USD 68.9573

+0.2

EUR 74.9564

+0.26

BRENT 86.62

+0.18

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

9 мин
61
0

Модульные буровые установки для повышения эффективности добычи на шельфе

Значительное влияние на величину капитальных затрат при реализации шельфовых проектов оказывает стоимость объектов обустройства морских месторождений, в том числе морских платформ. Одним из способов снижения капитальных затрат на строительство платформы является уменьшение ее массогабаритных характеристик, что может быть достигнуто применением более современного компактного технологического оборудования, совершенствованием технологий проектирования и строительства, а также изменением самой концепции платформы. Одним из ключевых и наиболее крупных функциональных блоков верхнего строения морской платформы является буровой комплекс. Драйвером роста для экономики проектов морского обустройства может стать отказ от строительства стационарного бурового модуля и бурение альтернативным способом: с применением СПБУ или модульной буровой установки. Авторы статьи сравнивают способы бурения и приводят оценку экономической эффективности применения модульной буровой установки.

Модульные буровые установки для повышения эффективности добычи на шельфе

Технологии бурения скважин на морских платформах

Принципиально можно выделить три основных способа бурения эксплуатационного фонда на морских платформах: бурение со стационарного бурового модуля, возводимого на верхнем строении платформы в процессе ее строительства; бурение с самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) за счет выдвижного кантилевера; бурение с модульной буровой установки, привозимой и собираемой на верхнем строении платформы непосредственно на месторождении.

Использование классической стационарной буровой установки на платформе влечет за собой высокие капитальные затраты, относящиеся на начальные периоды реализации проекта (до начала добычи), что приводит к существенному снижению потенциального NPV. Более того, после завершения программы эксплуатационного бурения (первые 2–8 лет) стационарная БУ будет либо законсервирована, либо использоваться только периодически для ТКРС, т.е. по большому счету – простаивать или использоваться неэффективно для решения мелких задач, не требующих применения техники такого класса.

В случае с применением СПБУ очевидным преимуществом является значительное сокращение капитальных вложений на строительство платформы (за счет отказа от стационарного бурового модуля), подобное решение может значительно повлиять на экономику проектов морского обустройства и стимулировать разработку низкорентабельных месторождений, однако существуют причины, почему подобное решение не получило распространения на арктическом шельфе Российской Федерации:

 

- Конструкция опорных колонн существующих СПБУ не позволяет работать в условии наличия ледовых образований, в связи с чем данный тип буровой установки может применяться только в ограниченный сезон навигации, который может составлять от семи до двух месяцев для различных арктических морей РФ. Ограниченность бурового сезона существенно снижает темпы строительства и ввода в эксплуатацию скважин при кантилеверном бурении, что приводит к более длительному сроку вывода добычи на «полку» и занижению эффективности проектов по критериям NPV и IRR.

 

- СПБУ имеет ограничения по грунтовым условиям при постановке рядом с блок-кондуктором: свойства донных грунтов могут не позволить безопасную постановку СПБУ вблизи блок-кондуктора. Более того, даже наиболее благоприятные инженерно-геологические условия площадки не позволяют ежегодно производить постановку (и снятие) СПБУ на одну точку ввиду образовывающихся кратеров от башмаков опор платформы и риска опрокидывания СПБУ при недостаточно точном позиционировании во время установки.

 

- Ограничения по размеру сетки скважин: дальность вылета кантилевера СПБУ не позволяет провести разбуривание большого фонда скважин (более 15 скв.) с учетом минимально возможного нормативного расстояния между устьями (не менее 2,4 м для нефтяных и не менее 3 м для газовых и газоконденсатных при расположении ПВО при бурении скважин на верхнем ярусе, а задвижек фонтанной арматуры эксплуатируемых скважин на нижнем ярусе верхнего строения платформы; не менее 5 м при расположении ПВО при бурении скважин и задвижками фонтанной арматуры эксплуатируемых скважин на одном ярусе [13]). В частности, на безлюдных блок-кондукторах месторождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина располагаются 9 буровых слотов.

 

- СПБУ имеют ограничения по глубине моря в точке постановки: самой глубоководной в мире на сегодняшний день является буровая платформа Noble Lloyd Noble, способная вести буровые работы на глубинах до 150 м [8].

 

Решением данной проблемы может являться применение модернизированных для арктических условий модульных буровых установок (Modular Drilling Rig, MDR), хорошо зарекомендовавших себя в Мексиканском заливе, Северном море и АТР.

 

Модульные буровые установки для морских платформ

Модульные буровые установки (МБУ) предназначены для автономной работы и выполняют бурение и заканчивание, текущий и капитальный ремонт скважин, а также их ликвидацию. МБУ относительно легко устанавливается на платформе и также легко демонтируется для переоснащения и/или перемещения на другую точку.

