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

этих скважин, получивших название «Гроулер» и «Ханки-Дори», на шельфе Новой Шотландии в 1987 г. планировалось пробурить еще пять скважин. С ре­ шительными протестами против планов разведочного бурения выступали ры­ баки провинции Новая Шотландия.

В конце 1986 г. было получено разрешение правительства на разработку месторождения Хиберниа. Планировалось израсходовать на это 3,5 млрд дол. Компания «Хаски боу велли» в 1986 г. активно вела бурение на Большой Нью­ фаундлендской банке, пробурив четыре скважины. Три скважины оказались продуктивными. В 1986 г. компания пробурила у побережья Новой Шотлан­ дии скважину «Уэст-Чебукто К-20». При испытании из одной зоны получили 150 тыс. м3/сут газа, немного конденсата и 15 м3/сут воды, после чего скважину затрамбовали и ликвидировали. В начале 1987 г. та же компания бурила един­ ственную в водах Канады скважину «Голконда С-64». К работам приступили в октябре 1986 г. Проектная глубина скважины составляла 4330 м.

Скважина «Киль L-11» компании «Эссо парекс», пробуренная с помощью установки «Седко 709» в водах глубиной 1122 м, располагалась в 440 км юговосточнее г. Сент-Джонса (остров Ньюфаундленд). По сообщению компании «Эссо», скважину ликвидировали при достижении отметки 4078 м, не проведя испытания. Проектная глубина скважины составляла 5560 м.

Закончилась неудачей попытка компании «Катерра» подтвердить промыш­ ленные запасы углеводородного сырья бурением скважины «Сент Джордж J-55» южнее скважины-открывательницы «Терра Нова К-08», находящейся юго-восточнее г. Сент-Джонса.

Бурение на значительном удалении от побережья полуострова Новая Шот­ ландия привело к ряду открытий. Наиболее важным можно считать открытие компанией «Мобил ойл Канада» комплекса газовых месторождений Венчур, который находится в 300 км восточнее г. Галифакса.

Представленный в 1984 г. компанией «Мобил ойл Канада» план на разра­ ботку комплекса газовых месторождений Венчур был подкреплен заключен­ ным в 1986 г. договором на поставку газа, добываемого на комплексе место­ рождений Венчур (Ист-Венчур, Саут-Венчур и Тебауд). Ожидалось, что общая добыча газа составит 12 млн. м3/сут, из них 8,5 млн м3/сут будет поставляться в США, а остальной газ — на внутренний рынок Канады.

Буровые работы, выполненные в 1986 г. компанией «Мобил» у восточно­ го побережья Канады, проводились на больших глубинах континентального шельфа с целью оконтуривания структуры Тебауд, входящей в комплекс Вен­ чур. При испытании скважины С-74, пробурешюй с помощью самоподъемной установки «Рован Горилла I», получили газ из нескольких зон, затем скважину затрамбовали и ликвидировали.

Компания «Петро-Канада» решала, что делать с открытым скважиной «Кохассет А-52» небольшим нефтяным месторождением у побережья Новой Шот­ ландии. Если цены на нефть повысятся, то можно будет быстро начать разра­ ботку месторождения. При испытании скважины из шести зон с эффективной толщиной более 11м получили в общем 4,6 тыс. м3/сут высококачественной легкой нефти. По сообщению представителя компании, еще не было закончено детальное проектирование эксплуатационной системы и не установлен срок начала работ по освоеншо месторождения.

Компания «Шелл Канада» в сентябре 1986 г. законсервировала операции

увосточного побережья Канады после того, как она довольно успешно завер­ шила программу бурения пяти скважин юго-восточнее г. Галифакса. Четыре из пяти пробуренных скважин оказались продуктивными. Однако представитель компании заявил, что ни одна из скважин не открыла запасов, достаточных для того, чтобы их можно было разрабатывать при нынешнем уровне цен. Компа­ ния в 1987 г. просто хотела сохранить за собой право на проведение работ на арендуемых ею участках и возобновить их, как только цены на нефть стабили­ зируются на приемлемом уровне.

