Бурение скважин на шельфе что это

Обновлено: 07.07.2024

Владимир Путин в режиме телемоста дал старт бурению скважины «Роснефти» на арктическом шельфе

Старт поисковому бурению дал президент России Владимир Путин во время телемоста с главой «Роснефти» Игорем Сечиным, который находился на берегу Хатангского залива.

ВЫСОКИЕ ТЕХНОЛОГИИ

- Впервые в истории бурение будет проводиться на континентальном шельфе Восточной Арктики. Ресурсный потенциал только по морю Лаптевых, по оценке специалистов, составляет 9,5 млрд тонн нефтяного эквивалента, - сообщил глава «Роснефти» в ходе телемоста. - По результатам сейсморазведочных работ в море Лаптевых выявлено в четыре раза больше перспективных структур, чем предполагалось ранее: 114 против 28. Рассчитываем, что бурение на Хатангском участке будет не менее успешным, чем в Карском море в 2014 году, где была открыта новая Карская нефтегазоносная провинция, что стало тогда главным событием в мировой нефтегазовой отрасли. Инвестиции в добычу углеводородов в Арктике, создание соответствующей инфраструктуры дадут колоссальный мультипликативный эффект как для развития арктического региона, так и Северного морского пути как важнейшей мировой транспортной артерии.

Обратим внимание, что бурение проводится с берега полуострова Хара-Тумус, что позволит значительно снизить затраты на строительство скважины. Проектная глубина скважины составит до 5000 метров с последующей боковой горизонтальной врезкой.

Бурение шельфовых скважин с суши – это современная технология, впервые примененная «Роснефтью» на Сахалине. Сегодняшние технологии позволяют «Роснефти» бурить шельфовые скважины с суши с отходом от вертикали до 15 км. Это позволяет экономить значительные средства и минимизировать экологические риски, что особо актуально в условиях Арктики.

- Я знаю, что наши нефтяники в целом и компания «Роснефть» в частности, особое внимание всегда уделяют вопросам экологической безопасности. Исхожу из того, что и в этом случае, особенно в условиях Арктики, где экосистема очень чувствительна к любым вмешательствам извне, все эти принципы, правила будут соблюдены, и вы будете уделять этому самое пристальное внимание, – уточнил Владимир Путин.

Бурение скважины «Центрально-Ольгинская-1» проводится в тяжелых климатических условиях: аномально низкие температуры, вечная мерзлота, отсутствие дорог и другой инфраструктуры. Ближайший населенный пункт – село Хатанга – находится на расстоянии 350 км от места бурения, которое ведет собственное сервисное подразделение компании - «РН-Бурение».

НАВИГАЦИЯ - ДВА МЕСЯЦА В ГОД

Вблизи полуострова Хара-Тумус отсутствуют морские порты, а период навигации в этом районе не превышает двух месяцев в год. В 2016 году во время летней навигации из морского порта Архангельск на место проведения буровых работ было доставлено свыше 8000 тонн грузов. Преодолев расстояние в 3 600 км через акватории Белого, Карского морей и моря Лаптевых два грузовых суда ледового класса доставили буровую установку, оборудование и материалы для бурения, горюче-смазочные материалы, специальную технику, модульный жилой комплекс.

Благодаря применению современных технических и инженерных решений в рекордные сроки российской нефтяной компании удалось завершить бурение параметрической скважины и выполнить аэрогравимагниторазведку в объеме 20 000 погонных км. Кроме того, была проведена сейсморазведка 2Д в объеме 830 погонных км.

Причем, нефтяники обязательно используют результаты работы первой круглогодичной научной базы в Арктическом регионе, которую компания открыла в 2016 году в Хатангском заливе, неподалеку от точки бурения.

С 2012 года инвестиции «Роснефти» в освоение арктического шельфа составили около 100 млрд рублей. Компания не собирается снижать темпы работ и с 2017 по 2021 год объемы инвестиций вырастут в два с половиной раза – до 250 млрд рублей.

В ближайшие годы «Роснефть» намерена активизировать работы по поисковому бурению на Арктическом шельфе. До 2021 года «Роснефть» планирует пробурить 4 поисково-разведочные скважины в Восточной Арктике на шельфе моря Лаптевых и 8 скважин на наиболее перспективных структурах Западной Арктики - в Карском и Баренцевом морях.

На текущий момент «Роснефть» владеет лицензиями на 55 участков на шельфе с общим ресурсом углеводородов около 41,5 млрд. тонн нефтяного эквивалента, 28 из них находятся на Арктическом шельфе.

Возрастная категория сайта 18 +

Бурение скважин на шельфе

Бурение скважин на шельфе используется при разработке нефтяных, газовых и других месторождений, а также с целью изучения строения земной коры. Бурение с платформ становится актуальным в связи с обнаружением в Арктике залежей углеводородов объемом до 25% от мировых запасов.

