«Фундаментальные проблемы пространственного развития Российской Федерации: междисциплинарный синтез»

Вид материала

Монография

Содержание 7. Тенденции и экономические факторы освоения арктических акваторий

Подобный материал:

• Фундаментальные проблемы биологии с позиций квантовой физики живого, 301.3kb.
• Концепци яфедеральной целевой программы «Развитие телерадиовещания в Российской Федерации, 1367.38kb.
• Министерство образования и науки российской федерации, 76.92kb.
• Министерство экономического развития российской федерации, 3262.11kb.
• План 1 Введение 2 Глава 4 Теоретические аспекты изучения пространственного восприятия, 348.28kb.
• Восьмая международная научно-практическая конференция гуманитарные и естественнонаучные, 33.95kb.
• Рассуждения по поводу имперско-региональных понятий, 507.22kb.
• Государственная политика регионального развития в Российской Федерации: проблемы, 900.97kb.
• Общественно-политическая жизнь в орловской губернии в конце XIX начале XX века, 818.54kb.
• Утверждено Постановлением Президиума Правления тпп РФ от 12 октября 2010 г. №75-14, 43.93kb.

7. Тенденции и экономические факторы

освоения арктических акваторий

7.1. Тенденции освоения арктического шельфа Америки

Исторически сложилось, что в течение последних пятнадцати лет
в отечественной науке и практике основное внимание уделяется норвежскому опыту освоения шельфовых месторождений. Это объясняется как близостью акваторий в Западной Арктике, так и кажущейся аналогичностью природно-климатических условий. К тому же сами норвежские компании проявляют повышенный интерес к российским арктическим месторождениям. Это объясняется постепенным исчерпанием собственных ресурсов и возрастающим объемом незадействованных производственных и транспортных мощностей.

В этом аспекте норвежский опыт представляет особый интерес
с организационно-экономических позиций, то есть в направлении организации государственно-частного партнерства в освоении шельфа. Что касается североамериканских месторождений, то здесь наибольший интерес представляют организационно-технологические подходы.

Первые разведочные работы в арктических районах начались в водах залива Кука на Аляске в 1959 г. Опыт морского бурения в заливе Кука представляет особый интерес для России, поскольку метеорологические условия сходны с условиями шельфа ее арктических морей, периодически покрываемых почти по всей территории льдами. В заливе Кука трудные условия заключаются еще и в периодическом перемещении мощных ледовых полей под воздействием ветра и приливов с амплитудой до 10 м. В 1962 г. было открыто месторождение «Норд-Кук-Инлет», в 1965 г. – месторождения «Гранит-Пойнт», «Традинг-Бей», «Макартур-Ривер». На этих месторождениях было установлено 14 платформ для добычи нефти и газа. С 1966 г. по 1986 г., по данным управления минеральных ресурсов, накопленный объем добычи нефти на этих месторождениях составил 124 млн м³ нефти и газа 37 млрд м³. До середины 1970-х гг. отборы в заливе Кука составили основную часть добычи на Аляске. Наиболее богатым являлось месторождение «Макартур-Ривер». За 20 лет эксплуатации с четырех основных платформ «Кинг Саломон», «Грейлинг», «Долли Варден» и «Монопод» на нем было добыто 83 млн м³ нефти и 8.5 млрд м³ газа. Это месторождение являлось одним из самых продуктивных в США [33].

Добыча газа на Аляске носила вспомогательный характер, сопутствуя добыче нефти, которая в середине 1970-х гг. получила потребителя за пределами штата. Вспомогательный характер газодобычи сохранился и в условиях, когда были обнаружены крупные запасы природного газа. Такое направление разработки нефтегазовых ресурсов было обусловлено, прежде всего, потребностями внутриштатного рынка, развитого к 1977 г. слабо, о чем свидетельствовало и состояние газотранспортных систем. К 1978 г. общая протяженность магистральных газопроводов составляла 318 км,
а распределительных сетей – 1240 км.

