046 млн т нефти и 1 905 млрд м 3 газа.

На шельфе планируется разработка пяти месторождений нефти, газа и конденсата и разведка еще пяти-шести перспективных структур. В результате их освоения в 2020 г. может быть обеспечена добыча до 10 млн т нефти и 40 млрд м 3 газа.

Балтийский нефтегазодобывающий район по своим потенциальным ресурсам имеет местное, региональное значение. Сравнительно небольшие запасы нефти компенсируются развитой наземной инфраструктурой Калининградской области и ее уникальным географическим положением в Европейском регионе, практически лишенном естественных энергоресурсов. Максимальный уровень годовой добычи нефти здесь составит 1 млн т.

В 2004 г. добыли промышленную нефть и на шельфе Балтийского моря: месторождение Кравцовское было открыто в 1983 г. и находится в 22,5 км от побережья Калининградской области. Первая на российском шельфе Балтики добывающая морская ледостойкая стационарная платформа Д6 (рис. 3.6) была принята Госкомиссией в феврале 2004 г., а первая тонна нефти добыта в июле. Геологические запасы нефти категорий С 1 +С 2 здесь составляют 21,5 млн т, а извлекаемые – 9,1 млн т. Объем инвестиций в обустройство месторождения составил 7,7 млрд рублей. Эксплуатация месторождения Кравцовское в короткие сроки привела к почти двойному увеличению объемов добычи нефти в Калининградской области – с учетом сухопутной части они составляют сегодня 1,5 млн т в год.

Все производственные процессы на морской платформе осуществляются по технологии «нулевого сброса», когда промышленные и бытовые отходы вывозятся на берег для утилизации. Затраты на обеспечение экологической безопасности проекта превысили 174 млн рублей. От платформы на сушу проложен подводный трубопровод длиной 47 км. По нему пластовая продукция – смесь нефти и попутного газа – транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции путем сепарации, обезвоживания и обессоливания. Подготовленная нефть перекачивается на комплексный нефтяной терминал «Лукойл I» в п. Ижевское по береговому подземному трубопроводу, а оттуда танкерами отправляется на экспорт.

Рис. 3.6. Платформа Д6 и побережье Балтийского моря

Вторая группа нефтегазодобывающих комплексов включает Магаданский, Западно-Камчатский, Хабаровский в Охотском море, Беринговоморский, Чукотский, Южно-Лаптевский и ряд других перспективных районов. Контуры их формирования недостаточно ясны в связи со слабой изученностью ресурсов нефти и газа акваторий и в большинстве случаев – с отсутствием соответствующей инфраструктуры. Однако, как и другие нефтегазодобывающие комплексы, они будут призваны решать как федеральные, так и местные задачи энергоснабжения.

Пути транспортировки и экспорта

Создаваемые прибрежно-морские нефтегазодобывающие комплексы в значительной степени смогут использовать существующую и проектируемую (в целях освоения месторождений севера Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазовых провинций) систему нефте- и газопроводов, рассчитанную на обеспечение внутренних и экспортных потребностей России.

Для транспортировки на юг Сахалина с последующим вывозом на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона газа морских месторождений северосахалинского шельфа проектируется газопровод, который протянется от северной части острова до его южной оконечности.

Второй важнейший способ перевозки нефти и, вероятно, сжиженного газа морских месторождений – Северный морской путь.

Наконец, в случае открытия крупных запасов газа на юге моря Лаптевых возможны варианты подключения этого района к системе газопроводов севера Западной Сибири, а в случае особо крупных открытий – строительство газопровода (с использованием действующей системы газопроводов месторождений Республики Саха-Якутия) на российский Дальний Восток с дальнейшим выходом на страны зарубежной Азии.

При освоении нефтегазовых ресурсов шельфа приходится в первую очередь учитывать существующую инфраструктуру прибрежных нефтегазодобывающих территорий, и, прежде всего, действующую и планируемую систему трубопроводов.

,

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.