Континентальный шельф — это подводное продолжение материка, имеющие с ним общее геологическое строение. Внешняя граница континентального шельфа очерчивается изобатой — линией, которая соединяет глубины в 200 м. Однако, в некоторых случаях изобата может соединять точки глубин до 2500 м.

Буровая для шельфа представляет собой специальную платформу, которая может быть плавучей, полупогружной или стационарной. Стационарная платформа используется на глубинах воды до 40 м, плавучая — до 80 м, полупогружная — до 200 м.

При бурении со стационарной платформы устье скважины будет надводным. Подводное устье используется при бурении с полупогружных и плавучих платформ, а также с буровых судов. На некоторых типах платформ можно передвигать буровую установку, что позволяет сделать рядом несколько скважин.

Вес плавучей буровой платформы может составлять несколько сотен тысяч тонн, а высота до 500 м. Сложную инженерную задачу представляет стабилизация нестационарных платформ над точкой бурения. Вопрос решается различными вариантами якорения и динамической стабилизации. Для динамической стабилизации используются подруливающие механизмы, работа которых корректируется по сигналам GPS. В этом случае погрешность географического местоположения плавучей платформы в условиях открытого моря может составлять всего несколько метров. Для уменьшения колебаний из-за волнения моря используется компенсатор вертикальных перемещений.

Кроме плавучих и стационарных платформ для разработки шельфа используются буровые суда, позволяющие создавать скважины на гораздо большей глубине — от 1,5 до 6 км. На судах также используется динамическая стабилизация и компенсатор вертикальных перемещений.

При невозможности буровому судну оставаться на месте во время сильного шторма, во избежании аварийной ситуации устье скважины можно быстро закрыть специальной «пробкой» под названием «превентер». Вес такой «пробки» может достигать 150 т, а длина 18 м.

Электропитание буровой платформы обеспечивается автономной газотурбинной силовой установкой, либо по кабелю с берега. Длина питающих кабелей может доходить до нескольких сотен километров, а при объединении сетей электропитания платформ в цепочку общая длина кабелей может составить несколько тысяч километров.

Кроме платформ основой для буровой установки могут выступать искусственные грунтовые острова, дамбы, эстакады. Для поисково-разведочных скважин в арктической зоне возможно использование искусственных ледовых островов.

Если месторождение размещается ближе к суше, производится наклонное бурение с берега. Используются гидромеханические роторно-управляемые системы, изменяющие траекторию бурового инструмента. Это позволяет бурить не только вертикально и наклонно, но также горизонтально. В качестве примера можно привести бурение в рамках проекта «Сахалин-1». Общая протяженность ствола скважины составила почти 12 000 м. Сначала бурение шло вертикально, на последующих этапах — наклонно и горизонтально.

Морское бурение дороже бурения на суше. Из-за крайне тяжелых условий бурение на шельфе арктических морей в несколько раз превышает стоимость бурения в Мексиканском заливе. Проходка горизонтальных стволов с берега обходится гораздо дешевле, чем с плавучих платформ.

Технологии и оборудование для освоения шельфа

Освоение углеводородных месторождений континентального шельфа представляет собой комплексную наукоемкую техническую проблему, связанную с проведением геологоразведочных работ, бурением скважин, добычей нефти и газа, промысловой подготовкой и транспортировкой углеводородов потребителям. Для успешного проведения всех этих технологических операций требуется самое современно оборудование и технологии, особенно, когда речь идет о работе на шельфе арктического региона и холодных морей Дальнего Востока.

Континентальный шельф России характеризуется крайне сложными природно- климатическими условиями, что добавляет новый уровень сложности в проблемах освоения морских углеводородных месторождений, а стратегия работ на шельфе должна основываться на новых эффективных технико-технологических решениях, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов, снижение капитальных вложений, выполнение требований безопасности и охраны окружающей среды. В этом контексте ввод в разработку месторождений шельфа арктических и дальневосточных морей является, по существу, крупнейшей стратегической и инфраструктурной проблемой, требующей для своего решения создание и внедрение новых видов техники и технологий, а также необходимых объектов инфраструктуры.

Можно согласиться с мнением авторов статьи [1], что процессы реализации указанных проектов сопряжены с уникальностью каждого месторождения, необходимостью принятия ключевых решений (технических, организационных и инвестиционных) в условиях значительной неопределенности, большой капиталоемкостью проектов и высокой степенью инвестиционных рисков. Поэтому шельфовые проекты, на наш взгляд, должны обеспечиваться опережающими научными исследованиями, необходимыми для разработки конкретных морских месторождений. В первую очередь эти исследования должны включать:

- разработку и совершенствование методов, обеспечивающих надежность расчетных показателей разработки морских месторождений в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективах; а также

- разработку принципиально новых схем обустройства морских месторождений в условиях Арктики, включая весь спектр возможных потенциальных технологий (создание промысловых объектов платформенного и подводного исполнения, в том числе, функционирующие по безлюдной технологии).

