книги / Морская нефть. Развитие технических средств и технологий
.pdfК 2000 г.новыеконструкцииплавучихэксплуатационныхси стем получилиширокое распространение вразличных районах Мирового океана. Сравнение плавучих систем по типам, возможностям, атакже ихраспределение порайонампредстав
леновтабл 3.3 [52J.
Изтаблицы видно, чтоиповозможностям, ипо качествура ботающихсистем FPSO и FSO преобладают в мире, что свиде тельствуетохорошо опробованной технологии их применения напрактике. НаосновеанализаиспользованияFPSO иFSO в [52, 117] отражены основные концепции и преимущества этих сис тем, заключающиесявследующем:
—широкое промышленное признание с 1997 г., хотя рост флотаначалсяглавным образом с 1994 г.;
—системы основаны на использовании корпуса танкера. Построены иэксплуатируютсятысячитанкеров, такчто поведе ниеихкорпусовхорошоизучено;
—большоечислодействующихFSO иFPSO, чемэксплуата ционныхсистем любогодругоготипа, т. е. даннаятехнологияхо рошоопробовананапрактике;
—по сравнению с TLP (платформа с натяжными опорами), SPAR и полупогружными конструкциями большую площадь ватерлинии корпуса имеют FPSO и FSO. Отсюда, вдополнение
квозможностям храненияиотгрузкинефти, для FPSO характер ны гораздобольшиегрузоподъемностьипалубное пространство дляразмещенияэксплуатационногооборудования. В этомсосто ит ее огромное преимущество по сравнению с другими систе мами, предназначеннымидлясверхглубокихвод (табл. 3.4);
—дажебезучетавозможностейвобластихранения отгрузки нефти, использованиесмонтированнойнатанкере плавучейэксп луатационнойсистемы (по существукакраз иявляющейся глубо ководной«недвижимостью»или«платформой») приводитк повы
шению несущейспособностиидаетвозможностьувеличитьпро странстводля размещения оборудования по сравнению с плат формойлюбогодругоготипа— вомногихслучаях в 10 —20 раз. И в этом можетзаключатьсяееогромное преимущество посрав нению сдругимивариантамисистемдлясверхглубокихвод;
— корпусаFPSO имеютпреимущества, присущие конструк циям танкеров «конвейерной сборки», по сравнению сдорого стоящим строительством поособомузаказуTLP, SPAR и полупо-
Таблица 3.4 Несущаяспособность и палубноепространство дляэксплуатационного оборудования
наглубоководных плавучих эксплуатационных системах различного типа
Тип
платформы
|
Тип* судна, |
Размер корпуса,м |
Площадь |
Несущая |
Располо |
способность |
|||
водоизме |
Компания— водоизмещение,т |
ватерлинии, |
на1см |
|
жение |
щение,т |
оператор площадьпалубы,м |
м2 |
погруже |
|
|
|
|
ния,т |
FPSO,для глубоководных |
Бразилия |
Petrobras37 |
Petrobras |
337,1x54,5 |
16535 |
165,3 |
районов |
|
280000 |
|
318902 |
16535 |
|
FPSO,для суровых окру |
Северное |
Glas Dowr |
Amerada |
337,1x54,5x0,9 |
|
|
231,9x42,1 |
8591 |
|
||||
жающихусловий |
море |
105000 |
Hess |
117892 |
|
|
Полупогружная |
Бразилия |
Petrobras25 |
Petrobras |
231,9x42,1x0,88 |
436 |
4,4 |
4х10у(диам.) + |
||||||
|
|
19200 |
|
+2x8,8 м (диам.) |
7962 |
|
|
|
|
|
33000 |
|
|
КрупнаяTLP |
Мексикан |
Mars |
Shell |
97,1x82,0 |
1294 |
12,9 |
4x20,3 м (диам.) |
||||||
|
ский залив |
|
|
48000 |
5565 |
|
SPAR |
Мексикан |
Genesis |
Chevron |
74,6x74.6 |
10,9 |
|
37,2м (диам.) |
1086 |
|||||
НебольшаяTLP |
ский залив |
Morpeth |
British |
17,7 м (диам.) |
246 |
2,5 |
Мексикан |
||||||
|
ский залив |
|
Borneo |
1000 |
1122 |
|
|
|
|
|
33,5x33,5 |
|
*Показательные примеры,выбранные,чтобы отразитьколичественные характеристики глубоководных платформ различныхтипов.
