Ключевые слова: ликвидация, нефтегазовая отрасль, шельф, платформа, морские нефтегазовые сооружения.
В настоящее время нефтегазовая отрасль во всем мире сталкивается с проблематикой ликвидации объектов освоения морских месторождений. По данным IHS Markit, мировые расходы на ликвидацию морских объектов в период 2021–2030 гг. достигнут примерно 100 млрд долларов США, что в два раза выше по сравнению с предыдущим десятилетием. Основные объемы работ по ликвидации сосредоточены в Северном море (Великобритания и Норвегия) и Мексиканском заливе (США). Доля Великобритании в мировой структуре расходов на ликвидацию морских объектов в период 2021–2030 гг. прогнозируется на уровне 2 1%, США – 17 % и Норвегии – 8 % [1].
В Российской Федерации ликвидация морских нефтегазовых объектов еще не выполнялась, апробированные технологии и методики отсутствуют. На текущий момент по самой старой платформе ПА-А «Моликпак», срок эксплуатации которой заканчивался уже в 2028 году, принято решение о проведении реконструкции и продлении срока эксплуатации до 2041 года [2]. Эта отсрочка дает возможность тщательней изучить проблематику ликвидации МНГС на основе мирового опыта и своевременно разработать подходящие для шельфа РФ технические решения.
В Северном море и Мексиканском заливе уже ликвидированы сотни морских нефтегазовых сооружений, однако среди них мало крупных морских платформ с железобетонной опорной частью, преобладающих в Российской Федерации. В настоящей статье приведены результаты анализа зарубежных проектов ликвидации следующих объектов, являющихся аналогами российских морских платформ:
· Платформы на месторождении Brent (Bravo и Delta).
· Платформы на месторождении Frigg.
· Платформа Maureen Alpha.
Рассмотрены возможные методы ликвидации морских платформ, проанализированы технические, экологические и экономические аспекты рассматриваемого процесса.
Месторождение Brent
Месторождение Brent расположено в 187 км от берега на глубине 140 метров. Эксплуатация велась с четырех платформ: Alpha, Bravo, Charlie и Delta. Добыча была прекращена в 2020 году.
Платформы Brent и Delta имеют железобетонную опорную часть (далее – ОЧ) гравитационного типа. Проектирование ликвидации данных платформ начато в 2006 году за 5 лет до окончания срока эксплуатации первой платформы (Delta).
Были рассмотрены несколько вариантов повторного использования объектов обустройства месторождения, включая применение на объектах нефтедобычи, для улавливания CO2, преобразование в искусственные рифы и др., однако по совокупности технико-экономических критериев повторное использование платформ было признано нецелесообразным [3].
Методом ликвидации верхнего строения (далее – ВС) был определен подъем всей конструкции ВС и буксировка на берег на судне Pioneering Spirit (см. рисунок 1). Перед демонтажем ВС были проведены подготовительные операции по удалению жидкостей, усилению конструкций ВС и определению точек приложения нагрузок. На ОЧ в качестве меры безопасности были удалены внешние стальные райзеры и кессоны, чтобы свести к минимуму повреждения корпуса судна в маловероятном возможном случае столкновения [4].
Компанией Shell были определены следующие варианты ликвидации ОЧ после демонтажа ВС:
- полная ликвидация;
- частичная ликвидация путем удаления части или всех опор;
- оставление на месте.
Работы по полной ликвидации ОЧ являются длительными, технически сложными и характеризуются недопустимым уровнем риска для персонала, что привело к отказу от данного варианта ликвидации ОЧ.
Частичная ликвидация ОЧ является технически реализуемой, однако соответствующие работы по проектированию и испытанию технологии резки и технических средств крепления срезанных опорных секций продлятся несколько лет, при этом среднегодовой суммарный риск происшествий со смертельным исходом в 35 раз превышает максимальный допустимый уровень.
При оставлении ОЧ платформ на месте данный риск составляет 1 % от допустимого уровня риска.
Учитывая вышеизложенное, после проведения сравнительной оценки Shell сделан вывод, что риски для персонала, возникающие при ликвидации ОЧ, существенно превышают риски для работающих в море судов, возникающие при оставлении ОЧ. По этой причине был выбран вариант оставления ОЧ платформ на точке эксплуатации [6].
Месторождение Frigg
Освоение месторождения Frigg велось с применением 5 стационарных платформ, соединенных внутрипромысловыми трубопроводами и частично эстакадами. Интересной особенностью данного месторождения является расположение объектов обустройства в территориальных водах двух стран – Великобритании и Норвегии.
При выборе вариантов ликвидации объектов месторождения Frigg компания Equinor учитывала следующие аспекты:
· техническая реализуемость;
· воздействие на окружающую среду;
· стоимость;
· риск для персонала.