Обеспечение надежности расчетных показателей разработки морских месторождений

Целостность процесса разработки месторождения - от моделирования пласта до выбора схемы заканчивания скважин, получения первой продукции и последующей эксплуатации месторождения - обусловливает необходимую гибкость и адаптивность проектных решений, поскольку любая новая информация о продуктивном пласте, технологии применительно к реальным условиям месторождения, а также множество других существенных факторов, зачастую выявляются лишь в ходе реализации проекта, приводят к расширению и развитию представлений об оптимальной разработке месторождения, игнорирование которых почти всегда имеет негативные последствия.

Это приводит, в первую очередь, к неоправданно завышенным капитальным затратам и эксплуатационным расходам, а зачастую и к потере углеводородного сырья.

В России эксплуатируется большое число интегрированных систем, объединяющих геолого-геофизические и промысловые характеристики месторождений, получаемые в результате сейсмических и геофизических исследований, лабораторных исследований пластовых флюидов и отобранного при бурении скважин керна, а также гидродинамических исследований скважин. Проектирование разработки месторождений углеводородов осуществляется с использованием информационных технологий путем создания геологических и гидродинамических моделей резервуара и промысловых систем. Однако, как утверждают авторы статьи [2], выявлена парадоксальная зависимость: по мере внедрения современных методов гидродинамического моделирования при проектировании разработки нефтяных месторождений качество выполнения проектных уровней добычи нефти неуклонно снижается (рис. 1).

По мнению автора [2], одной из основных причин является неадекватность геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ), не позволяющих достоверно установить адрес остаточных запасов, а, по мнению авторов статьи [3], столь большие систематические погрешности, достигшие в 2014 году 143 млн. т, или 22,2%, обусловлены тем, что регламенты оценки извлекаемых запасов содержат серьезные методические ошибки.

Изучение опыта специалистов различных организаций в области геологогидродинамического моделирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений России, основанных на интегральных результатах эксплуатации конкретных объектов показывает, что они часто противоречивы, а на точность прогнозирования показателей влияют неполнота информации о геологическом строении и физических свойствах пласта и флюидов, а также несовершенство принятых в настоящее время методик обработки исходных данных для моделирования. Например, ошибка в 1 % при определении скорости сейсмических волн, обусловленных осложнениями геологического строения, может приводить к существенным погрешностям прогноза положения кровли залежи, ВГК или ВНК, и повлечь изменение объема запасов на +/- 20%. На рис.2 приведены результаты расчетного влагосодержания пластового газа газоконденсатного месторождения при возможных отклонениях (ошибках) определения величин термобарических параметров пласта (давление и температура) от реальных значений, в значительной степени влияющего на показатели разработки газоконденсатного месторождения, подготовки скважинной продукции и утилизации добываемой попутной воды. Результаты расчетов показывают, при наличии погрешности в определении термобарических параметров пласта только ±5%, ошибка в определении расчетного влагосодержания газа может достигать почти 50 % [4]. Имеются и другие объективные факторы, влияющие на точность геолого-гидродинамических моделей.

К сожалению, неадекватность цифровых программных пакетов геологического и гидродинамического моделирования, являющиеся в большинстве случаев «черными ящиками», часто не воспринимаются лицами, принимающими решения, создавая у них ощущение полной репрезентативности результатов модельных расчетов реальным показателям разработки. Однако, сложная картина взаимосвязи методов исследования и обработки исходных данных, низкая степень обоснованности технологических режимов весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины, а принимаемые критерии являются весьма условными. Такая ситуация обусловлена сложной взаимосвязью методов исследования и обработки исходных данных, необходимых для построения геологической и фильтрационной моделей.