Таблица 3.5 Основные операции,проводимыенаразличных типах
эксплуатационных систем
Основные |
|
|
Тип системы |
FPSO FPDSO |
|||
операции |
TLP SPAR DD SEMI |
SEMI |
|||||
Использование фонтанной |
+ |
+ |
+ |
- |
- |
- |
|
арматуры «сухого» типа |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Производство продукции |
|||||||
Производство |
продукции |
— |
О* |
О |
- |
+ |
+ |
иеехранение |
|
|
|
+ |
+ |
|
+ |
Производство |
продукции |
+ |
+ |
— |
|||
и бурение |
|
|
О |
О |
|
|
+ |
Производство продукции, |
" |
" |
" |
||||
еехранениеи бурение |
|
|
|
||||
Примечание. |
|
|
|
|
|
|
|
*Выполнение некоторыхопераций ограничено. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.6 |
|
Современный парк плавучих эксплуатационных систем |
|||||||
Регион |
|
Типустановки |
|
|
Всего |
||
FPSO |
FPSS |
TLP |
SPAR |
||||
Африка |
|
12 |
1 |
0 |
|
0 |
13 |
Азия |
|
17 |
2 |
0 |
|
0 |
19 |
Австралийско-Азиатский |
8 |
0 |
0 |
|
0 |
8 |
|
Европа |
|
20 |
10 |
3 |
|
0 |
33 |
ЛатинскаяАмерика |
7 |
20 |
0 |
|
0 |
27 |
|
СевернаяАмерика |
0 |
1 |
8 |
|
3 |
12 |
|
Всего |
|
64 |
34 |
11 |
|
3 |
112 |
Не задействованы |
5 |
2 |
0 |
|
0 |
7 |
|
Итого |
|
69 |
36 |
11 |
|
3 |
119 |
составлялопримерно половинуобщего парка. Около 31 %дей ствующихFPSO находилось в Европе, из них большинство (14)
вВеликобритании. Из 112 действующих систем 78 находилось
всобственности нефтедобывающих компаний, а 34 — в соб ственностиили в аренде подрядчиков (табл. 3.7).
Таблица 3.7 Распределениеплавучих эксплуатационных систем
по формам собственности
Владелец |
FPSO |
Типустановки |
|
Всего |
|
FPSS |
TLP |
SPAR |
|||
Нефтедобывающая |
34 |
30 |
И |
3 |
78 |
компания |
30 |
4 |
0 |
0 |
34 |
Подрядчик |
|||||
Вналичииуподрядчиков |
5 |
2 |
0 |
0 |
7 |
Всего |
69 |
36 |
и |
3 |
119 |
|
|
|
|
|
Таблица 3.8 |
Распределениеплавучих эксплуатационных систем |
|||||
|
по виду изготовления |
|
|
||
Видизготовления |
|
Типустановки |
|
Всего |
|
FPSO |
FPSS |
TLP |
SPAR |
||
Построена вновь |
26 |
9 |
11 |
3 |
49 |
Переоборудована |
38 |
25 |
0 |
0 |
63 |
Переоборудована, |
3 |
2 |
0 |
0 |
5 |
но неиспользуется |
|||||
Построена,но неисполь |
2 |
0 |
0 |
0 |
2 |
зуется |
69 |
36 |
11 |
3 |
119 |
Всего |
ВсеустановкитипаSPAR и TLP находилисьв собственности нефтедобывающих компаний. Из 112 действующих систем 63 былипереоборудованы, а49 —вновьпостроены (табл. 3.8).
Из танкеров илиполупогружныхплатформ были переобору дованы 56 %действующих систем. Вседействующиеустановки типаTLP иSPAR построены заново.
Большая часть корпусовдействующихсистем FPSQ и FPSS была изготовлена в 1970 гг., приблизительно28 корпусовFPSO и 14 — FPSS. К концу XX в. значительно увеличилось число вновь построенных установок, прежде всего из-за исполь зованияновыхустановоквСеверном море. Так, за 1995—2000 гг.
ведено в эксплуатацию 75 установок. По мнению авторов [21], при сохранении высоких цен на нефть в период2000 —2005 гг. ожидалось появление 144 установок. Авторы, обосновывая эту цифру, отмечали, что за исключением Восточной Европы, тен денцию к использованию плавучих эксплуатационных систем можносчитатьвсемирной, посколькуво многих случаях они ста новилисьпредпочтительным методом добычи.
Исторически сложилось так, что бум строительства буро вых установокдля морского бурения возниктолько тогда, когда нефтедобывающие компании указывали на потребностьв уста новкахдля работы вновыхрегионахдобычи углеводородов. Это справедливопоотношению кбумустроительства 1970-х —нача ла 1980-х гг., атакже кбумустроительстваглубоководных буро выхсудовиэксплуатационныхсистем конца 1990-х гг.
Однако в первом десятилетии XXI в. строительство буро выхустановокдля морскогобурения будетобусловлено как пот ребностью в новых рынках и выходав более глубокие воды, так изаменойустаревшихбуровыхустановок. Из391 самоподъемной буровой установки мирового парка возраст 225 установок более 20лет; 69-тиустановок—более25; 13-ти установок —более30лет. В начале XXI в. предполагается, что рыноксамоподъемных буро вых установок будет сокращаться [102]. Из 169 полупогружных установок 75 установокэксплуатируютсяболее20-ти лет;57 уста новок— более25-ти лет, аоднаустановка—более30-ти лет. [87]
Применение всехтипов плавучих средствдля освоениянеф тегазовых месторождений с началаихвнедрения способствова ло освоению значительных глубин. В[127] приводятсясведения подинамике выходанабольшиеглубины (рис. 3.11).
