Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, преимущественно расположенных на континентальном шельфе. Устройство содержит буровую установку с приводом, палубу платформы, подъемный кран, тендерную установку, железобетонные сваи, ствол скважины, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, райзеры, точечные причалы и представляющую собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема. Две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи. Первая свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями. Внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема. В месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае. Вторая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива. Повышается надежность функционирования морской платформы. 3 ил.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения углеводородов, преимущественно расположенных на континентальном шельфе Северного Ледовитого океана.

В соответствии с новыми Правилами классификации, постройки и оборудования плавучих нефтегазовых комплексов, включая правила постройки и оборудования подводных добычных комплексов (см., например, Н.Решетов. Арктика диктует правила // Морской бизнес Северо-Запада. 2009, №1(14), с.43), объектами обустройства морских месторождений углеводородов являются не только плавучие буровые установки, морские стационарные платформы, морские ледостойкие стационарные платформы, но и морские подводные трубопроводы, подводные добычные комплексы, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов, а также плавучие объекты, осуществляющие подготовку, переработку, хранение и отгрузку углеводородных продуктов.

Основным типом морских платформ для добычи нефти и газа являются платформы, выполненные в виде сооружения, состоящего из одной или нескольких железобетонных оболочек, заглубленных в глубь водоема (см., например, Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М., Академия горных наук. - 1999, с.122.).

Строительство таких сооружений ведут как с ледяного покрытия, так и с поверхности воды. Подобные конструкции используют для освоения континентального шельфа.

Известны следующие конструкции морских платформ: полупогружная плавучая буровая установка «Уралмаш 6000/200 , самоподъемная ледостойкая плавучая буровая установка СПБУ 6500/10-30 , двухопорная конструкция гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, гравитационная железобетонная платформа , искусственное островное сооружение с бетонным укреплением откосов , искусственное островное сооружение с пологими неукрепленными откосами , искусственное островное сооружение с металлическим цилиндрическим каркасом .

Морские платформы используются (в зависимости от расположения месторождения) на глубинах 6-35, 35-60, 100, 150, 200-250, 260-350 м (Штокмановское месторождение) . За рубежом на глубинах до 300-600 м .

Расстояния от морского месторождения до берега также имеют различную длину. Магистральный подводный трубопровод от Штокмановского месторождения имеет длину 635 км до берега Кольского полуострова .

При разработке залежей нефти и газа, расположенных под дном моря, учитывают особенности природно-климатических, гидрологических и горно-геологических условий в связи с необходимостью выбора способа их освоения и соответствующего вида морского промысла.

Гидрометеорологические факторы являются основными при выборе типа морского нефтегазового сооружения (МНГС). Одним из основных факторов при выборе типа ледостойких сооружений является ледовый режим, характеризующийся комплексом параметров (толщиной, пористостью, соленостью, скоростью и площадью ледяных образований и др.).

Для определения конструкции надводной части МНГС необходимы сведения о возможности ее обледенения, чтобы в проекте предусмотреть мероприятия по борьбе с этим явлением.

Данные обстоятельства требуют надежного электроснабжения МНГС.

Электроснабжение комплекса подготовки нефти и газа осуществляют централизованной подачей электроэнергии по подводному кабелю или линии электропередач либо с помощью автономной электростанции, установленной на морской стационарной платформе .

При использовании автономных источников питания, в качестве топлива применяют газ, а жидкое горючее применяют только как резервное.

В климатических условиях Северного Ледовитого океана и удаленности от стационарных промышленных источников энергии, проблема обеспечения необходимым по номиналу питанием не всегда может быть обеспечена, что вынуждает использовать существенное количество автономных электростанций, работающих на разных принципах (дизель-генераторы и т.д.).

Задачей настоящего технического предложения, является повышение надежности функционирования МНГС, путем обеспечения электроснабжения МНГС, расположенных на континентальном шельфе, преимущественно в труднодоступных регионах.

Поставленная задача решается за счет того, что морская стационарная платформа, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекса оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа, включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов - и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличается от прототипа тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Отличия заявляемого технического решения заключаются в том, две из железобетонных свай, выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлено рабочее колесо гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Совокупность отличительных признаков заявляемого технического решения позволяет обеспечить МНГС стабильным автономным электроснабжением в труднодоступных регионах.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

Фиг.1. Общий вид МНГС. МНГС состоит из морской стационарная платформы, которая включает буровую установку с приводом 1, палубу платформы 2, подъемный кран 3, тендерную установку 4, ледовое поле 5, железобетонные сваи 6, ствол скважины 7. МНГС также включает устройства энергообеспечения, комплекс оборудования, установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования углеводородов, морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов.

Фиг.2. Конструкция сваи. Две железобетонные сваи 6 выполнены полыми внутри, свая 8 и свая 9, и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой 10, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый в внутренними диаметрами первой 8 и второй 9 железобетонной сваи, первая железобетонная свая 8 снабжена ниже уровня моря водозаборными отверстиями 11 и 12, при этом внутренние стенки полой железобетонной сваи 8 снабжены направляющими 13, выполненными в виде треугольника, расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи 8 с грунтом дна водоема 14, установлено рабочее колесо турбины 15 гидроагрегата 16, установленного на фундаментной плите 17 водозащищенного контейнера 18, примыкающего к железобетонной свае 8. Вторая полая железобетонная свая 9, в верхней части снабжена отверстием 19, расположенным выше уровня моря 20 или ледового поля 5. Внутренний диаметр железобетонной сваи 9 уменьшается в сторону слива.

Фиг.3. Структурная схема гидроагрегата 16. Структурная схема гидроагрегат 16 включает: рабочее колесо турбины 15, лопатки 21 направляющего аппарата, турбинный подшипник 22, тормоза-домкраты 23, статор генератора 24, ротор генератора 25, ванны генераторного подшипника и подпятника 26 и 27 соответственно, генераторный подшипник 28, сегменты подпятника 29, зеркало подпятника 30, магистраль турбинного масла 31, магистраль технической воды 32, емкость дистиллированной воды 33, маслонапорную установку 34, магистраль подвода воздуха высокого давления 35, магистраль воздуха низкого давления 36.

Гидроагрегат 16 представляет собой гидрогенератор, выполненный в виде горизонтального капсульного гидрогенератора, аналогом которого являются гидрогенераторы, описанные в источниках информации: 1. Патент РФ №228532. 2. Гидроэнергетика. Под ред. В.И.Обрезкова. М., Энергоиздат, 1988. - 512 с., с.301.