Основная цель Федерального управления по контролю над нефтегазонос­ ными территориями в столь сложный период заключалась в стимулировании

иконтроле при интенсивном освоении нефтегазовых месторождений в отда­ ленных районах для того, чтобы к 90-м гг. достигнуть самообеспеченности страны углеводородным сырьем на длительный период, а также для оценки объема запасов для перспективного планирования потребности в энергии.

Кконцу 1987 г. планировалось исследовать большую часть самых извест­ ных перспективных площадей, и поэтому необходимо было выработать более четкое представление о том, каковы намерения правительства и промышлен­ ности Канады в отношении дальнейшего освоения ресурсов нефти и газа.

В1987 г. объем добычи нефти в Канаде превысил 0,25 млн. м3/сут и достиг самого высокого уровня с 1974 г. Общий объем импортируемой нефти состав­ лял около 63,6 тыс. м3/сут и был значительно меньше объема экспортируемой нефти (100 тыс. м3/сут), идущей почти полностью в США.

Врезультате выполненных поисково-разведочных работ у побережья Канады был выявлен ряд нефтяных и нефтегазовых месторождений. Тремя наиболее крупными из них являлись месторождения Хиберниа и Терра Нова

упобережья Ньюфаундленда и Амолигак в море Бофорта. Все они имели про­ мышленные запасы. Однако твердых планов их освоения к началу 1987 г. не было.

Вмарте 1987 г. компания «Петро Канада» объявила о намерении осваивать месторождение «Терра Нова» в надежде, что в ходе выполнения программы

бурения 1987-1988 гг. подтвердятся значительные запасы. Компания пола­ гала, что вслед за разведкой месторождения, инженерными исследованиями, оценкой условий окружающей среды и районными консультациями она будет способна принять решение об освоении месторождения с использованием пла­ вучей добывающей системы. Добыча нефти могла быть начата через пять лет после открытия.

Открытие в 1984 г. месторождения Амолигак послужило поворотным пун­ ктом в переходе к промышленной добыче в море Бофорта. Ранее открываемые здесь нефтяные и газовые месторождения в силу незначительных запасов не вызы­ вали большого интереса. Результаты оконтуривающего бурения на месторождении Амолигак позволяли надеяться, что его извлекаемые запасынефти высокого качест­ ва составляют 110-127 млн м3. В 1987 г. оконтуривание залежи продолжалось.

Финансовые переговоры со спонсорами месторождения Хиберниа нача­ лись как раз в то время (конец 1985 г.), когда резко упали цены на нефть. С тех пор как правительство, так и спонсоры приложили много усилий для выработ­ ки пакета условий, при которых разработка этого месторождения могла быть экономически оправданной.

Важным моментом оставался вопрос неопределенности цен на нефть. Себестоимость добычи нефти на месторождении Хиберниа составляла более 126 дол./м3 (в ценах 1987 г.). Предполагалось, что если к началу добычи цены не поднимутся, то компании осуществлять капиталовложения не будут до тех пор, пока правительство не примет решений, стимулирующих разработку. Специальная правительственная помощь проекту освоения месторождения Хиберниа или другому какому-либо проекту должна была основываться на решении относительно стоимости добычи нефти, которая должна быть в ра­ зумных пределах по сравнению с будущей рыночной ценой.

Правительство Канады было готово предоставить определенные льготы при разработке месторождения Хиберниа. Но окажется ли это достаточным для того, чтобы убедить спонсоров начать работы в 1987 г., а не через 5 или 10 лет, могло показать только будущее.

До этого момента правительство в Оттаве не вмешивалось в решение ком­ мерческих вопросов освоения месторождений в новых регионах. Однако 1988 г. в этом плане явился неординарным. Хотя вопросы экономической целесообраз­ ности реализации проектов играли решающую роль, компании ждали гибкой правительственной политики, которая позволила бы им это осуществить.

В 1988 г., так же как и в 1987 г., с экономической точки зрения мир не нуждался в нефти, которую можно получить при реализации этих проектов. Правительству следовало создать благоприятные условия для их осуществле­ ния из политических соображений.

