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

-глубокие отложения раннего мелового периода в северной части бас­ сейна;

-берега и дельты позднего мелового и раннего третичного периодов;

-палеозойские и более молодые песчаники, образованные за счет эрозии более старых песчаников;

-грубые обломки на склонах подвижных блоков или минибассейнов, от­ носящиеся к солевым структурам.

Лаврентьевский бассейн, который соединяется с Шотландским шельфом и спускается к югу месторождения Гранд Банкс, еще не затронут бурением. До настоящего времени разведка не проводилась из-за неопределенности гра­ ниц между Францией и Канадой и, следовательно, неопределенности между границами провинций Новой Шотландии, Ньюфаундленд и Лабрадор. На 60 000 км2 этой провинции предположительно находится 600-700 млн бар. нефти и 8-9 трлн фут.3 газа. Геологические, стратиграфические и структурные характеристики провинции сходны с характеристиками береговых отложений, сформированными за счет зоны движения разломов Ньюфаундленд. Компания «Эксон Мобил» пробурила на французской части бассейна одиночную скважи­ ну «Бандол-1», которая оказалась сухой. Углеводородные отложения представ­ лены антиклиналями юрского и мелового песчаных резервуаров, пористыми образованиями позднего юрского периода и наклонными песчаными дельтами раннего третичного периода.

Бассейн Южный Вэйл представляет собой мезозойские отложения, рас­ положенные в основном в мелких и средних водах южной части Гранд Банкса, около зоны движения разломов Ньюфаундленд.

В бассейне Южный Вэйл, лежащем между разрабатываемыми в настоящий момент бассейнами Сейбл и Жанна д’Арк, безуспешно было пробурено 14 сква­ жин в 1960, 1970 и 1980-е гг. Впоследствии эти скважины были заброшены.

Нефтяная система Южного Вэйла представлена отложениями кимериджа (сланцы каньона Веррил и сланцы эгрэт).

Бассейн Флэмиш Пасс — мезозойский бассейн, расположенный на севе­ ро-востоке бассейна Жанна д’Арк на 1000 м под водой. Доказано, что в нем имеются отложения эгрэт и толстый богатый слой песчаных резервуаров.

3D сейсмические данные охватывают практически всю территорию бас­ сейна и выявляют наличие большого числа разломных антиклиналей. Из-за подвижности трещин бассейн разделен на несколько суббассейнов и имеет раз­ личную геологическую историю. Две последние скважины — «Миззен Л-11» и «Тукамор Б-27» — были заброшены.

Бассейны Карсон, Боннитон, Салар находятся на юго-западе Гранд Банкса и представляют собой ряды взаимосвязанных бассейнов, простираю-

«Девон» — крупнейший землевладелец на территории, которому принад­ лежат 1,8 млн акров в районах дельты и моря Бофорта. Вместе с «Петро Кана­ да» компания имеет также долю в 6 береговых арендных территориях и 4 ли­ цензиях на разведочные работы в море Бофорта. «Девон» участвовала в раз­ работке 6 береговых скважин и объявила об одном открытии — «Тук М 18». «Петро-Канада» является оператором одной законсервированной скважины, «Нуиа 1-30». «Девон» руководила 3D сейсмическими исследованиями, для про­ верки возможности бурения в море Бофорта зимой 2005-2006 гг. Любой про­ ект должен получить корпоративное одобрение, а также одобрение властей. За счет бурения 6 скважин «Девон» и ее партнер «Петро-Канада» защитили или расшили разрешения на свои многочисленные арендные владения в регионе.

«Шеврон Канада Рисорсиз» и ее партнеры «Би Пи Канада» и «Бурлингтон Рисорсиз Канада» также пробурили несколько испытательных скважин в дель­ те. Согласно договорам аренды «Шеврон» владеет долей на 21 значительное открытие в дельте, море Бофорта, равнинах Игл на территории Юкона.

«Шеврон» приступила к бурению испытательной скважины «Эллис 1-48», расположенной в 73 милях на северо-запад от Инувика. Компания не разгла­ шает результаты испытания, но сообщает, что скважина была пробурена для разведки газа. Скважина «Норф Ланглей К-30», располагающаяся на расстоя­ нии 81 мили на северо-западе Инувика, была пробурена на газ в марте и при испытании произвела 18 млн фут.3/деиь из третичного интервала. Это была первая скважина, пробуренная компанией «Шеврон» в этом регионе с 1980 г.

