Начало шельфовой добычи на Каспии

В пору, когда основными орудиями нефтедобытчиков были веревка и ведро, немногие смельчаки в стремлении не упустить прибыль отваживались вступать на чуждую и опасную территорию — в море, совершенно справедливо полагая, что нефтесодержащий пласт не обрывается на берегу, но продолжается под водой. Установить, кто первым взялся за морскую добычу нефти, непросто. Российские историки указывают, что уже в 1824 году на Апшеронском полуострове недалеко от Баку, в нескольких десятках метров от берега, промышленники устраивали колодцы и черпали оттуда нефть. Американцы же считают первопроходцами шельфа своих соотечественников. Согласно документальным свидетельствам, некий мистер Уильямс, нефтяник из Калифорнии, в 1896 году построил насыпь в 400 метрах от берега и пробурил с нее скважину. Самые простые решения — бурение с насыпей и наклонных скважин с берега — не позволяли уйти дальше. Открытое море опасно. Сильные ветры и высокие волны грозили уничтожить буровые установки, да и тащить их по воде особенно было не на чем. Так или иначе, но попытки освоить шельф на протяжении XIX столетия предпринимали единицы, никто специально бурить морское дно в поисках ископаемого топлива не желал: нефти хватало и на суше.

Переломный момент наступил в конце 40-х годов XX века, сразу после Второй мировой войны. Ровно 60 лет назад, в ноябре 1947-го, американская компания «Керр Макги» (существующая и поныне) построила первую в мире нефтяную платформу в Мексиканском заливе в 16 км от берега на глубине 6 м и тогда же начала с нее бурение. Платформа Кермак-16 была размером с обычную жилую комнату и стоила всего 230 тысяч долларов, ее демонтировали в 1984 году.

Чуть позже, в 1948 году, на Каспии в 42 км от Апшеронского полуострова начали возводить сооружение, превратившееся впоследствии в город на воде — Нефтяные Камни, и по сей день остающийся уникальным проектом. Нефтяные Камни — это гигантское сооружение на сваях, установленных вокруг каменной гряды, с комплексом сложнейших гидротехнических и технологических сооружений, асфальтированными дорогами, общежитиями, столовыми, магазинами. Глубины моря в тех местах небольшие, всего 10—20 м, но то были первые шаги в освоении шельфа, доказавшие, что человек «пришел в море» не случайно и останется здесь надолго.

В конце XIX века, когда нефтяной промысел только начинался, лишь немногие отваживались покидать берег и бурить скважины в море. А ведь прибрежные месторождения часто продолжаются под водой. Серьезные технологии, позволяющие разведку и добычу ископаемого топлива на океанском дне, появились после Второй мировой войны. Так, в 1960-е годы разработка нефти и газа на шельфе Северного моря стала одной из главных причин роста европейской экономики. Сегодня взоры специалистов обращены на ледовые моря Арктики, но как к ним подступиться, пока неясно.

К 1980 году геологи обнаружили порядка 600 осадочных бассейнов на Земле, перспективных в отношении нефти и газа. Из них 400 уже освоены, а около 200 — пока нет. Замечено, что основные мировые запасы сосредоточены всего в нескольких бассейнах, таких как Персидский и Мексиканский заливы, Западная Сибирь, на сотни же остальных приходится около 10% запасов. Так что среди двух сотен неизученных бассейнов ожидали найти максимум 10 супергигантских залежей, но, похоже, их не более 4—5.

Относительно суши, изученной в большей степени, крупные открытия и не предполагались. Эксперты прочили их там, где раньше еще не искали — на континентальном шельфе. Что, собственно, и произошло в конце 1980-х — начале 1990-х. В настоящее время на шельфе добывают более 34% нефти и 25% газа. Это вовсе не значит, что специалисты там все изучили — по большому счету, за морские поиски только принимаются. Перспективы недр шельфа как вместилища ископаемого топлива действительно высоки. Геологические запасы нефти (до глубины 305 м) составляют 280 млрд. тонн, газа — 140 трлн. м³. Впечатляют и открытия в конце прошлого века гигантских нефтяных и газовых месторождений у берегов Анголы, Нигерии, на Каспии, в арктических морях.