В более долгосрочном плане канадско-американское соглашение о свобод­ ной торговле могло способствовать развитию данных проектов. Доступ к рын­ кам США позволил бы выделить финансы на проведение работ, что в конечном счете могло содействовать решению проблемы самообеспеченности энергоно­ сителями в будущем.

Вдекабре 1987 г. группа «Хаски»/«Боу-Ралли» продала шесть обслужи­ вающих судов, базирующихся у восточного побережья, датской группе «Маерск». Как и буровая установка «Боу дрилл 3», эти судна покинули канадские воды и начали работать в других районах мира.

Буровая установка «Боу дрилл 3» была выведена из работы после заканчивания скважины «Уайтроз Е-09». Владельцы буровой установки «Седко 710»

вапреле закончили пятилетний контракт с компанией «Петро Канада». Воз­ вращаясь к ситуации, имевшей место 30 месяцев назад, можно было говорить о сокращении работ у восточного побережья страны. В середине 1985 г. по контрактам работали 14 буровых установок; в 1988 г. только две установки бурили отдельные скважины.

Уже второй год подряд сокращались объемы поисково-разведочных работ.

В1987 г. было закончено 10 поисково-разведочных скважин против 43 в 1986 г., т. е. на 77% меньше. Около 15 скважин были закончены в 1988 г.

В1987 г. частные компании отказались от проведения работ на перспек­ тивных нефтегазоносных участках у побережья Новой Шотландии. Участки перешли исключительно государственным корпорациям.

Впределах банки Джорджес бурение до 90-х гг. не проводилось. Ближай­ шее будущее компании-оператора «Тексако-Канада» оставалось неопределен­ ным. Компания «Мобил ойл Канада» предполагала вернуться в район острова Сейбл для бурения еще двух скважин. Для того чтобы разработка морских газовых месторождений стала прибыльной, необходимо, чтобы кардинально изменилась ситуация на рынке сбыта газа Северной Америки, а также был осуществлен прирост разведанных запасов,

Будущее морских нефтяных месторождений на шельфе Новой Шотландии

вбольшей степени зависело от политических решений, а не от экономической ситуации. Разбуривание этих песчаных продуктивных пластов для правитель­ ства провинции имело более важное значение, чем для Канады нефть. Ситуация осложнялась еще и тем, что участки принадлежали правительственным корпо­ рациям, а частные компании к этим районам не проявляли никакого интереса.

Провинциальная государственная корпорация «Новая Шотландия рисорсиз» намеревалась активно проводить работы, в то время как «Петро-Канада» не была настроена так решительно. Чтобы она продолжила работы в этом райо­ не, необходимо было принять важное государственное решение.

В то же время «Каитерра энержди», действующая в 1987 г. под руковод­ ством корпорации «Полизар энерджи энд кемикл», перенесла свои работы в за­ падную часть Канадского бассейна.

Ведущая канадская компания по добыче т а («Шелл-Канада») покинула морские участки побережья Новой Шотландии в 1986 г., заявив, что в западной части Канадского бассейна у нее отдача на вложенный капитал в четыре раза выше.

Компания «Тексако-Канада» в конце 1987 г. приобрела у «Мобил ойл Канада» ее 3,25%-ю долю участия в разработке месторождения Амолигак. Хотя официальной информации о цене не имелось, называли цифру от 30 до 33 млн дол. После этого доля «Тексако» составила около 5,5 %.

Компания «Коноко-Канада» вернулась к работам в Канаде в 1984 г. В 1987 г.

вновых районах разворачивало операции ее специальное отделение. Компа­ ния отработала в 30 км к югу от г. Форт-Норман (долина реки Маккензи) 88 км сейсмопрофилей. «Коноко» зимой 1988 г. планировал пробурить одну скважину

врайоне открытого в 1971 г. скважиной «Ист-Маккей В-45» нефтяного место­ рождения. Компания была намерена также приобрести участки в новых районах.

