Второй международный молодежный
образовательный форум
«Арктика. Сделано в России»
Вопросы обеспечения безопасности
подводной добычи нефти и газа в
Арктике
А.Д. Дзюбло (РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
Россия, Тверская область
2016
1

Карта Арктики (примерно
соответствует региону, очерченному
красной линией + залив Кука и шельф
Сахалина) с отмеченными:
зеленым – акваториями, где
разведочное бурение пока не
выявило промышленных запасов;
синим
–
акваториями,
где
открыты морские месторождения;
коричневым - перспективными
акваториями, где разведочное
бурение пока не проводилось или
его результаты неизвестны;
красным – акватории, где ведется
или должна начаться добыча.
2

Структура начальных суммарных извлекаемых ресурсов углеводородов
Арктической зоны РФ
По состоянию на 01.01.2015 г. в российской зоне шельфа Арктики открыто
20 морских и 13 транзитных месторождений нефти и газа (Варламов А.И.).
3

Баренцево-Карский регион. Современное лицензионное состояние
4

Современное лицензионное состояние восточных морей Арктики
5

Особенности распространения углеводородного сырья в арктической
зоне России и факторы риска
1. Нефтегазовый потенциал Арктических морей России наиболее полно изучен в
Баренцево-Карском регионе, где открыты крупные и уникальные
месторождения газа и газоконденсата.
2. По природно-климатическим условиям субарктический регион Охотского моря
следует отнести по сложности освоения углеводородов к Арктике.
3. Наиболее доступны с учетом технико-экономических показателей освоения
газовые ресурсы шельфа Охотского и Карского морей, включая месторождения
Обской и Тазовской губ, нефтяные – в Печорском море и на шельфе острова
Сахалин.
4. Факторы риска, сопутствующие работам в Арктических морях, включают в
себя:
Природно-климатические условия;
Сложные ледовые условия;
Пропахивание морского дна льдом;
Скопление приповерхностного газа;
Миграция донных форм;
Сейсмическая активность и новейшая тектоника.
6

Хронология развития технологий подводной добычи углеводородов

Цели использования:
обеспечение добычи на морских месторождениях, где добыча УВ другими
методами невозможна;
снижение затрат на добычу УВ на морских месторождениях, где возможно
добыча другими способами
повышение безопасности добычи на морских месторождениях
Хронология развития технологий подводной добычи углеводородов:
1970-1980-е годы -
добыча на мелководье (до 50 м);
1990-е годы -
добыча на глубинах до 150-200 м;
автоматические системы с дистанционным обслуживанием
2000-е годы -
добыча на глубоководных месторождениях (более 900 м),
развитые технические средства обеспечения работы ПДК;
подводное компримирование;
подводное нагнетание;
подводная сепарация;
подводная подготовка (частичная) продукции.
7

Современное состояние технологий подводной добычи УВ

В мире:
накоплен значительный положительный опыт создания, эксплуатации, обслуживания ПДК различной
сложности, сегодня в мире находятся в эксплуатации более 4600 систем подводной добычи;
сформировалась отрасль промышленности по производству ПДК, технологического оборудования и
технических средств для строительства, монтажа и обслуживания ПДК;
происходит постоянное совершенствование и расширение номенклатуры технических средств;
наблюдается жесткая конкуренция на рынке производителей оборудования ПДК, сформирован пул компанийпроизводителей;
сформировалась сеть сервисных компаний по строительству и обслуживанию ПДК;
хорошо развита нормативная база по стандартизации (на изделия, технологию строительства и обслуживания).
Существует большое количество сложным образом увязанных между собой документов, однако, однако,
опираясь только на них, организовать процесс проектирования, строительства и эксплуатации ПДК
невозможно.
В России:
единственный опыт применения, эксплуатации и обслуживания ПДК есть на Киринском месторождении;
научно-технические разработки, направленные на развитие технических средств для создания ПДК, не
проводятся;
производство оборудования для ПДК (включая копирование зарубежных технических средств) отсутствует;
создается нормативная база, которая осуществляется идет путем перевода ограниченного количества
зарубежных стандартов, без рассмотрения совокупности других обеспечивающих их документов.
8

Мировой опыт использования подводного добычного
комплекса
Месторождение Ормен Ланге (Норвегия)
Краткая характеристика:
Месторождение Снёвит
(Норвегия)
Глубина моря – 850 м - 1100 м
Краткая характеристика:
Расстояние от берега – 120 км
Глубина моря 250-340 м
Проектное число скважин – 24
Расстояние от берега – 140 км
Введено в эксплуатацию в 2007 году
Введено в эксплуатацию в 2008 году
Оператор – SHELL
Оператор - Статойл (Statoil)
9

10.

Обзорная схема шельфа Баренцева моря
Схема комплексного обустройства
месторождений Штокмановского района
Баренцева моря
10

11.

11

12.