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

«Роснефть» и «Газпром» переносят геологоразведку и начало добычи на 31 месторождении нефти и газа на шельфе на срок от двух до 12 лет. В результате планы по добыче нефти в Арктике могут снизиться почти на 30%

Арктика, научно-исследовательская экспедиция (Фото: Валерий Мельников/РИА Новости)

Меньше нефти с шельфа

Роснедра согласовали «Роснефти» и «Газпрому» перенос сроков геологоразведки и начала добычи на 31 участке на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей, говорится в материалах ведомства (копия есть у РБК). По просьбе «Роснефти» скорректированы планы по геологоразведке на 19 участках, еще на 12 — для нужд «Газпрома» и его «дочки» «Газпром нефти». Речь идет о переносе сроков и объемов сейсморазведки в среднем на два—пять лет, сроков бурения скважин в среднем на три года по каждому случаю.

Самые значимые переносы ввода в разработку крупнейших месторождений — два участка Штокмановского месторождения «Газпрома» введут в строй не ранее 2025 года вместо планировавшегося ранее 2016 года. А Долгинское месторождение «Газпром нефти» с запасами в 200 млн т нефтяного эквивалента — с 2019 года на 2031 год. Наибольшее количество участков, где пересмотрены планы компаний, расположены в Печорском море (девять участков), восемь в Баренцевом море, семь в Охотском море, четыре в Карском море, два в Черном и один в Восточно-Сибирском. По остальным месторождениям сроки начала добычи и вовсе не указаны: их определят по итогам завершения геологоразведки.

Официальный представитель Минприроды подтвердил РБК, что Роснедра по просьбе компаний актуализировали лицензии на шельфе. «Изменения вносятся, когда это документально обосновано. Прежде всего речь идет об изменениях экономических и геологических условий проектов, в том числе незначительном изменении сроков бурения скважин», — сказал РБК руководитель пресс-службы Минприроды Николай Гудков. При этом компании перевыполняют обязательства по сейсморазведке на шельфе, утверждает он.

Представитель «Газпром нефти» сказал РБК, что перенос срока начала добычи на Долгинском месторождении обусловлен необходимостью его геологического доизучения, так как был обнаружен приток газа, а также экономическими причинами. Представители «Роснефти» и «Газпрома» не ответили на запросы РБК.

К 2035 году объем добычи нефти на шельфе Арктики составит 31-35 млн т, говорил замминистра энергетики Кирилл Молодцов на конференции «Арктика-2016» в феврале. Ранее в проекте Энергостратегии речь шла о достижении к этому сроку 35-36 млн т в Арктике, а в целом на шельфе — 50 млн т в год. К тому же к 2035 году на шельфе должно добываться не менее 10% всего газа ​в стране (общая добыча в стране составит 821-885 млрд куб. м), указано в документе. В 2015 году на российском шельфе компании добыли 18,8 млн т нефти, 16 млн т из них — на шельфе Охотского моря, преимущественно на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». А на шельфе Арктики было добыто всего 800 тыс. т на Приразломном месторождении (принадлежит «Газпром нефти»).

Из-за переноса сроков освоения месторождений на шельфе добыча в Арктике к 20 30 году составит лишь 13 млн т, что на 27,8% меньше запланир ованного объема (18 млн), подсчитал заведующий лабораторией «Шельф», замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. В итоге добыча нефти на российском шельфе Арктики в ближайшие 10-15 лет не сможет компенсировать падение добычи на действующих месторождениях на суше, сказал он РБК.

Шельф «Роснефти» и «Газпрома»

Согласно закону о недрах лицензии для работы на шельфе выдаются только госкомпаниям с соответствующим опытом, а именно «Газпрому» и «Роснефти». «Газпром», по данным корпоративного журнала, владеет 33 лицензиями на пользование недрами континентального шельфа России, еще четыре лицензии у его дочерней компании «Газпром нефть» как оператора. У «Роснефти», по данным компании, 55 лицензий на шельфе.

«Дальняя перспектива»

«К концу 2025 года на шельфе Баренцева моря «Газпром» должен выполнить 20 тыс. погонных километров сейсморазведки 2D и 9 тыс. кв. км — 3D, а также пробурить 12 поисково-разведочных скважин, — говорится в статье из корпоративного журнала «Газпром» (у РБК есть копия). — Специалисты «Газпрома» считают, что освоить такие объемы не только практически невозможно, но и нецелесообразно. Очевидно, что бурение на участках в Баренцевом море, исходя из существующей конъюнктуры, — достаточно дальняя перспектива». Дело в том, что с лета 2014 года цены на нефть Brent упали вчетверо (в январе 2016 достигнули минимума в $27 за баррель) и до конца не восстановились — сейчас нефть торгуется около $52 за баррель.