Впервом квартале 2004 г., «ЭнКана Корп.» и ее партнеры «Анадарко»

и«Коноко Филипс» завершили испытание скважины «Умиак N-16», рас­ положенной на острове Ричардс, на расстоянии 47 миль к северу от Инувика. Компании заявили об обнаружении углеводородов, и дополнительное бурение намечалось зимой.

«ЭнКана» владеет 37 % в двух разведочных блоках, занимающих большую территорию в дельте Маккензи.

Основная задача состоит в том, потратить ли вложения на разведочные ра­ боты сейчас или подстраховаться и подождать, когда будет доступен трубопро­ вод. Компании надеются на трубопровод, ведь нельзя ожидать от операторов, чтобы они напрямую провели все буровые работы и взяли на себя все риски.

После исследований было сообщено, что потенциал имеется как на берегу, так и на морских территориях. Всего было пробурено 250 скважин — 160 на материке и 90 в море, т. е. потенциал региона известен. При сейсмических исследованиях были обнаружены большие скопления: предположительно, на территории имеется потенциал в 65 трлн фут.3, из которых 50 трлн фут.3 на­ ходится в море.

жидкости. Сейчас расходы на эти три месторождения более определенные. Ли­ ния по передаче газа протяженностью 758 миль с первоначальной пропускной способностью в 1,2 млн фут.3/день должна быть расширена для снабжения газом с будущих месторождений. Она будет соединять северную Альберту с существующей трубопроводной системой, эксплуатируемой «Транс Канада Пайп Лайне Лтд».

Запасы трех месторождений — Таглу, Парсонс Лайк и Нигнингак — оце­ ниваются в 6,1 трлн фут.3 Проект включает бурение 46 скважин на данных месторождениях и прокладку магистрального промыслового трубопровода к перерабатывающему заводу. Запланирован также промысловый трубопро­ вод для жидкостей природного газа, который будет проходить параллельно газовой линии до «Норман Вэлс». Здесь жидкости будут объединяться для дальнейшей транспортировки на юг в трубопровод для сырой нефти, эксплуа­ тируемый «Эибридж Инк».

Члены консорциума, подавшие заявления, — это «Империал», «Коноко Филипс», «Шелл Канада», «Эксон Мобил Канада», «Аборижинал Пайп Групп» (АПГ). Слушания по делу о строительстве трубопровода, начавшиеся в 2005 г., продлятся не один год. Если проект будет одобрен, сооружение займет три зимы и газ пойдет на юг в конце 2009 г.

Тем временем «Транс Канада Пайплайн Лтд. Калгари» дала согласие на сделку по расширению своей трубопроводной системы Алберта до соединения с линией Маккензи и добивается регулятивного одобрения для финансирова­ ния и участия в соглашении, которое даст АПГ 80 млн дол. ссуды для покрытия планируемых расходов. В свою очередь, «Транс Канада» получит 5%-ю долю в трубопроводе, а также возможность приобретения дополнительной доли, если члены группы производителей решат продать либо уменьшить свой ин­ терес. Трубопроводная компания имеет возможность приобрести 50% такого интереса, другие члены группы производителей имеют возможность приоб­ рести оставшиеся 50%. Соглашение даст АПГ, «Империал» по трети от общей доли, последняя же треть будет принадлежать остальным членам группы про­ изводителей.

Хотя местные сообщества поддерживают проект, общественная органи­ зация «Де Хо Фест Нашионс» на северо-западных территориях наложила су­ дебный запрет на трубопровод, объясняя это тем, что требования на землю не были урегулированы в Оттаве. Большинство местного населения подписало проект, и АПГ представила свои интересы. Три другие местные сообщества, поддерживающие проект, заявили, что они должны дождаться решения иска «Де Хо». Однако экс премьер-министр Северо-западных территорий заявила, что «Де Хо» не имеет права препятствовать развитию проекта, так что гово­

рить о том, что юридические действия помешают одобрению проекта, пока рано.