Другие компании предполагали провести работы в северных районах, од­ нако их начало сдерживалось решением ряда юридических проблем.

Детальный анализ результатов работ в море Бофорта и дельте реки Мак­ кензи в 1987 г. свидетельствовал о снижении их активности. В море Бофорта было пробурено три скважины (в 1986 г. — 26 скважин).

Однако, проанализировав результаты работ за более продолжительный пе­ риод, можно было говорить об определенных перспективах региона. В течение последних 8 лет в море Бофорта и дельте реки Маккензи пробурены 74 скважи­ ны. Общая успешность бурения, составившая 52,7%, свидетельствовала о до­ статочно высоких перспективах. Для компаний, стремящихся обеспечить себя разведанными запасами, этот регион представлял определенный интерес.

Как уже отмечалось в 1987 г. наиболее крупными месторождениями Ка­ нады являлись Хиберниа, Терра Нова, Амолигак, и их разработка могла осу­ ществляться только при наличии соответствующих проектов и планов работы. Для месторождения Хиберниа проект был разработан компанией «Мобил ойл»

ирассмотрен выше. Предлагались варианты разработки месторождений Терра Нова и Амолигак, основные положения которых будут представлены далее.

Успешные результаты оконтуривающего бурения на месторождении ТерраНова, открытом в районе Большой Ньюфаундлендской банки в 352 км к вос­ току от Сент-Джонса (провинция Ньюфаундленд), побудили группу компаний во главе с «Петро Канада» изучить возможности осуществления на нем экс­ плуатационного бурения. Предварительно прорабатывался вариант использо­

вания для разработки месторождения двух плавучих эксплуатационных систем, окончательное решение предполагалось принять к концу 1988 г.

Скважина Е-79 — последняя из семи оконтуривающих скважин, пробурен­ ных на месторождении Терра Нова при испытаниях дала из трех продуктивных зон, залегающих на глубине более 3050 м в отложениях джин д’арк, около 4000 м3/сут нефти. Толщина нефтеносных песчаников, через которые прошла скважина, оказалась больше предполагаемой. Специалисты компании рассчи­ тывали, что стабильный дебит скважины составит 3200 м3/сут.

Скважина Е-79 подтвердила оценку промышленных запасов нефти в севе­ ро-восточной части восточного крыла месторождения Терра-Нова, которое было открыто скважиной Н-99 в конце 1987 г. Скважина-открывательница дала приток 1192м3/сутиззон, аналогичных продуктивным зонам, вскрытым оконтуривающей скважиной Е-79. Учитывая успешность оконтуривания восточного крыла место­ рождения, компания «Петро-Канада» проводила повторное картирование пласта и переоценивала запасы. Хотя официально запасы нефти оценены в 20,7 млн. м3, компания надеялась, что этот объем может быть существенно увеличен.

После окончания испытаний скважины Е-79 компания «Петро-Канада» перебазировала полупогружную платформу «Седко 710» к блоку, в котором ранее был обнаружен грабен, с целью бурения на те же три горизонта скважи­ ной С-09. В этой скважине были обнаружены первые признаки углеводород­ ного сырья. Запасы нижнего горизонта превышали ожидаемые. Все это давало основание считать скважину С-09 профилирующей.

Месторождение Терра Нова расположено в северной части Большой Нью­ фаундлендской банки на глубине в среднем 95 м, примерно в 32 км к юговостоку от месторождения Хиберниа — единственного открытого нефтяного месторождения у побережья Восточной Канады, вопрос о разработке которого стоял на повестке дня. Месторождение Терра Нова открыли в 1984 г скважи­ ной К-08, которая в дальнейшем была затампонирована и ликвидирована.

Компания «Петро-Канада» с партнерами изучала варианты разработки месторождения Терра Нова. Для проведения предварительных исследований были приглашены фирмы «СНК»/«Акер оффшор» и «БФЛ консалтентс». Пла­ нируемаядобыча нефти на этом месторождении могла составить 11,1 тыс. м3/сут. Часть добываемого нефтяного газа предполагалось использовать в качестве топлива на платформах, а остальной — сжигать в факелах, хотя рассматрива­ лись альтернативные варианты его использования. Для поддержания давления в пласте предполагалось закачивать воду в объеме 16 тыс. м3/сут; изучалась также возможность добычи нефти газлифтным способом.