Однако в прошлом году «Газпром» полностью не свернул геологоразведку на шельфе, но сильно снизил ее темп, особенно в части бурения, следует из корпоративного журнала. По заказу «Газпрома» в 2015 году были проведены сейсморазведка только на 6,7 тыс. км, хотя за последние несколько лет было изучено 34 тыс. км в общей сложности. Прирост разведанных запасов углеводородов по итогам геологоразведки на суше и море, по данным «Газпрома», в 2015 году достиг 582 млн т условного топлива при плане 536 млн т.

«Роснефть» пока осваивает шельф более интенсивно, но бурит скважины только там, где она работает совместно с иностранными партнерами. Летом текущего года компания собирается пробурить две скважины на месторождении Магадан-1 в Охотском море совместно со Statoil. Но бурение в Карском море на Университетской-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер госкомпании Exxon не может участвовать в проекте из-за санкций.

Раньше 2025 года более вероятно будет начать добычу нефти на тех шельфовых месторождениях «Роснефти», где компания работает с западными или азиатскими партнерами: на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморской площади (Exxon и Eni), Магадан-1 (Statoil), Университетская (Exxon), Медынско-Варандейский участок в Баренцевом море (CNPC) и Северо-Венинское месторождение в Охотском море (Sinopec). От партнеров зависит участие в финансировании, доступ к технологиям. Часть из проектов заморожена из-за санкций, говорит собеседник РБК в «Роснефти».

Самая дорогая и трудоемкая часть работ на шельфе — это бурение скважин. Среднюю стоимость бурения одной скважины на арктическом шельфе декан геологического факультета РГУ нефти и газа им. Губкина Сергей Лобусев оценил в $200-500 млн. К примеру, стоимость бурения скважины Университетская-1 «Роснефти» в Карском море для открытия месторождения «Победа» превысила $700 млн. Но для того, чтобы пробурить хоть одну скважину, необходимо еще и законтрактовать буровую установку. А санкции США и ЕС запрещают предоставлять России технологии и сервис по бурению на глубину свыше 130 м.

По словам Алексея Белогорьева, заместителя директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов, в Энергостратегии до 2035 года и Генсхеме развития нефтяной отрасли РФ до 2035 года прежние планы по добыче нефти и газа на шельфе будут пересматриваться в сторону снижения. По мнению эксперта, ранее 2025 года ожидать начала добычи нефти и газа на новых шельфовых месторождениях нет смысла. «Это будет экономически нерентабельно при ценах на нефть ниже $90 за баррель. Кроме того, для бурения в Арктике нет соответствующих технологий, а к западным доступ затруднен из-за санкций», — считает он. По мнению эксперта, заместить выпадающие объемы добычи нефти на шельфе можно за счет более интенсивной геологоразведки на суше и повышения коэффициента нефтеотдачи.

«Сейчас из-за низких цен на нефть и газ освоение шельфовых месторождений замедлилось во всем мире. Компании замораживают работу на шельфе. Для нас эта конъюнктурная задержка играет на руку. Мы подотстали с развертыванием нашего судостроительного кластера на Дальнем Востоке», — цитирует ТАСС выступление вице-премьера Дмитрия Рогозина на заседании Арктической комиссии в начале июня.

Добыча нефти на шельфе

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.

"Добыча на шельфе" в книгах

ДОБЫЧА

Из книги Походы и кони автора Мамонтов Сергей Иванович

ДОБЫЧА Жители нам рассказали, что при эвакуации города случилась паника. Один из поездов сошел с рельс и закупорил пути.- Там, за рекой, полно составов, и в них все, все брошено.Я отправился к полковнику Шапиловскому.- Ну что же. Возьмите две повозки и несколько солдат и

Добыча

Из книги автора

Добыча Властелинам гор, лесов и рек России. Когда наступают первые заморозки воздух особенно вкусен. Он напоён ароматом жухлого разнотравья и пропитан морозной свежестью. Трава, прихваченная морозцем, приятно похрустывает под ногами, оставляя на сапогах мокрые

Добыча

Из книги Евреи в России: самые влиятельные и богатые автора Ребель Алина

Добыча Запретительное законодательство не позволяло иудеям становиться полноправными участниками добывающей промышленности, которая также бурно развивалась в России в XIX в. К примеру, в Царстве Польском добывать каменный уголь евреи могли только на принадлежавших им

