нефть и газ шельфа: технологии глубины

ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
З
НЕФТЬ И ГАЗ ШЕЛЬФА:
ТЕХНОЛОГИИ ГЛУБИНЫ
Аналитическая служба
«Нефтегазовой Вертикали»
Пытаясь убежать от кризиса, западный
нефтегазовый бизнес уходит на все
большие глубины — от Мексиканского
залива до Арктики. В свою очередь, это
стимулирует развитие новых технологий,
опыт применения которых в широком
диапазоне условий окружающей среды
может пригодиться и российским
компаниям.
Н
а фоне общего снижения объемов национальной добычи углеводородов единственным регионом США, который пока еще демонстрирует рост производства, остаются месторождения Мексиканского залива. Надежды, возлагаемые на морской сектор в условиях фактически предынфарктного состояния сланцевой революции, наглядно отражаются и в динамике численности действующих буровых установок.
За тех, кто в море!
В соответствии с последними данными Baker
Hughes, в сентябре 2015 года число рабочих буровых в шельфовой зоне США в общем итоге да-
В условиях предынфарктного состояния
сланцевой революции, основные надежды
нефтегазового бизнеса США возлагаются на
добычу в морском секторе
же увеличилось на одну установку (три было введено в эксплуатацию и две — выведено), в то время как на суше было остановлено 33 буровых. К
началу октября на морских месторождениях США
оставалась в работе 31 платформа, что ровно
вдвое меньше прошлогоднего показателя на соответствующий период, однако на сухопутном
(преимущественно сланцевом) фронте обстановка оказалась еще более сложной: здесь добыча
продолжается лишь на 811 буровых из 1900, работавших в октябре 2014 года.
Судя по общей статистике спроса на морские
буровые платформы, пример Мексиканского залива не является исключением. Несмотря на заметное проседание с апреля текущего года, средний уровень ставок на аренду буровых судов для
глубоководных работ все еще находится на достаточно высоком уровне (см. «Динамика суточных
арендных ставок… глубина работ >7500 фут»), а
коэффициент их использования пока удерживается вблизи 80%, что в условиях стабильной депрессии нефтяных цен является еще достаточно
оптимистичным показателем.
Стоит напомнить, что вплоть до конца первого
квартала, несмотря на угрожающее поведение
рынка, именно этот (единственный!) сегмент умудрялся демонстрировать даже некоторый прирост.
Чуть меньший, но все же оптимизм демонстрирует
спрос на морские буровые платформы для жестких условий окружающей среды, коэффициент использования которых более или менее стабилизировался вблизи горизонта 80%, а средние
арендные ставки ощутимо увеличились (см. «Ди−
намика суточных арендных ставок… для жестких
внешних условий эксплуатации...»).
Для сравнения: коэффициент использования
во всех остальных сегментах морских буровых
уже в августе т.г. опустился ниже 75%.
Обнадеживающие показатели спроса на платформы для жестких условий окружающей среды
в Северо-Западной Европе в значительной степени связаны с поступательным смещением фокуса
ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ДИНАМИКА СУТОЧНЫХ АРЕНДНЫХ СТАВОК И КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БУРОВЫХ СУДОВ
(ГЛУБИНА РАБОТ >7500 ФУТ)
$ thsd
800
%
100
600
75
400
50
200
25
Day rates, $ thsd
0
09.2012
Utilization, %
0
12.2012
03.2013
06.2013
09.2013
12.2013
03.2014
06.2014
09.2014
12.2014
03.2015
06.2015
Источник: IHS Petrodata, сентябрь 2015 г.
внимания добывающих компаний в глубоководные районы Арктики, благодаря которому операторы надеются компенсировать потери, обусловленные объективным снижением продуктивности
месторождений Северного моря.
На фоне надежд относительной стабилизации
спроса на уже имеющиеся платформы для глубоководных работ растет активность строительства
новых — специально под новые же проекты, которая сопровождается разработкой и внедрением
интересных технико-технологических решений.
