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

Министр экономики провинций Ньюфаундленд и Лабрадор Нейл Уиндсор заявил, что успешное бурение первых четырех скважин на структуру Хиберниа «позволило установить, что запасы нефти в ней составляют 290 млн м3, а газа 85 млрд м3. В месторождении Хиберниа сосредоточено 27 % всех запасов обычной нефти в Канаде, и оно сейчас крупнейшее в стране». Можно добавить, что это было третье морское месторождение в мире (после месторождений Статфьорд и Брент в Северном море).

Вноябре 1981 г. фирма «Мобил» перебазировала установку «Оушен рейн­ джер», которая бурила скважину «Шеридан J-87», к точке заложения скважины «Хиберниа J-34», находящейся в 4,8 км южнее скважины-открывательницы Р-15. Проектная глубина скважины «Хиберниа J-34» составляла 4267 м. Эта работа из-за гибели платформы не была доведена до конца.

На шельфе Лабрадора, где с 1974 г. было выявлено несколько газоконденсат­ ных залежей, впервые была обнаружена нефть. При опробовании испытателем пласта, спускаемым на бурильных трубах, скважины «Норт Лейф №1-05» из ин­ тервала 3100-3110 м подняли 3,6 м3 нефти. Работы в этом районе велись только летом и осенью, поэтому по окончании сезона многие пробуренные скважины кон­ сервировались и их испытания проводились в следующем году. Одну из скважин, пробуренную в 1981 г., «Норт Бжарни F-Об» законсервировали после того, как она вскрыла потенциально продуктивный пласт толщиной 177 м с пористостью 17%.

В1981 г. работы у берегов Лабрадора выполняла группа «Лабрадор» (фир­ ма-оператор «Петро-Канада»). В группу «Лабрадор» в 1981 г. входили фир­ мы «Аджип Канада», «Амерада майнералз корпорейшн оф Канада», «Акитэн оф Канада», «Галф Канада рисорсиз», «Петро-Канада», «Рачмен рисорсиз (1976 г.)», «Санкор» и «Тоталь петролеум (Норт Америка)».

В1980 г. фирма «Петро-Канада» продолжала подыскивать партнеров и за­ ключила договор с «Тоталь исткэн», которая в дальнейшем должна была дей­ ствовать как оператор.

Операции в 1981 г. завершились 21 октября 1981 г., когда прекратилось бурение с судна «Паснорс 1». При реализации программы работ стоимостью 90 млн дол. использовались три буровых судна. Были закончены и испытаны две ранее пробуренные скважины. Кроме того, пробурили газовую скважинуоткрывательницу (ее испытания не были завершены) и приступили к бурению двух новых поисковых скважин.

Группа «Лабрадор» также отсняла 3200 км сейсмопрофилей и продолжала исследования по программам изучения окружающей среды. Группа арендовала участки площадью 6,64 млн га, принадлежащие федеральному правительству,

иплощадью 7,45 млн га, принадлежащие властям провинций Ньюфаундленд

иЛабрадор.

Продолжалось разведочное бурение в канадской части моря Бофорта, где компания «Доум» летом и осенью 1981 г. вела операции с помощью трех бу­ ровых судов, а фирмы «Галф» и «Эссо» бурили скважины с гравийных остро­ вов в мелких прибрежных водах. Были закончены скважины, прирастившие продуктивную площадь двух месторождений, открытых в 1979 г. Компания «Доум» прирастила на 4 км продуктивную площадь нефтяного месторождения Копаноар, а фирма «Галф»— на 5,6 км продуктивную площадь месторождения Тарсыот. Кроме того, компания «Доум» обнаружила нефть в скважине «Коакоак С-22», пробуренной в 32 км восточнее месторождения Копаноар. В качестве эксплуатационных платформ фирмы «Галф» и «Эссо» планировали использо­ вать стальные и бетонные кессоны, устанавливаемые на гравийные насыпи на дне моря. Стоимость разведочного и оконтуривающего бурения, а также эксплуатационных объектов была очень велика, но все же в 1988-1990 гг. пла­ нировалось начать промышленную добычу нефти.

Группа «Доум петролеум» давала следующие прогнозные данные о тех запасах нефти, которые будут выявлены в море Бофорта: 1985 г. — 0,8,1990 — 1,1-1,3, 2000 — 1,9-2,1 млрд м3.

