Морская добыча нефти и газа
Морска́я добы́ча не́фти и га́за, добыча на морских нефтяных промыслах углеводородного сырья, расположенного под дном водных бассейнов. Включает в себя геолого-поисковые и гидротехнические работы, топографические съёмки, инженерно-геологические исследования дна, а также геофизическую разведку территорий. Кроме того, строятся подводные и надводные сооружения, при помощи которых осуществляется оценка и вскрытие месторождений, бурение скважин, извлечение и последующая отгрузка добываемого сырья.
Морская добыча углеводородов ведётся более чем в 50 странах мира и составляет около 30 % общемировой добычи нефти и газа. Предполагаемые запасы углеводородного сырья в морских акваториях и океанах уже в 2017 г. оценивались в 70 % от совокупных мировых объёмов.
В зонах Мирового океана разрабатывается около 350 месторождений. Количество действующих нефтяных платформ составляет около 1,5 тыс. Добыча углеводородного сырья в основном осуществляется на глубине до 200 м. Эксплуатационные расходы зависят от подводных течений, глубины и удалённости нефтяного промысла, твёрдости и толщины породы, а также наличия в северных широтах айсбергов и дрейфующих льдов. Кроме того, на эффективность работы влияют такие факторы, как сложный рельеф дна и природные катаклизмы (подводные землетрясения, цунами, смерчи и ураганы).
В России морская добыча нефти составляет 30 млн т из 524 млн т – 5,7 % от общероссийской добычи; газа – 38 млрд м3 из 762 млрд м3 – 5 % от общероссийской добычи (2022). Основная часть шельфовой добычи нефти и почти вся добыча газа приходится на нефтепромыслы, которые находятся в Охотском море («Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Также добыча ведётся в Чёрном, Азовском, Печорском, Каспийском и Балтийском морях. Для добычи углеводородного сырья была осуществлена прокладка трубопроводов «Северный поток – 1» (морская часть системы газопроводов «Ямал – Европа») и «Северный поток – 2».
Морская доктрина Российской Федерации предусматривает расширение работ по поиску и освоению морских запасов нефти и газа. Большой потенциал по добыче существует у арктического шельфа, где запасы углеводородов составляют 7,3 млрд т нефти и 55 трлн м3 газа (2018); в Ямало-Ненецком автономном округе они составляют около 43,5 % от суммарных запасов Арктики.
Перспективными для развития топливно-энергетического комплекса как России, так и стран Западной Европы признаны регионы Западной Арктики. Регион включает в себя шельфы Баренцева и Карского морей. В 1988 г. в центральной части российского сектора Баренцева моря было открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение с запасами свыше 3 трлн м3 газа и 22,5 млн т конденсата. В 1989 г. в юго-восточной части Баренцева моря открыто крупное Приразломное месторождение. Добыча на месторождении Приразломное начата в 2013 г. и ведётся со стационарной платформы «Приразломная». Кроме того, на арктическом шельфе открыты Ленинградское и Русановское месторождения, а также Харасавейское и Крузенштерновское месторождения на шельфе п-ова Ямал. Запасы «Газпрома» по категории С1 — 3,9 трлн м3 газа и 56 млн т газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн м3 газа и 53,4 млн т газового конденсата.
К менее крупным месторождениям в акватории Баренцева моря относятся такие, как Северо- и Восточно-Гуляевское, Медынское, Варандей-море, Северо-Долгинское и др.
Классификация морских буровых платформ
Основным оборудованием для морской добычи нефти и газа являются нефтяные платформы. Выбор конкретного типа морской платформы зависит от задач (эксплуатационное бурение кустовым методом или поисково-разведочное бурение) и особенностей месторождения, на котором предполагается добыча (глубина моря и характер её изменения, метеорологические условия, глубина залегания продуктивного горизонта и др.).
Нефтегазовое оборудование классифицируется по рабочему положению: к 1-му типу относятся стационарные платформы, опирающиеся на дно, ко 2-му типу – передвижные, не опирающиеся на дно платформы (плавучие буровые установки).
Типы нефтяных платформ:
стационарная нефтяная платформа;
нефтяная платформа с растянутыми опорами;
нефтяная платформа типа Spar (используется для бурения нефти в очень глубоких водах).