К 1983 г. самыми распространенными основаниями на арктическом шельфе являлись искусственные острова. Ни металлические, ни железобетонные стационарные платформы в определенных условиях не выдерживали ледовых нагрузок, как показала практика, такие нагрузки способны выдерживать большие искусственные острова. Перспектива их использования при освоении месторождений в море Бофорта в этот период времени была самая благоприятная. На основании опыта эксплуатации существующих искусственных островов была разработана концепция их создания и использования под основания для бурения скважин и эксплуатации месторождений. По сообщению Службы управления разработками минеральных ресурсов США, в течение первых семи месяцев 1984 г. у побережья Аляски
в море Бофорта были сооружены три искусственных насыпных гравийных острова. Развитие строительных работ в регионе связывалось в первую очередь
с реализацией проекта «Эндикотт» (операторы – компании «Сохайо» и «Эксон»). Предполагалось построить два искусственных насыпных острова, соединенных между собой и с берегом насыпной дамбой, по которой будут проложены дорога и трубопровод. Месторождение «Эндикотт» было открыто
в результате разведочного бурения на отложения соответственно в дельте реки Сагаваниркток (Саг) и на острове Дюк. Первую скважину в дельте компания «Стандард» пробурила в начале 1976 г., затем в 1977 г. еще три и в 1978 г. еще одну. Компания «Эксон» пробурила первые две скважины на острове Дюк
в 1978-1979 гг. Обе компании провели дополнительное бурение в 1981 г. и объявили о временных планах разработки открытого месторождения в мае
1982 г., оценив извлекаемые запасы нефти в 56 млн м³, что составляло 35% пластовой нефти. При первоначальном проектировании затраты на разработку оценивались в 3 млрд долл.; при таком уровне затрат месторождение «Эндикотт» можно было отнести к малорентабельным. В результате пересмотра проекта и жесткого контроля затрат в процессе строительства объектов нефтедобывающего комплекса удалось уменьшить затраты до 1.2 млрд долл. На 600 тыс.долл. была снижена цена сооружения островов. Месторождение «Эндикотт» расположено в водах глубиной от 1.8 до 3 м. При осуществлении разработки этого месторождения могла впервые начаться добыча в море Бофорта. После нескольких лет интенсивного строительства и оборудования больших гравийных искусственных островов, строительства трубопроводов и бурения скважин осенью 1987 г. началась добыча нефти на месторождении «Эндикотт». Месторождение «Эндикотт» было первым эксплуатируемым нефтяным месторождением в арктических морях Северной Америки. В феврале 1989 г. на месторождении добывали 15709 м³/сут. нефти из 39 скважин, пробуренных с двух гравийных островов [33].

Бурение первой разведочной скважины в Чукотском море,
у северозападного побережья Аляски, было запланировано на лето 1989 г. Предполагалось, что в этом регионе имеются структуры с размерами, встречающимися чаще всего на Ближнем Востоке. Из-за сложных ледовых условий буровой сезон в Чукотском море не превышает 90-100 сут. в год, это ограничивает возможности компании «Шелл» тем, что за рабочий сезон она может пробурить только 1-2 скважины. Компания полагала, что в случае открытия нефти до начала добычи пройдет минимум 12-15 лет.

К 1994 г. в заливе Кука находилось 16 платформ. Все они располагались в нескольких милях от берега, и от них нефть или природный газ доставлялся на берег по трубопроводам.

Одной из старейших платформ, находящихся в заливе, является платформа «Монопод», которая была установлена в 1964 г. К 2002 г. она была закрыта. В 2000 г. была установлена платформа Оспрэй, стоимостью
300 млн канадских долл. Ее ежедневная добыча составляла 1500 баррелей нефти.

В первые годы XXI в. увеличился интерес к заливу Кука независимых нефтяных и газовых компаний. Это связано, прежде всего, с тем, что крупные нефтяные и газовые компании стремились сократить расходы на разведку, поскольку месторождения в заливе Кука разрабатывались в течение 45 лет и считались достаточно старыми. Многие аналитики заявили, что залив Кука все еще имеет потенциал, хотя основные месторождения были обнаружены
в 1960-х годах. В этом были уверены и руководители независимых компаний, число которых в период с 1997 г. по 2002 г. возросло с 6 до 20. Так, в компании «Эскопета» (независимая компания, Хьюстон) были уверены, что если провести при необходимом финансировании разведочные работы в 2003 г., то можно найти значимые запасы газа, которые просто проглядели большие компании.

Море Бофорта находится за Северным полярным кругом и омывает северные границы Канады и Аляски. Впервые решение о проведении разведочного бурения в этом районе было принято канадским правительством в 1973 г., однако только в 1976 г. компания «Доум петролеум» и ее дочерняя компания «Кэнмар» начали работы.

Несмотря на то, что многие в нефтяной промышленности считали море Бофорта перспективным районом, который должен позволить добиться самообеспеченности страны нефтью в течение первых двух лет работы, не сообщалось убедительных данных об испытании скважин, которые доказывали бы наличие промышленных запасов нефти. Таким образом, к 1977 г. разведочные работы в Канаде были сосредоточены в двух регионах – в Арктике и у восточного побережья, где предполагалось наличие основных перспективных нефтегазоносных районов Канады.