Специалисты группы «Доум петролеум» заявляли, что разработка нефтя­ ных и газовых месторождений в море Бофорта позволит Канаде добиться энер­ гетической самообеспеченности уже в текущем десятилетии.

Затраты на освоение месторождений в море Бофорта оценивались в 40 млрд дол. (в том числе 25 млрд дол. на добычу нефти и 15 млрд дол. на до­ бычу газа, доллар по курсу 1980 г.). При этом к 1990 г. из двух месторождений могли бы добывать 80 тыс. м3/сут нефти. Предполагалось, что в 1990 г. начнет эксплуатироваться третье крупное месторождение, которое будет разрабаты­ вать группа «Доум петролеум» или другие компании. В этом случае добыча нефти в море Бофорта могла составить примерно 160 тыс. м3/сут. Предпола­ галось, что технические достижения при разработке месторождений в море Бофорта будут предметом экспорта в другие северные страны.

Затраты в сумме 25 млрд дол. на добычу нефти в море Бофорта распре­ делялись следующим образом: 9 млрд — на строительство судов и изготовле­ ние необходимого оборудования; 0,5 млрд — на трубные изделия и крепление скважин; 0,9 млрд — на цемент и материалы для приготовления буровых рас­ творов; 6,6 млрд — на операции по обеспечению буровых работ; 8 млрд — на намыв и сооружение искусственных островов.

По оценкам Геологического управления Канады, в регионе дельта реки Мак­ кензи — море Бофорта запасы нефти составляли 5,7 млрд м3, газа 9,6 трлн м3, а общие запасы углеводородов в нефтяном эквиваленте — 15,1 млрд м3. Кро­ ме того, по данным Геологического управления потенциальные запасы неф­

ти в регионе Канадского Арктического архипелага составляли 2,7 млрд м \ газа — 9,0 трлн м3, а общие запасы углеводородов в нефтяном эквиваленте — 11,4 трлн м3.

По сообщению группы «Доум», буровые работы, проведенные летом 1981 г. фирмой «Дегольер энд Макнаугтон», позволили определить потенци­ альные геологические запасы нефти в структуре Копаноар в размере от 290 до 720 млн м3, а в структуре Коакоак — от 320 до 800 млн м3. Коэффициент неф­ теотдачи при использовании существующей в то время техники и технологии добычи оценивался от 15 до 40%.

Эти две структуры находились в море в 110 км севернее дельты реки Мак­ кензи.

В сообщении группы «Доум», базирующемся на геологических, геофизи­ ческих исследованиях, каротажных данных, результатах испытаний пластов

идругой информации, указывалось, что в регионе имеются и другие подобные структуры большей или меньшей площади, находящиеся на участках группы «Доум», и эти структуры еще должны быть исследованы бурением.

До глубины 4009 м пробурили скважину «Копаноар 21-44» и испытали

вней ту же продуктивную зону, которую вскрыла скважина-открывательница «Копаноар М-13». При испытаниях получили 800-1600 м3/сут нефти.

Скважину «Копаноар 21-44» перфорировали в интервале 3196-3207 м

ичерез 17-миллиметровый штуцер получили 214 м3/сут малосериистой нефти плотностью 0,887 г/см3 и 68 тыс. м3/сут газа без воды. При испыта­ нии интервалов 3100-3122 м и 3131-3153 м через 7-миллиметровый шту­ цер получили 28 м3/сут нефти и 40 тыс. м3/сут газа (ранее при испытании этой зоны получили также воду). При испытании интервала 2960-3004 м (отдельная нефтеносная зона, испытанная и в скважине «Копаноар М-13») через 7-миллиметровый штуцер получили 24 м3/сут нефти и 28 тыс. м3/сут газа. При этом испытании получили также воду, но, возможно, из-за каналообразоваиия в цементном стакане она притекла по трещинам из другого

интервала.

До глубины 4364 м пробурили скважину «Коакоак 0-22», которая вскры­ ла несколько мощных нефтеносных зон. Наиболее перспективная зона об­ щей мощностью 213 м по данным электрокаротажа залегала выше интервала 3292-3505 м. Испытанные интервалы зоны залегали на расстоянии 134 м друг от друга, причем из-за недостатка времени вся зона целиком не была опробова­ на. При опробовании испытателем, спускаемым на бурильных трубах, пластов, залегающих в интервалах 3476-4365 м и 3484-3495 м, через 25-миллиметро­ вый штуцер получили 450 м3/сут малосернистой нефти, 492 тыс. м3/суг газа и некоторое количество воды. Анализ каротажных диаграмм и кернов показал,

что вода и газ поступали из других интервалов. При лабораторных исследо­ ваниях кернов установили, что пористость пород составляет 30 %, а их про­ ницаемость варьируется от 1 до 2 • 10-12 м2.