Морским месторождениям, в отличие от месторождений суши, присущи малые объемы поисково-разведочного бурения и отсутствие этапа опытно-промышленной эксплуатации. Указанные обстоятельства, наряду с объективной ограниченностью существующих знаний об истинных процессах, происходящих в пласте и в стволе скважины, представляются весьма серьезными при обосновании инвестиций по обустройству морских месторождений в ледовитых морях, поскольку системы обустройства не могут в дальнейшем существенно корректироваться без значительных дополнительных капитальных вложений. При решении подобных задач, которые сводятся к задачам исследования операций в условиях неопределенности, широко применяются различные модификации минимаксных критериев оптимальности. Они отражают более или менее консервативную позицию, рекомендуя применять стратегии, обеспечивающие получение лучших результатов в худших условиях. Однако, как показывает практика исследований динамики и структуры капиталовложений в разработку нефтяных месторождений Западной Сибири [5], ориентация на начальные потенциальные ресурсы при обустройстве месторождений даже в условиях суши приводят значительному снижению (примерно в 2,5 – 3 раза) эффективности инвестиций. Очевидно, что для морских месторождений изменения (адаптации) технологических схем обустройства из-за изменения (уточнения) геологопромысловых параметров в процессе эксплуатации приведут к более значительным дополнительным капвложениям и снижению их эффективности. Следовательно, применение минимаксных критериев при принятии технических решений по обустройству месторождений вряд ли может быть оправданной.

Ключевым аспектом повышения надежности и снижения рисков при проектировании обустройства морских месторождений является достижение существенно более детального понимания фундаментальных физических и химических свойств горных пород и флюидов, которые оказывают решающее влияние на показатели суммарной добычи и обеспечение приемлемых экономических показателей проекта. Это требует значительного наращивания экспериментальных возможностей для понимания массообменных и гидродинамических процессов, происходящих в пластовых средах и промысловых объектах, и точного прогнозирования физических и химических параметров.

Мировой опыт подтверждает эффективность такого инструмента испытания технологий и разработок, как опытные стенды и полигоны. Хотя возможности испытаний на специализированных стендах ограничены узкими направлениями (например, модельные скважины и трубопроводы для исследования процессов течения многофазных потоков; испытания различных реагентов; подбор конструкции скважин; спуск/подъем скважинного оборудования и др.), и их недостаточно для подтверждения всех характеристик и параметров, на наш взгляд, отработка технологий добычи и промыслового транспорта продукции в модельных условиях конкретного морского месторождения с учетом вариаций параметров геологической и гидродинамической неопределенностей позволяет существенным образом снизить реальные риски.

В мире известны: полигон Rоску Mountain Oilfield Testing Center (США), который

действует более 20 лет от бурения и методов увеличения нефтеотдачи до сепарации газов и утилизации СО₂. Полигон Ullrigg drilling and well center (Норвегия) представляет собой полномасштабную буровую вышку морского типа для исследования широкого спектра технологий. Пользователям доступны скважины различных типов и богатая наземная инфраструктура. Полигон ProlabNL В. V. (Нидерланды) предлагает высококачественные крупномасштабные тестовые площади с использованием настоящих углеводородов (газ и сырая нефть) под высоким давлением для моделирования условий добычи и подготовки добываемой продукции настоящего месторождения. Имеются и другие полигоны, на которых можно исследовать технологии добычи и транспорта углеводородов морских месторождений.

Практическими условиями для создания испытательного полигона в России обладает ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в котором с 60-х годов прошлого столетия эксплуатируются модельные стенды для исследований вертикальных, наклонных и субгоризонтальных потоков, диагностики газожидкостных потоков в призабойной зоне скважин и трубопроводах сложной конфигурации и др. Учеными института опубликован ряд ключевых работ в области исследований многофазных потоков применительно к нуждам газовой и нефтяной отрасли. Эти монографии стали классическими в теории и практике многофазной гидродинамики.

В качестве примера, демонстрирующего недостаточную точность модельных расчетов в сравнении с экспериментальными результатами, на рис. 3 [6] приведена экспериментально полученная гидравлическая характеристика скважины при течении газоконденсатной смеси, в сравнении с расчетами по гомогенной модели газожидкостной смеси и модели сухого газа.

Комплексные исследования технологий на экспериментальных установках позволяют минимизировать риски, связанные с надежностью прогнозирования и обеспечения проектной добычи, а полученные результаты использовать на всех стадиях проектирования разработки и обустройства, выбора конструкции скважин и элементов промыслового обустройства, определения режимов эксплуатации и алгоритмов управления промысловыми системами в конкретных геолого-промысловых условиях реального месторождения.

Обоснование новых схем обустройства морских месторождений

Важной задачей опережающих научных исследований является научно- техническое прогнозирование, в котором морское месторождение рассматривается как сложная технолого-экономическая система, включающая полный производственный цикл: от разведки и разработки месторождения до поставки продукции потребителю. Следует отметить, что если разработка специализированных прогнозов по видам деятельности, включая геологический и экологический прогнозы, для морских проектов не вызывает особых сложностей, разработка прогнозов по направлениям производственной деятельности (выбор систем разработки и обустройства месторождения, конструкции скважин, профиль добычи продукции и т.п.) требует многовариантных квалифицированных технико-экономических расчетов, обусловленных объективными неопределенностями в исходных данных и связанных с этим требованием по обеспечению необходимой гибкости проектных решений.

