книги / Морская нефть. Развитие технологий освоения морских арктических месторождений нефти и газа

Платформа кессонного типа спроектирована и построена для круглогодич­ ных буровых операций в арктических водах. Для бурения платформу устанав­ ливали на морское дно.

Кессонная буровая платформа давала также возможность проводить ис­ пытания пробуренных скважин с дебитами до 1600 м3/сут. Суточные затраты на бурение и обслуживание платформы достигали 400 тыс. дол., что делало ее наиболее дорогостоящей платформой на шельфе Канады.

Скважина-открывательница J-44 на месторождении Амолигак была про­ бурена с конусной буровой платформы «Куллук», буксируемой судами ле­ докольного типа (класс IV) «Терри фокс» и «Калвик». Эту платформу летом 1988 г. перевели в западную часть структуры Амолигак для дополнительного оценочного бурения.

Платформа «Куллук» — первая плавучая платформа, построенная специ­ ально для бурения в водах, периодически покрывающихся льдом. Округлая форма платформы устраняла необходимость в защитных устройствах от воз­ действия льда.

Месторождение в том виде, в котором оно было оконтурено до 1988 г., могло быть дренировано с использованием двух эксплуатационных устано­ вок. Решение компании «Галф Канада» отдать предпочтение добывающему комплексу, состоящему из двух барж (одна для размещения бурового, другая — эксплуатационного оборудования), было основано на принципе использования искусственного острова кессонного типа.

В установку для автономного бурения и сбора продукции могла также быть переоборудована буровая платформа «Моликпаг». Ее можно было установить на берму, намытую на морском дне, что обеспечивало устойчивость в тяжелой ледовой обстановке и давало возможность подвести выкидные линии к глав­ ной эксплуатационной установке.

Любой подводный трубопровод должен быть заглублен в морское дно при­ мерно на 6 м, чтобы трасса его прошла под слоем вечной мерзлоты вблизи начального пункта на острове Ричардс. Предполагалось, что магистралью для транспортирования нефти будет трубопровод компании «Интерпровиншиэл пайп лайн». По этой магистрали нефть будет транспортироваться к Эдмонтону при удельной стоимости примерно 50 дол./м3.

Трубопровод диаметром 508 мм с 12 насосными станциями мог обеспечи­ вать транспортирование 36 тыс. м3/сут нефти, а диаметром 610 мм — около 52 тыс.

До тех пор, пока не возникнет необходимость в газе, добываемом в Арк­ тике, нефтяной газ месторождения Амолигак должен был закачиваться обратно в пласт с целью поддержания пластового давления. Строительство параллель­

ных нефте- и газопровода вплоть до долины реки Маккензи не было разреше­ но.

Компании уже открыли 286 млн м3 нефти в дельте реки Маккензи и в море Бофорта. Кроме Амолигак открыты другие нефтяные месторождения с запа­ сами 16-24 млн м3, и это еще не все. По заявлению Геологического управ­ ления Канады, потенциальные запасы нефти в этих районах оценивались в 1,46 млрд м3 и газа в 2,15 трлн м3.

Однако можно было определенно констатировать, что разработка и экс­ плуатация месторождения Амолигак будут проходить не без осложнений и с определенным риском.

Переговоры по проекту разработки месторождения Хиберниа велись с 1985 г.; свыше двух лет продолжались дискуссии между правительством Ка­ нады, властями провинции Ньюфаундленд и нефтяными компаниями. В ре­ зультате, к 1988 г. были выработаны устраивающие все три стороны пред­ ложения, которые и послужили основой для заключения договора. При этом участники проявили упорство и определили свои позиции.

Вфеврале 1985 г. было подписано так называемое Атлантическое согла­ шение между федеральным правительством Канады и властями провинции Ньюфаундленд, которое обеспечило провинции права на получение основных прибылей от разработки ресурсов нефти и газа на ее шельфе.

Виюле 1988 г. было обнародовано заявление о принципах разработ­ ки месторождения Хиберниа, которое предусматривало, что обеспечение месторождения необходимыми товарами и рабочей силой, а также обслу­ живание производится канадцами, главным образом жителями провинции Ньюфаундленд. В таких операциях, как создание совместных предприятий, доля федерального и ньюфаундлендского капитала должна была составлять 45-50%. Предусматривалось также заключение договоров об обмене тех­ никой и оговаривались условия партнерства иностранных и ньюфаундленд­ ских фирм.

Предварительный проект разработки месторождения Хиберниа, одобрен­ ный решением 86.01 от 16 июня 1986 г., стал экономическим трамплином, при­ ведшим к историческому соглашению, заключенному 18 июля 1988 г. между административными властями и нефтяной промышленностью.

18 июля 1988 г. федеральное правительство Канады, власти провинции Ньюфаундленд и четыре компании (члены консорциума) подписали документ о принципиальных положениях, которые могли привести к разработке место­ рождения Хиберниа. В консорциум, возглавляемый компанией «Мобил ойл рисорсиз» (25% акций), входили также «Шеврон Канада» (21,815% ), «Галф Канада рисорсиз» (25 % ) и «Петро Канада» (25 % акций).

В этот день премьер-министр Канады Брайен Малруни и глава провинции Ньюфаундленд Райен Пекфорд подписали «Заявление о принципах разработки месторождения» с членами консорциума, занимающегося освоением место­ рождения Хиберниа.

По оценке владельцев месторождения, затраты на его освоение до на­ чала добычи нефти составят 5,9 млрд канадских дол. После начала добычи дополнительные затраты на разработку оценивались в 3,3 млрд дол. По до­ стигнутому соглашению правительство Канады до начала добычи вкладывает 1,4 млрд дол. После начала добычи все расходы несут компании — владельцы месторождения. Средства для покрытия расходов до начала эксплуатации обес­ печивались капиталовложениями владельцев, займами, гарантированными владельцам правительством, и вкладами федерального правительства и влас­ тей провинции.

По состоянию на середину мая 1989 г. в Канаде не было работающих мор­ ских буровых установок, что скорее было связано с политическими причинами, а не с результатами самого бурения, поскольку несомненно, что в перспекти­ ве решающую роль играли разведочные работы в отдаленных районах Кана­ ды. Падение цены на нефть на 23% в 1988 г. не стало решающим фактором, определившим судьбу работ в отдаленных районах Канады. В 1988 г. цена на нефть составляла в среднем 117,7 дол./м3, при этом для большинства проектов освоения месторождений в отдаленных районах себестоимость добычи нефти все еще на 50-60 дол./м3 ниже максимально допустимой по экономическим соображениям (все стоимостные показатели, когда это не оговорено, приводят­ ся в канадских долларах). Последние 12 месяцев можно было отнести скорее к периоду спада, чем подъема. Число работающих буровых установок про­ должало сокращаться, компании прекращали деятельность, поступали отказы от арендованных площадей, держателей акций лихорадило.

Но, как всегда, были не только неудачи, но и успехи. Успех 1988 г. связан с приращением запасов морского месторождения Терра-Нова. Оно могло стать первым введенным в эксплуатацшо канадским морским месторождением.

9 марта 1987 г. компания-оператор «Петро Канада» объявила о планах разработки месторождения Терра Нова, предусматривающих начало добычи нефти в 1991 г. Позднее оно было перенесено на 1993 г. из-за отсрочек, связан­ ных с оконтуривающим бурением, и удлинения периода разбуривания место­ рождения. Пересмотр сроков реализации проекта был связан, в частности, со значительным увеличением извлекаемых запасов месторождения в результате дополнительно осуществленного бурения.

До 1988 г. на месторождении Терра-Нова пробурили восемь оконтуривающих скважин с целью определения границ месторождения, но и в 1987 г. требо­

валось дополнительное бурение. По далеко не окончательным оценкам, перво­ начальные геологические запасы нефти, определенные в 11 млн м3, должны были быть в результате проведенного бурения удвоены.

Окончательное решение о строительстве плавучей эксплуатационной сис­ темы, должно было быть принято в 1991 г., а еще через два года предполагалось начало добычи нефти. Предполагалось, что средний отбор нефти будет выше 7 тыс. м3/сут. Компания-оператор выбрала для изучения две альтернативные плавучие эксплуатационные системы: на базе судна и на базе полупогружной платформы. В обоих случаях для вывоза нефти предусматривались танкеры, совершающие челночные рейсы. Добывающие и водонагнетательные скважи­ ны, пробуренные с полупогружных установок, предполагалось заканчивать

спомощью подводной устьевой арматуры. Предусматривалось отсоединение

иповторное подсоединение эксплуатационной системы, чтобы избежать риска в случае появления айсбергов.

В1988 г. «Петро Канада» заключила контракт с группой «Эс-Эн-Си»/ «Акер», которая должна была определить оптимальный вариант комплексной разработки месторождения Терра Нова.

Средства массовой информации назвали событием 1988 г. предваритель­ ное соглашение, достигнутое по проекту разработки месторождения Хиберниа.

В1988 г. стало известно, что еще одна компания собирается разведывать отда­ ленные районы: «Бритиш петролеум дивелопмент» решила участвовать в опе­ рациях как в море Бофорта, так и у побережья провинции Ньюфаундленд.

Если подписанное в июле 1988 г. соглашение о разработке месторождения Хиберниа было шагом вперед, то затем сделали два шага назад. Как это ни удивительно, но окончательное финансовое соглашение по этому месторож­ дению на конец марта 1989 г. еще не вступило в силу. Дальнейшие отсрочки были связаны с тем, что оказались «похоронены» начальные расходы по про­ екту в сумме 5,2 млрд дол. (на предварительное эксплуатационное бурение), одобренные Морским нефтяным управлением Канады — Ньюфаундленда (МНУКН) в июне 1986 г.

В1989 г. предпринимались серьезные попытки сократить расходы в сумме 2,4 млрд дол. на модульные компоненты палубной секции платформы. Эконо­ мия могла быть достигнута за счет интересов канадцев и жителей провинции Ньюфаундленд. Первоначально планировались 18 палубных модулей, затем их оставили 7 (экономия составила 500 млн дол.). При этом, однако, большую часть работ можно было выполнить только за пределами Канады.

Повышение ставки учетного процента также негативно сказывалось на проекте. В середине мая 1988 г. основная учетная ставка банка Канады состав­ ляла 12,3 %. Но после того как в июле 1988 г. средства массовой информации

подробно рассказали о месторождении Хиберниа, подписании июльского со­ глашения ит.п., ставка подскочила на 276 пунктов и достигла 29%. Ценность одного канадского доллара увеличилась на 1 цент. Как положительный факт можно было отметить то, что цена на западнотехасскую нефть средней плот­ ности увеличилась на 28 дол./м3 (доллары США), или на 28%. Однако этот факт не срабатывал, когда речь шла о продолжительном поддерживании этой цены.

Уже в 1989 г. существовали предпосылки возникновения в дальнейшем негативной ситуации. Это было связано с тем, что новые власти провинции Ньюфаундленд хотели взять только в свои руки принятие окончательного ре­ шения об одобрении проекта разработки месторождения. Если при этом в про­ ект были бы внесены существенные изменения, то возникал вопрос, не пере­ станет ли его поддерживать МНУКН.

Интересно, что если проект разработки месторождения Хиберниа вновь станет рассматриваться МНУКН, то это может случиться одновременно с рас­ смотрением проекта освоения месторождения Терра Нова. Что окажется по­ ложительным для чиновников и их консультантов: в любом случае расходы в конечном итоге несут налогоплательщики. Но рассмотрение на конкурентной основе обоих проектов, вероятно, не будет в пользу месторождения Хиберниа.

Если перспективы проекта разработки Хиберниа очень неопределенны, то проект разработки Терра Нова имел гораздо больше шансов на реализацию.

До 1988 г. казалось, что все идет к разработке месторождения Амолигак. Оттава поддерживала планы освоения региона море Бофорта — дельта реки Маккензи. Но бурение в 1988 г. показало, что первоначально предполагавшие­ ся запасы нефти (110-130 млн м3) пока не реальны. По новой оценке извле­ каемые запасы нефти месторождения Амолигак (включая залежь 1-65А) со­ ставляли менее 80 млн м3.

Компанией-оператором на месторождении являлась «Галф Канада», ей принадлежало 50% акций. Остальные акции распределялись между «Хаски ойл», «Норсен энерджи», «Эй-Ти энд Эс эксплорейшн», «Эссо рисорсиз», АТКОР, АТКО и «Бритиш петролеум дивелопмент».

Хотя дело освоения месторождения Амолигак нельзя было считать за­ конченным, положение существенно осложнилось. Проблема добычи нефти в море Бофорта ждала решения со стороны нового федерального правитель­ ства Канады. «Галф Канада» на ближайшее будущее не планировало оконтуривающего бурения, необходимого для того, чтобы попытаться прирастить потенциальные запасы.

Но главное событие на севере Канады было связано с тем, что чаяния ком­ паний перешли с нефти на природный газ. Этот поворот объяснялся смещени­

ем интересов североамериканского рынка от нефти к газу. Пытаясь правильно прогнозировать эту тенденцию, компании «Эссо рисорсиз», «Шелл Канада» и «Галф Канада» сочли вполне возможным, что в середине 90-х гг. из регио­ на море Бофорта — дельта реки Макензи будет экспортировано 260 млрд м3 газа.

3.3.Промышленная разработка морских арктических

месторождений в Канаде, открытие и разработка новых

(1990—2005 гг.)

Несмотря на то что главное внимание нефтяников было приковано к трем основным крупным месторождениям, не оставались без внимания и неболь­ шие, но перспективные.

Два небольших нефтяных месторождения Кохассет и Патоке, располо­ женные на расстоянии 250 км к юго-востоку от г. Галифакс (Новая Шотлан­ дия) на глубине воды 43 м, должны были войти в эксплуатацию весной 1992 г. Компания-оператор «Ласмо Новая Шотландия Ltd» и его полноправный парт­ нер «Новая Шотландия Рисорсиз» («Вентурис/Ltd» (NSR/V/L) разрабатыва­ ли два нефтяных месторождения, расположенных на расстоянии 8 км друг от друга, в рамках весьма экономичного проекта, рассчитанного на 6 лет. Потоки сырой нефти с двух месторождений плотностью 0,7547-0,7796 г/м3 должны были обрабатываться на эксплуатационном сооружении и перекачиваться в транспортную систему заякоренных танкеров снабжения и нефтеналивного судна.

По данным «Ласмо» общий дебит двух месторождений должен был составить 9 тыс. м3/сут. На месторождении Кохассет должен быть уста­ новлен опорный блок устьевого оборудования с 10 буровыми вырезами, рассчитанный на пять эксплуатационных и две нагнетательные скважины; на месторождении Панюке добычу будут вести с опорного блока с 5 бу­ ровыми вырезами, обслуживающего четыре эксплуатационные и одну нагнетательную скважину. Самоподъемная эксплуатационная установка «Горилла III» фирмы «Рован» с дополнительными эксплуатационными со­ оружениями установлена около платформы на месторождении Кохассет (рис. 3.30)

Общие запасы двух месторождений оценивались в 15,6 млн м3. Компанияоператор планировала извлечь около 38% этих запасов, или более 11 млн м3. В уникальных экономических и экологических условиях компания-оператор планировала вести добычу ежегодно с апреля по ноябрь в зависимости от по­ годных условий и приостанавливать ее в зимний период. За это время должны быть произведены заканчивание и ремонтные работы.

Рисунок 330 — Схема разработки месторождений Кохассет и Панюке:

1— платформа «Панюке»; 2 — платформа «Кохассет»; 3 — буровая и эксплуатационная установ­ ка «Горилла III»;4 — выносной точечный причал для танкеров; 5 — танкер-хранилище; 6 — транс­ портный танкер снабжения; 7 — 152-миллиметровая экспортная магистраль длиной 2,5 км; 8 — 203-миллиметровый нефтяной и 152-миллиметровый нагнетательные трубопроводы, си­ ловой кабель длиной 10 км; 9 — нагнетательная скважина; 10 — эксплуатационная скважина

Оба месторождения расположены в относительно мелких водах на расстоя­ нии 40 км к юго-западу от острова Сейбл. Глубина воды на месторождении Кохассет составляет 40 м, на Панюке — 46 м. На расстоянии около 64 км к юговостоку глубина воды увеличивается до 914 м.

Продуктивная область месторождения Кохассет относительно небольшая

исодержит 11 песчаных нефтеносных пластов. Продуктивная зона место­ рождения Панюке, расположенного на расстоянии 8 км к юго-западу, больше

иобъединяет пять песчаных нефтеносных пластов и два основных продуктив­ ных горизонта. Глубина залегания продуктивного горизонта месторождения Кохассет находится между 1798-2225 м под водой. На месторождении Панюке основной продуктивный пласт расположен между 2286-2408 м.

Уникальная особенность месторождений заключалась в содержании лег­ кой нефти, которая в более ранних разработках рассматривалась как конденсат. Плотность добываемой жидкости (на месторождении Кохассет 0,7796 г/м3, на Панюке — 0,7547 г/м3 при низком газовом факторе) занимает промежуточ­ ное место между бензином и дизельным топливом. Очевидно, что это обстоя­ тельство делало добываемую нефть очень ценным продуктом. Кроме того, это практически исключало возможный ущерб окружающей среде в результате разливов нефти из танкеров или во время добычи, так как жидкие летучие углеводороды быстро испарялись, расщеплялись и рассеивались.

Разведка месторождения Кохассет началась с бурения скважины-открыва- тельиицы D-42 в 1973 г., которое осуществила компания «Мобил». Двенадцать лет спустя компания «Петро-Канада» совместно с NSR/V/L пробурила скважину А-52, дебит которой при испытании составил 4,6 тыс. м3/сут из шести зон. В 1986 г. компания «Шелл» пробуриласкважину-открывателышцу В-90 на месторождении Панюке. А в 1987 г. компании «Петро-Канада» и NSR/V/L совместными уси­

четыре эксплуатационные и одну нагнетательную скважины. Кондукторы устанав­ ливались во всех скважинах. После монтажа опорного блока с пятью буровыми вырезами в августе 1991 г. скважины должны были закончить с установки, работаю­ щей в консольном режиме, и соединить их с платформой стандартным способом.

Согласно проекту продукцию с месторождения Панюке предполагалось перекачивать к месторождению Кохассет по 9,9-километровому гибкому продуктопроводу диаметром 203 мм под давлением 8,3 МПа. Добытая жидкость должна была подниматься по райзеру опорного блока платформы «Кохассет» и направляться к одноступенчатому сепаратору на переоборудованном само­ подъемном основании по гибким магистралям. Смешивание должно было осу­ ществляться перед второй ступенью сепарации.

Нагнетание воды на месторождении Пашоке планировали производить че­ рез 152-миллиметровый гибкий трубопровод под давлением 21 МПа, который должен быть поставляться и укладываться одновременно с 203-миллиметро­ вой магистралью компанией «Кофлекип» с помощью судна «Флекссервис 3».

По данным компании «Ласмо», проект был рассчитан на добычу нефти весной 1992 г. Летом и ранней осенью 1991 г. должна была завершиться основ­ ная часть проекта, которой предусматривалась установка выносного точечного причала для танкеров, опорных блоков устьевого оборудования и продуктопроводов, а также переоснащение самоподъемной установки.

Капиталовложения в проект и эксплуатационные расходы оценивались приблизительно в 700 млн дол. (курс канадского доллара 1991 г.) в расчете на срок эксплуатации 6-7 лет. Сюда входили около 200 млн дол. капиталовложе­ ний (в основном в 1990-1992 гг.) и приблизительно 500 млн дол. эксплуатаци­ онных расходов (в 1992-1997 гг.). «Ласмо» предприняла много усилий, чтобы распределить объем работ среди компаний провинции Новая Шотландия. По предварительным оценкам выгода от этого превышала обещанную на этапе принятия проекта государством. Например, из 340 млн дол., вложенных в про­ ект в начале 1991 г., 189 млн принадлежало канадским, а 161 млн дол. были инвестированы компаниями Новой Шотландии.

Первый состоявшийся оффшорный проект «Кохассет — Панюке» произ­ вел около 4,5 млн м3 нефти с 1992 по 1999 гг. В 1992 г. вопросы, связанные с месторождением Хиберниа, так и не были окончательно решены. Термин «зимняя спячка» точно отражал ситуацию в отношении проекта разработки этого крупного морского месторождения после того, как компания «Галф Ка­ нада рисорсиз» решила отказаться от своей 25%-й доли в нем. Ежедневные расходы уменьшились с 3 до 1,5 млн дол., поскольку работы по проекту замед­ лялись и пересматривались. Не намечалось проведение новых работ до окон­ чания кризиса, связанного с правом собственности и финансированием. Это