Аналогом фундаментной плиты 17 является фундаментная плита, приведенная в описании к патенту РФ №2261956.

Конкретный тип гидрогенератора выбирается исходя из глубины водоема.

Устройство работает следующим образом.

Забортная вода поступает через водозаборные отверстия 11 и 12 в полость сваи 8, где посредством направляющих 14, выполненных в виде треугольника и расположенных в аксиальном направлении в сторону дна водоема 14, ламинарный поток преобразуется в турбулентный поток. Турбулентный поток достигает лопаток 21 направляющего аппарата, приводя их во вращательное движение, а соответственно запускается вся механическая система гидроагрегата, а затем и электрическая система.

Далее турбулентный поток через дугообразную перемычку 10 поступает во вторую сваю 9, в которой водяной поток, достигая отверстия 19, сливается на поверхность водоема или поступает в водопроводную систему, сочлененную с отверстием 19, которая может использоваться для обеспечения технических нужд МНГС.

При использовании заявляемого технического решения отпадает необходимость сооружения линий передач в труднодоступных районах, например в арктическом регионе.

Источники информации

1. Р.И.Вяхирев, Б.А.Никитин, Д.А.Мирзоев. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М., Академия горных наук. - 1999.

Формула изобретения

Морская стационарная платформа для добычи углеводородов, состоящая из буровой установки с приводом, палубы платформы, подъемного крана, тендерной установки, железобетонных свай, ствола скважины, устройства энергообеспечения, комплекс оборудования установленного на платформе для сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа и включающая объекты обустройства морского месторождения углеводородов: морской подводный трубопровод, подводный добычный комплекс, райзеры, точечные причалы для отгрузки углеводородов и представляющая собой опорную конструкцию гидротехнического железобетонного сооружения, заглубленного в глубь водоема, отличающаяся тем, что две из железобетонных свай выполнены полыми внутри и соединены в нижней части между собой дугообразной перемычкой, имеющей внутренний диаметр, соизмеримый с внутренними диаметрами первой и второй железобетонной сваи, первая железобетонная свая снабжена ниже уровня моря, в месте установки морской стационарной платформы, водозаборными отверстиями, при этом внутренние стенки первой полой железобетонной сваи снабжены направляющими, выполненными в виде треугольника и расположенными в аксиальном направлении в сторону дна водоема, в месте сочленения первой полой железобетонной сваи с грунтом установлена лопатка гидроагрегата, который установлен в водозащищенном контейнере на фундаментной плите и примыкающим к первой железобетонной свае, вторая полая свая в верхней части снабжена отверстием, расположенным на отметке выше уровня моря, диаметр внутренней поверхности которой уменьшается в сторону слива.

Однажды, случилось это уже довольно давно, был я в командировке в городе Мурманске. Поехали мы с приятелем на машине. Если подъезжать к Мурманску по суше, например по шоссе, то порт откроется сверху, словно с птичьего полета. В узкой горловине Кольского залива толпятся корабли. Сколько их - не счесть… Но вот среди знакомых силуэтов выделился один, никогда раньше мною не виданный. В целом - корабль как корабль, только в центре палубы стоит ажурная башня — вышка, выкрашенная поэтажно в белый и красный цвета. Приятель — геолог объяснил, что это судно для разведочного морского бурения в высоких широтах! Я столько слышал интересного об этих новых буровых судах, что во что бы то ни стало решил побывать на нем и все хорошенько разглядеть.

Корабль стоял у стенки. На него грузили продукты, что — то подвязывали, что — то упаковывали. Через несколько часов - отход…

Сопровождающий быстро вел меня по длинным гулким коридорам с ковровыми дорожками, с которых еще не успели даже снять полиэтиленовые чехлы. Все было здесь таким новым, таким чистым… Мы шли быстро, и я едва успевал читать таблички на дверях: «Второй помощник», «Старший механик», «Второй штурман»… все, как полагалось на обычном судне. И вдруг пошли таблички совсем иного плана: «Геологи», «Геофизики», «Механики по буровому оборудованию». «Буровые мастера», «Начальник буровой»…

Через некоторое время свободный от вахты второй помощник капитана скороговоркой стал вводить меня в курс дела.

Значит так: длина корпуса судна - сто сорок девять метров, ширина - двадцать пять. Высота вместе с буровой - пятьдесят два метра, водоизмещение - двенадцать тысяч тонн…

Я мысленно про себя быстро перевожу цифры в образы: пятьдесят два метра высоты. Если считать по три метра на этаж - это примерно шестнадцатиэтажный дом!

Судно имеет семь винтов.

Зачем столько?

Два главных - ходовые. Три носовых, два кормовых винта для удерживания корабля на выбранной точке бурения, если ветра, снос, сильное волнение и так далее. Благодаря этим винтам можем работать на «точке» при высоте волны примерно до пяти метров. Для Баренцева моря это почти предел.

Но как на такой зыбкой поверхности, как вода, вы можете закрепиться на одном месте и бурить, будучи связанные со скважиной жесткой колонной бурильных труб?

Вот после этого вопроса и открылись шлюзы красноречия моего собеседника. Он рассказал, что режимами семи винтов ведают три мощных компьютера. Ни один лаже самый опытный рулевой не в состоянии одновременно управлять ими так, чтобы удерживать судно на «точке». Другое дело - компьютеры. Без помощи человека, по сигналам многочисленных датчиков управляю! они работ oт винтов, учитывают сигналы навигационных искусственных спутников Земли, указывающих кораблю, как подойти к заданному району разведки. Электронные помощники учитываю! все полученные данные и выдают команды на управление работой винтов.

Вот могучая буровая установка, так сказать «сверлильный станок». От него вращение передается через систему труб на долото в забое. При этом угол наклона может немножко меняться, - значит, корабль не обязательно должен стоять «мертво» на воде, у него есть некоторая возможность и «поплясать» на волнах, не прерывая бурения. А вот и механизм, обеспечивающий безопасность судна при неожиданном выбросе газа или нефти, - специальный режущий «превентор» прерыватель. Он мгновенно, как ножом, срезает буровую колонну и наглухо закрывает устье скважины.

На буровой все механизмы еще новенькие, блещут свежей краской. И всюду трубы, трубы, трубы - разного диаметра, с разной толщиной стенок. Много их нужно, труб этих. Раньше наука считала шельф до глубин двести метров. Бурили и с трехсот метров, потом шагнули сразу на семьсот. А ныне бурят уже где — то на глубинах до тысячи двухсот метров от уровня моря… Новые времена, новые требования, новая техника и новые задачи.