Строительство и обустройство
эксплуатационных скважин Киринского ГКМ
ППБУ «ПОЛЯРНАЯ ЗВЕЗДА»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ
СКВАЖИНА
Противотраловая
защита
Подводная фонтанная
арматура
12

13. Подводный добычной комплекс Киринского ГКМ

Линейные объекты от берега до ГКМ
Временный
коффердам
Газосборный коллектор 508 х 22.2мм
Трубопровод МЭГ 114,3 х 7.9мм
Основной шлангокабель 120мм
ПЛЕТ 20” (508мм)
L=28,7км
L=29.3км
L=29.6км
Глубина воды до 95м
Навигация: июнь-октябрь
Система сбора газа (ПДК)
13
Манифольд
Внутрипромысловые трубопроводы L=13,2км
273,1 x 15.9мм + 4 ПЛЕТа + 2 Тройника
Внутрипромысловые шлангокабели L=16,2км
Навесные перемычки шлангокабелей
Компенсаторы

14. Арктические условия – подводные проблемы

14

15. Чувствительная окружающая среда  никаких сбросов

Чувствительная окружающая среда никаких сбросов
Замкнутая
электрогидравлическая
система управления
Безвредные («зеленые»)
контрольные флюиды
В критических ситуациях,
остановы систем в скважинах с
помощью клапанов,
«самозакрывающихся при
отсутствии гидравлического
давления»
Общая схема системы управления ПДК
15

16. Лед и мелководье – оборудование, заглубленное в грунт дна моря

Припайный лед на мелководье или
айсберги могут оказывать физическое
ударное воздействие на подводные
объекты.
Специалисты
предлагают
заглублять оборудование в грунт:
Пример в правом верхнем углу очень
компактный – манифольд + 4 скважины
Пример с правом нижнем углу более
широкий – компоновка кустом
16

17. Специфика ПДК как опасного производственного объекта

Высокая степень автоматизации
– отсутствие людей в непосредственной близости от работающего оборудования;
– высокие требования к надежности работы оборудования.
Обслуживание и ремонт при помощи спускаемого с судов оборудования
– связаны с риском для людей;
– имеют ограничения на проведение по природно-климатическим условиям;
– падение предметов с судов, якорей и якорных цепей могут нанести повреждения другим
подводным объектам.
Высокие производственные и экологические риски
– Сложность, длительность и опасность для судов при ликвидации аварий с фонтанированием
скважины;
– последствия выбросов УВ при фонтанировании скважины существенно превосходят объемы
разливов при разрывах подводных трубопроводов и авариях танкеров;
– сложность обнаружения малых утечек УВ
Влияние состава утечки на экологические последствия
– объемы разливов, области распространения и время существования углеводородного
загрязнения, применимость технологий их сбора существенным образом зависят от физикохимических свойств вытекших УВ (нефть/конденсат) и сезона разлива
Отмеченное обусловливает необходимость обеспечения безопасности на всех этапах жизненного
цикла ПДК (проектирование → производство оборудования → строительство → эксплуатация)
17

18. Основные решения по обеспечению безопасности (снижению рисков) для ПДК

А. Отсутствие людей вблизи работающего оборудования:
автоматизация оперативного управления работой ПДК,
полное исключение водолазных работ для управления, обслуживания и
ремонта (робототехнические комплексы).
Б. Обеспечение безопасности при проведении работ с судов:
использование специального оборудования, позволяющего проводить работы
в морских условиях безопасным образом;
применение технологий проведения работ, обеспечивающих возможность
прерывания этих работ в произвольный момент;
создание локальных внешних защитных конструкций над наиболее
уязвимыми элементами ПДК и в местах предполагаемого проведения
активных работ.
Проблемы обеспечения промышленной безопасности подводных добычных комплексов
18

19. Основные решения по обеспечению безопасности (снижению рисков) для ПДК

В. Требования к системе барьеров безопасности:
обеспечить надежность
экстремальных условиях,
и
живучесть
барьеров
безопасности
в
контроль работоспособности каждого барьера безопасности и возможность
проведения его ремонта (либо гарантия его надежности на весь период
эксплуатации),
оптимальное дублирование барьеров в системе (отказ одного активного
барьера в системе не может привести к аварии);
архитектура системы должна минимизировать возможность каскадного
распространения аварии как в пределах ПДК, так и с ПДК на сопряженные с
ним морские платформы и наоборот.
Г. Организационные решения
Применять комплексные системы управления безопасностью (в соответствии
с требованиями API RP 75)
19

20. Основные решения по обеспечению безопасности (снижению рисков) для ПДК

Д. Применять особые требования к скважине и устьевому оборудованию,
ужесточенные после аварии в Мексиканском заливе
при бурении, строительстве скважин,
при добыче и проведении внутрискважинных работ, ремонте.
Е. Обращать особое внимание снижению экологических рисков
регулярное проведение неразрушающего контроля (внутритрубная диагностика
и др.),
обеспечить контроль возникновения незначительных утечек (постоянного - в
местах множественных соединений, периодический – на всем оборудовании и
трубопроводах с помощью наблюдения с ROV);
использовать технологии
и технические решения, обеспечивающие
возможность быстрой ликвидации малых утечек без остановки добычи;
ввести критерий «допустимого» экологического риска при эксплуатации ПДК.
20

21.

