Средства, методы и технологии освоения шельфовых и глубоководных территорий

Бурение скважин на море значительно труднее и дороже, чем на суше. Обусловлено это наличием водного пространства над придонным устьем скважины и необходимостью применять специальные плавучие или стационарные морские основания для размещения на них бурового оборудования и выполнения с них комплекса работ, связанных с проводкой скважин в сложных гидрологических и метеорологических условиях. Для бурения и последующей эксплуатации скважин экономически оправданно создание дорогостоящих массивных стационарных, полустационарных и погружных конструкций, которые позволяют размещать на них традиционную буровую установку и другие сооружения.

Передвижная самоподъемная буровая установка состоит из платформы, поддерживающей вышку, роторные моторы, насосы, жилые помещения и прочее вспомогательное оборудование. Все это может быть поднято или опущено с помощью домкратов на опорах, которые укрепляются на дне моря. Платформа находится в плавучем положении и ее можно отбуксировать в следующую точку по окончании бурения скважины. Существует много видов передвижных самоподъемных буровых установок, имеющих три, четыре или пять опор; некоторые из них самоходные, другие перемещаются только буксиром.

Самоподъемные плавучие буровые установки 1 - понтон; 2 - опорная колонна; 3 - устройство подъема опор; 4 - кран; 5 - буровая вышка; 6 - консоль подмышечного портала; 7 - стеллажи для хранения труб; 8 - жилой модуль; 9 - вертолетная площадка

Полупогружные буровые установки состоят из платформы, опирающейся на понтонное основание. Понтонные баки могут частично заполняться водой для регулирования подъема и опускания платформы. Стабильность достигается расположением плавучих баков ниже уровня волны. Полупогружная буровая установка поддерживается в нужном по отношению к скважине положении с помощью нескольких якорей. Такие установки передвигаются с одной точки на другую буксирами или собственным ходом. Полупогружные установки позволяют бурить скважины при большей глубине воды, чем самоподъемные. Современные буровые установки этого типа конструируются для бурения при глубине моря от 180 до 300 м и более.

Рис. - Общая схема ППБУ Отличительная особенность ППБУ относительная легкость перемещения, постановки на точку бурения и снятия с нее, повышенная устойчивость к воздействию ветра, волнения и течений, возможность бурения на глубинах акваторий до 6000 м, а также незначительное увеличение стоимости по мере роста глубин моря. ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и месторождениях в акваториях с глубин м, когда использование СПБУ становится экономически не оправданным, до глубин м и более.

Плавучие буровые установки обычно имеют форму судна, непосредственно на палубах которого размещено буровое и вспомогательное оборудование. Эти установки очень подвижны и перемещаются собственным ходом. Подобно полу погружным установкам они позволяют бурить при большой глубине воды. Плавучие установки удерживаются в устойчивом положении над скважиной с помощью нескольких якорей или собственной динамической системы стабилизации. В общем, плавучие буровые судна менее стабильны, чем полупогружные, так как на них в большей степени влияют течения и волны. Типы установок представлены на рис Строение нефтяной платформы показано на рис. 1.9.

Рис Типы буровых установок для бурения скважин на море

Нефтедобывающая платформа – это целый завод с жильем и полным жизнеобеспечением, в котором имеются лаборатории и многое другое. Недостаточное пространство на нефтяной платформе компенсируется очень хорошей организованностью. Уникальная технология подводного бурения скважин на глубоководном Приямальском шельфе Карского моря была представлена в Салехарде на Мировом нефтегазовом конгрессе. Авторы технологии – инженеры Центрального конструкторского бюро «Лазурит» (Нижний Новгород), известного в мире разработчика непревзойденных лодок и подводных сооружений. Технология эта представляет сегодня особый интерес, поскольку открывает перспективы освоения шельфовых нефтегазовых месторождений на закрываемых льдами акваториях арктических и дальневосточных морей. Предложенный нижегородцами способ обладает, как показал анализ, рядом преимуществ по сравнению со способом разработки тех же, но сухопутных месторождений в заполярной тундре. Прежде всего, он экологичное, поскольку не нарушает почвенного покрова, а кроме того, раза в 2–2,5 дешевле. К тому же, что очень важно, он позволяет использовать возможности и опыт российской промышленности в части строительства подводных лодок и не требует при этом практически никакой реконструкции.

Рис Строение нефтедобывающей платформы

От применяемых в наше время иных вариантов разработки шельфа – как плавучих, так и стационарных – нижегородский отличается кардинально: уводит всю конструкцию с опасной для нее – из-за бурь и льдов – поверхности на безопасное морское дно. Именно на дне должна размещаться стационарная опорная плита, на которую будет опускаться буровая подводная лодка. А сама лодка представляет собой тримаран, в правом и левом бортовых корпусах которого расположены технологические отсеки и ангары для телеуправляемых подводных роботов. Средний корпус состоит, по сути дела, из трех прочных автономных отсеков: центра управления и жилья (в головной части), бурового (в центральной) и центра управления (в хвосте). Принцип действия этого комплекса выглядит следующим образом. Зависшую над опорной плитой буровую лодку подтягивают и прижимают к ней роботы-манипуляторы. А затем передвигают и фиксируют так, чтобы ось бурового оборудования последовательно совпадала с осями буримых скважин. Добытые с месторождения углеводороды передаются по трубам на береговую станцию, откуда отправляются в общую трубопроводную сеть. Попадание загрязнений в море при этом исключено: буровой раствор циркулирует по замкнутому циклу и очищается от шлама, который по мере накопления складируется в отсеках опорной плиты.

