Чтобы добыча углеводородов на шельфе превысила запланированные показатели, нефтегазовым компаниям придется обеспечить производственную кооперацию отечественных поставщиков необходимого оборудования.

Российский шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км и содержит свыше 110 млрд тонн ресурсов нефти и газа в пересчете на условное топливо. Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море – нефть, в Охотском – нефть и газ.

Согласно долгосрочной энергетической стратегии России, к 2035 году добыча нефти на континентальном шельфе должна возрасти до 50 млн тонн против около 17 млн тонн в 2015 году, в том числе 30–35 млн тонн составит арктическая нефть.

Заместитель министра энергетики РФ Кирилл МОЛОДЦОВ, выступая на конференции Offshore Marintec Russia, заявил, что освоение шельфа осуществляется в рамках 123 лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья.

– Все компании – Газпром, «Газпром нефть», Роснефть, ЛУКОЙЛ – активно разрабатывают существующие лицензионные участки… В настоящий момент мы ожидаем, что в 2016 году Россия прирастет объемами добычи по нефти более чем в 2,2 млн тонн и таким образом мы опередим темпы прироста средней добычи в Российской Федерации, прибавим более 11% добычи, – говорит он.

Если обсуждать арктический шельф как перспективную зону добычи углеводородного сырья, то флагманом выступает проект разработки Приразломного нефтяного месторождения, расположенного в Печорском море в 60 км от берега. Его извлекаемые запасы составляют более 70 млн тонн. На Приразломном месторождении с морской ледостойкой стационарной платформы добывается новый сорт нефти – ARCO, впервые поступивший на мировой рынок весной 2014 года.

– На сегодняшний момент с «Приразломной» отгружено более 17 млн баррелей нефти, пробурено 8 скважин (4 добывающие, 3 нагнетательные и 1 поглощающая). Отгрузка нефти происходит с помощью танкеров ледового класса, – говорит начальник департамента по развитию бизнеса и государственному регулированию на шельфе ПАО «Газпром нефть» Сергей МАТРОСОВ. – Преимущества нефти ARCO по сравнению с другими сортами – высокое содержание битумов и низкий показатель коксового остатка. Нефть очень хорошо подходит для глубокой переработки на НПЗ в Северо-Западной части Европы.

Как отметил Сергей Матросов, помимо разработки Приразломного нефтяного месторождения, шельфовый портфель «Газпром нефти» включает три проекта в Печорском, Баренцевом и Восточно-Сибирском морях, находящихся в стадии геологоразведки. В частности, в Печорском море это Долгинское месторождение на глубинах 21–46 м и Северо-Западный лицензионный участок на глубинах до 187 м.

– Мы объединяем их в единый проект, поскольку ожидаем широких возможностей для синергии двух участков как в области геологоразведочных работ, так и в сфере обустройства, транспортировки углеводородов и использования общей наземной инфраструктуры, – пояснил представитель «Газпром нефти».

В Баренцевом море компания работает на Хейсовском лицензионном участке площадью более 83 000 кв. км, а в Восточно-Сибирском море – на Северо-Врангелевском участке, который, по оценке «Газпром нефти», обладает огромным потенциалом добычи углеводородного сырья.

– Так, на площади участка, которая составляет 117 000 кв. км, объем гео-логических ресурсов предварительно оценивается в более чем 3 млрд тонн нефтяного эквивалента. Глубина моря варьируется от 20 до 90 м, что позволяет обустраивать месторождение при текущем уровне развития соответствующих технологий, – сообщил Сергей Матросов, добавив, что «Газпром нефть» рассматривает освоение арктического шельфа в качестве одного из стратегических направлений деятельности.

География добычи

Тех же приоритетов придерживается Газпром, у которого сегодня 38 лицензий на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на российском шельфе.

– Газпром рассматривает освоение шельфа в полном соответствии с национальной морской доктриной, и интересы, которые преследует Россия, полностью отвечают задачам и целям компании… Основную работу мы ведем в Арктике, в Камчатском регионе, на Сахалине и в Обско-Тазовской губе (Карское море в районе полуострова Ямал. – Прим. ред.), – заявил заместитель председателя правления Газпрома Валерий ГОЛУБЕВ. В числе наиболее интересных объектов он назвал, в частности, Южно-Лунское месторождение на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море, а также месторождение Каменномысское-море в акватории Обской губы.