«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса
России»
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

Строительством надводных и подводных сооружений для , сбора и транспортировки нефти и газа потребителям.

Работами на нефть и газ охвачены огромные акватории Мирового океана в осадочной толще дна которого открыто около 1000 месторождений. Основные запасы нефти и газа и большей части добычи приходятся на континентальный шельф , в ряде районов Мирового океана считаются нефтегазоносными также континентальный склон и океаническое ложе. нефти и газа обнаружены на шельфах 60 стран. Более 500 залежей разрабатывается у побережья США, около 100 — в Северном море, более 40 — в Персидском заливе. Нефть обнаружена и добывается на Северной и Южной Америки , Европы , Юго-восточной Азии, Африки , Австралии , Новой Зеландии и ряда других акваторий. В традиционный нефтедобывающий район — Каспийское море.

Начало морской добычи нефти относится к 20-м гг. 19 века, когда в районе г. Баку в 20-30 м от берега сооружали изолированные от воды колодцы, из которых черпали морскую нефть из неглубоко залегающих горизонтов . Обычно такой колодец эксплуатировался несколько лет. В 1891 на Калифорнийском побережье Тихого океана наклонная скважина, забой которой отклонился на расстояние 250 м от берега, впервые вскрыла продуктивные пласты морской залежи. С тех пор калифорнийский шельф стал основным объектом поиска, разведки и добычи углеводородов под дном Тихого океана. Первый в мире морской нефтепромысел появился в 1924 около г. Баку, где начали вести бурение скважин в море с деревянных островков, которые позднее стали крепить стальными сваями, цементируемыми в морском дне. Основания для бурения скважин с целью разработки морских нефтяных месторождений стали создавать в CCCP в начале 30-х годов 20 века. В конце 40-х — начале 50-х гг. широкое применение на Каспии получил эстакадный способ добычи нефти. Подобные морские нефтепромыслы при глубине моря 15-20 м были сооружены также в Мексиканском заливе и в Венесуэле . Строительство плавучих технических средств для освоения морских месторождений нефти началось в основном в 50-х гг. 20 века с создания буровых платформ .

Систематические поиски нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954. В 1965 всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 21 страна, в 1973 более 30 стран, в 1984 свыше 40 государств добывают газ и нефть со дна морей и океанов и свыше 140 осуществляют их поиски на шельфах. Основные районы морской нефтедобычи: Персидский залив, акватории озера Маракайбо и венесуэльского шельфа, Мексиканского и Гвинейского заливов, северного шельфа Аляски, а также акватории Калифорнийского залива и залива Кука (см. Персидского залива нефтегазоносный бассейн , Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн , Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн , Калифорнийские нефтегазоносные бассейны) и др. Особое значение приобретает Северное море (см. ), где в течение лишь одного десятилетия прошли все стадии поиска и разведки и началась интенсивная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений .

В общую систему по добыче нефти и газа на морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы: одна или несколько платформ , с которых бурятся эксплуатационные скважины (см. ); трубопроводы , соединяющие платформу с берегом; береговые установки по переработке и хранению нефти, погрузочные устройства. Развёртывание работ по добыче нефти в море потребовало создания комплекса специализированных технических средств, принципиально отличающихся от традиционных. К ним относятся: плавучие буровые установки (ПБУ) различных типов и буровые суда (см.); стационарные платформы для бурения эксплуатационных скважин; суда снабжения буровых платформ; специализированные несамоходные грузовые суда для доставки секций стационарных установок к месту монтажа; средства для строительства морских трубопроводов; плавучее грузоподъёмное и монтажное оборудование; хранилища добытой нефти и газа (см. ). В ряде акваторий ведётся разработка месторождений нефти и газа с расположением устьевого оборудования скважин на дне морей. Такие скважины широко эксплуатируются компаниями на глубине до 250 м и более.

Новым направлением подводной добычи нефти является создание подводных эксплуатационных комплексов, на которых созданы нормальные атмосферные условия для работы операторов. Оборудование и материалы (цемент, глина , трубы, агрегаты и др.) доставляются на буровые платформы судами снабжения. На них устанавливаются также декомпрессионные камеры и необходимое оборудование для проведения водолазных и ряда вспомогательных работ. Добытая нефть транспортируется на берег с помощью морских трубопроводов , которые прокладываются в открытом море с помощью специализированных судов-трубоукладчиков. Наряду с трубопроводами используются системы с рейдовыми причалами. Нефть к причалу поступает по подводному трубопроводу и далее по гибким шлангам или стоякам подаётся к танкерам . Известно 3 основных типа рейдовых причалов: в виде одиночного буя с гибкой связью с танкером; в виде шарнирно-закреплённой на дне башни и гибкой связи; с жёсткой связью буя с танкером, используемым для обработки и хранения нефти. При значительном удалении отдельных скважин от берега используются также плавучие или погружённые резервуары.