Мексиканский залив:
от SPAR до FPSO
Так, компания Anadarko Petroleum (Техас,
США), активизирует разработку глубоководных
месторождений Мексиканского залива при помощи spar-платформ с форменным лонжероном. В
январе 2015 оператор начал промышленную добычу на нефтегазоносном поле Lucius (блоки рай-
В сентябре 2015 года число рабочих буровых
в шельфовой зоне США увеличилось на одну
единицу, в то время как на суше было
остановлено 33 установки
она Keathley Canyon, см. «Перспективные УВ−
блоки…») извлекаемые запасы которого оцениваются в 300 млн баррелей нефтяного эквивалента (барр н.э.).
ДИНАМИКА СУТОЧНЫХ АРЕНДНЫХ СТАВОК И КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БУРОВЫХ ПЛАТФОРМ ДЛЯ ЖЕСТКИХ
ВНЕШНИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ. СЕВЕРО-ЗАПАДНАЯ ЕВРОПА
$ thsd
200
%
100
150
75
100
50
50
25
Day rates, $ thsd
0
09.2012
Utilization, %
0
12.2012
03.2013
06.2013
Источник: IHS Petrodata, сентябрь 2015г.
09.2013
12.2013
03.2014
06.2014
09.2014
12.2014
03.2015
06.2015
ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Общая длина основной скважины, пробуренной
на глубине моря 2164 метра, достигает порядка
20 тыс. футов (6096 метров) подсолевого комплекса пород плиоценовой и миоценовой эпох.
Spar-платформа, используемая для разработки
месторождения, спроектирована и построена компанией Technip (Финляндия, см. «Схема исполь−
зования платформы Lucius …»).
При диаметре 110 футов (около 33,5 метра) и
длине в 605 футов (184,4 метра) платформа весит 23 тыс. тонн и объединяет шесть подводных
скважин. Ее проектная продуктивность составляет 80 тыс. баррелей нефти и 12,7 млн м3 природного газа в сутки, причем, согласно официальной информации Anadarko, эти плановые
мощности достигнуты уже по итогам второго
квартала 2015 года. Интересной особенностью
платформы является ее система крепления на
больших глубинах. Она включает девять шаровых и конусообразных швартовных стыковочных
узлов захвата типа Ballgrab, на которые заведены
девять швартовых концов из полиэстера.
Еще одним любопытным технологическим решением является использование spar-платформы
Lucius для разработки соседнего газового поля
Hadrian South (блок Keathley Canyon), которая началась с 30 марта т.г. по соглашению с его оператором — компанией ExxonMobil. Добыча газа на
этом месторождении, расположенном на глубинах
моря порядка 2400 метров, ведется при помощи
подводной добывающей системы, которая объединена с платформой Lucius трубопроводами. По
данным Anadarko, к началу втрого полугодия 2015
добыча газа с этого поля стабилизировалась на
уровне около 8,5 млн м3/сут.
Подобные возможности по эксплуатации одной
spar-платформы для одновременной добычи углеводородов на двух месторождениях компания
предполагает использовать и в своем новом глубоководном проекте — на поле Heidelberg (блок
района Green Canyon). Глубины моря в районе
этого месторождения достигают 1620 метров, а
производственные мощности предполагаются на
уровне 80 тыс. баррелей нефти и до 81 млн м3 газа
в сутки. Установка платформы Heidelberg уже произведена, монтаж оборудования предполагается
завершить в третьем квартале 2015 года, а начало
промышленной добычи планируется на начало
следующего года.
В то время как американские операторы делают ставку на spar-платформы, Shell собирается
использовать для добычи глубоководных запасов
Мексиканского залива плавучую установку для
добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO). Ее
предполагается применить для разработки нефтеносного поля Stones, расположенного в 320 км
к юго-западу от Нового Орлеана (район УолкерРидж) на глубинах около 2900 метров.
Извлекаемые запасы этого месторождения
оцениваются в 2 млрд баррелей нефти, промышленную добычу которой планируется начать из
двух скважин, соединенных с FPSO. Со временем
Shell собирается пробурить еще шесть скважин и
З
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ УВ-БЛОКИ В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
(СЕКТОР США)
UNITED STATES
Austin
LOUISIANA
Houston
New Orleans
TEXAS
Gulf of Mexico
Tiber
Cascade
Walker Ridge
Chinook
Lucius
Stones
Hadrian N
St Malo
Hadrian S Logan
Keathley Canyon
MEXICO
PAI Miocene & Pliocene Discovery
PAI Lower Tertiary Discoveries
замкнуть все восемь стволов на плавучую установку через объединенный центр бурения (см.