Задачи научно-технического прогнозирования, предваряющие проектные работы по освоению конкретных морских месторождений, определяются условиями природногеографического, геологического и инженерно-океанологического размещения морских месторождений. Поэтому программы НИОКР даже при одинаковых функциональных задачах для месторождений разных акваторий будут отличаться друг от друга. В процессе научно-технического прогнозирования необходимым является отбор критических технологий и оценка их влияния на конечные показатели морской нефтегазодобычи. Анализ показывает, что многие традиционные направления отраслевой нефтегазовой науки, ориентированные на достижение эффектных, но частных целей (например, рост проходки на долото, повышение единичной производительности промыслового оборудования и др.) не оказывают существенного влияния на конечную эффективность основных процессов морской нефтегазодобычи. Заметные конечные результаты могут быть получены только при комплексном решении возникающих научно-технических задач. Предпроектные исследования должны выявить все узкие места будущего проекта. Малоквалифицированное проведение работ этого этапа обычно приводит к неадекватному увеличению сроков и стоимости проектных работ. Заметим, что на одном из шельфовых проектов, при проектировании стационарной платформы допустили небрежность - не учли низкие температуры воздуха в зимний период и необходимость теплоизоляции буровой вышки, что вызвало задержку ввода платформы в эксплуатацию на целый год.

Основными особенностями проектирования, строительства и эксплуатации объектов морского нефтегазового проекта являются их уникальность, а объекты проекта представляют собой сложные многопрофильные наукоемкие системы, распределенный между подрядчиками характер работ по разработке и реализации проекта, а также длительность эксплуатации промысловых сооружений (порядка 50 лет), которая накладывает особые требования к надежности и безопасности объектов. Мировой опыт демонстрирует, что современный уровень морской нефтегазодобычи был достигнут только благодаря научно-техническому прогрессу, внедрению новых прогрессивных технологий на всех стадиях освоения: разведки, разработки, добычи и транспорта. Проекты «Сахалин 1 и 2» являются хорошими примерами эффективного применения наукоемких технологий на всех этапах разработки морских месторождений.

Анализ состояния технических средств для производства поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, обустройства месторождений и транспорта продукции скважин в контексте их применимости в тяжелых ледовых условиях позволяет констатировать следующее.

Техническое оснащение морской геофизической разведки и высокая производительность геофизических судов обеспечивает в безледный период возможность проведения работ по изучению геологического строения акватории, выявлению и подготовке локальных объектов для постановки поискового бурения.

Для бурения поисково-разведочных скважин используются, в основном, мобильные буровые установки различных типов. Накопленный отечественный опыт поисково-разведочного бурения показывает, что на арктическом шельфе России в диапазоне глубин моря от 20 до 300 метров могут применяться самоподъемные установки с выдвижными опорами, полупогружные буровые установки и буровые суда с якорной и динамической системами позиционирования. В результате весь диапазон глубин моря не только перекрыт, но и частично продублирован.

Практически не обеспечена техническими средствами поискового и эксплуатационного бурения мелководная часть акватории от 0 до 20 метров. Опыт бурения при малых глубинах ограничен использованием плавучего бурового комплекса «Обский» (ПАО «Газпром»). Наиболее приемлемым способом для бурения скважин в мелководных акваториях представляются кессоны, обеспечивающие проходку скважин на глубинах моря от 6 до 30 метров. Бесспорным преимуществом данных систем является возможность их многократного использования. Для бурения скважин на глубинах моря 0- 6 м могут использования искусственные грунтовые или ледовые острова.

Особо выделяется проблема разведочного бурения при значительных глубинах моря и продуктивных горизонтов, когда безледный период не позволяет за один сезон обеспечить проводку скважины. Это характерно для северных акваторий Карского, Восточно-Сибирского, Чукотского морей и моря Лаптевых, несмотря на то, что географическое положение некоторых месторождений, например, Ленинградского и Русановского, весьма благоприятно с точки зрения сокращения транспортных линий до действующих газовых магистральных трубопроводов. Хотя современные технические средства обеспечивают возврат буровой установки на точку бурения, практическая реализация такого метода в труднодоступных районах Арктики связана с рядом проблем экономического и экологического характера.

Концепции бурения эксплуатационных скважин и обустройства месторождения, применимые в Арктике и обеспечивающие эффективную добычу, основаны на грех принципах:

1) наиболее традиционном, применении стационарных оснований различного типа;

2) использовании мобильных установок;

3) применении подводных эксплуатационных систем.