Владельцы месторождения планировали использовать плавучую эксплуа­ тационную систему и скважины с подводным расположением устья. Фирмам

«СНК»/«Акер оффшор» и «БФЛ консалтентс» было предложено рассмотреть варианты с полупогружиой и однокорпусной платформами, оснащенными соот­ ветствующим оборудованием и установками. Хотя однокорпусную платформу можно использовать и в качестве хранилища добываемой нефти, специалисты компании «Петро-Канада» сомневались в надежности поворотной турельной системы налива нефти в танкеры и вертлюжной системы высокого давления. Если будет выбран вариант с однокорпусной конструкцией, то должна быть построена новая плавучая платформа такого типа. Полупогружная платформа не имеет хранилищ нефти, зато уже был накоплен опыт использования таких платформ для аналогичных целей в Северном море.

Компания «Петро Канада» приняла лишь решение использовать на мес­ торождении плавучую эксплуатационную систему, однако общая схема разра­ ботки оставалась неопределенной. Тем не менее компания надеялась к концу 1988 г. выбрать оптимальный вариант на основе результатов предварительного изучения. Через четыре года должна была начаться добыча нефти. Общие ка­ питальные затраты за весь период эксплуатации месторождения должны были превысить 1 млрд канадских дол.

Кроме принятия решения об использовании плавучей полупогружиой или однокорпусной платформы, компания «Петро Канада» решала еще ряд вопро­ сов, среди которых были вопросы хранения и отгрузки нефти.

С учетом запасов, доказанных в восточной части месторождения, для раз­ работки требовалось 10-14 добывающих и столько же нагнетательных сква­ жин; раньше намечалось пробурить по 8 тех и других. Далее следовало при­ нять решение о числе дойных плит (одна или две), после чего можно было определить точное расположение плавучей эксплуатационной системы. Наи­ более вероятным было решение об использовании двух донных плит: одна из них — вблизи скважины 1-97. Плавучая эксплуатационная система должна была располагаться примерно между этими скважинами.

Решение проблемы хранения и отгрузки добываемой нефти должно было быть основано на выборе эксплуатационной платформы. Однокорпусная плат­ форма характеризуется наличием емкостей для хранения добываемой нефти и способностью отгрузки ее непосредственно в каботажные танкеры. Вмес­ тимость такой емкости может достигать 100 тыс. м \ а дедвейт платформы — 120 тыс. т. Полупогружную платформу необходимо оборудовать двумя травер­ сами с рукавами для налива по жесткому графику трех каботажных танкеров или же ввести в схему эксплуатации танкер-хранилище, нефть из которого будет периодически отгружаться в два каботажных танкера.

Устьевое оборудование скважин с подводным расположением устья может быть размещено либо в шахтах — ниже уровня морского дна, либо на морском

дне. В последнем случае должна быть предусмотрена защита против загряз­ нения моря нефтью в случае разрушения оборудования айсбергом. Заглубле­ ние оборудования связано с большими расходами. Выкидные линии должны быть уложены в грунт на глубину по меньшей мере 1 м, чтобы предотвратить охлаждение парафинистой нефти и в то же время обеспечить защиту от воздей­ ствия айсбергов. Хотя компания «Петро-Канада» предполагала использовать для разработки месторождения Терра-Нова уже хорошо зарекомендовавшую себя технологию, в конструкции устьевого оборудования скважин под уровнем морского дна были предусмотрены срезные узлы, а также небольшие отсекаю­ щие задвижки, смонтированные в кессонах.