Исходя из местоположения бурового оборудования по отношению к придонному устью скважины, передвижные установки для добычи нефти и газа подразделяются на надводные и подводные. Самоподъёмные плавучие буровые установки, погружные, а также полупогружные с погружаемыми на дно опорными понтонами относятся к передвижным буровым установкам.
Главным элементом морских буровых установок является основание, предназначенное для размещения платформы, бурового оборудования и специальной аппаратуры, необходимой для выполнения комплекса операций, связанных со строительством скважин. Для высокой точности контроля над процессами бурения и управления ими на больших расстояниях платформы оснащают электроникой, системой защиты и дистанционным оборудованием.
Строительство нефтяной платформы начинается с доставки и последующего затопления в месте предполагаемых работ основания платформы. Конструкция платформы включает в себя корпус, палубу, систему якорей и буровую вышку.
Корпус платформы состоит из понтона, на палубе размещают подъёмные краны, бурильные трубы и другое оборудование, вертолётную площадку. Фиксация платформы производится за счёт системы якорей, лебёдок и стальных тросов. Стабилизация осуществляется системами динамического позиционирования и автоматического регулирования. Платформа может оставаться заякоренной в одной точке в течение нескольких лет.
Стационарная платформа на нефтегазоконденсатном месторождении.Технология морской добычи нефти и газа
Добыча нефти и газа может производиться как со стационарных платформ, так и с плавучих установок. Большого отличия в процессах извлечения и последующей отгрузки углеводородного сырья между добывающими скважинами морского и сухопутного типа нет. Так, например, основные компоненты морской стационарной платформы такие же, как и у наземной буровой вышки. Морские буровые платформы характеризуются автономностью работы, которая достигается за счёт использования специального оборудования (опреснители морской воды, электрические генераторы большой мощности и др.). Пополнение запасов платформ осуществляется с помощью сервисных судов, которые также используются для перемещения конструкций к точкам работы, в спасательных и противопожарных мероприятиях. Транспортировка полученного сырья осуществляется по трубопроводам, а также при помощи танкеров или плавающих хранилищ.
Морская добыча нефти и газа связана с изучением и освоением углеводородных ресурсов. 1-й цикл работ включает в себя воспроизводство сырьевой базы – выявление и геологическое изучение месторождений, включая перспективы нефтегазоносности. 2-й цикл связан с началом освоения запасов, включает в себя доразведку, а также эксплуатацию месторождений.
К 1-му циклу относятся поисковые работы до момента вскрытия продуктивного пласта, оценка месторождения с момента получения 1-го притока из поисковой скважины, подготовка запасов к промышленной эксплуатации, основной период разработки, завершение разработки.
На этапе разработки (2-й цикл) осуществляются работы по бурению. Для морских буровых операций используются донные, комбинированные и глубоководные морские буровые установки, включая полупогружные суда и буровые корабли. Процесс морского бурения выполняется при помощи райзеров, которые представляют собой колонну труб, смонтированных в натянутом виде, для подсоединения подводных скважин к оборудованию, расположенному на верхних строениях платформы. Кроме того, райзеры осуществляют спуск инструментов, циркуляцию бурового раствора и шлама, а также транспортировку жидкостей от плавучих средств и подводных установок. Система райзеров проектируется таким образом, чтобы выдерживать нагрузки на растяжение, сжатие, изгиб, кручение, давление воды и нагрузки от взаимодействия с другими объектами, такими как надводные сооружения, ледовые образования и др.
Для бурения ствола скважины применяются буровые инструменты, включающие в себя роторы, долото, вертлюги, буровые насосы и др. Также используются гидравлические забойные двигатели или электробуры. В процессе бурения роторы передают вращения вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии. Станина ротора воспринимает и передаёт на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъёмных операциях. Скорость вращения ротора изменяется за счёт передаточных механизмов лебёдки или путём смены цепных колёс. Привод к ротору может быть автономным, не связанным с лебёдкой. Вертлюг обеспечивает вращение бурильной колонны и подачу через неё промывочной жидкости. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).
После создания скважины бур вынимается, а поток нефти перекрывается противовыбросным оборудованием. Для быстрой герметизации нефтяной скважины в случае возникновения аварийных ситуаций используется превентор.
Для транспортировки нефти и газа чаще всего применяется трубопроводный транспорт. Кроме того, используется танкерный флот или плавающие нефтехранилища.
