Организация работ и проектирование морских трубопроводов

 К настоящему моменту на шельфе Сахалина открыто девять нефтегазоносных участков с совокупными запасами 1,19 трлн куб. метров газа, 394,4 млн тонн нефти и 88,5 млн тонн газового конденсата. Добычу нефти и газа на острове ведут компании «Эксон нефтегаз Лимитед» (проект «Сахалин-1»), «Сахалин Энерджи» (проект «Сахалин-2»), «РН-Сахалинморнефтегаз», Сахалинская нефтяная компания, «Петросах» [2].

Проект «Сахалин-1» является одним  из крупнейших проектов в России с  прямыми иностранными инвестициями и представляет собой прекрасный пример применения передовых технологических решений, необходимых нефтегазовой отрасли для  удовлетворения растущего спроса на энергоносители. За годы реализации проект продемонстрировал выдающиеся показатели эксплуатации, охраны окружающей среды и техники безопасности и принес многочисленные выгоды России и ее населению.

Рис. 2. Карта освоения Сахалинского шельфа (проектная) [5].

В рамках проекта «Сахалин-1» предполагается освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных  на северо-восточном шельфе о. Сахалин на Дальнем Востоке России. Потенциальные извлекаемые запасы по проекту «Сахалин-1» составляют 307 млн. тонн (2,3 млрд. баррелей) нефти и 485 млрд. куб. метров (17,1 трлн. куб. футов) природного газа [3].

Реализация проекта осуществляется в несколько стадий. Начальной стадией предусматривается освоение месторождения Чайво. Добыча нефти и природного газа на месторождении Чайво началась с опережением графика в октябре 2005 г. с использованием временного технологического комплекса. После ввода в эксплуатацию нефтеотгрузочного терминала в Де-Кастри в сентябре 2006 г. и Берегового комплекса подготовки продукции в октябре 2006 г.,  в феврале 2007 г. темпы добычи нефти доведены до запланированного пикового уровня 250 тыс. баррелей (33 тыс. тонн) нефти в сутки. Для освоения месторождения Чайво были задействованы буровые сооружения как береговые (БУ «Ястреб»), так и морские (платформа «Орлан») В июле 2008 года БУ «Ястреб» завершила буровые работы на Чайво и была перемещена на месторождение Одопту, где осуществляет бурение в настоящее время. С началом  бурения на месторождении Одопту в мае 2009 года проект Сахалин-1 вступил в новый этап своего развития.

Разработка месторождения Аркутун-Даги предусматривает добычу нефти и  газа на месторождения Аркутун-Даги, расположенном примерно в 25 км от северо-восточного побережья о. Сахалин, к востоку от месторождения Чайво. Планами реализации проекта предусматривается разработка месторождения с использованием новой морской буровой и добывающей платформы, состоящей из основания гравитационного типа и верхних строений. Ввод в эксплуатацию месторождения планируется в 2014 г. Предусматривается, что пиковая добыча на этом месторождении составит 4,5 млн. тонн нефти [3].

Также будущие планы реализации проекта предусматривают расширение разработки ресурсов природного газа месторождения Чайво, не связанных с текущей добычей нефти. Для реализации этих планов потребуется бурение дополнительных газовых скважин и расширение существующих береговых и морских объектов. Этот проект позволит увеличить объем продажи газа на внутреннем и международном рынках.

По состоянию на сентябрь 2011 г. добыто более 43 млн. тонн (около 324 млн. барр.) нефти  для удовлетворения мирового спроса на энергоносители; свыше 7,8 млрд. куб. м (более 273 млрд. куб. фут.) природного газа доставлено покупателям на Дальнем Востоке.

С начала реализации проекта в бюджет Российской Федерации поступило  более 5,2 млрд. долларов США в виде роялти, доли в добыче нефти и  газа и налогов, в том числе  более 1,8 млрд. долларов США – в  бюджет Сахалинской области [3].

Проект «Сахалин-2» предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом); Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд куб. м газа (по другим данным — 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа) [4].

Переговоры по проекту «Сахалин-2»  начались в 1988 году. В 1991 году был объявлен победитель тендера на право разработки технико-экономического обоснования (ТЭО), им стал консорциум компаний McDermott (США) и Mitsui (Япония), к которым в 1992 году присоединились Royal Dutch Shell и Mitsubishi. После утверждения в марте 1993 года ТЭО российским правительством, начались переговоры по конкретным условиям проекта. В июне 1994 года между российским правительством и компанией «Sakhalin Energy» было подписано соглашение о разработке проекта. Реализация проекта началась ещё через 2 года, после принятия соглашения о разделе продукции (СРП).

Первый этап проекта был ориентирован на сезонную разработку нефтяного месторождения (летом 1999 на производственно-добывающем комплексе (ПДК) «Витязь», в состав которого входит нефтедобывающая платформа  «Моликпак», была начата сезонная добыча нефти). Море вокруг ПДК «Витязь» покрыто льдами шесть месяцев в году, и поэтому до декабря 2008 года добыча в рамках 1-го этапа ограничивалась безледовым периодом — примерно 180 дней. В настоящее время, после установки дополнительного модуля и строительства берегового комплекса в рамках 2-го этапа, платформа работает в круглогодичном режиме, при этом суточная добыча составляет около 70 тыс. барр. Общие инвестиции в первый этап составили около 1,5 млрд долларов.