Кроме того, испытали продуктивный интервал 3308-3330 м и через 6-мет­ ровый штуцер получили 80 м3/сут нефти и 218 тыс. м3/сут газа.

В конце бурового сезона испытания прекратили, причем удалось испытать только 21 м из общей нефтенасыщенной толщи 210 м. Суммарный потенциаль­ ный дебит нефти из этих 21м оценивался минимум в 800 м3/сут.

Группа «Доум» полагала, что для того, чтобы осуществлять промышлен­ ную добычу на площадях Копаноар и Коакоак (учитывая большую глубину моря в месте их нахождения), извлекаемые запасы нефти должны составлять минимум 64 млн м3.

Фирма «Доум петролеум» в 1981 г. представила прогноз развития добычи нефти на некоторых своих месторождениях, а также прогноз на то, как будет изменяться материально-техническое обеспечение работ. Так, на рис. 3.16 по­ казан проектный рост добычи нефти на месторождении Тарсыот — типичном мелководном месторождении в море Бофорта, а на рис. 3.17 — на глубоковод­ ном месторождении Копаноар.

Рисунок 3.16 — Проектный рост добычи нефти на месторождении Тарсьют

Рисунок 3.17— Проектный рост добычи нефти на месторождении Копаноар

Освоение этих месторождений требовало четкой согласованности различ­ ных служб как непосредственно в море Бофорта, так и на строительных пло­ щадках, поставляющих оборудование для обеспечения работ по их обустрой­ ству. Одновременно другие фирмы могли вести работы по освоению новых месторождений на мелководье.

В табл. 3.5 приведены данные, иллюстрирующие темпы работ по освое­ нию месторождений в море Бофорта в 1981-2000 гг. Прогнозы были сделаны на основании планов освоения месторождений Тарсыот и Копаноар с учетом того, что новые месторождения будут последовательно вводиться в эксплуата­ цию с интервалом в два года.

Таблица 3.5 — Работы по освоению месторождений нефти и газа в море Бофорта в 1981-2000 гг.

		Ежегодное строи­		Строитель­	Ежегодное бурение		Объем
	Годы	тельство островов		ство искус-	скважин		земляных
		на мел­	на больших	ствеиных	разве­	эксплуата­	работ,
		ководье	глубинах	атоллов	дочных	ционных	млн м3
	1981-1985	1-2	-	1*	6-8	-	40-60
	1986-1990	1-2	2-3	!**	10-12	30^10	170-220
	1991-2000	1-2	2-3	3***	10-15	зо^ш	420-740

*В 1985 г. *+ В 1987 г.

***В 1992, 1995, 1999 гг.

Затраты на бурение типичной скважины в море Бофорта, млн дол.:

Оборудование и расходные материалы:
обсадные трубы....................................................................	1.6
устьевое оборудование.......................................................	0,2
долота.....................................................................................	0,1
цемент	0,5
барит	2,1
химреагенты	0,9
Бурение	20,0
Услуги вспомогательных подразделений............................	30,0
Специальные расходы по обслуживанию скважины.........	3,0
Испытания..	12,0

Итого 70,0

Размах работ на любом этапе зависел от числа строящихся в данный мо­ мент островов и атоллов, числа установок, занятых в разведочном и эксплуа­ тационном бурении, и числа функционирующих островов.

По оценке специалистов, потребность в судах для освоения запасов угле­ водородов в море Бофорта должна была оказаться значительной. К 1990 г. флот должен был пополниться 70 судами (1,9 млн т металла), а к 2000 г. флот — со­ стоять из 140 единиц плавучих средств (табл. 3.6).

Таблица 3.6 — Плавсредства, необходимые для освоения месторождений в море Бофорта

Годы	Танкеры	Буровые суда и баржи	Ледоколы и суда снабжения
1980	-	4	8
1981	-	4	9
1982	-	5	10
1983	-	5	10
1984	-	6	13
1985	1	8	19
1986	2	12	21
1987	5	12	23
1988	6	15	26
1989	7	18	28
1990	14	20	32
1991	17	22	36
1992	20	23	39
1993	23	24	42
1994	25	25	45
1995	26	26	47
1996	26	28	52
1997	26	29	57
1998	26	30	58
1999	26	31	60
2000	26	32	64

Потребность в металле для обеспечения всех работ, связанных с освое­ нием морских месторождений канадского шельфа, увеличивалась по крайней мере вдвое.