Освоение месторождений в средних и тяжелых ледовых условиях путем применения стационарных оснований, с которых осуществляется бурение эксплуатационных скважин и размещение устьев скважин на платформах, наиболее реален по технической осуществимости, но ограничен глубинами моря 30 – 50 м. Это условие позволяет обустроить только месторождения и структуры Печорского моря, губы и заливы Карского моря. Применение существующих мобильных установок допустимо только на свободной ото льда акватории, в результате география их использования в Арктике ограничена.

Весьма активно в мире применяются подводные системы. В мире общее число скважин с подводным устьевым оборудованием приближается к 6000. В Арктике подобных скважин нет, не рассматриваются они и в зарубежных проектах обустройства, хотя чрезвычайно высокая стоимость стационарных платформ должна стимулировать использование подводных систем. Впервые опыт применения подводных добычных комплексов Россия приобретает при эксплуатации Киринского ГКМ. Основные проблемы применения подводных комплексов заключаются: а) в отсутствии буровых установок для круглогодичного бурения скважин, которые необходимо создавать в ледостойком или подводном исполнениях; б) в необходимости обеспечении круглогодичного технического обслуживания и контроля, в том числе, аварийного, например, при выбросах или фонтанирования скважин. Решить эту проблему можно, на наш взгляд, только с помощью подводных систем технологического обслуживания, которые требуют опережающего создания.

Сложной также представляется проблема обеспечения надежности, контроля и обслуживания трубопроводов, проложенных в акваториях с ледовым покровом. Для ее решения реализуемы три направления:

- создание судов обслуживания ледокольного класса, способных обеспечить круглогодичный доступ к трубе;

- дублирование (резервирование) участков трубопроводов, расположенных в ледовитых акваториях, которое обеспечит возможность его обслуживания и ремонта в наиболее благоприятный период года;

- создание автономных подводных технических средств, обеспечивающих круглогодичное обслуживание и ремонт морских трубопроводов.

Обобщая состояние технических средств для обустройства морских месторождений, можно сделать вывод: наиболее перспективным направлением разработки является создание подводных технологий. Подводно-подледные нефтегазовые промыслы требуют включения в свой состав широкой номенклатуры технологического оборудования, как подводные сепараторы, насосы и компрессоры, буровые установки, технические средства для их обслуживания и ремонта. К сожалению, некоторые из них созданы только в единичных экземплярах (подводные компрессоры), а другие вообще отсутствуют (буровые установки). Другая, и наверное, главная черта потребного оборудования для шельфа - это резко выраженная конструктивная и технологическая уникальность почти каждого устройства, сочетающаяся с разнообразием используемых материалов, энерговооружения, систем контроля и управления.

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность. Но, статистика добычи при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря показывает, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) выше, чем скважин с подводным заканчиванием. На арктическом и дальневосточном шельфах этот коэффициент может быть выше, поскольку доступ к устьевому оборудованию усложняется и удлиняется срок организации ремонтов из-за наличия ледового покрова.

Хотя любые объекты разведки и добычи, транспортировки, хранения и сбыта углеводородной продукции, представляют собой долгосрочный оборотный капитал, используемый в приносящей доход бизнес-деятельности, производство средств освоения месторождений шельфа арктических и дальневосточных морей представляет собой весьма непростую задачу, и надо трезво оценивать перспективы ее решения.

Необходимые рекомендации и требования могут быть сформулированы только на основании научных исследований, приобретения опыта изготовления и эксплуатации узлов и деталей. Нужно понимать, что для создания нового высокотехнологичного оборудования с должным уровнем эксплуатационных показателей, потребуются немалые инвестиции и годы напряженной работы отечественных конструкторских, технологических и производственных коллективов.

1. Пономарев А.С., Поздняков А.С. Современные тренды развития мирового сектора морской добычи углеводородов// Территория «Нефгегаз». 2018. № 11. С.40-50.

4. Гереш Г.М., Ященко О.Ю. Влияние на оценку влагосодержания пластового газа погрешностей определения термобарических параметров и состава пластового флюида. Вести газовой науки № 4 (36): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа-М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. С 31-34.

5. Хасанов М.Х. Анализ эффективности резервирования нефтепромысловых систем на стадии проектирования.- В кн.: Проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Новосибирск: Наука, 1983, с. 115-125.

6. Николаев О.В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Автореф. дисс. к.т.н. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012.

Бурение и внутрискважинные работы

Толщина бетонных стен основания — 3 метра, сверху они покрыты особо прочной сталью, поэтому такая конструкция способная выдержать любые природные нагрузки. Для дополнительной безопасности на скважинах установлено специальное оборудование, способное на глубине надежно перекрыть подъем нефти в случае необходимости.