Пересмотр дела обещает быть долгим и сложным. Предположительно слу­ шания с привлечением различных агентств займут около 2 лет. Если проект будет одобрен, то сооружение трубопровода и соответствующего оборудова­ ния займет 3 года. Некоторые участники жалуются, что процесс затягивает­ ся и возникает необходимость его упрощения. Бюрократические проволочки надолго откладывают начало строительства. Однако ускорение слушания не найдет одобрения защитников окружающей среды.

Замедление решения Оттавы при изменении рынка грозит полностью остановить проект. Трубопровод может быть построен спустя 18 месяцев по­ сле получения зеленого света, однако вопрос в том, как скоро удастся получить этот зеленый свет.

Неясно, что именно предпримут стороны во время слушаний, однако из­ вестно, что в процессе будут участвовать несколько групп защиты окружаю­ щей среды, т. е. процесс будет противостоящим.

Компании «Транс Канада» и «Энбридж Инк.» проявили интерес к сооруже­ нию участков намеченного магистрального газопровода Канады от Прадхо-Бэй.

«Транс Канада» изъявила желание на строительство государственного отрезка газопровода. Компания контролирует основную часть прав прохода линии, которая намечена на будущее. «Энбридж» заявила ранее в этом году, что она заполнила заявление для согласования с государством коммерческой стороны строительства и эксплуатации участка газопровода.

Эти компании также вовлечены в проект для строительства терминала СПГ

вКвебеке.

Виюле 2004 г. были выявлены 272 проекта по развитию Атлантической Канады, в основном сконцентрированные в Ньюфаундленде и Новой Шотлан­ дии (40% каждый).

Проекты привлекли инвестиции в 47,3 млрд дол. (канадских), что на 3 % больше, чем в 2003 г. Количество проектов в Новом Брунсвике увеличи­ лось на 23 %, а в Ньюфаундленде и Лабрадоре на 14. Правительство Канады заявило о 5-летней программе, поддерживающей морское бурение, по которой обязанности перекладывались на иностранные буровые установки.

Экспорт энергоресурсов из Атлантической Канады возрос с 1999 г. до 7,6 млрд дол. (канадских) к 2002 г. Региональный экспорт энергии вырос до 7,9 млрд дол. (канадских), что составляло 13 % общего экспорта Канады (61,7 млрд дол.).

В мае 2004 г. «Эксон Мобил Канада Пропертайз Лтд.» планировала вы­ делить 1 млн дол. (канадских) в ближайшие 5 лет на исследование и разра­

ботку в Атлантической Канаде. Также для этих целей был выделен грант на 1,2 млн дол. некоммерческому частному объединению «Прак», образованному

в1999 г., в основном за счет гранта в 1,25 млн дол. от «Эксон Мобил». Помимо этого, было выделено 20 млн дол. на разведку и разработку Новой Шотландии.

«Хански Ойл Лтд.» занималась буровыми работами на месторождении Уайт Роуз при помощи полупогружной платформы «Гранд Баше» по контракту на 107000 дол./день. За октябрь 2003 — апрель 2004 г. она пробурила 10 скважин.

«Петро Канада» 13 июня 2004 г. пробурила скважину F-100-2 на 4527 м, используя полупогружную платформу «Хенри Гудрич».

Запасы месторождения Терра Нова недавно уменьшились на 13%, в основ­ ном за счет Дальнего Востока. Месторождение оценивалось в 354 млн бар. нефти. На 2004 г. Терра Нова производило 50000 бар./день. Огромное место­ рождение Хиберниа на 2004 г. производило 220000 бар./день легкой сырой нефти.

Месторождения Хеброн и Бен Невис все еще ожидали разработки тяже­ лых нефтей. Эксплуатационная скважина «Хеброн» была пробурена в январе 1981 г., а «Бен Невис» в 1982 г.

Среди новых лицензий операторы предложили 673 млн дол. за лицензии

вОрфанском бассейне в конце 2003 г., «Шеврон Канада» (50 % ) и ее партнеры «Эксон Мобил Канада» (25 % ) и «Империал Ойл Лтд.» (25 % ) получили 8 глу­ боководных лицензий на участки, расположенные в 400 км к северо-востоку от Бонависты, с глубиной воды до 4000 м. Компания планировала начать буровые работы в Орфанском бассейне в 2006 г.

Вмае операторам были выданы 8 лицензий в суббассейне Лаврентияна на юге Ньюфаундленда. «Коноко Филлипс Канада» (70% ) и «Мерфи Ойл Корп.» выиграли 7 блоков, а «Империал Рисорсиз Венчур» — 1.