«Разработка глубоководного месторождения при
помощи FPSO…»).
На фоне надежд относительной стабилизации
спроса на уже имеемые платформы для
глубоководных работ возрастает активность
строительства новых
Строительство ключевого элемента системы —
FPSO Turritella — в настоящее время ведется в
Сингапуре, а промышленную добычу нефти с его
помощью планируется начать в 2016 году. Источники в компании Shell отмечают, что при производственной мощности в 50 тыс. барр н.э./сут.
Turritella (см. «Turritella, первое FPSO компании
СХЕМА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАТФОРМЫ LUCIUS
ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ПОЛЯ HADRIAN SOUTH (МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ)
ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Shell...») будет максимально приспособлена к особенностям района применения.
В частности, одной из технологических новинок
судна будет самый большой в мире отключаемый
турельный буй — для обеспечения безопасности
работ даже в условиях прохождения тропических
ураганов, которые составляют один из основных
факторов риска добычи углеводородов в акватории Мексиканского залива.
На первых порах Turritella будет использовать
стальные водоотделяющие колонны (райзеры) типа Lazy Wave с заменой буя плавучестью, равномерно распределенной вдоль одной из секций
райзера. Что же касается натяжения швартовых
концов, то оно будет регулироваться автоматически, без использования каких-либо устройств,
установленных на борту FPSO.
В дальнейшем Shell предполагает наращивать
свое присутствие в глубоководных районах Мексиканского залива. Согласно информации экспертов IHS, только три из 52 подводных месторождений региона, промышленную разработку которых
предполагается начать в 2015–2016 годах, расположены на глубинах, превышающих 7500 футов
(2286 метров), причем оператором всех трех —
Stones, Coulomb (Фаза-2) и Perdido (Фаза-2) — является именно компания Shell.
РАЗРАБОТКА ГЛУБОКОВОДНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ПРИ ПОМОЩИ FPSO И ЕДИНОГО ЦЕНТРА БУРЕНИЯ
(ПОЛЕ STONES, МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ)
GAS PEPELINE TIE-IN
Арктика:
300 метров — не предел!
Что же касается глубоководных залежей углеводородов в арктических морях, то первенство в
их разработке (после официального исхода Shell
с шельфа США на Аляске) сегодня принадлежит
Норвегии (см. «НГВ—Технологии», пилот #13). Не
удовольствовавшись освоением относительно небольших (чуть более 300 метров) глубин на поле
Asgard, компания Statoil недавно объявила о своих
планах начать добычу нефти на газоконденсатном
месторождении Aasta Hansteen — район Vњring,
в 300 км к западу от Бергена, на глубинах моря
1300 метров (см. «Газоконденсатное месторож−
дение Aasta Hansteen»).
По предварительным оценкам, объем извлекаемых запасов этого поля, названного в честь профессиональной художницы (а также известной писательницы и феминистки Норвегии), эквивалентен 47 млрд м3 сухого газа. Оно состоит из трех
блоков: Luva, Haklang и Snefrid South, причем 51%
его доли принадлежит Statoil, 24% — германской
Wintershall, 15% — австрийской OMV и 10% —
скандинавской дочке ConocoPhillips (Техас, США).
Проект освоения Aasta Hansteen, стоимость которого достигает $4,8 млрд, характеризуется рядом рекордов как по глубинам освоения норвежского шельфа, так и по уровню технологических
решений. Для его разработки планируется сооружение первой в Норвегии (и крупнейшей в мире)
spar-платформы, которая будет, опять же, первой
глубоководной конструкцией подобного рода,
установленной к северу от полярного круга с использованием стальных цепных водоотделяющих
DRILL CENTER
Источник: Shell
TURRITELLA, ПЕРВОЕ FPSO КОМПАНИИ SHELL
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Источник: SBM Offshore
ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
КРЕПЛЕНИЕ SPAR-ПЛАТФОРМЫ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ AASTA HANSTEEN
З
ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ AASTA HANSTEEN
И ПОДВОДНЫЙ ГАЗОПРОВОД POLARLED
Источник: Statoil
колонн, на которой впервые в мировой практике
будет предусмотрено хранение добытого газового конденсата.