В 1978 г. компания «Доум петролеум» объявила об открытии первого значительного месторождения нефти в море Бофорта. Скважина «Копаноар М-13» была пробурена в 1978 г. на глубину 4320 м и испытана в конце этого же года. Испытание подтвердило наличие продуктивной зоны мощностью 60 м на глубине 3505 м. Скважина дала 953 м³/сут. нефти через 19-миллиметровый штуцер. Планировалось произвести оконтуривание залежи «Копаноар» путем бурения еще нескольких скважин. Вследствие крайне суровых погодных условий и плавучих льдин, бурение можно вести четыре месяца в году – с июля по октябрь. При таких условиях стоимость бурения в море Бофорта считалась самой высокой в мире – в среднем 40-50 млн долл. на скважину. После успешного завершения в 1979 г. скважины – открывательницы «Хиберниа Р-18», в которой получили дебит нефти около 3200 м³/сут., на Большой Ньюфаундлендской банке было открыто крупное нефтяное месторождение «Хиберниа», расположенное в водах глубиной 80 м. Дальнейшее разведочное бурение привело к открытию нефтяного месторождения «Терра Нова», расположенного в 35 км юго-восточнее месторождения «Хиберниа». В связи с большими перспективами месторождения «Хиберниа» фирма «Мобил» проводила исследования по возможным способам его эксплуатации. В 1980 г. в Канаде была принята программа развития нефтяной промышленности, в основе которой федеральное правительство продолжало прилагать усилия сделать страну энергетически независимой за счет разработки нефтяных и газовых месторождений в шельфовых районах и тем самым предотвратить утечку денежных средств в другие страны, обеспечивая возможность «канадизации» собственной нефтяной промышленности [33].

Нефтяное месторождение «Амолигак», открытое в 1984 г. компанией «Галф Канада рисорсиз», содержало достаточные запасы, чтобы сделать возможным реализацию в полном объеме первого проекта разработки морского месторождения в канадской части моря Бофорта. Были рассмотрены более 40 технических предложений по организации добычи нефти.

К началу 1986 г. был создан третий проект освоения морских месторождений Канады (после месторождений «Хиберниа» и «Венчур»). Им предусмотрена разработка нефтегазового месторождения «Амолигак» и соседнего нефтяного месторождения «Питсиулак».

В проекте стоимостью 5 млн долл. были проработаны все детали 40 вариантов добычи углеводородов на месторождении «Амолигак». Но окончательное решение по принятию этих проектов вследствие создавшейся политической и экологической ситуации в 1986 г. не было принято. Переговоры по проекту разработки месторождения «Хиберниа» велись с 1985 г. между правительством Канады, властями провинции Ньюфаундленд и нефтяными компаниями, и только 18 июля 1988 г. было подписано «Заявление о принципах разработки месторождения». 9 марта 1987 г. компания-оператор «Петро Канада» объявила о планах разработки месторождения «Терра Нова», предусматривающих начать добычу нефти в 1991 г. Позднее срок начала добычи был перенесен на 1993 г.

В 1992 г. так и не были решены окончательно вопросы, связанные
с месторождением «Хиберниа». Решались эти вопросы до 1997 г., когда проект «Хиберниа», партнером которого являлось федеральное правительство Канады, вошел в эксплуатацию и с тех пор приносит в среднем 200 тыс. баррелей нефти в день. Месторождение «Хиберниа» разрабатывается с использованием гравитационной системы с укреплениями, защищаемыми ото льда.

Проект «Терра Нова» вошел в эксплуатацию в 2002 г. и приносит
в среднем 130 тыс. баррелей/день. Месторождение «Терра Нова» с запасами
в 354 млн баррелей находится на глубине моря 93 м и разрабатывается
с использованием плавучей системы нефтедобычи, хранения и выгрузки (FPSO), для чего устья скважин размещались на глубине 10 м открытых горных воронок, сделанных на морском дне, драгированием для защиты от айсбергов.

В сентябре 2004 г. компании «Коноко Филлипс», «Мурфи Ойл Корнр», «ВНР Билли тон Петролеум Инч» начали сейсмические исследования и в 2005 г. собирались начать дополнительные изыскания. Новым регионом, где
в ближайшие годы может начаться добыча нефти и газа для Канады, является Британская Колумбия, которая владеет 4 ключевыми морскими бассейнами: «Куин Шарлотта», «Джорджия», «Вайнона» и «Тафино». Бассейны «Куин Шарлотта» и «Вайноно-Тофино» имеют нетронутые запасы.