Бурение на нефть и газ в арктических условиях имеет свои особенности и зависит от ледовой обстановки и глубины моря. Существует 3 способа бурения в этих условиях: с плавучего судна; со льда; с установленной на дне платформы или судна, способных противостоять действию льда. Большой опыт по бурению со льда накоплен в Канаде , где бурят на глубине до 300 м. При отсутствии мощного ледового основания и значительных глубинах применяются массивные плавучие кессонные конструкции, оснащённые подруливающими устройствами, способные функционировать большую частью года и противостоять действию движущегося льда, волн, ветра и течений. Для раскалывания крупных льдин и отвода айсбергов служат вспомогательные суда. При наличии крупных айсбергов, отвод которых затруднён, кессонная эксплуатационная конструкция отсоединяется от дна и отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.

Работы по морской добыче нефти и газа характеризуются высокой интенсивностью. Ежегодно на шельфе бурится 900-950 поисково-разведочных скважин суммарной проходкой около 3 млн. м и 1750-1850 эксплуатационных скважин общим метражом 4,4-4,7 млн. м. Затраты на бурение на глубине 20-30 м превышают аналогичные затраты на суше примерно в 2 раза, на глубине 50 м — в 3-4 раза, а на глубине 200 м — в 6 раз. Существенно выше и затраты на прокладку трубопроводов (в 1,5-3 раза), а также постройку нефтехранилищ (в 4-8 раз). Стоимость ежегодно за рубежом морской нефти и газа оценивается в 60 млрд. долларов Обычно в мировой практике в общую стоимость нефти включаются также затраты на геологоразведочные работы . Из этих затрат, составляющих 10-30% эксплуатационных расходов , 20-30% приходится на геофизическую разведку и 70-80% на разведочное бурение.

Прогнозные ресурсы нефтепродуктов в Мировом океане ориентировочно превышают 300 млрд. т в нефтяном эквиваленте (1 т нефти=1200 м 3 газа), что составляет около половины всех нефтяных запасов планеты. Запасы в недрах шельфов и материковых склонов зарубежных стран оцениваются в 230 млрд. т нефти и 2000 трлн. м 3 газа. Темпы добычи нефти из недр морей и океанов непрерывно растут. В 1960 на морских промыслах мира добыто около 25 млн. т нефти (примерно 4% общемировой добычи), в 1966 около 100 млн. т, в 1968 около 300 млн. т, в 1972 свыше 450 млн. т нефти и 169 млрд. м 3 газа (19% общемировой добычи), а в 1982 около 25% общей добычи нефти и более 15% добычи газа (без CCCP). Ожидается, что доля морской нефти во всём мире к 2000 достигнет 50%. На начало 1983 суммарная накопленная добыча на шельфах капиталистических и развивающихся стран составила свыше 11 млрд. т нефти и 4 трлн. м 3 газа.

Впадина Южной Атлантики продолжает к югу Северную Атлантику. В приэкваториальной зоне ширина океана 3000 км, на юге. (между Аргентиной и Намибией)-до 8000 км. Наибольшие глубины моря (6245 м) отмечены у южного борта аргентинской котловины.

Южная Атлантика.
Впадина Южной Атлантики продолжает к югу Северную Атлантику. В приэкваториальной зоне ширина океана 3000 км, на юге. (между Аргентиной и Намибией)-до 8000 км. Наибольшие глубины моря (6245 м) отмечены у южного борта аргентинской котловины. Формирование впадины Южной Атлантики началось позже впадины Северной Атлантики. Здесь можно выделить несколько нефте - газоносных бассейнов, из которых наибольший интерес представляют следующие: Гвинейский или Конго-Нигерийский (Африканский шельф), Амазонский и Реконкаво-Кампус (Южно-Американский шельф).

Гвинейский (Конго-Нигерийский) нефтегазоносный бассейн. В его составе выделяют несколько суббассейнов: Абиджанский, Того-Бенинский, Нижне-Нигерийский, Камерунский, Габонский, Конго-Кабинда (Нижне-Конголезскнй) и Кванза.

Абиджанский нефтегазоносный суббассейн располагается на шельфе Кот-д"Ивуар и Ганы. Здесь выявлено несколько нефтяных и газовых месторождений, наиболее крупные из которых Бельер и Эспуар. Запасы нефти, соответственно, равны 87 и 100-136 млн. т.

Того-Бенинский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Бенина, где открыто нефтяное месторождение Семе. Продуктивны туронские известняки, глубина залегания 2 и 2,2-2,4 км. Ниже нефтяных горизонтов вскрыты залежи газа и конденсата.

Нижне-Нигерийский нефтегазоносный суббассейн расположен в Дельте р. Нигер.

В Нижне-Нигерийском суббассейне открыто свыше 230 месторождений углеводородов, в том числе 70 на шельфе. Начальные извлекаемые запасы суббассейна оцениваются в 3,4 млрд. т нефти и 1,4 трлн. м3 газа, в том числе на шельфе 650 млн. т нефти и более 130 млрд. м3 газа. Большинство месторождений (70 % запасов) находятся на морском продолжении рифта Бенуэ, вдоль которого течет р. Нигер. Здесь открыты наиболее крупные месторождения нефти: Мерен, Окан, Дельта, Дельта Юг, Форкадос-Эстуар.