Строительство платформы ведется южно-корейским концерном Hyundai Heavy Industries во
взаимодействии с уже знакомой нам финской
Technip. Сборка этого сооружения из отдельных
блоков и монтаж дополнительного оборудования
надстройки будет производиться в норвежском
порту Сторд, а завершить его планируется летом
2016 года.
При длине корпуса в 198 метров общая, так называемая «сухая» (неэксплуатационная), масса
платформы составит порядка 50706 тонн, причем
около половины (25300 тонн) придется на надводную часть, оборудованную всем необходимым для
размещения 100 человек экипажа.
Технические характеристики предусматривают
возможность производства до 23 млн м3 природного газа в сутки, а также хранение 160 тыс. барр
конденсата. По мере необходимости возможна отгрузка газового конденсата на танкеры, выполняющие челночные рейсы с месторождения.
Основные поставки природного газа с поля
Aasta Hansteen будут осуществляться по подводному газопроводу Polarled — на терминал в п. Нихамна в западной Норвегии. Проектная мощность
этого 482-километрового заполярного трубопровода при диаметре 36 дюймов (0,91 метра) должна составить 70 млн м3 газа в сутки.
В июне текущего года на дне в месте будущего
расположения платформы были установлены три
Источник: Statoil
подводные опорные плиты. Их особенностью является специальная конструкция (из двух частей
каждая), что облегчает задачу установки опор-
Shell собирается использовать для добычи
глубоководных запасов Мексиканского залива
плавучую установку для добычи, хранения и
отгрузки нефти (FPSO)
ных плит на больших глубинах даже в сложных
погодных условиях и позволяет использовать для
этого вспомогательные суда меньшего водо-
После исхода Shell с шельфа США на Аляске,
первенство в разработке глубоководных
месторождений арктических морей сегодня
принадлежит Норвегии
измещения и грузоподъемности. В частности,
установку всех шести блоков трех опорных плит
ЗАПАДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
(весом от 132 до 209 тонн каждый) производило
судно BOA SUB C, подъемная мощность которого
не превышала 441 тонны.
Верхние части конструкции будут закреплены
всего на трех самозасасывающихся башмаках,
что также является технологической новинкой.
Обычно в своих проектах Statoil использует по четыре самозасасывающихся башмака для каждой
из опорных плит, однако в данном случае принято
решение удовольствоваться всего одним, но специальной разработки.
Каждый из трех самозасасывающихся башмаков, спроектированных для платформы на Aasta
Hansteen, при высоте в 22,5 метра и диаметре 7,5
метра весит по 135 тонн. Согласно предварительным расчетам, только под собственной тяжестью
они должны погрузиться в морское дно почти на
6 метров, после чего постепенно засосутся до глубины 18 метров.
Помимо опорных плит, в июне на Aasta Hansteen были установлены фундаментная плита с
соединительной арматурой для трубопровода
Polarled и подводные манифольды также новой
конструкции, специально разработанные для
использования на больших глубинах в арктических морях.
В настоящее время ведутся работы по установке 17 самозасасывающихся башмаков, на
которых посредством швартовых из полиэстера
будет закреплена сама платформа (см. «Креп−
ление spar−платформы…»), а также еще восьми самозасасывающихся башмаков для фиксации стальных водоотделяющих колонн (райзеров). Сами колонны с соответствующими трубопроводами предполагается установить летом
2016 года.
Помимо основного объекта — Aasta Hansteen —
Statoil планирует продолжить разработку еще трех
потенциально продуктивных полей в данном районе (Snefrid Nord, Roald Rygg и Gymir), общие извлекаемые запасы которых оцениваются в 75–
120 млн барр н.э. В дальнейшем предполагается
объединить промышленную добычу на этих
сравнительно менее продуктивных месторождениях с использованием новых мощностей Aasta
Hansteen, что должно существенно повысить коэффициент газоотдачи и продлить срок их эксплуатационной жизни. ◼
www.ngv.ru
ИНФОРМАЦИЯ
ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО
ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ
Вертикаль выпускает 24 номера в год,
предоставляя Вам необходимые для работы
факты и статистические материалы быстрее,
чем любое другое специализированное
издание в отрасли