Как сообщал в сентябре Газпром, в ходе проведения геологоразведочных работ на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море в результате бурения поисково-оценочной скважины на Южно-Лунской структуре получен значительный приток газа и конденсата, что свидетельствует об открытии нового месторождения. По словам Валерия Голубева, разведочная скважина на этом месторождении «дала очень хорошие результаты». В свою очередь, член правления Газпрома Всеволод ЧЕРЕПАНОВ, слова которого приводит РИА Новости, осенью сообщал журналистам, что запасы газа Южно-Лунского месторождения, которое относится к категории газоконденсатных, по предварительным данным, составляют от 40 млрд куб. м.

Согласно материалам компании «Газпром добыча Ямбург», месторождение Каменномысское-море, названное так по имени находящегося рядом села Мыс Каменный, открыто в 2000 году. Запасы составляют 535 млрд куб. м природного газа. Установку ледостойкой платформы и монтаж газопроводов планируется осуществить в 2018–2019 годах, промышленная добыча начнется ориентировочно через 6–7 лет. В перспективе несколько месторождений в окрестностях Ямбурга (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Чугорьяхинское, Обское, Парусовое, Северо-Парусовое) будут разрабатываться взаимосвязанным технологическим комплексом с транзитом газа через имеющиеся мощности на Ямбургском месторождении.

Помимо компаний с госучастием, на шельфе России достаточно активно работает ЛУКОЙЛ, осваивающий, в частности, месторождения в Каспийском, Балтийском и Азовском морях.

– Первые крупномасштабные геологоразведочные работы были начаты еще в 1995 году на шельфе Каспийского моря, впоследствии были работы на Балтике, в Азовском море… В Каспийском регионе за 1995–2015 годы открыто 9 месторождений (с учетом долей ЛУКОЙЛа в совместных предприятиях) с запасами 1,1 млрд тонн условного топлива – примерно 50 на 50 по нефти и газу. Также подготовлены перспективные структуры с ресурсами около 500 млн тонн. Накопленная добыча уже составляет 6,5 млн тонн, инвестиции только в гео­логоразведочные работы – 46 млрд рублей, – рассказал на конференции в Петербурге вице-президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Илья МАНДРИК.

Одним из наиболее успешных проектов он считает разработку месторождения имени Филановского в Каспийском море с объемом инвестиций около 87 млрд рублей. Как напомнил Илья Мандрик, в сентябре на этом месторождении с проектной добычей нефти на уровне 6 млн тонн начата эксплуатация первых двух скважин.

– В сентябре первые скважины запущены в опытную эксплуатацию, идет работа по определению дополнительных возможностей, оптимальному режиму скважин, обкатка технологического оборудования… По сути, первая очередь уже реализована, включая береговые сооружения… Всего в обустройстве этого месторождения было задействовано более 3000 человек и свыше 100 предприятий, – сообщил он, уточнив, что в качестве основных подрядчиков работали российские компании.

Российское оборудование в приоритете

Привлечение отечественных производителей к реализации шельфовых проектов считает необходимым не только ЛУКОЙЛ, но и другие компании, занимающиеся добычей углеводородного сырья. По мнению Валерия Голубева, без производственной кооперации российских предприятий не обойтись, например, при строительстве ледо­стойкой платформы для месторождения Каменномысское-море.

– Здесь мы предлагаем применить производственную кооперацию между существующими сегодня в России заводами, – говорит он. По его оценке, сооружение подводных комплексов по добыче углеводородного сырья является для газового концерна одним из приоритетных направлений, где нужно активизировать работу в области импортозамещения.

Как рассказал Валерий Голубев, в Газпроме уже сформирована специализированная структура, которая занимается проектами в области импортозамещения с тем, чтобы обеспечить участие российских промышленных предприятий в изготовлении оборудования, необходимого для подводной добычи на шельфе.

– Создано специальное предприятие, которое получило название «Газпром 335». Именно оно и должно быть основным консолидатором по выработке технологических требований, рассмотрению возможностей российских производственных мощностей… В ближайших задачах – формирование перечня критического оборудования, все необходимые технологические карты, меры по минимизации технологических рисков, сценарий глубокой локализации и тому подобное, – сообщил он.