Буровая вышка на МЛСП «Приразломная» надежно защищена от внешнего воздействия, что позволяет вести бурение в любую погоду. Грузоподъемность буровой — 547 тонн, она выдерживает ветровую нагрузку в 51 м/с. Буровая — это настоящий центр нефтедобычи на «Приразломной»: все скважины, общая перспективная длина которых превысит 200 км, бурятся из нее методом наклонно-направленного бурения.

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Они бурятся методом наклонно-направленного бурения и делятся на 3 типа: добывающие, нагнетательные (поддерживают давление в нефтеносном пласте) и поглощающая (в нее в соответствии с принципом «нулевого сброса» закачивается использованный буровой раствор, а также шлам и другие отходы).

Весь процесс бурения на платформе контролируется специалистами, которые снимают все геолого-технические параметры и в случае экстренной необходимости смогут перекрыть устье скважины и предотвратить возможные выбросы.

Формула шельфа

Классические подходы к оценке экономической эффективности разработки нефтяных месторождений не всегда дают корректные результаты, если речь идет о проектах, реализуемых на арктическом шельфе. Специалисты компании «Газпром нефть шельф» разработали новую методику, которая позволит оптимизировать разработку Приразломного месторождения и в будущем может быть использована при реализации других крупных офшорных проектов

Из крайности в крайность

«Приразломное» — пока единственный проект на российском арктическом шельфе, где ведется промышленная добыча нефти

«Газпром нефть» вошла в проект «Приразломное» на одной из его заключительных стадий: одноименная морская ледостойкая стационарная платформа уже была установлена на месторождении в Печорском море, ее персонал готовился к началу добычи и завершал последние пусконаладочные работы. При этом новая команда «Газпром нефть шельфа» практически сразу столкнулась с необходимостью решать нестандартные задачи как технического, так и экономического свойства.

«Одна из главных проблем заключалась в том, что методические рекомендации, стандарты и наработки компаний „Газпром“ и „Газпром нефть“ не полностью отвечали реалиям разработки шельфового месторождения», — поясняет заместитель генерального директора по экономике и финансам «Газпром нефть шельфа» Никита Лимонов. В частности, расчет эффективности добывающих скважин традиционно проводится в двух вариантах. В первом источником дохода является добыча нефти только на естественном режиме, во втором — добыча с учетом влияния системы поддержания пластового давления. Итогом применения методики становятся два показателя рентабельности для каждой добывающей скважины. При этом и в первом, и во втором варианте расчета в качестве затратной части учитываются только расходы на бурение добывающих скважин. Однако основные особенности шельфовых месторождений — ограниченный фонд скважин, невысокая расчетная добыча на естественном режиме работы пласта (к примеру, менее 20% от общей накопленной добычи за 25 лет проекта «Приразломное»), а также высокий прирост добычи за счет системы поддержания пластового давления. И если расчет по первому варианту давал разработчикам шельфа показатели с отрицательными значениями для всех скважин, несмотря на рентабельность проекта в целом, то при расчете по второму варианту показатели получались очень высокими. Применение методики приводило либо к слишком пессимистичным, либо к слишком оптимистичным выводам.

Никита Лимонов,
заместитель генерального директора по экономике и финансам
«Газпром нефть шельфа»

До 2014 года «Газпром нефть» не имела шельфовых активов, поэтому используемая в компании методика оценки эффективности инвестиционных проектов была разработана исключительно для наземных месторождений — без учета шельфовой специфики. Новые подходы позволят существенно повысить точность оценки и эффективность управления проектами добычи на шельфе.

Показатель рентабельности добывающих скважин

Представлены прогнозные данные
ДС — добывающая скважина

«На фоне предстоящих многомиллиардных инвестиций в проект „Приразломное“ подобный разброс был недопустим, — отметила начальник управления планирования, контроля и эффективности бизнеса „Газпром нефть шельфа“ Елена Шумкина. — Поэтому по мере нашего погружения в проект „Приразломное“ нам все очевиднее становилась необходимость разработки новой методики проведения качественной оценки экономической эффективности проектов на шельфе».

Особые условия

В практическую фазу разработка новой методики оценки экономической эффективности шельфовых проектов перешла в начале 2014 года. В первую очередь было определено, как должны различаться подходы к проектам на арктическом шельфе и на «большой земле». Если классический подход предполагал индивидуальную оценку эффективности всех скважин, в том числе нагнетательных, то новая методика предусматривает проведение расчета эффективности только добывающих скважин. За доходную часть при этом принимается совокупная добыча с учетом воздействия системы поддержания пластового давления.

Олег Морозов,
главный геолог «Газпром нефть шельфа»

Для распределения затрат на систему поддержания пластового давления по добывающим скважинам авторы новой методики провели оценку влияния нагнетательных скважин на добывающие с использованием методов гидродинамического моделирования с расчетом линий тока жидкости в пласте. Полученные результаты моделирования далее были проанализированы в программном комплексе Petrel. Итогом проделанной работы стала уникальная матрица влияния нагнетательных скважин на добывающие.