Камерунский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Камеруна, здесь открыто 16 нефтяных и 10 газовых месторождений. Наиболее значительны месторождения Коле и Южная Сайга Габонский нефтегазоносный суббассейн связан в основном с дельтой р. Огове. Здесь открыто 48 нефтяных и 2 газовых месторождения, из которых 32 месторождения расположены на шельфе. Наиболее крупное месторождение Гронден имеет запасы 70 млн. т нефти. Всего на шельфе Габона разведанные запасы составляют 150 млн. т нефти и 40 млрд. м3 попутного газа.

Нефтегазоносные суббассейн Конго-Кабинда (Нижне-Конголезский) расположен на шельфах юга Габона, Конго, Анголы и Заира. Выявлено 39 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами 310 млн. т нефти и 70 млрд. м3 газа. Месторождения мелкие и средине. Наиболее крупное нефтяное месторождение Эмерод открыто в 1960 г. на шельфе Конго, близ границы с Анголой. В этой же зоне располагается группа месторождений Малонго с запасами нефти 152 млн. т.

Общие начальные потенциальные извлекаемые запасы на атлантическом шельфе Африки оцениваются в 5,1 млрд.т углеводородов.

Амазонский нефтегазоносный бассейн охватывает шельф в основном северо-восточного побережья Бразилии, а также шельфы Гвианы и Суринама. Промышленная нефтегазоносность установлена на шельфе Бразилии, где выделяют следующие основные нефтегазоносные суббассейны: дельты р. Амазонки, Маражо-Баррейриньяс и Сеара-Потигур.

Нефтегазоносный суббассейн дельты р. Амазонки (Фос-ду-Амазонас) расположен на периклинальном опускании Гвианского щита. На шельфе первое газовое месторождение Пирапема обнаружено в 1976 г. в 250 км от берега при глубине моря 130 м.

Нефтегазоносный суббассейн Маражо-Баррейриньяс практически не разведан.

Нефтегазоносный суббассейн Сеара-Потигур содержит несколько мелких нефтяных и газовых месторождений. Залежи связаны с меловыми породами, залегают на глубине 1700-2500 м. Наиболее значительны следующие месторождения: Ксареу, Курима, Убарана и Агулья.

Нефтегазоносный бассейн Реконкаво-Кампус расположен на восточном шельфе Бразилии, в его пределах выделяют следующие суббассейны: Реконкаво (Байа), Сержипи-Алагос, Эспириту-Санту и Кампус.

Нефтегазоносный суббассейн Реконкано расположен в основном
на суше (его морское продолжение называется Байа). Здесь выявлено свыше 60 месторождении углеводородов. Наиболее крупные ВА-37 и ВА-38. выявленные в 12 км от берега; Нефтегазоносный суббассейн Сержипи-Алагос протягивается вдоль побережья на расстояние 350 км при ширине шельфа до 30 км. В нем открыто около 30 нефтяных месторождений, из них 9 - на шельфе. Наиболее значительны месторождения Гуарисема и Кайоба, общие запасы которых оцениваются в 31 млн. т нефти и 10 млрд. м3 газа.
На нефтегазоносном суббассейн Эспириту-Санту выявлены мелкие месторождения нефти. Наиболее крупное - Касау, Нефтегазоносный суббассейн Кампус связан с рифтом шириной от 10 до 70 км. Открыто 14 нефтяных и 1 газовое месторождение. Первое месторождение Гароупа открыто в 1974 г. в 80 км от Рио-де-Жанейро. Запасы его 82 млн. т нефти. Позже здесь были выявлены месторождения Паргу, Намораду, Эншова, Багре, Черне, Мерлуза и др. Наиболее крупное месторождение Намораду имеет запасы нефти 55 млн. т. Общие разведанные запасы нефти этого суббассейна оцениваются в 100 млн. т нефти и 14 млрд. м3 газа. Размеры месторождений возрастают по мере движения в глубь бассейна, на большие глубины акваторий.

Суббассейн Кампус - основной морской нефтегазодобывающий район Бразилии. Потенциальная нефтедобыча составляет около 18 млн. т в год. Общая стоимость освоения этого района оценивается в 3 млрд. дол. Себестоимость 1 т нефти - 44,5 дол.

Всего на Атлантическом шельфе Южной Америки открыто более 60 месторождений нефти и газа с начальными извлекаемыми запасами более 250 млн. т нефти и около 200 млрд. м3 газа.