ВКанаде в 1981 г. не было мощной судостроительной промышленности.

Встране работали три верфи, производственные мощности которых позволяли строить морские суда средних размеров, и несколько небольших верфей, за-

иимающихся строительством судов каботажного и озерного плавания. Таким образом, в Канаде не было ни одного судостроительного предприятия, на ко­ тором можно было строить крупные танкеры ледокольного типа, баржи, пред­ назначенные для размещения на них технологического оборудования, а также баржи-нефтехранилища.

Капитальные вложения в судостроение для моря Бофорта должны были составить к 1990 г. 9 млрд дол., а к 2000 — 18 млрд дол. Прототипом танкераледокола являлось судно «Когорьяк», спроектированное в 1981 г. специально для работы в море Бофорта.

Буровое судно круглой формы заменит обычные буровые суда, которые могут работать лишь в умеренных ледовых условиях. Обводы нового судна позволяли крошить лед, приближающийся к судну с любой стороны. Для вы­ полнения работ по программе разведочного бурения, осуществляемой фирмой «Доум петролеум» в море Бофорта, требовалось несколько таких судов.

В бассейне Свердруп, где морские площади находятся между островами Канадского Арктического архипелага и покрыты льдом, консорциум «Панарктик» бурил морские скважины с ледовых платформ. Здесь выявлены большие запасы газа, а в 1981 г., при испытании скважины «Сиско В-66», пробуренной в глубокозалегающей части бассейна (глубина воды 293 м), в 16 км западнее острова Лохид, получили нефть. В сезон бурения зимой 1981-1982 гг. близ этой скважины пробурили подтверждающую скважину, которая также дала нефть. В конце сезона финансовые возможности консорциума значительно уменьшились и заказы на две буровые установки были аннулированы.

В сезон 1982-1983 гг. возможности дальнейшей оценки открытия, сделан­ ного скважиной «Сиско В-66», были ограниченными. Вскрытый скважиной нефтеносный песчаник приурочен к формации авангак (верхняя юра). Из бас­ сейна Свердруп к восточному побережью Канады планировалось танкерами транспортировать в сжиженном виде газ, добываемый на месторождении ДрейкПойнт (оно расположено на суше и на море в районе острова Мелвилл).

Тем не менее в планы фирмы «Панарктик» на 1981-1982 гг. входило буре­ ние трех оконтуривающих скважин на структуры Сиско и Уайтфиш, в которых были обнаружены нефть и газ.

Для реализации этих планов намечалось использовать три установки, ко­ торые будут бурить с намороженных ледяных платформ. Кроме того, из ХейРивер была перебазирована четвертая буровая установка.

Президент фирмы «Панарктик» Чарльз Р. Хетерингтон заявил, что фирма вела переговоры о покупке еще двух установок, которые могли бурить с ледо­ вых платформ, и заключала контракт на аренду установки, рассчитанной на бурение до глубины 7300 м.

Хетерингтон также сказал, что в рабочий сезон 1982-1983 гг. фирма «Панарктик» будет использовать семь буровых установок. Фирма «Панарктик» воз­ главляла в 1981 г. группу «Арктик айленд эксплорейшн», куда также входили «Эссо рисорсиз Канада» и «Галф Канада рисорсиз». В скважине «Маклн 1-72», пробуренной группой, впервые в районе Арктического архипелага из песчани­ ков скайбаттл (верхний триас) получили значительные притоки углеводородов.

Все описанные выше работы по разведке и освоению морских месторож­ дений, выполненные в 1978-1979 гг., свидетельствовали о значительном по­ вышении активности нефтяных компаний по продолжению деятельности как на шельфе, так и в глубоких водах. В 1980-1982 гг. объем разведочных работ на нефть на суше в Канаде был незначительным, что объяснялось националис­ тической политикой федерального правительства.