Подводная добыча нефти - дело дорогое. И пока далеко не любые глубины доступны промышленной разработке с поверхности воды. Сегодня специалисты предлагают новый путь: отказаться от традиционных буровых платформ и все оборудование монтировать прямо на дне.

Под водой нет ни штормов, ни волнения. Конечно, для этого водолазы должны будут освоить серьезные глубины, научиться монтировать на дне буровые установки, отделять от нефти неизбежно примешивающуюся к ней морскую воду и строить хранилища… Проблем много. Но и техническая мысль на месте не стоит.

Кратко рассмотрена история развития подводных технологий в мире и на российском шельфе. Для морей России характерен длительный сезонный ледовый покров, что мешает непрерывному развитию данных технологий или приводит к отсутствию их применения. Основная проблема связана с обеспечением надежности применения подводных технологий, поскольку в ледовых условиях техобслуживание и ремонт подводного оборудования затруднены и требуют больших затрат. В статье предлагается алгоритм оценки надежности подводных технологий и определяются требования к подводному оборудованию для применения в России: проектирование с дублированием стандартных компонентов, надлежащие испытания и строгий контроль качества при изготовлении. Развитие нового поколения подводного оборудования для России должно быть направлено на совершенствование технологий компримирования газа, очистки и утилизации пластовых вод, мониторинга состояния и контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин, проведения технологических операций автономными средствами, энергообеспечения, связи и управления. Показаны преимущества разработки морских месторождений с подводным расположением устьев скважин, основное из которых – это поочередной ввод в эксплуатацию, дающий ускоренное получение продукции. Представлена трехэтапная методология разработки и обустройства подводных месторождений и выделены основные факторы: минимизация буровых работ и финансовых затрат, рациональное размещение оборудования.

Ключевые слова: МОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА, ПОДВОДНЫЙ ДОБЫЧНОЙ КОМПЛЕКС, ГОТОВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОДВОДНАЯ СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОР, КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ.

УДК 622.323+324
Д.В. Люгай, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ)
М.Н. Мансуров, д.т.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», [email protected]

Литература:

API RP 17N Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx

DNV-RP-A203 Recommended Practice. Technology Qualification [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (дата обращения: 01.06.2018).

Мокшаев Т.А., Греков С.В. Опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа // Вести газовой науки: Науч.-техн. сб. 2015. № 2 (22). С. 69–73.

Открыть PDF

На российском Арктическом шельфе и шельфе дальневосточных морей в настоящее время открыты нефтегазовые месторождения, где сочетание глубин акваторий и ледовых условий не позволяет применять традиционные технологии добычи углеводородов с помощью стационарных или плавучих платформ. Для их освоения требуется создание специальных подводных комплексов. Номенклатура подводных технических средств, изготавливаемых в мире и обеспечивающих нефтегазодобычу, весьма широка. В статье рассматриваются разрывы и недостатки в развитии таких технологий в целях применения их в специфических условиях российского шельфа. Они в основном обусловлены надежностью и операциями по его обеспечению: техобслуживанием и ремонтом подводного оборудования, поскольку в ледовых условиях эти операции затруднены и требуют больших затрат.

Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине моря 11,5 м. В 1961 г. компанией Cameron была разработана и изготовлена первая промышленная подводная фонтанная арматура для скважины в Мексиканском заливе. Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи в мире стал нефтяной кризис 1970-х гг. из-за эмбарго, наложенного странами ОПЕК на поставку «черного золота» западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья путем создания новых технологий, позволявших бурить морские скважины на больших глубинах, и развития подводных технологий добычи углеводородов.

Первая система управления подводным добычным комплексом (ПДК) была установлена в 1963 г., а в 1979 г. появилась подводная система с мультиплексным электрогидравлическим управлением. Прогресс в разработке ПДК в течение 1980–2015 гг. был отмечен появлением подвод- ной фонтанной арматуры в горизонтальном исполнении, новых систем управления, в том числе с полным электроприводом.

Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов в мире производят не более 10 компаний, но насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка. В России первые добычные комплексы были установлены на шельфе Сахалина в 2013 г. в рамках обустройства Киринского месторождения.

ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ

Разработка морских месторождений с подводным расположением устьев скважин хотя и достаточно сложна, но обладает рядом преимуществ перед традиционными способами надводного оборудования устьев. Основное преимущество заключается в возможности ввода морского месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой продукции.

Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу для бурения с нее наклонно-направленных скважин. Кроме того, подводный метод разработки позволяет выявить некоторые геолого-физические и эксплуатационные параметры месторождений на более ранней стадии разработки.

Общая методология проектирования разработки и обустройства подводных месторождений, по существу, соответствует традиционным схемам, применяемым для ме- сторождений суши и морских место- рождений с платформенным обустройством. Она включает три этапа: анализ характеристик месторождения и условий его эксплуатации; обоснование принципов/концепций разработки залежей и обустройства промысла, которые варьируются в зависимости от региона, особенностей организации проектирования, строительства и эксплуатации месторождения и т. п.; анализ и оптимизацию технологических процессов, местоположения скважин, промысловых объектов и др.

Вместе с тем отличительная особенность проектирования подводных месторождений – выявление и проверка определяющих факторов, влияющих на выбор проектных решений. Например, известно, что низкие температуры требуют использования специальных материалов для подводных конструкций, удорожающих их стоимость, но температуры морской воды на глубинах более 30–50 м практически одинаковы во всех регионах. Температуры транспортировки и хранения оборудования в Арктике, как правило, ниже –40…–50 °С. Но надо ли транспортировать и хранить, а также испытывать подводные системы при таких экстремальных температурах, удорожая конструкцию?

В рамках проекта Arctic Development Roadmap были выявлены и систематизированы ключевые темы, решение которых, по мнению авторов проекта, необходимо для разработки нефтяных и газовых ресурсов в Северном Ледовитом океане. Согласно этому документу к существенным факторам, воздействующим на будущее развитие, отнесены технологии транспорта углеводородов, углубление дна и рытье траншей, моделирование и тренинги, а к потенциально неустранимым помехам – защита окружающей среды. По нашему мнению, подобные оценки не являются вполне убедительными.

При выборе решения по разработке месторождения определяющим фактором является минимизация буровых работ и финансовых затрат путем оптимизации числа и конструкций скважин, а также рационального размещения оборудования на морском дне. Должны проверяться функциональные требования к монтажу и эксплуатации, включая условия транспортировки, хранения и испытаний, а также требования по проведению одновременных операций (например, бурение и монтаж, бурение и добыча).

