Углеводородный потенциал арктического континентального шельфа Российской Федерации является стратегическим ресурсом, обеспечивающим энергетическую независимость страны на международном рынке энергоресурсов. Какие технологии предлагают российские ученые для освоения этих стратегических запасов?
Арктике принадлежит особая роль в развитии нашей страны. На протяжении столетий она была ареной подвигов и открытий, а сегодня становится полигоном для активного развития инновационных технологий, связанных с разработкой уникальных запасов углеводородов арктического континентального шельфа. Топтание на месте, неспешные раздумья об экономической эффективности выхода на арктический шельф в период стремительного развития в мире офшорных технологий могут отбросить нашу страну в аутсайдеры морской добычи углеводородов [1].
Для определения перспективных технических средств разведки, бурения и добычи углеводородов (УВ) на российском шельфе необходимо проведение экспертных обобщающих оценок природно-климатических условий, геологических особенностей и объемов ресурсов (запасов) нефти и газа, содержащихся в недрах разведанных месторождений и перспективных структур арктического шельфа. Все это будет способствовать определению оптимальных технических решений по технологическим комплексам для освоения морских УВ ресурсов.
В настоящее время в России и в мире отсутствует опыт освоения месторождений в условиях схожих с природно-климатическими условиями Баренцева и Карского морей, а существующий технический уровень и имеющиеся технические средства могут быть использованы только для проведения геологоразведочных работ и строительства поисковых и разведочных скважин. Учитывая объёмы геологоразведочных работ и недостаточное количество в России исследовательских судов и буровых установок в арктическом исполнении, обеспечение темпа бурения скважин будет затруднительно.
К настоящему времени в мире накоплен значительный опыт проектирования, строительства и эксплуатации морских нефтегазовых сооружений (МНГС), которые используются для бурения, добычи, хранения, переработки и транспортировки нефти и газа. Такие сооружения построены и строятся во всем мире на разных широтах, в различных климатических, гидрологических, инженерно-геологических, сейсмических и прочих природно-климатических условиях. Вместе с тем апробированной технологии и специальных технических средств для проведения в широких масштабах буровых и эксплуатационных работ в условиях арктических морей практически отсутствуют.
Для создания таких сооружений необходимо иметь всеобъемлющую информацию о ледовом режиме, определяющем величины ледовых нагрузок, а также инженерно-геологических условиях на морском дне в конкретном районе.
Основная сложность решения данной проблемы связана не только с глубиной воды, а в первую очередь, зависит от продолжительности межледового периода в сочетании с инженерно-геологическими условиями в месте установки МНГС, т.к. от последнего зависит возможно-реализуемый объем строительно-монтажных работ, выполняемых в условиях открытого моря. Следует также учитывать, что со значительным увеличением глубины воды, в несколько раз, увеличивается стоимость МНГС. Поэтому необходимо при разработке конструкций МНГС решить задачу оптимального соотношения таких показателей как надежность и экономичность при эксплуатации морских нефтегазовых месторождений в районах со сложными ледовыми условиями.
Группа Газпром осуществляет деятельность по добыче нефти и газа на шельфе Баренцева (включая акватории Печорского моря), Карского (в т.ч. акватории Обской и Тазовской губ), Охотского, Восточно-Сибирского, Каспийского и Азовского морей. По состоянию на 2021 год Группе Газпром принадлежат лицензии на 41 участок, в том числе на ПАО «Газпром» оформлены 7 участков в Баренцевом море и 13 участков в Карском море.
Участок акватории Приямальского шельфа Карского моря с расположенными лицензионными участками Нярмейский (месторождение Нярмейское), Скуратовский (месторождение «75 лет Победы»), Ленинградский (месторождение Ленинградское), Русановский (месторождения Русановское и «Им. В.А Динкова») является достаточно сложным в отношении гидрометеорологических условий, включая ледовые. Ледовый режим в Карском море можно охарактеризовать как тяжелый, отсутствуют участки, полностью или длительно свободные ото льда. Вся акватория моря покрыта дрейфующими и припайными (на мелководье) льдами в течение 8-9 мес. В этих условиях факторами, определяющими возможность и очередность проведения каких-либо работ по освоению нефтегазовых ресурсов, становятся глубины моря и межледовый период.
Рассматриваемые лицензионные участки расположены в двух зонах глубин воды: от 15до 60; от 60 и выше 100 метров.