В результате рассмотрения возможных вариантов ликвидации были сделаны выводы, аналогичные выводам компании Shell на месторождении Brent. Отдельно рассматривался вариант использования одной из платформ в качестве точки соединения подводных трубопроводов, однако данное решение не было принято, а трубопроводы были соединены на дне моря с применением технологии подводной врезки [7].
Три платформы, TCP2, CDP1 и TP1, имеют железобетонную ОЧ. DP2, QP и затонувшая DP1 имеют ферменную ОЧ (см. рисунок 2).
Для ликвидации месторождения были рассмотрены различные варианты, представленные в таблице 1.
После проведенной сравнительной оценки были сделаны следующие выводы:
· Проведение ликвидационных мероприятий по варианту А сопряжено со значительными рисками, связанными с повторным пуском балластной системы, продольным скольжением по дну в момент отрыва и обеспечением вертикальной стабильности при подъеме ОЧ. Техническая реализуемость вариантов Б и В оценивается выше, для подтверждения необходимы дополнительные исследования в части метода срезки и сдвига опор. Вариант Г основан на апробированных технологиях и является технически реализуемым.
· Снижение воздействия на окружающую среду при реализации вариантов А, Б и В требует проведения нескольких опасных операций, а потому экологические преимущества по сравнению с вариантом Г ограничены.
· Стоимость варианта Г в три раза ниже, чем вариантов А, Б и В.
· Риск для персонала для вариантов А, Б и В до 40 раз превышает максимально допустимое значение риска происшествий с летальным исходом, а для варианта Г – находится в пределах нормы.
· Вариант Г разрешен для железобетонных конструкций весом более 10 000 тонн в области применения конвенции OSPAR согласно решению OSPAR 98/3 [8].
Основываясь на данном анализе, эксплуатирующей организацией был принят вариант консервации и оставления ОЧ на точке установки (вариант Г) и демонтажа стальных конструкций ВС с утилизацией на суше [9].
Платформа Maureen Alpha
Месторождение Maureen расположено в центральной части Северного моря Великобритании в 262 км от берега на глубине 95 метров. Разработка месторождения осуществлялась с помощью одной платформы Maureen Alpha.
Необходимо отметить, что платформа Maureen Alpha была первой крупной платформой в Северном море, в проекте которой изначально были заложены решения для ликвидации или повторного использования. По этой причине платформа является единственным примером в Северном море, где был осуществлен подъем сооружения целиком.
Платформа состояла из стальной ОЧ гравитационного типа с тремя резервуарами для хранения углеводородов. Операция восстановления плавучести была осуществлена при помощи данных резервуаров. Однако для успешного проведения подобной операции было необходимо решить две задачи: обеспечение контролируемого отрыва платформы от морского дна и обеспечение равномерного распределения веса на ВС при вертикальном подъеме. Для решения первой задачи под ОЧ платформы закачивалась вода, что позволило ослабить грунт и снизить эффект всасывания в процессе отрыва. Для решения второй задачи применена штатная балластная система, изначально рассчитанная на эксплуатацию на протяжении всего срока жизни платформы [10].
Подъем платформы продолжался в течение двух часов до достижения буксирной осадки в 63 м, после чего сооружение транспортировано 6 буксирами в Норвегию для утилизации (см. рисунок 3).
Несмотря на относительно хорошее состояние платформы и обширные поиски потенциальных покупателей, компании Phillips Petroleum не удалось продать платформу, и она была утилизирована [12].
Блок-схема методов ликвидации морских платформ
Анализ рассмотренных проектов позволяет построить блок-схему методов ликвидации морской платформы (см. рисунок 4).
Каждый из методов проведения работ имеет собственные требования и особенности. Для определения применимости данных методов в условиях российского шельфа были определены основные ограничения, связанные с реализацией данных методов, представленные в таблице2:
Дополнительно необходимо отметить:
- В Российской Федерации запрещена частичная ликвидация платформ, установленных в территориальном море (на расстоянии менее 12 морских миль от берега) с оставлением опорной части на точке установки, согласно Федеральному заводу № 155-ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации» [13].
- Вариант затопления опорной части на глубоководье является допустимым согласно законодательству большинства стран, включая Российскую Федерацию, однако после резонансного инцидента с ликвидацией платформы Brent Spar, повлекшего денежные потери и общественное осуждение компании Shell, а также замену способа ликвидации с затопления на демонтаж, никогда не применялся в связи с возможными репутационными рисками для нефтегазовых компаний [14].
- Рискованно считать, что предложенный на этапе проектирования платформы и в дальнейшем реализованный метод монтажа затем можно применить для ее ликвидации без учета долгосрочной доступности плавтехсредств, профильных специалистов и прочности конструкции [15].