ДОБЫЧА

Из книги Военные загадки Третьего рейха автора Непомнящий Николай Николаевич

ДОБЫЧА (По материалам П. Кнышевского и газеты «Московский

2. Добыча

Из книги Священное воинство автора Рестон Джеймс

2. Добыча Безусловно, город Акра пал только благодаря прибытию к его стенам многочисленных французского и английского войск. Но, едва взяв этот город, Ричард и Филипп принялись делить добычу между собой, словно только они вдвоем одержали эту замечательную победу. Оба

Понтида, найденная на шельфе

Из книги Атлантиды моря Тетис автора

Понтида, найденная на шельфе Впрочем, большинство современных исследователей весьма скептически относится к гипотезам, высказанным Пачулиа и Соловьевым. На дне Сухумского каньона никаких следов Диоскурии не обнаружено. Зато многие находки на суше, на берегах Сухумской

Города на шельфе

Из книги Века и воды автора Кондратов Александр Михайлович

Города на шельфе НА ПРЕДЫДУЩЕЙ СТРАНИЦЕ ИЗОБРАЖЕНО: Древние финикийские корабли (вверху). Пристань старинного порта на Адриатике югославского города Дубровник. В средние века он играл важную роль в средиземноморской торговле (средняя часть, справа). Венеция. Ансамбль

Добыча

Из книги Творцы и памятники автора Яров Ромэн Ефремович

Добыча Такого Шухов еще не видел. Маленькие огороженные участки; в углу каждого - деревянная вышка с деревянными же пристройками по бокам. Сколько их? Одна, другая, третья…- Много, - сказал Соколовский. - С тех пор, как несколько лет назад добыча нефти перешла из рук

Из книги Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП РФ) автора Дума Государственная

Из книги Кодекс РФ об административных правонарушениях автора Законы РФ

Статья 8. 20. Незаконная передача минеральных и (или) живых ресурсов на континентальном шельфе и (или) в исключительной экономической зоне Российской Федерации Погрузка, выгрузка или перегрузка на континентальном шельфе и (или) в исключительной экономической зоне

Из книги Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях. Текст с изменениями и дополнениями на 1 ноября 2009 г. автора Автор неизвестен

Статья 8.20. Незаконная передача минеральных и (или) живых ресурсов на континентальном шельфе и (или) в исключительной экономической зоне Российской Федерации Погрузка, выгрузка или перегрузка на континентальном шельфе и (или) в исключительной экономической зоне

Из книги Уголовный кодекс Украины в анекдотах автора Кивалов С В

Статья 244. Нарушение законодательства о континентальном шельфе Украины 1. Нарушение законодательства о континентальном шельфе Украины, причинившее существенный вред, а также непринятие лицом, отвечающим за эксплуатацию технологических установок или других источников

Снова об арктическом шельфе

Из книги Газета Троицкий Вариант # 42 автора Троицкий Вариант Газета

Снова об арктическом шельфе Алексей Иванов (Институт земной коры СО РАН, Иркутск) Пусть запомнит иностранец,шельма, Намотает пусть себе на ус: Нашего арктического шельфа Не отхватит он заветный кус. В этом нам надежная порука - Если что, ответит головой - Славная

АТЛАНТИДЫ ИЩИТЕ НА ШЕЛЬФЕ

Из книги 2008_43 (591) автора Газета Дуэль

АТЛАНТИДЫ ИЩИТЕ НА ШЕЛЬФЕ По экрану монитора ползут виды мрачных глубин. Неясные тени того, что раньше было красавцами-кораблями, а теперь бесформенными глыбами застыло на дне. Так демонстрацией кадров подводных съемок, сделанных в ходе недавно закончившейся совместной

24. Может ли быть отнята у сильного добыча, и могут ли быть отняты у победителя взятые в плен? 25. Да! так говорит Господь: и плененные сильным будут отняты, и добыча тирана будет избавлена; потому что Я буду состязаться с противниками твоими и сыновей твоих Я спасу; 26. и притеснителей твоих накорм

Из книги Толковая Библия. Том 5 автора Лопухин Александр

24. Может ли быть отнята у сильного добыча, и могут ли быть отняты у победителя взятые в плен? 25. Да! так говорит Господь: и плененные сильным будут отняты, и добыча тирана будет избавлена; потому что Я буду состязаться с противниками твоими и сыновей твоих Я спасу; 26. и