Западная часть Индийского океана.
Включает в себя подводную континентальную окраину Восточной Африки, Красное море, шельфовые зоны Аравийского полуострова (в том числе и Персидский залив), а также западный шельф Индийского субконтинента. Ложе западной части Индийского океана состоит из глубоководных котловин: Агульяс (6230 м), Мозамбикской (6290 м), Мадагаскарской (5720 м), Маскаренской (5350 м), Сомалийской (5340 м) и Аравийской (5030 м.). В западной части океана находится также Аравийско-Индийский срединно-океанический хребет. Промышленная нефтегазоносность установлена в пределах подводной континентальной окраины и в межконтинентальных акваториях. Наиболее, крупные нефтегазоносные бассейны следующие: Красное море, Персидский залив и западный (Бомбейский) шельф Индии.

Нефтегазоносный бассейн Красного моря охватывает узкую рифтогенную впадину шириной 200-300 км и протяженностью 2 тыс. км. Рифт разделяет Африканскую и Аравийскую плиты. В осевой зоне моря его глубина достигает 2635 м.
На севере впадина Красного моря разветвляется, образуя два залива -Суэцкий и Акабский, каждый из которых имеет рифтогенное строение. Основные ресурсы углеводородов Красного моря приурочены к Суэцкому нефтегазоносному суббассейну. Его протяженность 300 км при ширине 60 -80 км, площадь 20 тыс. км2. В суббассейне открыто 44 нефтяных месторождения, из них 29 морских и 3 прибрежно-морских.
К крупным месторождениям этого региона относятся: Эль-Морган (запасы 115 млн. т нефти), Рамадан (100 млн. т нефти); Белаим-Море (78 млн. т нефти); Джулай (82 млн. т нефти); Октобер. Эти пять месторождений дают до 95%добычи нефти в Суэцком канале.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива охватывает залив и прилегающую часть суши. В его пределах находятся территориальные воды Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака Ирана и Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ). Общая площадь залива - 239 тыс. км2, площадь бассейна с его сухопутной частью- 720 тыс. км2. Здесь выявлено около 70 нефтяных и 6 газовых месторождений, которые группируются вдоль разломов северо-западного и северо-восточного простирания.

Персидский залив характеризуется высокой концентрацией запасов нефти в сравнительно небольшом числе гигантских месторождений. Более половины нефтяных ресурсов этого региона сосредоточено всего в 13 месторождениях. Непосредственно в заливе расположены следующие гигантские месторождения нефти: Сафания-Хафджи, Манифа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Берри, Зулуф, Зукум, Лулу-Эсфаидияр, Эль-Букуш и др.

Сафания (Сафания-Хафджи) - крупнейшее в мире морское месторождение, принадлежит Саудовской Аравии. Открыто в 1951 г., введено в эксплуатацию в 1957 г. Начальные извлекаемые запасы- 2,6-3,8 млрд. т. Месторождение было открыто на суше, куда заходит его небольшая западная периклиналь. В геологическом отношении - это крупная антиклинальная складка размером 65*18 км.

Южнее месторождения Сафания находится второй нефтяной гигант Персидского залива - месторождение Манифа с извлекаемыми запасами 1,5 млрд. т. Антиклинальная складка, к которой приурочены залежи, находится в 13 км от берега. Размеры ее 23X15 км, глубина залегания продуктивных горизонтов 2-2,5 км. Месторождение открыто в 1957 г.

В непосредственной близости от Сафании-Хафджи открыто еще два нефтяных гиганта - месторождения Зулуф и Лулу-Эсфандияр, запасы которых оценивают соответственно в 0,78 и 4 млрд. т нефти.

В 50 км от западного берега Персидского залива находится еще одно крупное нефтяное месторождение - Абу-Сафа (568 млн. т нефти). Нефть содержится в трещинах и в кавернах известняков позднеюрского возраста (свита Араб). Скважины отличаются высокими дебитами. Своеобразный рекорд был установлен в 1966 г., когда из четырех эксплуатируемых скважин на месторождении за год было получено 2 млн. т нефти.
Месторождение Умм-Шейф (707 млн. т нефти) открыто в 1958 г. в 35 км к востоку от о. Дас при глубине моря 15 м. В 86 км на юго-восток от месторождения Умм-Шейф в 1963 т. обнаружено крупное нефтяное месторождение Закум (744 млн. т нефти). Оба месторождения принадлежат эмирату Абу-Даби (ОАЭ), которое более половины нефти добывает со дна моря.

Бомбейский (Индский, Западно-Индийский) нефтегазоносный бассейн сформировался на западном шельфе Индийского субконтинента на продолжении Камбейского рифта. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого бассейна - Бомбей-Хан, выявленное в 1974 г. в 160 км от Бомбея. Запасы месторождения до 250 млн. т нефти. Нефть легкая, дебиты скважин 200-500 т/сут. Эксплуатация месторождения начата в 1976 г., потенциальная добыча - до 10 млн. т в год.

К северу от Бомбейского свода открыты нефтяное месторождение Дну и газовое Дом, а к востоку и югу - еще шесть месторождений нефти и газа: Тарапур, Северный и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57. Из них наиболее крупное - Северный Бассейн с запасами 2 млн т нефти. Общие разведанные извлекаемые запасы нефти Бомбейского бассейна 400 млн. т.