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует; устраняется также пожарная опасность.

При этом существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при наличии ледового покрова и необходимости частых ремонтов скважин. Так, по данным компании Statoil, одного из лидеров в области технологий подводного освоения месторождений, сравнение статистических показателей эффективности добычи за 2010–2012 гг. при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря по всей цепочке от скважины до платформы показало, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) составляет 91,8 %, а для подводных скважин – 86,5 %, т. е. эффективность платформенной добычи на месторождениях на 5,3 % выше.

Повышенные потери добычи на месторождениях с ПДК связаны в основном с райзерами и промысловыми трубопроводами, приводящими к внеплановым потерям добычи в связи с необходимостью ремонтно-восстановительного обслуживания (3,7 %). Статистика внеплановых потерь добычи на ПДК приведена на рис. 1.

Очевидно, что для морей России, характеризующихся длительным ледовым режимом и относительной недоступностью устьев скважин в этот период, коэффициент эксплуатации подводных скважин может оказаться существенно ниже.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

При освоении морских месторождений и обосновании схем размещения подводного добычного оборудования весьма важным является учет специфических условий региона (например, Арктики) и выявление применимости существующих системных решений или выявление разрывов в развитии/отсутствии технологий для обеспечения проектных решений.

Разрывы в процессе развития технологий возможны двух типов: концепции, улучшение которых возможно за счет новых технологий, но при этом существуют апробированные технологии; концепции, которые полностью зависят от новых технологий, так как такие технологии отсутствуют.

Уровень готовности технологий определяется по API RP 17N (см. табл.). Как правило, многие нефтегазовые операторы заявляют о готовности новой технологии к внедрению на месторождениях при завершении стадий разработки TRL 4 и TRL 5.

Проблема обеспечения надежности – одна из важнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция подвод- ного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требуют больших затрат. Кроме того, отказ подводного оборудования непосредственно влияет на состояние окружающей среды. И наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Согласно данным компании FMC Technologies, оценку надежности новых технологий можно производить по схеме, приведенной на рис. 2, которая основана на методике, разработанной Норвежским квалификационным обществом (Det Norske Veritas) .

Для использования подводных технологий в условиях ледовых морей важно обеспечить приемлемость методов технического обслуживания компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены.

В связи с этим необходимо заложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который обеспечивал бы надежность и был гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с дублированием стандартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изготавливаться со строгим контролем качества.

В любой системе могут быть уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. В такой ситуации возможны два подхода: обеспечить высокую надежность этих компонентов подводной системы; проектировать системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Поэтому при решении задач обеспечения надежности подвод- ных систем необходимо сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей, а характер обслуживания подводных систем наряду с результатами анализа их рентабельности должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

Рассматривая развитие технологий подводной подготовки продукции скважин, следует отметить, что изначально перед подводным оборудованием ставилась только задача по добыче нефти. В первых проектах под водой проходила только сепарация газа от жидких углеводородов, после чего последние выкачивались насосом на поверхность, а подъем газа осуществлялся под собственным давлением. Вместе с тем задачи использования остаточного потенциала месторождений путем продления периода эффективной эксплуатации, снижения затрат на жизненный цикл месторождения и увеличение добычи обусловили активное развитие технологий подводной подготовки скважинной продукции.

В работе детально рассмот- рены мировой опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа. Согласно размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности: поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье; повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением; снижать риски, связанные с гидратообразованием в системе сбора; обес- печивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет использования сепараторов «нефть – вода»; более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне; значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (например, применяя однофазные насосы взамен многофазных).

Технологии подводного компримирования используются на газовых месторождениях при больших расстояниях до берега или существующих платформ и обеспечивают: снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов; увеличение коэффициента газоотдачи пласта; бесперебойность потока и исключение выбросов и сбросов в море.

Увеличение коэффициента извлечения газа на месторождении Ормен Ланге при применении подводного компримирования показано на рис. 3.

Первая подводная насосно-компрессорная станция была разработана компанией Kvaerner в 1989 г. На основе работ по изготовлению в 2001–2003 гг. компрессора Demo 2000 компанией Aker Solutions в 2004–2012 гг. была разработана и изготовлена пилотная станция Ormen Lange, которая прошла аттестацию технологии и строительства, а также испытания в бассейне. По результатам пилотных испытаний к 2016 г. была изготовлена полномасштабная компрессорная станция мощностью 58 МВт, включающая четыре параллельные линии компримирования, аналогичные пилотному образцу, с общей производительностью 70 млн м3/сут, и установлена на месторождении Ормен Ланге на расстоянии 120 км от берега и глубине моря 900 м.

В 2015 г. на месторождении Асгард, отстоящем на расстоянии 40 км от технологической платформы и глубине моря ~300 м, была также установлена подводная компрессорная станция мощностью 23 МВт и производительностью 21 млн м3/сут, что было обусловлено падением добычи из-за больших потерь давления по сравнению с ожидаемыми и ранним прорывом воды в скважине Z, а также необходимостью исключения динамической неустойчивости в трубопроводах.

Помимо этих двух проектов, компания Statoil реализовала третью программу, связанную с использованием подводной компрессорной станции для влажного газа на действующем месторождении Гуллфакс, которое было открыто в 1978 г. и с 1986 г. находилось в эксплуатации. В данном проекте использовался иной принцип, нежели в системах для месторождений Асгард и Ормен Ланге, а именно многофазная компрессорная технология, не требующая высокой производительности: два компрессора влажного газа мощностью 5 МВт, производительностью 12 млн м3 газа в сутки. Цель проекта заключалась в увеличении добычи на месторождении Гуллфакс путем закачки газа в скважину для повышения давления на нефтеносных горизонтах и дополнительного извлечения 22 млн баррелей нефти. Но уже через месяц после установки в 2015 г. первый в мире подводный компрессор для влажного газа HOFIM был снят с месторождения из-за обнаружения в нем утечки.

Тем не менее опыт применения технологий подводного компримирования на месторождениях Ормен Ланге, Асгард и Гуллфакс выявил преимущества подвод- ного компримирования, которые заключаются в следующем: создание более безопасных условий эксплуатации промысловых объектов (без присутствия людей); предотвращение накопления жидкости в трубопроводе за счет увеличения скорости перекачки; значительное снижение инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению с вариантом компримирования газа на платформе; повышение эффективности компримирования за счет расположения компрессора ближе к скважинам; возможность разработки месторождений с малым пластовым давлением, низкой проницаемостью пласта и сложными свойствами флюидов.