«Коноко Филлипс» планировала начать буровые работы в течение 4 лет. Больше всего компания оказалась заинтересована в блоках располагающихся на глубине 1000-2500 м, которые требовали глубоководного бурения со стои­ мостью скважины около 75 млн дол. Вдобавок «Эксон Мобил Канада Пропертайз» и «Коноко Канада Рисорсиз Лтд.» имели 1610 км по лицензии, действую­ щей до апреля 2006 г., в эксклюзивной зоне вокруг островов Святого Пьера

иМикелон. Компании уже пробурили 1 непродуктивную скважину (скважина «Бандол-1», пробуренная наугад), и также запланировали дополнительные ра­

боты стоимостью 8 млн евро.

В мае 1999 г. операторы вложили 600 млн дол. (канадских) на 19 лицензий морской территории Новой Шотландии.

К2004 г. около 200 скважин было пробурено в оффшоре Новой Шотландии

ибольшая часть шельфа и склона все еще не изучена. Суровые климатические

условия, высокие цены и очень медленная бюрократическая работа вызвали ограничение буровых работ.

За 2002-2003 гг. 10 скважин, пробуренных наугад, а также 3 значительные скважины не принесли результатов.

Компания «ЭнКана» (55% ), «Шелл Канада» (30% ) и «Оушен Риг АСА» (15% ) пробурили скважину «Вэймаус А-45» на глубине 5200 фут. с исполь­ зованием полупогружной установки «Эрик Рауд», в 60 км от месторождения Аннаполис. После 185 дней буровых работ была достигнута глубина 6520 м.

Вмае компания забросила скважину, израсходовав примерно 100 млн дол.

В1994-1995 гг. «Мобил» и «Шелл Канада» образовали энергетический проект на острове Сэйбл. На 2004 г. в данном проекте участвовали 5 компа­ ний: «Эксон Мобил Канада Пропертайз Лтд.» (50/8 % ), «Шелл Канада Лтд.» (31/3% ), «Торонто Империал Ойл Рисорсиз Лтд.» (9% ), «Калгари Пенгроф Корп.» (8,4%, выкупленная в декабре 2003 г. у «Эммера Оффшор Инк.»), «Мосбахер Оператинг Лтд.» (0,5 % ).

Проект «Тир 1» включал месторождения Тэбод, Норт Триумф и Венчур. 5 скважин на Тэбод и 2 на Норт Триумф были пробурены компанией «Глобал Санта Фе» с использованием насосной установки «Галакси II» и 5 на месторождении Венчур — с использованием насосной установки «Рован Горилла II».

С31 декабря 1999 г. месторождения проекта «Тир 1» начали поставлять газ

втрубопроводную систему Maritime&Northeast. По трубопроводу газ транс­ портировался из оффшора Новой Шотландии через Новую Шотландию в Но­ вый Брунсвик и Новую Англию.

Месторождения проекта «Тир 2» включают Альму, Южный Венчур и Гленэльг. Были пробурены скважины на Альме и Южном Венчуре. Первая сква­ жина на месторождении Гленэльг была пробурена компанией «Шелл» в 2003 г.

ине принесла существенных результатов.

«Шелл Канада Лтд.» в 2003 г. завершила сооружение платформы на Альме и начала добычу в ноябре 2003 г. В ноябре ожидалось 25 млрд фут.3 газа с мес­ торождения. Добыча на месторождении Южный Венчур была запланирована на конец 2004 г. «Шелл Канада Лтд.», имеющая в проекте долю в 31,3 %, по­ лучила за 2003 г. 135 млрд фут.3 газа, что на 14,6% меньше, чем в 2002.

«Шелл Канада» имеет долю в 15 добывающих скважинах в Новой Шот­ ландии на территории в 109 акров. Неисследованные территории компании составляют 2749 акров. На конец 2004 г. по последним подсчетам запасы на острове Сэйбл составляли 1,35 трлн фут.3

К концу 2004 г. на морских территориях Канады работали следующие уста­ новки (табл. 3.7).

Таблица 3.7 — Морские буровые установки Атлантической Канады

В2007 г., по сравнению с 5-6 предыдущими годами, в Канаде стало бу­ риться меньше скважин. Операторы столкнулись со все возрастающими рас­ ходами на месторождения, снижением цен на природный газ, различием транс­ портных расходов с США, а также ослаблением доллара США.