Для месторождений Нярмейское и «75 лет Победы» в зоне глубин до 60 м схема обустройства будет связана с созданием надводных промыслов, состоящих из общеизвестных апробированных в мировой практике ледостойких объектов обустройства. Для глубин моря до 60 м создание ледостойкой стационарной платформы не является сложной проблемой, и, более того, она может быть создана в течение ближайших 5-6 лет на отечественных производственных предприятиях.
Месторождения Русановское, Ленинградское и «Им. В.А. Динкова» относятся к глубоководной зоне (при глубине воды выше 60 метров). Наличие глубокой воды и короткого межледового периода требует разработки нетрадиционного метода обустройства и эксплуатации нефтегазовых месторождений. При глубине воды от 60 до 100 м для эксплуатационного бурения на месторождении возможно применение морских ледостойких глубоководных платформ. При этом следует иметь в виду, что такие платформы будут капиталоёмкими, а значит необходимо разработать такие технико-технологические решения по разработке конструкции и строительству, которые позволять сделать их применение более эффективным. Также необходимо учитывать особую сложность выполнения большого объема строительно-монтажных работ, особенно сооружений со свайными фундаментами, в условиях критически короткого межледового периода, продолжительность которого не превышает 2-3 месяца (навигационный период).
Учитывая, что освоение арктических месторождений континентального шельфа, имеет многовариантный характер, применяемые технические средства для каждого отдельного морского региона уникальны и как правило достаточно капиталоемкие, следовательно, для обеспечения необходимой рентабельности, проектов освоения глубоководных углеводородных ресурсов Карского и Баренцева морей необходимо реализовать в них критерии комплексности, комбинированности и унификации.
Для реализации комплексности необходимо [2]:
- создание единой системы сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции для групп месторождений и кооперация с существующими береговыми объектами;
- создание для групп месторождений единой комплексной системы дистанционного управления морскими подводными и надводными добычными комплексами;
- создание комплексной многоцелевой службы по обеспечению промышленной и экологической безопасности для групп месторождений.
Необходимо иметь в виду, что для обеспечения экономически эффективного решения по обустройству и эксплуатации морских месторождений должен применяться комплексный метод обустройства не только нескольких месторождений, но и нескольких продуктивных пластов одного месторождения. Например, технико-экономические показатели обустройства морских нефтегазовых месторождений зависят от выбора технологической схемы их освоения, что определяет основные виды объектов обустройства. В мировой практике освоения глубоководных месторождений достаточно широко применяется комбинированный промысел, сочетающий применение глубоководных платформ и подводного добычного оборудования для скважин с подводным закачиванием. Такая схема обустройства была реализована на газоконденсатном месторождении Kristin, нефтегазовом месторождении Heidrun, группе нефтегазоконденсатных месторождений - Asgard, блоки 6507/11 и 6407/2, расположенные на континентальном шельфе Норвегии (рис.1). Такой подход будет применим и для глубоководных месторождений Карского моря, особенно для многопластовых месторождений, как Ленинградское и Русановское, по категории запасов, относящихся к уникальным. Продуктивные объекты и пласты этих месторождений объединены в несколько эксплуатационных объектов разработки, что значительно осложняет выбор количества и места расположения кустов эксплуатационных скважин.
В этих условиях бурение фонда эксплуатационных скважин с помощью неледостойких буровых установок технически реализуемо, но экономически нецелесообразно, следовательно, вариант полностью подводной схемы обустройства технико-технологически не будет обеспечен. Вариант обустройства путем создания надводного промысла технически возможен. Известно, что инвестиционное решение принимается на основании обеспечения проектом необходимого уровня объемов накопленной добычи, зависящий в основном от равномерного расположения по пласту забоев эксплуатационных скважин. Такое решение потребует установку на месторождении большего количества глубоководных ледостойких стационарных платформ, которые потребуют огромных капитальных вложений, и, как следствие, нецелесообразность освоения месторождения. Поэтому норвежский опыт освоения глубоководных месторождений является, на данный момент наиболее оптимальным.
Можно констатировать, что вариант комбинированного промысла приемлем для обустройства всех отмеченных выше месторождений Карского моря. Учитывая, что наибольшие капитальные затраты приходятся на морские объекты обустройства нефтегазовых месторождений, следует, по возможности, сокращать их количество, снижать массогабаритные характеристики, разрабатывать и внедрять унифицированные решения в проектирование и производство.
Создание глубоководных ледостойких стационарных платформ для арктических нефтегазовых месторождений практически решаемая задача, так как на сегодняшний день имеется опыт эксплуатации подобных сооружений.