Хотя комплексы подводного компримирования газа в будущем позволят отказаться от объектов надводной инфраструктуры, современные технологии имеют ограничения по энергообеспечению. Они позволяют передавать мощности по энергопотреблению 20–30 МВт на расстояние до 50 км, а мощности 10–20 МВт – до 250 км.

Компания Aker Solutions, мировой лидер в области подводного компримирования, создала новый подводный компактный компрессор Compact GasBooster™ с малыми габаритными размерами (5,5 × 5,0 × 8,0 м), высокоэффективными компонентами, низким весом, упрощенной конструкцией и развивает следующие направления совершенствования компрессорных станций: использование высокоэффективных центробежных компрессоров, допускающих присутствие жидкой фазы в компримируемом газе; максимально компактные решения, ведущие к снижению веса и стоимости подводной компрессорной станции (ПКС); возможности расширения границ применения технологий подводного компримирования – на любых глубинах моря и при большом диапазоне давлений газа; совершенствование систем мониторинга в реальном времени состояния и эксплуатационных параметров работы ПКС, обеспечивающих надежную и безопасную работу подводных систем компримирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перспективы дальнейшего развития подводных технологий связываются с проблемами освоения месторождений арктических морей, максимизацией нефте- и газоизвлечения путем создания полного подводного обустройства месторождений.

Разработки нового поколения оборудования должны быть направлены на совершенствование подводных технологий в области: компримирования газа; обратной закачки попутного газа; очистки и утилизации пластовых вод; контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин; контроля состояния эксплуатационных характеристик подвод- ного оборудования; проведения технологических операций автономными средствами; энергообес- печения, связи и управления.

Уровень готовности технологий Level of the technology ready

	Стадия разработки Development stage	Описание технологии Description of technology
	Недоказанная идея	Предварительный план. Анализ или испытания не выполнены Preliminary plan. Analysis or tests are not performed
	Аналитически доказанная идея Analytically proven idea	Функциональность доказана путем расчета, отсылкой к общим характеристикам существующих технологий или испытана на отдельных компонентах и (или) подсистемах. Эта концепция может не отвечать всем требованиям на данном уровне, но демонстрирует базовую функциональность и потенциал соответствия требованиям при проведении дополнительных испытаний Functionality is proven by calculation, by referring to the general characteristics of existing technologies or it is tested on individual components and (or) subsystems. This concept may not meet all the requirements at this level, but demonstrates the basic functionality and the potential for compliance with the requirements for additional tests
	Физически доказанная концепция Physically proven concept	Концептуальное решение или новые характеристики решения, подтвержденного моделью или испытаниями в лабораторных условиях. Система выявляет способность функционирования в «реальной» среде с имитацией ключевых параметров окружающей среды Conceptual solution or new characteristics of a solution, confirmed by a model or tests in the laboratory. The system reveals the ability to function in a “real” environment with the imitation of key environmental parameters
	Испытание опытного образца Prototype testing	Создается опытный образец в реальном масштабе и подвергается испытаниям на соответствие техническим условиям в ограниченном диапазоне условий эксплуатации для демонстрации его функциональности Prototype is being created on a real scale and subjected to testing for compliance with specifications in a limited range of operating conditions to demonstrate its functionality
	Полевые испытания	Создается опытный полномасштабный образец и испытывается по программе на соответствие техническим требованиям при имитационных или фактических условиях природной среды Test full-scale sample is created and tested according to the program for compliance with technical requirements under imitation or actual environmental conditions
	Испытания на уровне интеграции в систему Integration-level testing	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям Test full-scale sample is created and integrated into the operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements
	Установка системы Installation of the system	Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в предназначенную эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям в предполагаемой природной среде, где успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Test full-scale sample is created and integrated into the intended operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements in the proposed natural environment and successfully works for ≥10 % of the expected service life
	Доказанная технология Proven technology	Производственная единица интегрируется в эксплуатационную систему и успешно работает в течение ≥10 % предполагаемого срока эксплуатации Production unit is integrated into the production system and successfully works for ≥10% of the expected service life

Нефть и газ - определяющие составляющие развития экономики многих развитых стран. Потенциал развития Российской Федерации во многом зависит от будущего нефти и газа на морских глубинах. Морская добыча ресурсов постепенно приобретает важнейшее значение. Для адекватного понимания ситуации достаточно знать, что 85% общих ресурсов сосредоточены в морях.

Начиная с XX века, одной из актуальных проблем стало обеспечение потребностей многих стран топливно-энергетическими ресурсами. Раньше в качестве традиционных ресурсов воспринимали уголь и древесное топливо.

Естественное развитие человечества поспособствовало добыче нефти. Вскоре в лидеры вышел газ.

Прорывом стало время после Второй мировой войны. Потребление нефти увеличилось в пять раз. Потребление газа вовсе достигло невероятных значений.

Основные потребители:

• Россия;
• Ведущие страны Западной Европы;

Районы Земли не одинаково обеспечены полезными ископаемыми. Получается серьёзный дефицит между желанием и возможностями. Два самых лучших примера - и Япония. Американцы добывают треть нефти в мире, но вынуждены покрывать тридцатипроцентный дефицит, импортируя ресурсы.

Япония практически не имеет месторождений нефти, но является ведущей промышленной державой мира. Достаточно вспомнить автомобильную промышленность. Как так получилось? Страна, занимая второе место в мире по объёмам использования нефти, закупает 20 процентов мировой нефти, доступной в мировом рынке.

Безумные темпы потребления полезных ископаемых вынудили учёных искать ответы. При подобном положении дел многие страны начали искать внутренние резервы. По мнению учёных и ведущих экспертов, глубоководная добыча нефти имеет громадный потенциал. Развитые страны сейчас нацелены на поиск новых источников в океане и морских глубинах.

До девятнадцатого века люди не задумывались, что в море существуют источники ископаемых. Морская добыча нефти и газа отсутствовала. Первые попытки добычи нефти из морских глубин описаны в 20–30 годах 19-го века. Азербайджанцы попробовали добывать нефть из неглубоких горизонтов.

Постепенно попытки начали осуществлять американцы, где была пробурена скважина, вскрывшая нефтяные пласты. Азербайджан может считаться родиной морских месторождений.