В среднесрочной перспективе, отметил Валерий Голубев, новая структура станет центром компетенций для сопровождения разработки и производства оборудования, а далее будет выполнять функции сервисного обслуживания.

– Таким образом, мы заложили основу для создания промышленного производства в России подводных добычных комплексов. Существующая сегодня в стране производственная база и определенная воля (государства), а также потенциал Газпрома вполне позволяют организовать эту работу, – уверен зампред правления газового концерна.

Федеральные ведомства со своей стороны всячески поддерживают развитие импортозамещения в сфере добычи углеводородного сырья на шельфе.

– Это задачи прикладные, каждодневные, и федеральные органы власти совместно с компаниями будут продолжать их активно решать, – обещает Кирилл Молодцов. По его словам, сегодня выделено более 1,3 млрд рублей на научно-исследовательские работы, которые связаны, в частности, с совершенствованием технологий геологоразведки, а также с оптимизацией систем обеспечения устойчивой разработки месторождений, в том числе и в Арктической зоне. По словам Кирилла Молодцова, на рассмотрении федеральных органов власти также находятся более 20 научно-исследовательских работ, направленных на решение вопросов разработки технологий добычи, обустройства, строительства добычных платформ, строительства судов, которые в нашем понимании в 2017 году могут претендовать на финансирование в объеме более 3 млрд рублей.

Норвежцы объявили об открытии больших запасов нефти и газа, которые оказались на дне переданного Россией участка Баренцев а моря. Норвежцы потирают от радости руки, пока в российских СМИ проводят аналогии с под аренными ранее российскими территориями, на которых потом обнаруживались серьезные ресурсы. Но на самом деле не все так однозначно…

После соглашения 2010 года с Норвегией случилось что-то очень хорошее. Страна по уровню зависимости благосостояния от объемов экспорта нефти и газа очень схожа с Россией. Однако давно эксплуатируемые месторождения Северного моря уже истощились, а Норвегия медленно и верно катилась в унылое и бедное будущее.

"Представленные сегодня результаты доказывают, что юго-восток Баренцева моря — самый интересный из новых районов норвежского континентального шельфа", — радостно заявил в интервью BarentsObserver Геир Сельесет, менеджер по связям Норвежской нефтегазовой ассоциации.

Эти запасы очень выручают Норвегию. Объем добычи нефти в стране сокращается уже ряд лет. Пик по добыче нефти в Норвегии был пройден в 2000 году, когда он составлял 3,12 млн баррелей в день. К 2007 году ежесуточный уровень объемов добычи нефти на норвежском континентальном шельфе снизился до минимальных с 1994 года 2,6 млн баррелей. По итогам 2012 года составил менее половины от этого уровня — 1,53 млн баррелей в день. Ситуация с газом немного лучше. В прошлом году добыча выросла на 12 процентов, до 1,94 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Но теперь у норвежцев — планов громадье.

После двухлетнего сейсмического зондирования полученной территории норвежцы выяснили, что извлекаемые запасы углеводородов в количестве около 1,9 миллиарда баррелей в нефтяном эквиваленте — неплохая прибавка, если учитывать, что запасы нефти в Норвегии оцениваются в 8,5 млрд баррелей. Третья по объемам экспорта нефти страна мира после России и Саудовской Аравии обладает только 0,7 процентами от мировых запасов (18-е место в мире). Запасы газа в стране оцениваются в 2,5 млрд куб. м (1,2 процентов от мировых запасов, 13-е место).

История вопроса

Основные соглашения относительно статуса этих участков моря так или иначе включают в себя рассмотрение вопроса вокруг архипелага Шпицберген. По соглашению 1872 года, право на Шпицберген закреплялось одновременно за Россией и Швецией, куда в то время входила Норвегия. Но во время Гражданской войны в России, в феврале 1920 года восемь государств (США, Дания, Франция, Италия, Япония, Нидерланды, Великобритания и Швеция) без учета мнения России, которую эти страны успешно грабили, передали Норвегии суверенитет над Шпицбергеном.

Подарок был шикарный…но с подвохом. Норвегия получила право только на сушу. Море вокруг Шпицбергена и континентальный шельф оставались свободной зоной.