Месторождения углеводородов приурочены к максимально прогретым зонам бассейна. Изолинии наиболее высоких градиентов температур совпадают в плане с изолиниями наиболее зрелого органического вещества и месторождениями нефти и газа, что свидетельствует об определяющем влиянии температурного фактора на образование углеводородов и их залежей.

Восточная часть Индийского океана.

Восточный сегмент Индийского океана включает в себя Бенгальский залив вместе с шельфами Индии, Бангладеш и Бирмы, глубоководные котловины (Центрально-Индийская, Кокосовая, Южно-Австралийская, Крозе, Африкано-Антарктическая, Австрало-Антарктическая и Западно-Австралийская), Яванский глубоководный желоб, подводную окраину Северо-Западной Австралии (Тиморское море). Наиболее значительны Бенгальский и Западно-Австралийский нефтегазоносные бассейны.
Бенгальский нефтегазоносный бассейн охватывает Бенгальский залив и северную часть Центрально-Индийской котловины. Размеры его 3000x1000 км, площадь -2,75 млн. км2. Нефтегазовые ресурсы бассейна изучены слабо.

Западно-Австралийский нефтегазоносный бассейн охватывает подводную континентальную окраину Западной Австралии. Ширина шельфа до 300 км, площадь его - 0,5 млн. км2 Площадь континентального склона 0,3 млн. км2. Вдоль западного и северо-западного побережья Австралии протягивается серия рифтогенных прогибов: Перт, Карнарвон, Дампир, Броуз, Бонапарт-Галф. С этими прогибами связаны одноименные нефтегазоносные суббассейны.

Пертский нефтегазоносный суббассейн имеет на шельфе только одно газовое месторождение Гейдж-Роудз, открытое в 1970 г.

Основные запасы углеводородов на западном шельфе Австралии сосредоточены в нефтегазоносном суббассейне Дампир площадью 150 тыс. км2. Наиболее крупные месторождения: Гудвин (140 млрд. м3 газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. м3 газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).

В Тиморском море (шельф Сахул) расположены два суббассейна - Броуз и Бонапарт-Галф. Площадь первого - 130 тыс. км2. Здесь открыто одно нефтяное месторождение (Пуффин) и два газовых, в том числе Скот-Рифф с запасами 180 млрд. м3 газа. Площадь нефтегазоносного суббассейна Бонапарт-Галф 60 тыс. км2. В его пределах открыто четыре газовых месторождения (Петрел, Терн и др.) и нефтяное месторождение Джабиру.

Западная часть Тихого океана.

Тихий океан занимает площадь 180 млн. км2. Он со всех сторон окружен альпийскими складчатыми сооружениями Круготихоокеанского подвижного пояса. Это создает принципиально иную тектоническую его обстановку. Если подводные окраины Северного Ледовитого, Атлантического и Индийского океанов относятся в основном к пассивным типам окраин, то тихоокеанские к активным, Вдоль них происходит столкновение литосферных плит и погружение океанской литосферы под континент или островные дуги, словно подводные окраины Тихого океана можно разделить на западные и восточные. К первым относят Австралазийскую переходную зону, протянувшуюся от Камчатки до Новой Зеландии. В ее пределах существуют обширные впадины окраинных морей, которые и образуют нефтегазоносные бассейны. Наиболее крупные в нефтегазоносном отношении бассейны находятся в морях Юго-Восточной Азии (Зондский шельф) - Явано-Суматринскнй, Южно-Китайский, Восточно-Калималтайский. С юга к ним примыкает северный шельф Австралии, где наиболее значителен нефтегазоносный бассейн Папуа. В юго-западной части Тихого океана имеются Новозеландский нефтегазоносный бассейн и бассейн Гипсленд.

Явано-Суматринский нефтегазоносный бассейн охватывает острова Суматру, Яву и прилегающие акватории Малаккского пролива, морей Яванского, Балл и Банда. Бассейн распадается на два суббассенна: Суматринский и Яванский. Известны крупнейшие нефтяные месторождения Минас (запасы 700 млн. т нефти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Морские месторождения сконцентрированы в Яванском нефтегазоносном суббассейне. В нем открыто 67 морских месторождений из них 40 нефтяных. Наиболее крупное нефтегазовое месторождение Арджупа имеет запасы более 50 млн. т нефти. Остальные месторождения (Синта, Рама, Селатан и др.) имеют запасы нефти 20-25 млн. т.

Южно-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах одноименного моря, включая и Сиамский залив. В его пределах можно выделить Сиамский, Саравакский, Тайваньский и Меконгский нефтегазоносные суббассейны.

Площадь Сиамского суббассейна 410 тыс. км2. В его пределах открыто около 60 месторождений углеводородов, в том числе 37 в Сиамском заливе. Наиболее крупное месторождение Эраван с доказанными извлекаемыми запасами газа 57 млрд. м3

Всего в Южно-Китайском нефтегазоносном бассейне выявлено 125 нефтяных и газовых месторождений с начальными разведанными запасами около 900 млн. т нефти и более 900 млрд. м3 газа.