Второй этап проекта - обеспечение комплексной разработки нефтегазовых месторождений с целью обеспечения круглогодичной добычи нефти и газа. Во время этого этапа была установлена морская платформа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского месторождения и проведён монтаж платформы на Лунском газовом месторождении. Теперь нефть и газ транспортируются по 800-километровым береговым трубопроводам в Пригородное, на южную оконечность острова Сахалин к заводу по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминалам отгрузки нефти и СПГ. Мощность СПГ-производства — 9,6 млн т сжиженного газа в год [4].

Полным ходом идет поисково-разведочное  бурение на «Сахалине-3». Он разбит на два участка. Лицензией на Венинский  блок владеет НК «Роснефть». Здесь  уже подтверждены промышленные запасы углеводородов, причем Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, по предварительным данным, можно отнести к категории крупных. На Киринском участке работает «Газпром». Первая пробуренная скважина в пределах Киринского газоконденсатного месторождения дала промышленный приток газа и конденсата. Благодаря этому выросли запасы углеводородов по категориям С1+С2 на 24,6 млрд кубометров природного газа и 2,8 млн тонн конденсата. В настоящее время балансовые запасы по этим категориям составляют 100 млрд кубометров газа и 11 млн тонн конденсата. Углеводороды с этого месторождения будут использоваться для газификации краев и областей Дальнего Востока. С этой целью строится газопровод «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». Маршруты транспортировки газового сырья предусматривают экспорт СПГ (13-14 млрд м3 в год) по проекту "Сахалин-2" и подачу трубопроводного газа (до 11,5 млрд м3) через Комсомольск-на-Амуре и Хабаровск в Республику Корея по проекту "Сахалин-1". Таким образом, прогнозная добыча нефти с конденсатом и газа новых шельфовых проектов может составить в 2015 году 18,8 млн тонн и 35,5 млрд кубометров, в 2020 году — 26,3 млн тонн и 61,3 млрд кубометров [2].

1.1.5. Магаданско-Западно-Камчатский ФЦНГД.

В связи с преобладанием в  сахалинских проектах экспортной составляющей для энергообеспечения притихоокеанских областей России требуется создание на востоке страны второго ЦНГД, который должен формироваться на базе УВ-ресурсов Магаданско-Западно-Камчатского мегабассейна, составляющих 43 % ресурсов Охотской НГП. Основным объектом этого центра являются ресурсы западно-камчатского шельфа, так как значительная часть магаданского шельфа пока технически недоступна.

Шельф Западно-Камчатской НГО имеет  площадь около 80 тыс. км2. Мощность перспективного кайнозойского чехла достигает 10-12 км. Сейсморазведкой здесь выделено более 40 перспективных структур [1].

При благоприятных обстоятельствах  к 2015 г. на западно-камчатском шельфе можно  ожидать получения первой продукции, а к 2021 г. – добычи в 3-5 млн т  нефти и 15 млрд м3 газа в год. Это послужит стимулом широкого разворота ГРР на всей северо-восточной части Охотского моря. В связи со значительной удаленностью ФЦНГД от промышленных центров предполагается, что транспортировка основного объема добытой продукции будет осуществляться танкерами. В этой связи необходимо сооружение завода СПГ и береговых терминалов.

Рис. 3. Карта месторождений на Западно – Качатском шельфе России [5].

1.1.6. Каспийский ФЦНГД

Российский сектор Каспийского  моря является одним из наиболее перспективных районов страны для поисков и освоения месторождений УВ-сырья.

Успешно работает на Каспийском шельфе компания «ЛУКОЙЛ». Первая нефть с  месторождения им. Ю. Корчагина была получена в апреле 2010 г., где для  организации добычи была спроектирована и построена уникальная добычная платформа, которая состоит из производственного и жилого модулей. На производственном модуле установлен буровой комплекс грузоподъемностью 560 т для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7,4 тыс. м. Жилой модуль предназначен для размещения персонала бурового комплекса до 105 человек. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 28,8 млн т нефти и 63,3 млрд м3 газа. Максимальный уровень добычи составляет 2,5 млн т нефти и 1 млрд м3 газа в год [6]. Добытая на месторождении нефть по подводному трубопроводу длиной 58 км и диаметром 300 мм поступает на морской перегрузочный комплекс, включающий плавучее нефтехранилище (нефтеналивное судно с двойным дном и двойными бортами водоизмещением 28 тыс. т) и точечный причал. Для дальнейшей транспортировки нефти будут использоваться танкеры-челноки дедвейтом 6-12 тыс. т.

В 1999-2005 гг. в северной части акватории  Каспийского моря ОАО «ЛУКОЙЛ» открыло  шесть месторождений нефти и газа. Суммарные запасы к концу 2011 г. составили 4,7 млрд бар. К 2020 г. ЛУКОЙЛ планирует довести добычу на Каспии до 20 млн т у. т. в год [6]. Уровень добычи газа к 2020 г. предполагается около 30-40 млрд м3 [1].