Но работы на шельфе, глубоко под водой, очень дороги, технически сложны и рискованны. В запасе есть другие варианты, например активнее исследовать горизонты глубокого залегания на суше. Большая часть посчитанных запасов нефти лежит до глубины 3 км, ниже месторождения находят редко, еще реже на глубинах 5—7 км (там чаще находят газ). В северо-западной части полуострова Флорида изученность месторождения такова, что из одной скважины с глубины 4,7 км получают 234,5 т нефти и 60 000 м³ газа в сутки. Из недавних открытий — обнаруженные в августе 2006 года промышленные запасы нефти на глубине 8,5 км в Мексиканском заливе (под 2-километровой толщей воды). В России глубинные поиски нефти пока происходят в рамках научного бурения. Так, сверхглубокая Тюменская скважина в Западной Сибири — 7,5 км — вскрыла перспективные пласты палеозойского возраста, хотя промышленных запасов нефти или газа там не оказалось.

Еще один источник нефти — остатки в пласте. В недрах нефть находится под давлением (например, при глубине 2 км ее давление в коллекторе достигает 20 МПа), поэтому при вскрытии скважины она начинает стремиться вверх (фонтанировать, как говорят нефтяники) и первое время извлекается без труда. Затем давление в пласте падает, нефть перестает подниматься кверху, и ее приходится вытеснять, закачивая в коллектор воду, или выкачивать мощными насосами. Чем ниже давление, тем более сложные и дорогостоящие технологии приходится использовать (гидроакустические, физико-химические и даже бактериальные), чтобы заставить породу «отдать» нефть. Добирать остатки очень дорого, а иногда технически невозможно. Полностью же выбрать всю нефть, особенно если она вязкая, из пород нельзя, в месторождении ее может оставаться еще много. Весьма редко, на отдельных месторождениях, разрабатываемых новейшими способами, доля извлеченной нефти достигает 35— 40%, обычно это — 18—25%.

«Глубинный» или «остаточный» способы не дешевле морского. И большой вопрос, как лучше распорядиться деньгами — вложить их в морской проект, где разведочная скважина обойдется в 15 миллионов долларов, или зарыть в землю. Для каждого региона решение принимается индивидуально. К примеру, на Аляске, где создана хорошая нефтедобывающая инфраструктура, бросать которую, конечно, неразумно, идут путем извлечения остатков, хотят выжать недра до последней капли.

Первая в России

В северных морях обычно используют стационарные платформы на гравитационном основании, крепко стоящие на дне благодаря своей огромной массе. Основание, то есть подводная часть платформы, похоже на гигантский перевернутый стол с четырьмя ножками. «Ножки» делают внутри полыми, чтобы хранить там добытое сырье, технологическое оборудование. Пустоты облегчают конструкцию, и ее можно буксировать по морю из доков к месту назначения, а там затапливать. Верхнюю, стальную, часть платформы, несущую на себе добывающее оборудование, собирают отдельно и устанавливают сверху на основание уже в море. Идею, ставшую стандартом в морском нефтегазовом промысле, внедрили в 1970-х годах в Норвегии, а самая большая платформа этого типа «Тролл-А» — высотой 472 м и весом 656 000 тонн (вместе с основанием) — работает с 1996 года в Северном море. Для эксплуатации газового месторождения Лунское в Охотском море компанией «Сахалин Энерджи» решено было построить платформу, подобную норвежским, — вообще первую газодобывающую платформу в России. Необычность сооружения не только в циклопических размерах, но и в конструкции, которая рассчитана на тяжелые ледовые условия и высокую сейсмичность региона (у берегов Сахалина бывают землетрясения магнитудой до 8 баллов, а море замерзает). Железобетонное основание платформы «Лун-А» высотой 69,5 метра и весом 103 000 тонны построили в порту Восточный в бухте Врангеля. Летом 2005 года основание отбуксировали на расстояние 1 500 км от места создания и затопили на глубине 48 метров — прямо над месторождением. Благодаря большой массе оно не требует специального крепления ко дну и способно выдержать сильные штормы и напор льдов. Верхние строения (палубу) «Лун-А» конструировала компания Samsung на судоверфи острова Кодже в Южной Корее.