Система, заточенная под добычу нефти, была создана в Баку в 20-х годах прошлого века. В 1924 там появился первый в мире нефтепромысел. Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896-й.

Один человек самостоятельно бурил скважины с банальной насыпи. Никаких технологических разработок не велось. Прогресса относительно этой области не удалось добиться из-за Второй мировой войны.

Изучение новых аспектов отрасли продолжилось только в 50-х годах после долгих лет застоя. Более 50 государств добывают нефть со дна морей и океанов. Более 150 стран осуществляют поиски полезных ископаемых, используя шельфы.

Крупнейшие морские запасы месторождений

Официально признано более четырёхсот нефтегазоносных бассейнов. Это места, где теоретически можно вести работы по извлечению и добыче нефтяных ресурсов. Крупнейших центров очень мало. Они обеспечивают основные потребности населения Земли. Сюда принято включать четыре источника добычи нефти. Три залива и море:

• Персидский залив;
• Венесуэльский залив;
• Гвинейский залив;
• Северное море.

Выше указаны крупнейшие источники добычи ресурсов. Взят весь мировой океан. Добыча полезных ископаемых на глубинах более 200 метров требует дорогостоящей техники. Извлечение нефти со дна морей обходится значительно дороже, чем на суше, поэтому многие страны, имеющие огромный потенциал относительно добычи, не могут себе позволить специальную технику, предназначенную для кропотливой работы.

Самое проблемное месторождение дало первую нефть

Как добывают ресурсы

Первый этап - работа для геологов. Специально обученные люди изучают акватории морей. После исследования строятся . При процессе работы используются полноценные платформы, которые плавают над местом бурения. Их удерживают огромной тяжести якоря, вес которых достигает несколько тонн.

Альтернатива первому варианту - буровые платформы гравитационного типа. Специальные якоря не используются. Платформы фактически устанавливаются на морское дно. В это основание уже встроены колонны для бурения скважин. Местонахождения рабочих именуется буровой вышкой. Исходя от уровня вместимости платформенного сооружения, там теоретически могут располагаться несколько сотен рабочих.

Норвегия имеет невероятную платформу для современных промышленных реалий. Конструкция достигает практически 500 метров в высоту. Вес составляет 656 000 тонн.

В России морская добыча нефти в морях и океанах существенными темпами начала составлять конкуренцию месторождениям на суше в 2007-м. В 2009-м после бурения скважин нефти началась и добыча газа.

За десять лет компания «Газпром» установила несколько рекордов. Две из трёх платформ, где добывается нефть, установленные на Сахалине, являются самыми тяжеловесными конструкциями в мире.

Российская компания имеет буровые установки в нескольких морях:

• Охотском;
• Баренцевом;
• Печорском.

Компания имеет различные подразделения в других государствах, сотрудничая с Казахстаном, Индией и одним из лидеров отрасли - Венесуэлой.

Насколько нефти и газа хватит человечеству

Нефть и газ - исчерпаемые ресурсы планеты Земля. Двадцать лет назад прогнозы были неутешительны - скоро нефть должна исчезнуть. Вскоре пессимизма стало меньше. На Земле уже не осталось неизведанных мест, где можно поставить буровую установку и открыть месторождение. Текущих запасов нынешнему поколению должно хватить, если учитывать громадный потенциал технологического развития.

Самые богатые страны по количеству нефти:

• Саудовская Аравия;
• Венесуэла;
• Канада;
• Ирак;
• Иран.

Россия - один из . По расчётам многих статистических групп, окончательно иссякнут через тридцать лет. Всего человечеству при текущих расчётах нефти должно хватить на 50 лет. Учёные считают, что динамика потребления нефти увеличивается. Прогноз будет корректироваться.

Относительно газа прогноз более благоприятный. Специалисты насчитали около 200 триллионов метров кубических. Любопытно, что четверть - 25% газовых запасов находится в недрах Российской Федерации. Весь мир добывает за 12 месяцев четыре триллиона метров кубических. По самым грубым подсчётам, газа хватит на пятьдесят лет. Существует много факторов, указывающих, что потребление газа будет расти с каждым годом.

Пессимистические прогнозы предвещают человечеству жестокую борьбу. Прогнозируются войны за энергетические ресурсы. Радикальное развитие событий не поддерживают большинство компаний, занимающихся добычей нефти. У человечества есть громадный запас, чтобы придумать, как в будущем заменить нынешние ресурсы. В развитых странах задумываются над этой проблемой, вынося проблемные вопросы на ведущие промышленные семинары.

Затраты на добычу

Извлечение нефти со дна морей обходится значительно дороже. Процесс является рентабельным. Вложения практически всегда имеют необходимую отдачу. Безусловно, в акватории вкладываются большие денежные средства, которые не приносят прибыль, но такие случаи встречаются нечасто.

Сейчас спрос существенно опережает предложение. Ситуация приводит к тому, что цена на нефть постоянно повышается. В развитых странах более трети промышленных затрат - это расходы на поиск и добычу нефти.

В начале XXI века добротным показателем считалось, когда ресурсы, полученные из морских месторождений, приносили прибыль в четыре раза больше затрат. В последние годы этот показатель снизился, но в будущем, когда нефтяные ресурсы начнут иссякать не исключён очередной ценовой скачок вверх.

Мировые лидеры вкладывают в развитие поисковых работ по глубинным месторождениям огромные деньги, но результатов всё меньше. Альтернативный путь - освоить глубоким бурением подводные пространства. Вполне возможно найти перспективные месторождения, которые помогут ещё не один десяток лет человечеству протянуть на текущих энергетических ресурсах.

В современных реалиях морская добыча ресурсов является одной из важнейших задач для развитых государств. Более 70% всей энергии, потребляемой в мире, дают именно эти ресурсы. Они - исчерпаемые, и человечество продолжает искать всё новые залежи природных ресурсов.

На суше подобных мест практически не осталось. Потенциал есть в глубоководных пространствах морей и океанов. Объёмы затрат на поиск новых месторождений будут расти, но, по прогнозам учёных, с учётом новых месторождений, нефти человечеству хватит не больше, чем на сто лет. Это не повод поддаваться панике, учитывая темпы разработок мировой науки.

Видео: Добыча нефти

Одна из наиболее острых и актуальных проблем в настоящее время - обеспечение всевозрастающих потребностей многих стран мира топливно-энергетическими ресурсами. К середине XX в. их традиционные виды - уголь и древесное топливо - уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками , но и важнейшим сырьем для химической промышленности. За 20 лет, с 1950 по 1970 г., мировое потребление повысилось в 4 раза, а природного газа в 5 раз. В мировом энергетическом балансе доля нефти и газа достигла 64%, в том числе во всех развитых странах она превысила 75%, из которых на государства Западной Европы в 2000 г. приходилось 67%, а США - около 80%. Однако далеко не все районы земного шара в одинаковой степени обеспечены этими полезными ископаемыми.