В 1981 г. установленные в заливе Кука платформы соответствовали арктическим условиям. Такие платформы выдерживали лобовой контакт
с айсбергом небольших размеров и скользящий контакт более крупных айсбергов. На платформе устанавливалась специальная система слежения за айсбергами.

На основании тщательного анализа проектов определена целесообразная с экономической точки зрения область применения оснований различного типа (рис.7.1) [33].





Рис.7.1. Область применения оснований различного типа:

1 – гравийные насыпные острова; 2 – песчаные намывные острова;
3 – основания островного типа многоразового использования; 4 – гравийные основания; 5 – конструкции конической формы; 6 – плавучие основания


Анализируя представленные проекты разработки арктических морских месторождений, можно отметить, что основные идеи этих разработок сохранились и в последующих работах, а совершенствование и улучшение проектов происходило за счет разработки и внедрения новой техники и технологий бурения при эксплуатации арктических месторождений.

С учетом последующей промышленной эксплуатации в регионе, а также неизбежно высокой стоимости стационарных оснований для промысловых сооружений главную роль в обеспечении эффективной разработки морских месторождений играло кустовое бурение. При этом закачивание скважин должно производиться таким образом, чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды из-за воздействия айсбергов на эксплуатационное оборудование.

Платформа кессонного типа спроектирована и построена для круглогодичных буровых операций в арктических водах. Для бурения платформу устанавливали на морское дно. Кессонная буровая платформа давала также возможность проводить испытания пробуренных скважин с дебитами до 1600 м³/сут. Суточные затраты на бурение и обслуживание платформы достигали 400 тыс. долл., что делало ее наиболее дорогостоящей платформой на шельфе Канады. Этот тип платформ нашел широкое применение в арктических условиях на других месторождениях.

В северных условиях на Аляске в начале XXI в. начали использовать многоствольные скважины на Северном склоне на месторождении «Милн-Пойнт». Технология многоствольного закачивания скважин третьего уровня сложности позволяла снизить затраты и увеличить дебит скважин. Компании «British Petroleum», «Филлипс», «ХТО» внедрили стратегию эксплуатации месторождения, основанную на этой технологии. Разнообразие технических средств освоения нефтегазовых месторождений арктических морей позволяет осуществить не только выбор конкретного основания или метода, но и приспособить его к реальным условиям эксплуатации, что, несомненно, будет полезно для освоения нефтегазовых морских арктических районов России.

Для нормальной работы месторождений необходимо обеспечить своевременный транспорт нефти и газа к местам потребления. Важная роль при решении этой задачи отводится трубопроводам. Опыт строительства морских трубопроводов в арктических условиях незначителен. Одним из первых был трубопровод через пролив Невельского, проложенный в зимних условиях со льда в море.

Освоение нефтяных и газовых месторождений Северного моря и других районов шельфа с суровыми гидрометеорологическими условиями в начале 1970-х гг. привело к необходимости коренного улучшения мореходных качеств трубоукладочных судов для обеспечения их устойчивой работы. Появились суда второго поколения – мощные, плоскодонные баржи длиной 195 м (в том числе катамаранного типа), суда-трубоукладчики водоизмещением 25 тыс. т и, наконец, суда-трубоукладчики полупогружного типа, что позволило увеличить время работы при суровых погодных условиях и проводить работы по укладке трубопроводов на глубине моря до 180 м. Третье поколение судов, появившихся в 1970-х гг. (например, мощная полупогружная установка «Викинг Пайпер» водоизмещением 50 тыс. т, трубоукладочное самоходное судно «ЕТРМ-1600» водоизмещением 60 тыс. т), позволяло прокладывать трубопроводы практически в любом районе мира при глубинах до 360 м. На этих судах был применен ряд технических усовершенствований (сборка на двух параллельных стапелях труб длиной по 24 м, использование дополнительно к якорной системе динамической стабилизации с помощью движителей, автоматическая сварка, дистанционное управление процессом укладки). Анализ существующих технологий и технических средств для прокладки трубопроводов в арктических условиях на протяжении 30 лет показал, что в каждом конкретном случае необходимо выбирать не только метод прокладки, но и тщательно осуществлять выбор судна, обеспечивающего строительство трубопровода.