Длядостиженияглубины моря:
—в 1000 ft (300 м) потребовалось40 лет;
—в2000ft (600 м) —следующие 15 лет;
—в 3000 ft (900 м) —четырегода;
—в4000ft (1200 м) —два.
Для покорения глубины морского дна на 5000 ft (500 м), 6000ft (1800 м), 7000 ft (2100 м) потребовалисьужемесяцы.
Такой прогресс стал возможным в результате разработки и применения новых технических средств и технологий, обес печивающих надежную и безопасную эксплуатацию нефтяных месторожденийвразличныхчастях Мирового океана.
ГЛАВА4
РАЗРАБОТКА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ
Огромные запасы нефти игаза на внешнем континенталь ном шельфе Аляски представляют большой интерес для про мышленности США, несмотря на суровые климатические условия, высокую стоимость проведения поисковых работ
инефтедобычи, атакже продолжительные сроки (10лет и бо лее) от момента открытия месторождения до введения его
вэксплуатацию. Это объясняется, в первую очередь, тем, что запасы нефти в регионе, простирающемся от Алеутских ост ровов запределы Северного полярного круга оценивались гео логической службой США на 1983 г. в 5,9млрд м3 (доказанные запасы нефти в США на это же время составляли 4,8 млрдм3). Таким образом, великий континентальный шельф Аляски является надежнымрезервом нефтедобывающей промышлен ности США. Разработка морских месторождений, располо женных у восточного побережья Канады, на обширных аква ториях от провинции Новая Шотландия до моря Бофорта
иостровов арктического архипелага, позволит, по оценочным данным 1983 г., в течение 125 лет удовлетворять спрос Канады на нефть и добиться полной энергетической самообеспечен ности. Потенциальные запасы нефти в Канаде на 1983 г. оце
нивались в 14, 3 млрд м3, и они в основном сосредоточены в море Бофорта и вАтлантическом океане у восточного побе режья страны. Таким образом, арктические районы США и Канады к началу 1980-х гг. становились одним из основных нефтедобывающих районов Северной Америки. Значитель ные запасы нефти и газа сосредоточены в арктических райо нахРоссии (23, 51, 88].
4.1. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО РАЗВЕДКЕ И ОСВОЕНИЮ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ
Первые разведочные работы в арктическихрайонахнача лисьв 1959 г. вводахзаливаКуканаАляске. В1962 г.было откры то месторождение «Норд-Кук-Инлет», в 1965 —месторождения «Гранит-Пойнт», «Традинг-Бей», «Макартур-Ривер». Наэтих ме сторожденияхбылиустановлены 14 платформ для добычи нефти игаза. С 1966 по 1986 гг., поданным Управленияминеральных ресурсов, накопленныйобъем добычи нефтинаэтих месторож дениях составил 124 млнм3, газа —0 37 млрд м3. До середины 1970-х гг. отборы взаливе Кукасоставили основную частьдобы чинаАляске, ноонистали сокращаться, поскольку значительное количество нефти стало поступатьиз месторождения «ПрадхоБей». Наиболее богатым являлосьместорождение «МакартурРивер». За 20лет эксплуатации с четырехосновныхплатформ «ГингСалмон», «Грейлинг», «Долли Варден» и «М нопод» нанем былодобыто83млн м3 нефтии 8,5 млрдм3 газа. Это месторожде ниеявлялосьодним из самыхпродуктивных в США. Максималь ная добыча на нем быладостигнута в середине 1970-х гг. и со ставляла 16 тыс. м3/сут. Схема размещения месторождений нефтиигазанаАляскев 1976 г. представленанарис. 4.1.
РазведканашельфеВосточной Канады началась с предвари тельныхработ, выполненныхправительственными организация мив 1940—1950 гг., которыевыявили наличиемощных, потенци альнонефтегазоносныхосадочныхпород нашельфеНоваяШт ландия и в районе Большой Ньюфаундлендской банки. Позднее потенциально продуктивныепороды были отнесены кмезозой ско-кайнозойскимбассейнам, протянувшимсяотБаффиноваза ливанасевередоостроваСейблибанки Джорджеснаюге(116).
В конце 1950-х гг. были выполнены промышленныесейсми ческие и геологические работы, которые завершились предо ставлением виюле 1960 г. компании «Мобил ойл Кэнада» первых лицензионных участков нашельфеВосточной Канады. Участки расположены вокруго. Сейбл. Вскорепослеэтого в аренду стали сдаватьучастки большейплощади. В 1964 г. компания «Амоко»