Большинство промышленно развитых стран удовлетворяют свои нужды за счет импорта нефти. Даже США, одно из крупнейших государств - производителей нефти (примерно треть ее мировой добычи), более чем на 40% покрывает свой дефицит ввозимой нефтью.

Япония, вторая из стран по объемам использования нефти, добывает ее в ничтожно малых количествах, а закупает почти 17% нефти, поступающей на мировой рынок. Западноевропейские государства импортируют до 96% расходуемой нефти, и их потребности в ней продолжают расти.

К началу XXI в. ведущее место в энергетике принадлежит нефти, газу и отчасти углю, несмотря на интенсивное развитие и успехи атомной энергетики. Это повлечет за собой заметное уменьшение запасов горючих ископаемых, так как их возобновление требует многих тысяч лет. В настоящее время существуют довольно разноречивые оценки мировых нефтегазовых ресурсов и темпов их потребления, и все они носят ориентировочный характер. Обычно с учеличением добычи этих ископаемых пропорционально возрастают их разведанные запасы в мире в целом, но в развитых странах добыча нефти, например, опережает рост её разведанных запасов. Кроме того, потребление нефти и газа во многом определяется рыночной кноъюктурой, поэтому оно заметно изменяется от года к году, иногдав течении нескольких лет. Наконец, нехватка собственной нефти и газа и стремление уменьшить зависимость от их импорта стимулирует многие страны к расширению поисков новых нефтегазоносных месторождений. Развитие, обобщение результатов геологоразведочных работ за последнии 20-30 лет убедительно показали, что главным источником добычи нескольких десятков миллиардов тонн нефти и триллионов кубометров газа может служить дно Мирвого океана.

Добыча морских месторождений нефти и газа

По современным представлениям, нефть и газ в недрах создаются в результате преобразования рассеянного оргаического вещества, свойственного субаквальным осадком. При этом необходимое геологическое условие такой трансформации – существование в районах образования и накопления нефти и газа больших по размерам осадочных толщ. Они формируют крупные нефтегазоносные осадочные осадочные бассейны, которые представляют собой целостные автономные системы, где протекают процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Морские месторождения нефти и газа распологаются в пределах этих бассейнов, большая часть площади которых находится в подводных недрах океанов и морей. Планетарные сочетания осадочных бассейнов представляют собой главные пояса нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли (ГПН), подразделяемые на три основных типа: эпигеосинклинальные, перикратонные (краевые) и периокеанические. Геологи установили, что в ГПН существует комплекс природных предпосылок, благоприятных для развития крупномасштабных процессов нефтегазообразования и нефте-газонакопления.

Не случайно поэтому из 284 известных на Земле крупных скоплений углеводородов 212 с запасами свыше 70 млн. тонн обнаружено в пределах ГПН, простирающихся на континентах, островах, океанах и морях. Однако значительные месторождения нефти и газа распределены неравномерно между отдельными поясами, что объясняется различиями геологических условий в конкретных ГПН.

Всего в мире известно около 400 нефтегазоносных бассейнов. Из них примерно половина продолжается с континентов на шельф, далее на материковый склон и реже на абиссальные глубины. Приуроченность осадочных бассейнов к участкам сочленения континентальных и океанических структур позволяет констатировать зависимость количества подводных бассейнов в том или ином районе Мирового океана от протяженности береговой линии.

Для морских нефтепромыслов характерны высокие темпы роста объемов добычи за последние полтора десятилетия. Морскими нефтеразработками ныне охвачено около 350 месторождений, расположенных в разных районах Мирового океана.

Существенная особенность современных морских нефтепромыслов - их размещение в пределах шельфа. Добыча нефти ведется главным образом до глубин 200 метров.

В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров подводных нефтеразработок, которые определяют ныне уровень добычи нефти в Мировом океане. Главный из них - Персидский залив. В его недрах сосредоточено 12-13 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти и 3,6- 3,9 трлн. м 3 природного газа. Здесь извлечено несколько более 200 млн. тонн нефти и 42,0 млрд. м 3 газа, что равно соответственно 40 и 25% от их мировой добычи на море в год.

Второй по объему добычи район - Венесуэльский залив и лагуна Маракайбо. Его запасы нефти на 2005 год оценивались в 1,5 млрд. тонн, а годовая добыча составляла более 100 млн. тонн.

Крупными запасами нефти (410 млн. тонн) и газа (1030 млрд. м 3) обладает Мексиканский залив, где извлекается более 50 млн. тонн нефти и 115 млрд. м 3 газа в год.

Богат нефтью Гвинейский залив, запасы которого оцениваются в 1,4 млрд. тонн, а ежегодная добыча составляет 50 млн. тонн.

Северное море сравнительно недавно стало важным районом добычи нефти и газа, запасы которого пока ориентировочно оценены в 3-7 млрд. тонн. В 2006 году. здесь было добыто 30 млн. тонн нефти.

Другие, довольно многочисленные нефтегазоносные участки Мирового океана с меньшими запасами и объемами добычи представляют существенный интерес для тех стран, которые ведут добычу.

Крупнейшие районы нефтегазодобычи из подводных недр -Персидский, Венесуэльско-Маракаибский и Гвинейский - расположены у берегов развивающихся стран, поставляющих на мировой рынок нефть и газ. Только Мексиканский и Североморский районы находятся у побережий развитых стран - крупных потребителей жидкого и газообразного топлива. Для некоторых европейских стран (Великобритания, Норвегия и др.) добыча нефти и газа со дна Северного моря стала существенным стимулом промышленного роста.

В настоящее время многие страны, в том числе и те, где добыча нефти и газа из подводных недр высокоразвита, ведут разведку новых нефтегазоносных акваторий.