Кроме того, разработчики пришли к выводу, что если в традиционной методике затраты на платформу и береговую инфраструктуру распределяются на все скважины, то при создании новой оценки эффективности нагнетательные и специальная (поглощающая) скважины должны приниматься в качестве объектов инфраструктуры. Все затраты, включая платформу и береговую инфраструктуру, должны относиться к добывающему фонду.

«При разработке принципов аллокации затрат встал вопрос об оценке влияния нагнетательных скважин на добывающий фонд, — поясняет начальник отдела геологии и разработки шельфовых месторождений „Газпром нефть НТЦ“ Александр Симаков. — Используя методы гидродинамического моделирования, удалось выявить в процентном соотношении долю воздействия каждой нагнетательной скважины на добывающие».

Количество скважин на шельфовых проектах жестко ограничено, поэтому расчеты перед бурением должны быть максимально точными

Благодаря новому подходу стало возможно провести ранжирование скважин по их эффективности, рассчитанной с учетом аллокации всех затрат на разработку месторождения, и оценить геологические и экономические риски для каждой из скважин добывающего фонда. «Это, в свою очередь, позволяет получить дополнительный инструмент для рассмотрения возможных изменений сценария разработки Приразломного месторождения на любой стадии проекта, — пояснил геолог отдела разработки месторождений и геолого-технических мероприятий «Газпром нефть шельфа» Артем Шпаков.

Еще одно преимущество разработанной методики отметила ведущий экономист отдела планирования и контроля «Газпром нефть шельфа» Александра Молчанова: «Если традиционно поскважинный расчет производится лишь на 15 лет жизни скважины с момента ее ввода в эксплуатацию, то новый подход подразумевает расчет на полный цикл разработки проекта, который на Приразломном составляет 25 лет. Кроме того, он позволяет производить оценку и мониторинг проекта экономическими и геологическими службами в динамике».

Методика дает возможность значительно оптимизировать разработку месторождения. Рассмотрев несколько возможных вариантов изменения базового сценария разработки Приразломного, авторы методики пришли к выводу, что перевод трех добывающих скважин в нагнетательный фонд мог бы дать более высокие показатели экономической эффективности и более высокую накопленную добычу нефти в первые годы.

«В процессе развития проекта «Приразломное» мы накопили уникальный опыт в различных сферах, от проектного управления и организационных вопросов до технических компетенций и факторов оценки экономической эффективности проекта, — отмечает генеральный директор «Газпром нефть шельфа» Геннадий Любин. — Уверен, что опыт успешного развития Приразломного месторождения может быть использован при реализации других крупных шельфовых проектов группы «Газпром нефть».

Ценность инновационной методики подтвердили и оценки профессионального экспертного сообщества. Сначала работа «Специфика оценки экономической эффективности шельфовых месторождений» взяла приз Международной научно-технической конференции молодых специалистов «Газпром нефти», а затем получила первую премию Министерства энергетики РФ на Международном конкурсе научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие топливно-энергетической и добывающей отрасли. Высоко оценили методику и участники международной конференции RAO/CIS Offshore.

Что дальше? Несмотря на непростую экономическую ситуацию стратегические цели «Газпром нефти» остаются прежними: добыча 100 млн тонн нефти в год к 2020 году. Компании нужны инновационные технологии и методы, без которых столь масштабные планы вряд ли выполнимы. Новый подход к расчету эффективности шельфового проекта, безусловно, относится к подобным методикам.

Особенности шельфовых проектов в Арктике на примере Приразломного месторождения

1. Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» — ограниченный по площади объект, на котором осуществляются все технологические операции (бурение скважин, добыча и подготовка нефти, временное хранение и отгрузка товарной нефти на челночные танкера).

2. Ограниченный по количеству скважин фонд (36 единиц).

3. Отсутствие возможности зарезки боковых стволов до завершения разбуривания залежи.

4. Большой отход эксплуатационной скважины по горизонтали от устья до точки входа в пласт.

Ключевые принципы распределения ресурсов в новой оценке экономической эффективности проектов разработки шельфовых месторождений

1. Распределение инфраструктуры происходит пропорционально стоимости скважин (так как стоимость скважин примерно одинаковая, а добыча — разная).

2. Затраты на поглощающую скважину переносятся как на добывающие, так и на нагнетательные пропорционально метру проходки.

3. Затраты на нагнетательные скважины (утяжеленные затратами специальной (поглощающей) скважины) распределяются натдобывающий фонд пропорционально добавленной добыче.

Читайте также: