Морская добыча нефти и газа

Основным отличием современной разведки и добычи нефти и газа с точки зрения географии и экономики от предыдущих периодов наряду с прогрессом внедряемых методов по повышению нефтегазоотдачи пластов на существующих месторождениях является переход к освоению глубокозалегающих и низкокондиционных месторождений, находящихся в основном в труднодоступных и малоосвоенных районах мира. Это увеличивает затраты на разведку, бурение и добычу в 3-5 раз по сравнению с предыдущими периодами. В конце 1960-х годов начался новый перспективный этап морской добычи нефти и газа. К этому времени были открыты крупные месторождения нефти в Северном море. Великобритания из импортера нефти превратилась в крупного экспортера. Уже в 1983 г. она добыла 115 млн т и в настоящее время входит в число крупнейших стран - производителей нефти.

Североморская нефть «Brent» по котировкам международных нефтяных бирж - маркерная нефть, поэтому от ее биржевой цены по сложившейся традиции на международных биржах определяются цены многих других видов нефти, например российской. Это легкая и малосернистая нефть, продаваемая на мировых рынках по высоким ценам. Однако следует учитывать, что удельные затраты на разведку и добычу нефти в Северном море к концу 1970-х годов были в 25-27 раз больше, чем на Ближнем и Среднем Востоке. По состоянию на август 2000 г. морская добыча в странах Западной Европы составила 324 млн т нефти и газконденсата, или около 25 % от мирового показателя, при этом 88 % этого объема приходилось на Норвегию и Великобританию. В настоящее время продолжаются интенсивные работы по разведке и освоению континентального шельфа во многих регионах мира. В них участвуют крупнейшие нефтяные компании США, Японии, Великобритании, Норвегии, Германии, Нидерландов и других стран. Примером этого могут быть также международные проекты разведки и добычи нефти в Каспийском море и на сахалинском шельфе.

Более 85 % общих ресурсов нефти и газа российского шельфа сосредоточено в арктических морях. Проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений (например, гигантского Штокмановского с запасами более 3 трлн м3 газа, расположенного в 500 км от берега в Баренцевом море, и нескольких месторождений, уникальных по возможным запасам нефти до 5 млрд т и газа до 10 трлн м3, в южной части Карского моря) на шельфе замерзающих морей России и анализ возможных технических решений неизбежно приведут разработчиков к созданию подводной технологии бурения, добычи, эксплуатации и ремонта скважин с помощью подводного бурового комплекса (автоматическая буровая установка с дистанционным управлением или подводное буровое судно). К примеру, один из мировых лидеров в использовании подводных технологий для разработки и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений - компания «Norsk Hydro» (Норвегия) уже построила первую подводную добывающую установку на шельфе Норвегии, которая связана подводным газопроводом с берегом.

Вероятно, подводные технологии с применением морской платформы или без нее - это будущее нефтегазовой отрасли для морской добычи нефти и газа. Такие зарубежные технологии могут стать возможными и в России при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения. Во время первой фазы этого проекта планируется строительство завода по сжижению природного газа (СПГ) производительностью 7,5 млн т в год. Для этого предстоит проложить морской газопровод длиной 550 км Штокман-Териберка (около Мурманска) с отгрузкой СПГ на внешний рынок. Это будет второй завод по сжижению СПГ в России. Стоимость проекта первой фазы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения оценивается в 15 млрд долл. США.

В июле 1999 г. добыта первая российская морская нефть в рамках международного проекта «Сахалин-2» (США, Япония, Великобритания, Нидерланды, Россия) на основе соглашения о разделе продукции (СРП). Планируются также разведка и добыча нефти и газа по проектам «Сахалин-3,4 и 5». Проект «Сахалин-2» предусматривает два этапа. На первом этапе бурение и добыча нефти и газа на Пильтун-Астохском морском нефтегазовом месторождении (ПА) осуществляется с помощью трех морских платформ ПА-А, ПА-В и Па-C. Первая морская платформа А представлена нефтедобывающим комплексом «Витязь». Комплекс состоит из четырех объектов: платформы «Молик-пак» («Molikpaq») стоимостью около 750 млн долл. США, двухкилометрового подводного нефтепровода, плавучего нефтехранилища для приема и отгрузки нефти, пришвартованного к одноякорному морскому причалу. Нефть, добываемая с платформы «Моликпак», подается по подводному нефтепроводу в емкости плавучего нефтехранилища - танкера «Оха» для последующей перегрузки нефти в экспортные танкеры-челноки. Вместимость танкера-хранилища около 158 тыс. т нефти, его длина 274 м, ширина 48 м, высота борта 23 м, высота осадки 16 м. Платформа «Моликпак» установлена на расстоянии 16 км от берега на глубине моря 30 м. Планируется ее годовая производительность по нефти 4,4 млн т и по газу 0,7 млрд м3. Схема с использованием тан-кера-хранилища является временной. Она используется в навигационный период и до начала работы других платформ. В будущем начнут свою работу платформа В годовой производительностью 4,4 млн т нефти и 1,2 млрд м3 газа и платформа С годовой производительностью 2,2 млн т нефти и 0,6 млрд м3 газа. Платформа В соединяется с платформой А подводными трубопроводами длиной 24 км, диаметром 406 мм для нефти, диаметром 324 мм для газа и диаметром 406 мм для пластовой воды. Платформа С соединяется с платформой В подводными трубопроводами длиной 11 км, диаметром 219 мм для нефти, диаметром 324 мм для газа и диаметром 273 мм для пластовой воды. От платформы В до берега будут проложены нефтепровод и газопровод длиной 15 км. Далее по наземным трубопроводам длиной 172 км, диаметром 559 мм (нефтепровод) и диаметром 610 мм (две нитки газопроводов) нефть и газ поступают на береговой технологический комплекс (БТК) для предварительной подготовки.

Второй этап проекта «Сахалин-2» - это освоение морского газоконденсатного Лунского месторождения (ЛУН) с помощью платформ ЛУН-А и ЛУН-В. Платформа А располагается в 13 км от берега, ее годовая производительность по газу 17,4 млрд м3 и по конденсату 1,8 млн т. Платформа В с годовой производительностью по газу 4,1 млрд м3 и по конденсату 0,25 млн т соединяется подводным газопроводом диаметром 508 мм с платформой А. На берегу прокладываются газопровод диаметром 1067 мм до БТК и от БТК - на расстояние 594 км нефтепровод диаметром 559 мм и газопровод диаметром 1118 мм на юг острова Сахалин. Здесь размещаются береговой терминал для экспортной отгрузки нефти танкерами и завод сжижения природного газа СПГ для дальнейшего его экспорта в танкерах-метановозах. По проекту планировался ежегодный экспорт до 18 млрд м3 газа в виде СПГ и до 12 млн т нефти. Пуск в эксплуатацию первого в России завода сжижения природного газа был в феврале 2009 г. (первоначальная стоимость завода была более 3 млрд долл. США) стал одним из крупнейших в мире с годовой мощностью 9,6 млн т СПГ (два модуля).

Компания «Royal Dutch Shell» (данные конца 2009 г.) планирует разместить у северо-западного побережья Австралии самое крупное в мире плавучее сооружение (намного превосходящее размерами военный авианосец) -первый в мире плавучий завод по сжижению природного газа. Всего эта компания может заказать 10 таких заводов стоимостью по 5 млрд долл. США. Строительство первого плавучего завода началось в мае 2013 г. Конструкционная масса каждого сооружения 600 тыс. т, длина 480 м, ширина 75 м, мощность 3,5 млн т СПГ в год. Ожидается, что стоимость таких плавучих заводов СПГ втрое дешевле и срок введения в эксплуатацию вдвое быстрее по сравнению с наземными существующими заводами СПГ.


ПОДЕЛИСЬ!