Наиболее известными производителями и операторами собственных МБУ являются компании Archer, COSL, Nabors, Bentec, Drillmec. Норвежская компания Archer в партнерстве с производителем бурового оборудования Max Streicher GmbH (Германия) успешно эксплуатирует на шельфовых проектах две модульные буровые установки с грузоподъемностью на крюке в 363 т, позволяющие бурить скважины длиной до 6000 м:

– Archer Emerald (2012 г.);

– Archer Topaz (2016 г.) [7].

Две данные установки отличаются на один дополнительный модуль – у Archer Topaz, помимо прочего, имеется модуль трубного склада.

 

Модульная буровая установка Archer включает более сотни отдельных модулей (вес каждого не более 12 тонн) и работает с буровой колонной не более 363 тонн, общий вес МБУ составляет около 1300 тонн. В случае выхода из строя любой модуль может быть быстро заменен. Установка занимает площадь 14 x 12 м без учета модуля генерации энергии, высота мачты равняется 28 м. Сборка и установка МБУ занимает около четырех–пяти недель. [2]

Благодаря предельной грузоподъемности в 12 тонн, нет необходимости нанимать тяжеловесное оборудование для установки. Из-за небольшого размера транспортировка блоков может осуществляться как на открытой палубе баржи-площадки, так и в грузовых отсеках сухогруза. Из небольших блоков монтируются поэтапно крупные модули. Разборка происходит аналогично в обратной последовательности. На рисунке 1 показано деление МБУ на крупные блоки и деление блоков на модули массой до 12 т.


Сами модули можно конфигурировать в любом положении относительно буровой, что увеличивает количество доступных слотов на рабочей площадке МБУ без ее фактического увеличения.

В открытых источниках [8, 10, 11] имеется информация о стоимостях некоторых из контрактов на фрахт МБУ Topaz и Emerald компании Archer.

На рис. 2 отражены данные по эквивалентным суточным ставкам по контрактам на МБУ Archer (Topaz и Emerald), а также динамика индекса ставок фрахта на ПБУ с 2000 года (средневзвешенный индекс, по данным Clarksons, IHS Markit, RigZone, Fearnley, Seabrokers).



Также компания Scivita Inc. (Scivita) совместно с China Oilfield Services Limited (COSL) разработала пять МБУ, которые эксплуатировались в проливе Кампече в Мексике с 2006 по 2015 годы на платформах PEMEX, причем четыре комплекта (COSL1, COSL2, COSL3 и COSL4 мощностью 2000 л.с.) имеют крупноблочную конструкцию (LDMR), а самый тяжелый модуль весит около 700 тонн. Для каждой МБУ мощностью 2000 л. с. имеется восемь основных модулей, которые показаны в таблице 1 [3]. Пример крупноблочной конструкции приведен на рис. 1а.


Буровой подрядчик Nabors в кооперации с Zentech Inc. с начала 2000-х построил и эксплуатирует в Мексиканском заливе, странах АТР и в море Бофорта более 10 МБУ, включая МБУ для большей части платформ SPAR и TLP Мексиканского залива, а также арктические МБУ (Nabors Alaska Drilling Rig 19E), эксплуатирующиеся в условиях искусственных островов моря Бофорта. Большая часть МБУ Nabors мелкомодульная – с максимальной массой модулей до 25 т. Отдельные установки, например Nabors MASE 805, имеют мощность 3000 л. с. и способны бурить скважины длиной по стволу до 9000 м.

Исходя из опыта эксплуатации крупно- и мелкоблочной конструкции модульной буровой установки компании Scivita, можно сделать следующие выводы: из-за необходимости поднимать большие модули конструкция LMDR обычно тяжелее, чем у SMDR с тем же оборудованием и грузоподъемностью. Учитывая, что эксплуатационная масса буровой установки составляет от 4000 до 5000 тонн для MDR мощностью 2000 и 3000 л. с., LMDR в конечном итоге использует на 240–300 тонн больше стали, чем SMDR; среднее время установки составляет около 25 дней для LMDR и 60–80 дней для SMDR.

Большее время эксплуатации установки также приводит к удорожанию.

 

Оценка экономического эффекта от применения модульной буровой установки

 

Для сравнения эффективности использования МБУ в сравнении с классическими стационарными БУ были проведены расчеты накопленных дисконтированных затрат (капитальных и операционных) по вариантам:

- со стационарной буровой установкой – проектирование и изготовление под проект в составе модулей верхнего строения платформы, эксплуатация и консервация после завершения программы бурения;

- с модульной буровой установкой – доставка модулей и монтаж на верхней палубе стационарной платформы в море, тайм-чартер на период программы бурения, демонтаж после завершения программы.