Самоплавучие буровые установки, буровые судна и полупогружные установки во время бурения перемещаются относительно подводного устьевого оборудования. Компенсация перемещений осуществляется замкнутыми циркуляционными системами (водоотделяющими колоннами, стояками и др.). Необходимые для нефтяных платформ запасы возобновляются с помощью обслуживающего морского транспорта. Кроме прочего, морские суда используются для доставки технологической конструкции к месту добычи и для проведения спасательных и противопожарных мероприятий.
Нефтяные промыслы, находящиеся недалеко от берега, соединяются с береговыми базами эстакадой. В таких местах применяется бурение наклонно направленных скважин. При глубинах вод до 40 м сооружаются крупноблочные основания. В водных акваториях глубиной 60–80 м сооружаются плавучие буровые платформы с опорой на дно моря. При глубинах вод до 120 м используется плавучая платформа стационарного типа, при глубинах вод свыше 150 м – полупогружные платформы с якорной или динамической стабилизацией.
Крупные плавучие сооружения, которые используются для добычи на сверхбольшой глубине, включают в себя конструкции в форме цилиндра, которые заполняются балластом. Для того чтобы скважина была устойчивой, применяются обсадные металлические трубы. Дно цилиндра крепится ко дну с помощью анкеров.
В акваториях, покрываемых льдами, используются основания для бурения скважин с конструктивными особенностями. Так, например, на Аляске скважины помещаются в массивные оболочки, диаметр которых составляет 10 м. Ледостойкие платформы состоят из кессонных оснований в виде искусственных островов, на которых устанавливается бурильное оборудование. Участок работы опоясывают дамбами, после чего из полученного котлована откачивается вода. Основание прижимается ко дну под действием собственного веса и силы гравитации. Оборудование после бурения скважин располагается на дне моря. Обслуживание подводного оборудования, включающего в себя сепараторные установки, трубопроводы, задвижки и др., осуществляется комплексами дистанционного управления, а также глубоководной водолазной техникой.
Эффективность работ по морской добыче нефти и газа зависит от мобильности основания нефтяных платформ, безопасности работы бурового персонала, соблюдения экологических требований, технических и экономических показателей, качества выполнения работ, а также коэффициента использования рабочего времени.
Консервация морских скважин
Морские скважины подлежат консервации как в процессе эксплуатации, так и в начале строительства и по его окончании. Временной консервации подлежат скважины, продолжение строительства которых невозможно более 5 суток. Во время строительных работ консервация скважин может производиться по причине природных катаклизмов, разрушения подъездных путей, несоответствия проектным геолого-техническим условиям. Кроме того, скважины могут быть временно законсервированы вследствие замерзания акваторий или при необходимости увеличения проектной глубины.
В процессе эксплуатации скважины консервация производится в случае прорыва или из-за экономической неэффективности. Кроме того, консервации подлежат скважины, которые не были отпрессованы в соответствии с требованиями Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзор).
Сроки консервации и её остановка устанавливаются исходя из технологической необходимости и технического состояния скважины, а также на основании плана работ, который согласуется пользователями недр или владельцами с территориальными органами Госгортехнадзора.
Ликвидация морских скважин
Ликвидация морских скважин – это завершающий этап вывода из эксплуатации, использования в качестве поискового, разведочного и наблюдательного нефтегазового сооружения для добычи углеводородного сырья. Проводится по причине истощения запасов, экономической нецелесообразности, окончания лицензии или изменения геологических условий. Для каждой скважины составляется проект, включающий в себя индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ с учётом требований охраны недр и окружающей среды. Скважины, расположенные на месторождениях с содержанием токсичных и агрессивных компонентов (сероводород и др.), ликвидируются путём дополнительных согласований со специальными службами по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. В случаях появления выходов нефти, газа или пластовых вод в районе устья ликвидированных скважин, обнаруженных в процессе периодического обследования, принимаются меры по выявлению источника загрязнения и его ликвидации. Ликвидируемые скважины заполняются буровым раствором, удельный вес которого создаёт давление выше пластового (при отсутствии поглощения).
Этапы ликвидации морских скважин включают в себя подготовительные работы, обрезку и извлечение подводной части компоновки обсадных колонн и заключительные операции по изоляции оборудования, обследованию приустьевой части скважины, а также дна моря для обнаружения подводных опасностей.