Км от Сахалина на глубину 48 м. В июле 2006 года на него установили палубу. «Лун-А» будет неподвижно стоять на дне, удерживаемая собственной тяжестью. Такая конструкция позволит вести добычу сырья круглый год, не опасаясь напора льдов и штормов

Сердце платформы, ради которого ее, собственно, и строят, представляет собой буровую установку. Ее высота — 45 метров. Современные технологии позволяют бурить целый куст скважин, не передвигая саму платформу с места на место, а только модуль буровой. По рельсам буровая установка скользит от скважины к скважине, которые могут находиться на расстоянии трех метров друг от друга. Всего здесь пробурят 27 скважин. Они проникнут в недра и охватят месторождение с разных сторон, как корни гигантского растения. Шестиуровневая палуба вмещает в себя необходимое технологическое оборудование, жилые и рабочие помещения, вертолетную площадку. В мае 2006 года палубу массой 22 000 тонн на погрузочной раме скатили на баржу, специально построенную для этого случая в Китае. При погрузке, чтобы баржа с палубой не затонули от резкого смещения центра тяжести, равновесие поддерживали накачкой воды по системе труб внутри баржи. Путь к месту стоянки платформы — почти 3 000 км — занял около двух недель. Баржа остановилась между торчащими из воды железобетонными опорами, и на них опустили стальные строения платформы. При этом требовалась большая точность, потому что стыковка двух частей происходила по четырем точкам: там, где смонтированы сейсмоизоляторы — устройства, которые гасят колебания конструкции, вызванные подземными толчками. Это большие стальные полусферы, которые свободно «ходят» в своих гнездах, не давая верхним строениям платформы сильно раскачиваться. Производственный цикл «Лун-А» разработан с учетом стандарта «нулевого сброса»: с платформы в море ничего не должно попадать — ни химические реагенты, ни добытое сырье, ни бытовые отходы.

На дне морском

надо в менее суровых районах. Таким тренировочным полигоном для отработки технологий, которые будут применять, В мире нет пока работающих технологий для добычи сырья в регионах, подобных Баренцеву морю. Тренироваться возможно, уже в ближайшем будущем для добычи нефти и газа в замерзающих морях, становится Норвежское море. Одно из очевидных решений — установить оборудование под водой, прямо на дне, чтобы снизить воздействие высоких волн, морозов, льдов. За ее воплощение взялась норвежская компания Norsk Hydro, в распоряжение которой отдали гигантское газовое месторождение Ормен Ланге с запасами 400 млрд. м³. Ормен Ланге открыли в 1997 году, оно расположено в Норвежском море в 120 км от берега, на глубине 2 км и накрыто километровой толщей воды. Суть проекта состоит в том, чтобы установить на дно буровое оборудование и перекачивать добытый газ напрямую по подводному трубопроводу на берег, на завод сжиженного природного газа (СПГ). Затем жидкий газ отправить по другому подводному трубопроводу потребителям в Англию. Строительство инфраструктуры начали в апреле 2004 года, а в октябре 2007-го подводные буровые заработают. Это в общих чертах, а в частности же норвежцам предстояло решить несколько нетривиальных задач. В августе 2005 года в месте бурения установили две донные платформы (кессоны), рассчитанные на 16 скважин. Из-за сильных течений их пришлось специально крепить ко дну. С платформ уже начали бурение 6 стволов, и если все пойдет хорошо, то на дно опустят еще две платформы. Все 4 установки будут соединены с двумя подводными трубопроводами для перекачки природного газа. Еще две ветки доставят на буровые антифриз (в данном случае моноэтиленгликоль) — жидкость, препятствующую образованию твердых частиц — гидратов, которые обязательно будут выпадать из метана при низкой температуре и забьют трубы. Несмотря на теплое течение, в Норвежском море сильно «дыхание Арктики» и температура воды близ места добычи держится –1,2°C большую часть года. Смесь газа и антифриза будут разделять уже на заводе СПГ. Много усилий потребовалось, чтобы проложить трубопроводы по неровному скалистому дну. Путь, конечно, оптимизировали, но некоторые места пришлось буквально ровнять. Несколько месяцев робот «Спайдер» ползал по дну, расчищал взрывами дорогу и убирал камни мощной струей воды. Нашпигованная датчиками машина передавала на берег данные, по которым строилась объемная картина происходящего под водой, и операторы управляли манипуляторами «паука» с точностью до градуса. Летом 2006 года судно «Солитер» приступило к укладке трубопроводов (диаметр труб 760 мм) от месторождения до завода СПГ на острове Госса.

Лекция № 11