Перспективная на нефть и газ площадь дна океанов и морей равна примерно 60-80 млн. км 2 , в том числе около 13 млн. км 2 приходится на районы с глубинами до 200 метров, что составляет почти половину всей площади шельфа Мирового океана. Прогнозные геологические запасы углеводородов в осадочной толще океанов и морей, по оценке советских и зарубежных специалистов, достигают 60-70% от общемировых. В недрах дна Мирового океана (без районов территориальных вод социалистических стран) может быть обнаружено 550 млрд. тонн нефти и 260 трлн. м 3 газа, из которых на современном уровне техники добычи (без учета стоимости) можно извлечь около 230 млрд. тонн нефти, 200 трлн. м 3 газа. При этом более 60% возможно извлекаемого количества нефти и газа приходится на долю шельфа. Пока еще не учтены возможности нефтегазо-накопления в осадочных породах подножия материков, где геологические условия благоприятны для генерации углеводородов.

Кроме того, добыча нефти и газа из морских недр требует применения дорогостоящей техники. Для нее характерны высокие общие производственные издержки. Например, стоимость буровой платформы для работы на глубинах порядка 45 м равна 2 млн. долл., на глубинах 160-320 метров от 6 до 30 млн. долл. Эксплуатационное основание для глубоководной добычи в Мексиканском заливе будет стоить 113 млн. долл.

Как уже отмечалось, с увеличением глубины в районах нефтяных и газовых промыслов заметно повышаются и эксплуатационные расходы. На глубинах порядка 15 метров при использовании передвижной буровой дневные затраты равны 16 тыс., на глубинах 40 метров 21 тыс. долл. Применение самоходной платформы на глубине 30 метров повышает расходы до 1,5 млн., а на глубине 180 метров до 7 млн. долл.

Таким образом, высокая стоимость нефти на глубинах 300 метров и более делает ее рентабельной только на крупныx месторождениях.

Неодинаковы затраты на добычу «подводной» нефти в разных географических условиях. Открытие одного месторождения в мелководном Персидском заливе обходится примерно в 4 млн. долл., во внутренних морях Индонезии - почти в 5 млн., а в Северном море - порядка 11 млн. долл.

Сопоставление общих затрат на добычу нефти на суше и на море показывает, что частично они более значительны для первых, частично - для вторых разработок. К примеру, на суше более высоки издержки на разведку, так как здесь промышленный дебит нефти дают лишь 12% скважин, а на море - 42%. На континентальных месторождениях нефть залегает обычно глубже, чем на морских, поэтому на суше бурением проходится большая толща породы, чем на море, а бурение - один из наиболее капиталоемких процессов добычи. Довольно дорого на суше стоит подготовка участка для бурения.

Стоимость лицензии на разработку морского месторождения вдвое выше, чем континентального. Большие расходы связаны с применением специальной дорогостоящей техники. Значительных затрат требует сооружение хранилищ и транспортировка нефти и газа к берегу. Вместе с тем, как правило, высокий промышленный дебит морских скважин существенно снижает эксплуатационные расходы по сравнению с эксплуатационными расходами при добыче на суше.

В среднем пока извлечение нефти со дна моря обходится несколько дороже, чем ее добыча в соответствующих районах на суше. На некоторых акваториях поиск и добыча ее ещё не стали рентабельными. Однако для мирового производства жидкого топлива в целом нефть, добытая со дна моря, стала конкурентоспособной по сравнению с нефтью, добытой на суше. Кроме того, в современных условиях спрос на нефть опережает предложение. Это влечет за собой повышение цен на нее и стимулирует рост капиталовложений в освоение подводных нефтяных месторождений. Общие затраты на разведку и добычу нефти со дна моря в капиталистических странах достигают примерно 1/3 всех расходов по нефтегазовой промышленности. В начале 70-х годов на разработку морских нефтегазовых месторождений было израсходовано 25 млрд. долл., к началу 80-х годов эти расходы увеличились почти вдвое. Самые большие вклады в освоение подводных нефтегазовых месторождений в начале 70-х годов приходились на долю США (около 19 млрд. долл.), но в последующие годы по темпам роста капиталовложений их опередили Канада, Австралия и североморские государства.

По ценам на январь 2002 г. было продано нефти и газа, полученных из морских месторождений, на общую сумму порядка 100 млрд. долл., что в 4 раза превысило затраты на их добычу. Это свидетельствует о том, что морские нефтегазовые промыслы в настоящее время дают значительную прибыль. Заметное влияние на них оказывает рыночная конъюнктура, что проявляется в общем в двух основных аспектах.

Во-первых, регулярное повышение цен на нефть и газ в последнее десятилетие вместе с совершенствованием техники добычи увеличивает рентабельность морских промыслов, так как издержки на разведку и на извлечение этих видов топлива с лихвой покрываются его продажей по высоким рыночным ценам. Вместе с тем применение новой техники и современных способов хранения и транспортировки морской нефти снижает ее себестоимость.

Во-вторых, расширение производства нефти и газа в результате освоения морских площадей увеличивает топливные ресурсы развивающихся стран - основных экспортеров нефти и в значительной мере ослабляет зависимость ог импорта нефти некоторые развитые страны, в частности Норвегию и Великобританию.

В то же время многим развитым капиталистическим странам свойственна явно выраженная нефтяная экспансия, особенно в отношении подводных залежей, так как получение лицензий на морские месторождения, вероятно, проще, чем на континентальные, находящиеся на территории государства. Так, крупнейшие нефтяные компании США — страны, менее других капиталистических стран зависящие от импорта нефти, участвуют в эксплуатации морских месторождений на Ближнем Востоке, у берегов Мексики, Венесуэлы, в Северном море и в других районах Мирового океана, весьма удаленных от её берегов.

Япония, которая ввозит 99% потребляемой нефти и 74% природного газа, на правах долевого участия добывает нефть на акваториях некоторых Ближневосточных государств, но особенно активно она ведет разведку на шельфе стран Юго-Восточной Азии, Австралии, Новой Зеландии с перспективой развития здесь собственной добычи нефти и газа.

Подобные экспансионистские тенденции проявляют не только национальные нефтяные компании Великобритании, Франции, Германии и других развитых стран, но и межнациональные.

В настоящее время в Мировом океане широко развернулся поиск нефти и газа. Разведочное глубокое бурение уже осуществляется на площади около 1 млн. км 2 , выданы лицензии на поисковые работы еще на 4 млн. км 2 морского дна. В ближайшие 20 лет предполагается освоить глубоким бурением 3 млн. км 2 подводных пространств. Это позволит осуществить разработку новых доступных морских месторождений. Однако при всевозрастающих потребностях в этих видах топлива морские промыслы, по предварительным данным, смогут лишь наполовину обеспечить запросы в них развитых стран. В условиях постепенного истощения запасов нефти и газа на многих традиционных месторождениях суши заметно повышается роль Мирового океана как источника пополнения этих дефицитных видов топлива.