Для примера расчеты приведены на БУ с грузоподъемностью 400 т на крюке и максимально достижимой длиной скважин до 6000 м. Стационарные оффшорные БУ такого класса в настоящее время активно осваиваются отечественной промышленностью и «Уралмаш НГО Холдинг»: в частности, для платформы ЛСП «А» проекта Каменномысское-море будет построен БК 6000/400 ЛСП в морском исполнении [10]. При этом процесс сборки основного бурового комплекса (далее – ОБК) предполагает использование более 200 модулей массой до 50–70 т. Однако в случае с ЛСП «А» модульная БУ будет изготовлена непосредственно для данного проекта, а необходимость ее модульного изготовления обуславливается технологией транспортировки и монтажа на верфи, при этом возможность ее последующего демонтажа с ЛСП «А» не предполагается.

 

В расчете для стационарной БУ г/п 400 т суммарная масса ОБК и вспомогательного бурового комплекса (далее – ВБК) принята равной 4840 т. В части капитальных затрат учтены МТР и СМР по изготовлению и монтажу модулей БУ на опорном основании платформы в условиях верфи (северные районы РФ), разработка ПД и РКД, страхование и сертификация модулей ОБК и ВБК в процессе строительства, ПНР на верфи и в море, а также затраты на управление проектом со стороны заказчика и подрядчика. В части операционных затрат учитываются только затраты на техническое обслуживание и ремонт (далее – ТОиР) оборудования и конструкций ОБК и ВБК, а также затраты на консервацию комплекса по завершении программы бурения. Эксплуатационные затраты на фонд оплаты труда буровой команды, расходные материалы и страхование не учитываются, т.к. одинаковы для стационарной и модульной БУ при прочих равных.

Расчет затрат на привлечение МБУ состоит из оценки ставки фрахта, стоимости монтажа/демонтажа, ПНР, страхования и сертификации, ТОиР, а также управления проектом со стороны заказчика. Ставка фрахта является переменной в зависимости от длительности контракта, базовая ставка принята по контрактным ставкам Archer Topaz с учетом приведения цен к уровню 01.01.2022 и с применением коэффициента 1,2 (поправка на винтеризацию и условия эксплуатации) – 174 тыс.USD/cут. Для расчета стоимости монтажа и демонтажа принято допущение, что длительность перехода из точки мобилизации составляет 30 суток, доставка модулей осуществляется на одном судне-хэвилифте, монтаж осуществляется за 5 недель (по данным Archer).

На рисунках ниже приведено сравнение динамики затрат по стационарной и модульной БУ при длительности программы эксплуатационного бурения в 8 лет


Сравнительные графики накопленных дисконтированных затрат приведены на рисунках ниже для длительности программы бурения 1, 3, 5, 8 и 12 лет и для ставок дисконтирования 10, 15 и 20 %.


Как видно из приведенных выше графиков, при предъявлении требований к IRR проекта в 10 % использование МБУ оправданно при длительности программы эксплуатационного бурения до трех лет включительно. Однако большинство отечественных компаний предъявляют требования к IRR оффшорных проектов в диапазоне 14–20 %. При ставке дисконтирования 15 % использование МБУ вместо стационарной БУ дает положительный экономический эффект при длительности программы эксплуатационного бурения до семи лет, а при дисконтировании под ставку 20 % длительность бурения не влияет на целесообразность применения МБУ.

Заключение

Разработка решения по круглогодичному разбуриванию фонда скважин на морских платформах без строительства стационарного бурового комплекса позволит значительно сократить капитальные затраты на обустройство и может поспособствовать стимулированию разработки малорентабельных месторождений шельфа России. Таким решением может являться применение модульных буровых установок.

Применение модульных буровых установок сочетает в себе преимущества СПБУ при отсутствии недостатков с точки зрения применимости. За счет смещения затрат ближе к старту добычи и сокращения капитальных вложений экономический эффект от проекта значительно улучшается.

Оценка экономической эффективности дала следующие результаты:

·         При ставке дисконтирования в 10 % использование модульной буровой установки рационально при длительности программы эксплуатационного бурения до трех лет включительно;

·         При ставке дисконтирования 15 % использование модульной буровой установки рационально при длительности программы эксплуатационного бурения до семи лет включительно;

·         При ставке дисконтирования 20 % применение модульной буровой установки рационально вне зависимости от длительности программы эксплуатационного бурения.



Статья «Модульные буровые установки для повышения эффективности добычи на шельфе» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, Январь 2023)

Авторы:
Комментарии

Читайте также