Впротивоположность слабой деловой активности на суше, на море буре­ ние велось весьма интенсивно. Правительство оказывало существенную под­ держку и стимулировало разведочные работы в отдаленных регионах, главным образом на море у восточного побережья и в Арктике. Эти стимулы были раз­ личны, и их размер варьировался в зависимости от степени участия канадских фирм в работах. По оценке канадского правительства до 1987 г. в этих регионах должны были пробурить минимум 70 скважин стоимостью около 4,2 млрд дол. (канадских). В 1981 г. у восточного побережья Канады работало 9 буровых установок, и к 1983 г. их число увеличилось до 18. Благодаря направленной деятельности правительства и нефтяных компаний к 1983 г. были определе­ ны и более точно оконтурены основные продуктивные бассейны разведки на нефть и газ в Канаде (рис. 3.18).

31 января 1983 г. Национальный совет Канады по энергетике (НСКЭ) пере­ смотрел существовавшие ранее законы, касающиеся экспортаприродного газа. Эго событие немедленно привело к активизации поисковых работ на шельфе Канады.

Втечение нескольких лет на атлантическом шельфе страны, простираю­ щемся от побережья провинции Новая Шотландия до Канадского Арктическо­ го архипелага, были открыты большие запасы природного газа. Большая часть их была законсервирована из-за строгого ограничения экспорта газа, хотя его извлекаемые запасы намного превышали максимальные потребности Канады.

Из опубликованного в январе 1983 г. отчета НСКЭ следовало, что доказан­ ные запасы газа в Канаде составляли 2,13 трлн м3, а прогнозные 4,87 трлн м3. Ожидалось, что к 2000 г. доказанные запасы увеличатся еще на 1,3 трлн м3.

В1983 г. в Канаде ежегодно добывалось 495,3 млрд м3 газа. Планировалось 328,3 млрд м3 поставлять в США и Европу, а 65,1 млрд м3 сжижать и транс­ портировать в Японию. Ожидалось, что потребление газа в Канаде возрастет

с45 млрд м3 в 1982 г. до 87,7 млрд м3 в 2000 г.

У восточного побережья Канады за это же время открыто более десяти мес­ торождений природного газа с общими запасами почти 170 млрд м3. 7 января 1983 г. министр энергетики провинции Новая Шотландия объявил о результа­ тах испытания двух разведочных скважин, которые позволяли предположить наличие в этом районе месторождений с запасами, в четыре раза превышаю­ щими запасы уже открытых месторождений.

Обе скважины были пробурены компанией «Мобил ойл» в 22 км от при­ надлежащего ей месторождения Венчур, открытие которого привело к резкому повышению активности поисковых работ в районе острова Сейбл.

При испытании скважины «Саут венчур 0-59» было получено 2,6 млн м3/сут, а скважины «Олимпия А-12» — 1,58 млн м3/сут газа. Из скважины-открыва- телышцы месторождения Венчур получили 1,24 млн м3/сут газа. Дебит этой скважины и дополнительно пробуренных оконтуривающих скважин в сумме составил уже 5,22 млн м3/сут газа. Результаты бурения и испытания всех сква­ жин в 1983 г. тщательно анализировались компанией «Мобил ойл». Имеющи­ еся данные, по мнению специалистов, позволяли считать, что вблизи остро­ ва Сейбл существовали три мощных газовых месторождения, что, возможно, оправдает затраты на обустройство этого района и прокладку системы сборных и магистральных газопроводов для доставки добытого газа на сушу. По имею­ щимся данным, месторождения содержали достаточное количество конденсата для получения пропана и бутана.

Потребовалось несколько лет, чтобы проанализировать все варианты до­ ставки природного газа с месторождений, расположенных в районе Канад­ ского Арктического архипелага, на рынки сбыта. Наиболее экономичным для реализации проекта «Полар гэс» был признан вариант, предусматривающий сооружение системы газопроводов.

В 1983 г. в Национальный Совет Канады по энергетике были представле­ ны предложения по строительству первой очереди системы. В предложениях были рассмотрены технические, технологические и экономические аспекты строительства системы трубопроводов, а также указаны предполагаемые трас­ сы их прокладки.

Первая очередь системы трубопроводов предназначалась для перекачки газа по подземному трубопроводу от дельты реки Маккензи (где обнаружены месторождения газа с запасами более 170 млрд м3) до уже существующих ма­ гистральных газопроводов. Во время сооружения этой очереди впервые опро­ бовался метод прокладки трубопроводов в арктических условиях, разработан­ ный специалистами группы «Полар гэс».

Постепенное расширение существующих и вновь построенных систем газопроводов осуществлялось по мере необходимости, в зависимости от за-