Буровая промышленность Канады страдала от продолжительных весенних остановок. Также снижалось использование бурового флота и некоторые бу­ ровые установки перемещались через границу для эксплуатации в Скалистых Горах в США.

В2007 г. 5 основных компаний, ведущих буровые работы в Канаде, имели:

-«ЭнКана Корп.» — 40 буровых установок;

-«Талисман Энержи Инк.» — 22 установки;

-«Хаски Энержи» — 20 установок;

-«Канадиан Натурал Рисорсиз» — 19 установок;

-«Девон Канада Корп.» — 18 установок.

На морских территориях Ньюфаундленда в 2007 г. проводились следую­ щие работы.

Компания «Рован Горилла» провела бурение одной разведочной и 4 экс­ плуатационных скважин для компании «Хаски Ойл» по программе буровых работ, намеченных на апрель — ноябрь 2006 г. на месторождениях:

-Уайт Роуз — 0-28Х, 0-28Y;

-Вест Бон Бэй — F-12, F-12Z;

-Нортх Аметист — К-15 (разведочная скважина).

Компания «Ерик Рауд» приступила к бурению разведочной скважины «Греат Барасвэй F-66» в Орфанском бассейне в августе 2006 г., но в январе 2007 г. оборвались провода на натяжном устройстве водоотделяющей колонны, что привело к розливу 74000 л шлама. После ремонта установка была подсо­ единена к скважине в марте и закончила скважину.

На месторождении Хиберниа компания «Хиберниа Манаджмент энд Де­ велопмент Ко/ Лтд/» (HMDC) пробурила 4 эксплуатационные и 1 оконтуривающую скважину на платформе «Хиберниа» к окончанию финансового года 31 марта 2007 г.

В течение марта 56 из 64 буровых отверстий в платформе были использо­ ваны, и месторождение дало с начала эксплуатации 531 млн бар. нефти, остав­ шиеся запасы составили 713 млн бар. Месторождение было закрыто с сентября 2006 по февраль 2007 г. из-за обратной вспышки на турбине силового генера­ тора.

Около 97 % газа, добытого с Хибернии, было использовано в качестве топ­ лива или для добычи нефти в 2006 г. и только 3 % сжигалось. На месторожде­ нии использовалась система повторного закачивания.

На месторождении Терра Нова компания «Генри Гудич» пробурила 32 сква­ жины к концу марта для компании «Петро Канада» и ее партнеров. После за­ вершения очередной скважины в мае, 28 буровых отверстий были полностью использованы. Бурение на месторождении будет возобновлено в 2011 г., когда станут доступны дополнительные буровые отверстия.

Около 78% газа, добываемого на месторождении, было использовано в ка­ честве топлива или для добычи нефти в 2006 г.; 22% (84,9 млн м3) — сожжено.

На месторождении Уайт Роуз работы по промышленной добыче нефти с помощью FPSO «Си Роуз» начались 12 ноября 2005 г. и за год было произ­ ведено 32 млн бар., примерно 87 800 бар./день.

«Хаски Ойл» начала буровые работы на 19 скважинах, 15 из которых уже завершены.

В 2006 г. «Хаски» пробурила две оконтуривающих скважины с использо­ ванием полупогружной буровой платформы GSF.

Около 39% газа, добытого с месторождения, было сожжено в 2006 г. (270 млн м3).

Нагнетание природного газа в месторождение было начато 5 мая 2006 г. 7 сентября 2007 г. расширение Уайт Роуз было одобрено компанией «Хаски Энержи». Расширенное месторождение Южный Уайт Роуз предположительно содержит 24 млн бар. нефти и является одним из нескольких возможных про­

ектов расширения.

В 2006 г. операторами было добыто 111 млн бар. нефти, что оценивается более чем в 8,2 млрд дол. (канадских). Это составляло 12,6% ВВП Ньюфа­ ундленда и Лабрадора. Промышленность Канады тратит около 1,3 млрд дол. (канадских) в год, из которых 55 % идет на Ньюфаундленд и Лабрадор. В марте 2007 г. было объявлено, что операторы готовы потратить еще 816 млн дол. (канадских) на будущие разведочные работы.