Более того, согласно договору, были заложены выгодные условиях для иностранных ТНК на тот случай, если когда-то и что-то в этом районе будут разрабатываться: экспортная пошлина на Шпицбергене не должна быть выше одного процента от максимальной стоимости вывозимых полезных ископаемых в пределах 100 тысяч тонн. А если объем вывоза еще больше, то должен работать понижающий коэффициент. В общем, собственно Норвегии от такого подарка ничего не перепадало.

В 30-е годы к соглашению от 1920 года присоединился СССР с правом ведения хозяйственной деятельности на острове. Хотя и считал для себя акт 20 года дискриминационным. В 1926 году Москва определила границы морских владений в этом районе, используя принцип секторного деления. Конечными пунктами выступали Северный полюс и крайняя точка сухопутной границы, между которыми проводилась прямая линия, разделявшая акваторию. При этом норвежцы использовали разграничение по срединной линии между островными владениями двух стран. В итоге получилась спорная зона площадью около 155 тысяч квадратных километров. Кусок, превышающий все норвежские морские владения в Северном море.

Несмотря на то, что Соглашение 1920 года не позволяет Норвегии рассматривать воды вокруг архипелага как свои территориальные, Осло всеми силами и местными национальными актами демонстрирует, что это его собственная территория. Тем самым Норвегия практически денонсирует договор 1920 года. Некоторые положения, подписанные Россией в 2010 году, также весьма двусмысленны. Например, в статье 2 российская сторона отказываются от "каких-либо суверенных прав или юрисдикции" РФ по другую сторону линии разграничения, где и находится Шпицберген.

Юридический казус в том, что желая большего и отказываясь от соглашения 1920 года, Норвегия отказывается и от суверенитета над Шпицбергеном, так как это единственное соглашение, по которому Осло может рассчитывать на свою полную юрисдикцию над островом. Таким образом, ситуация откатывается к соглашению 1872 года, когда статус Шпицбергена определялся лишь двумя государствами — Россией и Швецией-Норвегией. Хотя публично аргументы подобного рода Москва пока не излагала, показательной будет реализация Стратегии российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года

Делили шельф

Вопреки яркой, а потому расхожей ассоциации со знаменитым героем одной из любимых народных комедий, сделка по передаче норвежцам водной территории не напоминает передачу "Кемской волости", кстати, тем же шведам… Обе страны изначально делили именно шельф и подземные богатства. И Москва знала о том, что в этом районе имеются запасы углеводородов. Советская сейсморазведка исправно докладывала об имеющихся запасах, хотя и точных данных не было. Однако территория была не разграничена и ни одна из сторон не могла спокойно развивать добычу в этом секторе.

Неслучайно именно углеводородам посвящена большая часть соглашения и особенно подробно расписано, как стороны будут совместно использовать месторождения, которые находятся по обе стороны линии разграничения. Такое пристальное внимание позволяет предположить, что условные демаркационные линии были проложены с учетом сознательного раздела имеющихся месторождений на российский и норвежский сектора, с тем, чтобы потом организовать совместную добычу, которой посвящена большая часть соглашения.

В договоре между сторонами прямо прописан принцип, согласно которому месторождение, пересекаемое линией разграничения, может эксплуатироваться только совместно и как единое целое. Такой подход позволит заблаговременно и эффективно снимать возможные разногласия по вопросу распределения углеводородных ресурсов. Эксплуатация какого-либо месторождения углеводородов, которое простирается на континентальный шельф другой стороны, может быть начата только в соответствии с положениями Соглашения об объединении, утверждается в договоре.

Что это за соглашение об объединении, можно только догадываться. Собственно, объемное приложение номер два к подписанному соглашению является как раз той самой частью, ради которой все и затевалось. Россия начала арктическую гонку в 2007 году, когда был установлен флаг на дне под Северным полюсом. Это сподвигло ряд стран, имеющих выход в Арктику, проявлять активность и заинтересованность в арктических угодьях, где скрываются недоступные и, как представляется, гигантские месторождения углеводородов.

Среди них была и Норвегия, с которой у России был длящийся с давних времен территориальный спор. Россия в 2010 году уступила Норвегии часть спорной территории в акватории Баренцева моря, получив взамен отсутствие препон со стороны норвежцев в проведении "Северного потока" и сняв с повестки дня территориальный спор.