Защита от айсбергов плавучих эксплуатационных систем, а также техноло­ гических установок на поверхности заключалась прежде всего в обнаружении айсбергов (в основном радиолокационными установками с судов) и последую­ щем управлении их движением. Последняя мера защиты плавучей эксплуата­ ционной системы— срочное освобождение от якорных цепей и снятие с точки бурения. После устранения опасности столкновения с айсбергом платформа возвращается на место. Многие способы защиты эксплуатационных систем от воздействия айсбергов были уже разработаны и широко использовались при разведочном бурении в районе Большой Ньюфаундлендской банки.

Месторождение Амолигак было открыто в море Бофорта компанией «Галф Канада» в 1984 г. при бурении скважины J-44 с платформы «Куллук» в 74 км от по­ бережья в водахглубиной 33 м. Активность в проведенииразведочных работ в этом районе, неблагоприятном с точки зрения погодных условий, до 1986 г. была не­ значительной. Тем не менее нефтяные компании считали продуктивную структуру, открытую скважной J-44 в канадском секторе моря Бофорта, очень перспективной.

Распределение акций среди компаний в 1988 г. по месторождению Амо­ лигак было следующее: «Галф Канада» (оператор) — 50,25 %, «Хаски ойл» — 17,5, «Норсен энерджи» — 15, «АТ энд С эксплорейшн» — 10,16, «Мобил ойл Канада» — 3,29, «АТКОР рисорсиз» — 3,04 и АТКО — 0,76%.

Со времени бурения скважины-открывательницы J-44 на месторождении уже было пробурено семь оконтуривающих скважин, восемь скважин находи­ лись в стадии бурения. В 1985-1986 гг. с платформы «Моликпаг» фирма «Быодрил» пробурила и испытала скважины 1-65, Т-65А и Т-65В, которые находятся в западной части главной структуры. При интенсивных испытаниях скважины 1-65 получили около 80 тыс. м3 нефти. Были опробованы три продуктивных интервала, суммарный отбор нефти при этом колебался от 760 до 1200 м3/сут, хотя расчетный отбор составлял 1150-5560 м3/сут. Скважина 1-65А, которую по расчетам провели через наибольший сброс, также показала присутствие нефти, но испытана не была.

чтобы получить дополнительную геологическую информацию о восточной и западной частях структуры Амолигак и проверить данные прежней оценки запасов. К 1989 г. результаты бурения на восточном крыле структуры побудили компанию «Галф Канада» на 20-25% снизить свою первоначальную оценку запасов (с 110-127 до 83 млн м3).

Результаты полного анализа позволили членам консорциума принять не­ которые интересные решения. Затраты на разработку всего месторождения Амолигак оценивались в 5 млн канадских дол. по курсу 1987 г., из которых 2,9 млн требовалось для разработки, остальные 2,1 млн предназначались для строительства трубопровода.

Примером могла служить переоценка запасов месторождения Хиберниа у побережья Ньюфаундленда. После бурения в 1979 г. скважииы-открыватель- ницы Р-15 запасы нефти, согласно правительственным источникам, были оце­ нены в 286 млн м3. Ко времени бурения пятой скважины на месторождении была принята более реалистичная оценка его запасов — 190 млн м3. В 1989 г. запасы нефти здесь предполагались равными 83 млн м3.

Хотя общие затраты на реализацию обоих, проектов примерно одинаковы, так же как и время ввода месторождений в эксплуатацию, компании получат больше выгод от арктического месторождения. Укладка подводного трубопро­ вода от месторождения Амолигак может побудить такие компании, как «Эссо», «Шелл» и «Амоко»/«Доум», провести оконтуривание месторождений, которые были ими открыты в море Бофорта ранее.

Зимой 1987-1988 гт. бурение на месторождении Амолигак вели с буровой платформы «Молигспаг» (рис. 3.29) массой 32 тыс. т.

а

Рисунок 3.29 — Платформа кессонного типа «Моликпаг» для бурения на месторождении Амолигак:

1— отсеке двойной стенкой; 2 — емкость для жидкого топлива; 3 — испытательный сепаратор; 4 — буровая шахта; 5 — буровая установка; 6 — буровые блоки; 7 — жилые блоки; 8 — верто­ летная площадка: 9 — обогреваемая коробчатая балка; 10 — песчаное ядро; 11 — берма