- Ликвидация верхнего строения методом однократного подъема в настоящее время является практически невозможной в связи с запретом фрахта уникальных плавучих средств, принадлежащих зарубежным западным компаниям.
- Демонтаж малыми частями, не требующий привлечения сложных или дорогостоящих технических средств, является наиболее долгим и затратным методом ликвидации в связи с большим объемом работ в море.
- Демонтаж крупными модулями, позволяющий сократить время работ, проводимых в море, требует привлечения крупного плавкрана с большим вылетом стрелы и грузоподъемностью.
- Комбинированный метод позволяет сочетать преимущества различных методов, оптимизируя трудозатраты и снижая потребность в сложных плавсредствах.
- Сроки, отведенные на ликвидацию сооружений, регламентируются пунктами 11, 19 Порядка создания, эксплуатации и использования искусственных островов, сооружений и установок во внутренних морских водах и в территориальном море Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 19.01.2000 № 44, где сказано, что в случае прекращения эксплуатации искусственные установки и сооружения должны быть удалены (ликвидированы) в сроки, установленные в разрешении на создание, эксплуатацию и использование таких объектов, которое выдается Росприроднадзором и должно быть согласовано с Росрыболовством, Ространснадзором, Минобороны, Минобрнауки, ФСБ, ФТС, Ростехнадзором, Росморречфлотом, Роскомнадзором, а также с органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации, территория которого прилегает к морскому побережью [16].
Заключение
Ликвидация морских нефтегазовых сооружений является актуальной и дорогостоящей проблемой для зарубежных компаний. Общемировые затраты на ликвидацию морских объектов в текущем десятилетии могут превысить 100 млрд долларов США. В Российской Федерации ликвидация морских нефтегазовых объектов еще не выполнялась, апробированные технологии и методики отсутствуют, в настоящее время осуществляется концептуальная проработка возможных решений для морских платформ на Сахалине.
Для ликвидации платформ с железобетонной опорной частью в мировой практике применяется метод частичной ликвидации, при котором демонтируется и утилизируется только ВС, а ОЧ консервируется на точке установки. В Российской Федерации применение данного метода законодательно возможно только за пределами территориального моря (12 морских миль от берега).
Анализ рассмотренных зарубежных проектов показал, что ликвидация платформы путем восстановления плавучести с повторным использованием балластной системы в подавляющем большинстве случаев признавалась невозможной, если данные работы не были предусмотрены при проектировании платформы. Несмотря на значительную техническую сложность, восстановление плавучести с последующей утилизацией на берегу является наиболее перспективным методом ликвидации опорных частей российских морских платформ. Практическая реализация данного метода требует выполнения комплекса НИОКР по созданию и испытанию технологии отрыва платформы от дна, а также созданию соответствующего оборудования и технических средств.
Для ликвидации верхнего строения предпочтительным является комбинированный метод демонтажа, обеспечивающий сокращение сроков проведения работ и использование доступных плавсредств.
Литература
1. Are we entering a decade of offshore decommissioning
2. Second life of offshore oil and gas platforms. Chalkina A.A., Lobanov A.V., GIDROTEKHNICHESKOE STROITEL'STVO, № 5, 2024.
3. Brent field decommissioning programmes
4. Brent Delta topside decommissioning programme
5. Brent Delta topsides removal
6. Shell Brent legs decommissioning OSPAR
7. Frigg field cessation plan
8. OSPAR Decision 98/3 on the Disposal of Disused Offshore Installations.
9. Frigg field cessation plan. Close out report
10. Maureen Refloat Project: Challenges to Control Weight and Stability Through a Decommissioning Project. Kristian Røed, Aker Marine Contractors AS; Kristin Karlsen, Aker Technology AS; Richard Davies, Phillips Petroleum Co UK Ltd.
12. Phillips retrieves reusable Maureen Alpha platform but its fate is uncertain
13. Federal Law of 31.07.1998 No. 155-FZ «On Internal Sea Waters, Territorial Sea and Contiguous Zone of the Russian Federation».
14. The development of international law in case of oil and gas facilities decommissioning, I.A. Khalidov, K.N. Milovidov, Moscow, Environmental protection in oil and gas complex № 1 (298), 2021.
15. About some possibilities for reducing costs during decommissioning of oil and gas objects. I.A. Khalidov, Moscow, Problems of economics and management of oil and gas complex, 2020, № 5.
16. Problems of legal regulation of liquidation of facilities for the development of offshore hydrocarbon deposits. Chernov L.V, Voprosy rossiiskogo i mezhdunarodnogo prava [Matters of Russian and International Law], 11 (5А), 2021.