В 2012 году крупнейшие нефтедобывающие компании обеих стран, с превалирующей долей государственного участия, подписали соглашения о совместной работе. В мае 2012 года Роснефть и компании договорились о совместной работе на шельфе Баренцева и Охотского морей, причем как на российской территории, так и на норвежском шельфе. Уровень российского участия в добыче на переданной норвежцам территории будет самым верным индикатором эффективности данного соглашения для российской стороны. В таком случае соглашение РФ и Норвегии будет напоминать уговор между соседями поделить имеющиеся запасы на двоих.

А что же главные действующие лица соглашения 1920 года? Они ведь вряд ли будут довольны тем, как Осло и Москва отодвинули их в сторону собственным двусторонним соглашением. Оказывается, они уже в деле и, похоже, согласны на предложенные условия и тихую отмену соглашения 1920 года.

Партнерами "Роснефти" по работе на шельфе являются Exxon Mobil (США), ENI (Италия) и все та же норвежская Statoil, которая также работает с Exxon Mobil. Взамен иностранные партнеры оплачивают геологоразведку и предоставляют "Роснефти" возможность купить долю в своих зарубежных проектах. Что касается британцев, то осенью 2012 года "Роснефть" и BP договорились о выкупе доли последней в ТНК-BP. Кроме того, британская компания получит два места в совете директоров "Роснефти" из девяти.

Осло о нефти, Москва — о Шпицбергене

Некоторая синхронность в действиях правительств двух стран позволяет предположить, что стороны по-прежнему движутся в рамках единого плана. 27 февраля Норвежский нефтяной директорат представил оптимистичные данные относительно нефтегазовых запасов на новых территориях, упомянув, кстати, о том, что в начале марта вице-премьер Дворкович провел заседание правительственной комиссии по обеспечению российского присутствия на архипелаге Шпицберген. Россия планирует создать на острове многофункциональный научный центр и добывать полезные ископаемые, как это запланировано Стратегией российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года.

Минтрансу, Росморречфлоту, Ростуризму и гостресту "Арктикуголь" дано указание к апрелю 2013 года подготовить доклад о развитии транспортной системы и обеспечению безопасного судоходства в районе Шпицбергена.

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

Берег и шельф

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

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

Для небольших глубин

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

Где глубже

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

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

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

Морская добыча в России

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

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

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

Как устроен подводный комплекс по добыче газа

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

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

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

Добывающий паук

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

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

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

Гидрофоны для динамической стабилизации судна

На судне имеется дайвинговое оборудование

Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно

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

Диаметр райзера - 36 см

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

Высота защитной конструкции манифольда - 5 м

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

Предыстория

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

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

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

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

Где нужны «добывающие пауки»?

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

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

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

По мере увеличения знаний о происхождении нефти специалисты стали предполагать, что в недрах континентальных шельфов могут скрываться большие запасы этого ценного полезного ископаемого. Президент Трумэн, ознакомившись с этой все укреплявшейся уверенностью своих технических советников, подчеркнул значение таящихся в недрах шельфов богатств, заявив 28 сентября 1945 г., что «правительство Соединенных Штатов считает естественные ресурсы земных недр и морского дна континентальных шельфов в открытом море, прилегающих к берегам Соединенных Штатов, принадлежащими Соединенным Штатам и подлежащими их юрисдикции и контролю».

Каков характер континентальных шельфов? Что делает их благоприятными для образования и накопления нефти? Какое значение могут иметь эти возможные запасы нефти по сравнению с запасами нефти суши?

Характер континентальных шельфов

Континентальный шельф - это полоса морского дна, расположенная в поясе мелких прибрежных вод, окаймляющих континенты. Он представляет собой погруженную периферию крупных платформ, возвышающихся в виде континентов. Глубокие океанические бассейны в настоящее время переполнены водой, в результате чего вода поднимается выше их краев и затапливает наиболее низко расположенные участки континентальных платформ. Если бы океаны были ограничены только своими глубоководными частями, они покрывали бы лишь 64% поверхности земного шара, а поверхность суши составляла бы 36%. Однако в настоящее время суша занимает 28% поверхности Земли, а поднятые части континентов - лишь 21%, в результате чего почти 15% поверхности земного шара представляют большую шельфовую равнину, располагающуюся между этими поднятыми частями и собственно океаническими бассейнами. Внешняя часть этой равнины, покрытая водами океанов, и называется континентальным шельфом.