Что касается бурения подводных кустов эксплуатационных скважин, то в настоящее время в мире отсутствуют как подводные, так и надводные специализированные буровые установки для круглогодичного бурения проектного фонда эксплуатационных скважин с подводным заканчиванием в ледовых условиях.
Поставленную задачу возможно решить применением двухсекционной конструкции ледостойкой стационарной платформы, верхняя ледостойкая часть которой должна быть унифицирована и обладать собственной плавучестью, т.е. быть мобильной.
Нижняя, фундаментная часть, должна представлять самостоятельную опорную конструкцию, устанавливаемую на морское дно. Крепление к грунту, может быть, как гравитационного, так и свайного типа, в зависимости от инженерно-геологических условий (рис.2).
Именно нижняя, фундаментная часть, наиболее простая и менее капиталоемкая часть платформы, обеспечивает возможность использования одного унифицированного модуля на различных глубинах не зависимо от сложности инженерно-геологических условий дна. Унифицированный модуль, состоящий из ледостойкого опорного блока и верхнего строения остается практически без изменений при использовании на различных глубинах.
Использование мобильной ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) на нескольких кустах, или группы месторождений значительно сокращает объём работ по проектированию и строительству объектов обустройства.
Помимо преимуществ унификации, применение двухсекционных мобильных ЛСП позволяет эффективно решить проблему устройства свайного фундамента в открытом море. При применении обычной моноблочной конструкции ЛСП, забивка (погружение) большого количества свай при наличии на опорном блоке всего комплекса верхнего строения платформы (ВСП) является трудновыполнимой задачей. В этом случае строительство приходится вести в два этапа. В начале устанавливают опорный блок без ВСП и забивают все фундаментные сваи, а затем доставляют и монтируют ВСП отдельными блоками, что ведет к увеличению сроков и удорожанию строительства ЛСП. При этом следует учитывать, что устойчивость ЛСП рассчитывается с учетом забивки расчетного количества свай, а при ограниченном межледовом периоде (2-3 месяца) есть риск не успеть выполнить все свайно-монтажные работы в один навигационный сезон. При таком положении устойчивость ЛСП не будет обеспечена, так как ледовые нагрузки в зимний сезон могут сдвинуть или опрокинуть конструкцию опорной части, крепление которой ко дну не будет завершено.
При применении двухсекционных платформ фундаментная часть может быть изготовлена самостоятельно со значительным опережением сроков изготовления унифицированной конструкции, что позволит завершить установку фундаментного модуля на точке бурения до начала транспортировки к месту бурения унифицированной части конструкции платформы.
При разработке проекта унифицированной части конструкции мобильной ЛСП важным моментом, требующим отдельной проработки, будут технико-технологические решения по стыковке унифицированной конструкции ЛСП с подводным фундаментным модулем. Безударная установка унифицированного модуля на фундаментный модуль, может быть осуществлена стыковочным механизмом и технологией с постепенной контролируемой балластировкой, натяжением тросов и др., обеспечивающим выравнивание и стягивание модулей. Реализация данного процесса требует разработки нового технико-технологического решения, обеспечивающего надежное и безопасное выполнение данного этапа строительства.
Применение конструкции унифицированной мобильной ЛСП, позволит решить проблему обустройства глубоководного месторождения не увеличивая капвложения, обеспечив устойчивость унифицированной части платформы от воздействия только ледяных полей. В период же прохождения айсбергов унифицированная часть может отсоединяться всплытием и отведена от трассы айсберга на безопасное расстояние.
Успешное технико-технологическое решение по созданию унифицированной мобильной ледостойкой стационарной платформы позволит освоить нефтегазовые месторождения арктических морей с применением комбинированного (надводно-подводного) промысла без применения подводных или плавучих буровых установок ледового класса для круглогодичного бурения подводных кустов эксплуатационных скважин. Такое техническое решение позволит по-новому подойти к проблеме обустройства морских нефтегазовых месторождений с использованием подводного технологического оборудования. Например, подводный фундаментный модуль может быть использован для размещения элементов оборудования подводного промысла (подводное устьевое оборудование, подводный манифольд, энергетический блок и т. д.), защищая их от возможных ледовых воздействий в течение первого этапа эксплуатации – фонтанной добычи.
Литература
1. Ледовое побоище. Арктический шельф в мировой политике и экономике XXI века. – М.; ИД «Трибуна», 2009.- 296 стр.
2. Мирзоев Ф.Д., Богатырева Е.В. Мобильная унифицированная ледостойкая стационарная платформа для создания надводно-подводных нефтегазовых промыслов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков.-2020.-№1- С.6-9.