1.1.7. Выводы по разделу

Центры будут различаться и  составом производимого сырья, и  его целевым назначением, и как следствие способами вывоза добытой продукции и ее доставки потребителю. Так, Печорский центр проектируется как нефтедобывающий. В Магаданско-Западно-Камчатском и Южно-Карском (Обско-Тазовском) до 2014 г., а в Штокмановско-Мурманском до 2020 г. будет добываться только газ [1].

Печорский, Северо-Сахалинский и  Штокмановско-Мурманский – преимущественно  экспортные центры, продукция которых  рентабельна при ее реализации по мировым ценам. Экспортные поставки из этих центров требуют создания протяженных магистральных трубопроводов или освоения транс океанических маршрутов крупнотоннажными танкерами. Добыча нефти и газа в Магаданско-Западно-Камчатском ФЦНГД должна быть ориентирована главным образом на удовлетворение внутреннего спроса на УВ-сырье и ликвидацию затянувшегося энергодефицита в северо-восточных областях России. Южно-Карский (Обско-Тазовский) ФЦНГД также пока ориентирован на внутренние поставки нефти и газа.

Российский континентальный шельф  составляет около 20% общей мировой  шельфовой зоны с общей площадью 6,2 млн. м2, где 4,2 млн. м2 находится в пределах эксклюзивной экономической зоны. По предварительным оценкам российский континентальный шельф содержит крупные залежи газа и нефти, приблизительный оценочный объем месторождений составляет около 100 млрд. условных тонн, а именно: газа — 78,8 трлн. м3, нефти — 16,7 млрд. т [5]. Тем не менее, большая часть месторождений на российском шельфе не подтверждена. Бурение проведено точечно, далеко не все проекты оказались удачными. В частности, геолого-разведывательное бурение на Камчатском шельфе компаниям KNOC и «Роснефть» не принесли ожидаемых результатов. Неудачным проектом считается «Сахалин-3», разрабатываемый совместно с китайской компанией Sinopec. «Сахалин-4» и «Сахалин-5» также не отвечают требованиям рентабельности British Petroleum. Временно приостановлены работы на Штокмановском месторождении, которое разрабатывают ОАО «Газпром», Statoil и Total.

Ожидаемый прирост запасов нефти  и газового конденсата в ходе реализации программы разведки континентального шельфа России до 2030 г. – 0,85-1,3 млрд тонн, прирост запасов газа – 3,4-13 трлн куб м. Такие данные содержатся в проекте программы разведки континентального шельфа России на период с 2012 по 2030 гг.

 Объем накопленной добычи  нефти и газового конденсата на шельфе до 2030 г. может составить 380-1250 млн тонн, без учета добычи по проектам на условиях СРП и 925-1795 млн тонн с учетом добычи на условиях СРП. Объем накопленной добычи газа на континентальном шельфе в период действия программы 1003-2610 млрд куб. м без учета добычи на условиях СРП и 1588-3195 млрд куб. м с учетом добычи на условиях СРП [7].

Реализация шельфовых проектов на новых условиях позволит России привлечь около $500 млрд прямых инвестиций в нефтегазовую отрасль и еще  около $300 млрд - в смежные отрасли, включая переработку сырья,  в течение 30 лет.

В качестве наиболее перспективных месторождений стоит выделить российскую часть шельфа Каспийского моря, в частности, месторождения Ю. Корчагина и В. Филановского (12-15 млн т/год), эти месторождения разрабатывает ОАО «Лукойл», а также северную часть Сахалинского шельфа, где успешно запущены проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» (добыча нефти — 20 млн. т/год, газа — 30 млрд. м3/год, оператор Royal Dutch Shell и ОАО «Газпром»). Причем «Сахалин-3», «Сахалин-4», «Сахалин-5» в Охотском море, которые разрабатываются British Petroleum, не оправдали предварительные ожидания. «Противоразломное» месторождение в Печорском море также относительно перспективно. Месторождения в Медын-море, Вандей-море и Долгинское требуют существенной доразведки [5].

Балтийская часть российского  шельфа также не показывает потенциал  для наращивания добычи. Относительно геолого-разведывательных работ наиболее перспективным выглядит Каспийский шельф, геолого-разведывательные работы подтверждают прогнозные показатели, а также обнаружены новые запасы нефти в районах месторождений. Дальневосточные шельфы выглядят в отношении разработки менее оптимистично, в частности, северно-восточная часть Сахалинского шельфа по результатам разведывательных работ содержит только мелкие месторождения — «Удачное» и «Пела-Лейч». Крупных месторождений в Печорском море на мелководных участках также нет, а подледные технологии, позволяющие провести разведку и добычу в глубоководных районах, где содержатся крупные запасы нефти, отсутствуют. Возможности Карского моря и других арктических морей ограничены критическими климатическими условиями. Морские шельфы Черного, Азовского и Балтийского моря имеют несущественные нефтяные месторождения [5].