Обычно говорят, что континентальный шельф «произвольно» ограничивают поверхностью морского дна, лежащей под прибрежными водами, глубина которых не превышает 100 морских сажен, то есть около 600 футов. На самом же деле это ограничение не является произвольным. Великая равнина, внешняя затопленная часть которой образует континентальный шельф, представляет вполне определенную часть поверхности земной коры. Край этой равнины, расположенный на суше на высоте около 600 футов над уровнем моря, отмечает средний уровень поверхности земного шара. Ее подводный край, лежащий на глубине около 600 футов ниже уровня моря, отмечает границу глубоких океанических бассейнов. Несмотря на то, что в настоящее время этот край затоплен, он все же служит истинной границей континентов. Подобное ограничение континентального шельфа оправдывается еще и тем, что его нижний край отмечает границу эффективного влияния волн и течений на морское дно и приблизительную границу глубин, до которых проникает солнечный свет в морской воде.

В недрах части этой великой равнины, которая находится на суше, располагаются те природные резервуары, из которых была получена подавляющая часть всей нефти, обнаруженной до сих пор на земном шаре. Поэтому, рассматривая континентальный шельф, мы ставим перед собой следующий вопрос: каковы перспективы нефтеносности смежной, подводной, части этой равнины?

Если бы можно было игнорировать Антарктический континент, то мы говорили бы о континентальном шельфе в единственном числе. Все остальные континенты расположены в пределах одного, почти непрерывного пояса мелководья - континентального шельфа; одна лишь Антарктика имеет свой особый континентальный шельф. С какой бы стороны мы к ней ни приближались, необходимо пересечь сотни километров океанических глубин.

Общая площадь континентальных шельфов составляет примерно 28,5 млн. кв. км, из которых около 2,6 млн. кв. км прилегает к берегам Соединенных Штатов, включая Аляску. Из всех материков наименьшей площадью континентального шельфа обладает Африка. Вдоль восточных берегов Северной и Южной Америки тянутся широкие континентальные шельфы, западные же берега этих континентов довольно круто погружаются в океанические глубины. Подобным же образом восточные окраины континентов Азии и Австралии, а также Малайский архипелаг омываются широким пространством мелких вод континентальных шельфов.

Северные берега каждого из трех материков - Северной Америки, Европы и Азии, - окружающих северный полюс, обладают широкими шельфами. Наибольшее развитие континентальных шельфов можно наблюдать в четырех крупных областях средиземноморского типа: арктической (часто называемой Северным Ледовитым океаном, хотя более правильно называть его Северным Полярным морем); американской (Мексиканский залив и Карибское море, представляющие собой сложно построенную впадину между континентами Южной и Северной Америки); азиатской (усеянные островами и в сущности закрытые моря, находящиеся между континентами Азии и Австралии); классической средиземноморской области Европы, а также Ближнего и Среднего Востока. В пределах этих четырех областей находится свыше 50% всей площади континентальных шельфов земли.

Три из этих крупнейших областей средиземноморского типа являются одновременно важнейшими нефтеносными областями, в четвертой же, арктической, большей частью еще не исследованной, встречаются богатые поверхностные нефтепроявления. В других местах с континентальными шельфами, по-видимому, также тесно связаны скопления нефти. Даже такой сравнительно узкий континентальный шельф, как у западных берегов Северной и Южной Америки, местами расширяется и у нефтеносных бассейнов, например в районе Лос-Анджелес, в Южной Калифорнии, приобретает довольно значительные размеры. Если сопоставить бассейн Лос-Анджелес с прилегающим континентальным шельфом, то можно установить, что он представляет собой лишь часть более крупного бассейна, уходящего на значительном протяжении под покрывающие континентальный шельф воды.

Совершенно ясно, что эти окаймляющие континенты террасы частично сложены продуктами разрушения почв и пород, образовавшихся в результате эрозии-денудации прилегающей -суши и вынесенных в море текучими водами и ветрами. Частично эти террасы сложены также остатками морских организмов и химическими осадками, отлагающимися на дне моря и покрываемыми другими осадками. Этот покров осадочного материала имеет, в общем, очень большую мощность. Правда, в районах, где земная кора устойчива, где происходило лишь небольшое опускание окраин континента или где такого опускания не было, мощность осадочного покрова невелика и последний может вообще отсутствовать.

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.

Справочники