В настоящее время идет интенсивное освоение новейших технологий, позволяющих сократить экономические затраты и время на строительство скважин, среди которых – бурение на депрессии, позволяющее сохранить коллекторские свойства пласта и значительно увеличить скорость проходки; бурение на обсадных трубах, позволяющее сократить время строительства скважин за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций; роторное управляемое бурение, позволяющее увеличить механическую скорость бурения и эффективно проводить пологие и горизонтальные скважины с большим смещением забоя от вертикали. Разработка технологий, позволяющих проводить направленные и горизонтальные скважины с большим отклонением забоев от вертикали, является особенно актуальной при освоении шельфа, т. к. строительство таких скважин является наиболее эффективным методом разбуривания морских месторождений, позволяющим достигать границ месторождения с наименьшим количеством морских гидротехнических сооружений.

Решение этих проблем с помощью традиционных технологий с использованием многоколонных конструкций становится все сложнее и более капиталоемким, особенно при наличии в разрезе сложных геологических условий, а также при глубоком и глубоководном бурении. Кардинальным решением выявленных проблем является отказ от конструкции скважины в традиционном понимании и строительство скважин моно диаметра с применением технологии расширяемых обсадных труб. Расширяемые трубные изделия, в общем, внедряются во всем мире достаточно хорошо. В настоящее время насчитываются десятки новых компаний, использующих такие изделия в бурении и заканчивании скважин, и уже успешно завершено несколько сотен операций с ними. Расширяемые трубные изделия использованы в скважинах глубиной более м с забойной температурой 204°С. Однако из всех случаев применения расширяемых трубных изделий лишь одно из них имеет наибольший потенциал – скважина одного проходного диаметра (Monodiameter, Monobore wells, Slender wells). Идея заключается в том, чтобы устанавливать расширяемые хвостовики (подобные системе OHL) в скважине последовательно один за другим (рис. 1.10).

Рис Концепция скважины с моно диаметром

Экономический эффект от широкомасштабного внедрения технологии моно диаметра оценивается примерно в 30–50 % от стоимости и времени бурения в настоящее время и базируется на сокращении потребного количества материалов (цемента, металла, бурового раствора), выноса шлама и сокращении времени бурения. Проведенные на примере Приразломного нефтяного месторождения анализ и расчеты подтверждают эффективность применения технологии скважины одного проходного диаметра по сравнению с традиционной многоколонной конструкцией при освоении морских месторождений. Анализ возможного применения технологии моно диаметра на Приразломном нефтяном месторождении указал на значительное упрощение конструкции скважины (рис. 1.11) и сокращение затрат в результате уменьшения объемов сброса шлама на 46 % (9,5 тыс. м 3, или 25 тыс. т), массы обсадных колонн на 63 % (13,3 тыс. т), потребных объемов цемента на 77 % (8,7 тыс. т). При использовании технологии возможно снижение нагрузки на буровую вышку от веса наиболее тяжелой колонны на 33 % (с 450 до 300 т), а следовательно, возможно увеличение длины ствола скважины по инструменту.

Рис Традиционная многоколонная конструкция и конструкция скважины одного проходного диаметра на примере Приразломного месторождения

Развитие технологии моно диаметра даст возможность рентабельной разработки небольших по запасам месторождений, а также бурения более глубоких скважин и скважин с большим отходом от вертикали (до 15 км и более), что в случае разработки морских месторождений позволяет отказаться или сократить количество морских платформ. Развитие технологии строительства скважин со сверхбольшим отклонением применительно к Российскому шельфу позволит ввести в скорейшую разработку морские месторождения Обской и Тазовской губ, а также месторождения Сахалинского шельфа, находящиеся на расстоянии до 10–15 км от берега, или месторождения, расположенные на суше и имеющие подводное продолжение без строительства дорогостоящих морских платформ, подобно уже существующим примерам: месторождение Чайво на Сахалине, Wytch Farm в Великобритании, Ага в Аргентине.

О разработке морских месторождений Около 30 лет назад добыча нефти и газа во многих регионах мира начала перемещаться в сторону океана, охватывая все новые и новые морские акватории. Стационарные нефтяные платформы и вышки на шельфе ряда стран стали исчисляться десятками и сотнями. Сейчас их насчитывается около 7 тыс. в шельфовой зоне более 50 стран, а число скважин с глубиной проникновения в земную кору до 4–5 км перевалило за 100 тыс. Так началось становление морской нефтегазовой индустрии, которая быстро превратилась в одну из ведущих отраслей мировой экономики и энергетики и обеспечивает сейчас около 40 % общей добычи нефтегазовых углеводородов. В наши дни из почти 1 трлн. долл. совокупной стоимости продукции, получаемой ежегодно в мире за счет всех видов морской деятельности, около 200 млрд. долл. приходится на долю морского нефтегазового комплекса. Есть основания полагать, что экспансия нефтедобычи в море будет продолжена и расширена. К числу стран, для которых этот процесс может быть особенно быстрым и стратегически важным в социально-экономическом плане, следует отнести прежде всего Россию – самую богатую страну мира по морским запасам нефтегазовых углеводородов. Их потенциальные ресурсы в пределах российского континентального шельфа достигают 90–100 млрд. т условного топлива, включая около 40 % мировых разведанных запасов газа. Промысловая эксплуатация этих запасов ожидается в ближайшее время на шельфе Западной Арктики и дальневосточных морей (в первую очередь, в Баренцевом море и у берегов Сахалина), где уже выполнены первые поисковые и разведочные работы. Особенно быстро развиваются события на шельфе Сахалина. Сюда привлечены внимание и капиталы ведущих нефтяных компаний, здесь начата реализация нескольких крупных проектов («Сахалин 1», «Сахалин 2» и др.) и установлена первая на российском шельфе стационарная ледостойкая платформа «Моликпак», с которой летом 1999 г. впервые получена в промысловых объемах нефть со дна моря.