Восточно-Калимантанский нефтегазоносный бассейн захватывает моря Сулавеси и Макасарский пролив. Площадь бассейна 635 тыс. км2, в том числе 95 тыс. км2 - суша, 131 тыс. км2-шельф и 409 тыс. м2-глубоководье.
Всего в морях Юго-Восточной Азии открыто 231 нефтяное и газовое месторождение с начальными доказанными запасами нефти более 1,2 млрд. т и газа около 1,1 трлн. м3. Неоткрытые извлекаемые ресурсы этого региона оцениваются в 1,2-2,7 млрд. т нефти и 1,7-4,2 трлн. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Папуа располагается в пределах Кораллового и Арафурского морей. Его площадь 532 тыс. км2, в том числе суша--166 тыс. км2, шельф -- 79 тыс. км2, глубоководье - 287 тыс. км2.
На шельфе Папуа - Новой Гвинеи (залив Папуа) открыто три газовых месторождения (Ураму, Паски и Ямаро).

Новозеландский нефтегазоносный бассейн охватывает акватории, прилегающие к Новой Зеландии. Площадь суббассейпа 230 тыс. км2, в том числе 33 тыс. км2 - суша, 57 тыс. км2 - шельф и 140 тыс. км2 - глубоководье. На шельфе открыто несколько месторождений, в том числе одно крупное газоконденсатное месторождение Мауи - запасы газа 148 млрд. м3 газа и конденсата - 24 млн. т.

Восточная часть Тихого океана.
Охватывает восточную активную подводную окраину Северной и Южной Америки. Вдоль восточной части Тихоокеанского побережья целесообразно выделить следующие основные нефтегазоносные бассейны: Южно-Аляскинский, Южно-Калифорнийский, Гуаякиль-Прогрессо.

Южно-Аляскинский нефтегазоносный бассейн протягивается вдоль побережья Южной Америки до широты г. Сан-Фрнциско. Наиболее крупное нефтяное месторождение Макартур-Ривер (извлекаемые запасы 72 млн. т), газовое - Кенай. (152 млрд. м3). Начальные извлекаемые запасы нефти суббассейна оцениваются в 145 млн. т, газа - в 230 млрд. м3.

Перспективным считается Аляскинский залив, но пока пробуренные скважины не дали результатов. Общие потенциальные неоткрытые запасы Южно-Аляскинского бассейна составляют около 1 млрд. т нефти и 0,54 трлн. м3 газа.

Южно-Калифорнийский нефтегазоносный бассейн располагается в осевой зоне рифтовой долины Восточно-Тихоокеанского срединно-океанического хребта. Непосредственно на продолжении рифтовой зоны хребта находится нефтегазоносный бассейн Грейт-Валли. Несколько западнее располагаются грабенообразные впадины Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара и Санта-Мария, содержащие промышленные скопления углеводородов. Их начальные доказанные запасы составляли более 1,5 млрд. т нефти. Большинство месторождений прибрежные, 17 из них находятся непосредственно в проливе Санта-Барбара, отделяющего от континента о-ва Санта-Роза, Санта-Крус, Сан-Мигель и др. Начальные извлекаемые запасы морских месторождений оценивались в 600 млн. т нефти. Наиболее значительные морские месторождения этого района - Элвуд, Дос-Куадрос, Ринкон.

В прикалифорнийской части залива развивается добыча нефти у м. Аргуэлло, где разведанные запасы составляют 50 млн. т. Залежи приурочены к формации Монторей.
В целом, неоткрытые запасы тихоокеанского шельфа США оцениваются в 140--900 млн. т нефти и 30 - 220 млрд. м3 газа.

Нефтегазоносный бассейн Гуаякиль-Прогрессо находится па шельфе Эквадора и Перу. Здесь открыто 60 мелких и средних нефтяных месторождении, среди которых одно крупное - Ла Бреа - Паринас (140 млн. т) на побережье Перу, а также газовое месторождение Амистад (163 млрд. м3) на шельфе Эквадора. В южной части залива Гуаякиль выявлено 17 морских месторождений нефти, из них наиболее значительные Гумбольдт, Литораль, Провидения. Годовая добыча нефти па морских месторождениях этого региона составляет порядка 15 млн. т.

Анализ опыта применения подводных технических средств добычи и транспортировки нефти и газа на арктическом шельфе показывает, что отечественная нефтегазовая отрасль в этом сегменте переживает явное технологическое отставание от мировых лидеров. В статье приводятся основные причины такого запаздывания и предлагаются пути интенсификации производства современных технических средств освоения шельфа, а также механизмы привлечения инвестиций в этот сектор промышленности.

Один из главных векторов развития мирового нефтегазового комплекса направлен на освоение углеводородных месторождений, расположенных на континентальных шельфах. Российская Федерация обладает самым большим по площади континентальным шельфом и крупнейшими ресурсами углеводородов. Для развития этого колоссального потенциала отечественного нефтегазового комплекса, интенсивного, эффективного и безопасного освоения шельфовых месторождений необходимо обеспечить опережающее технологическое развитие смежных отраслей промышленности, обеспечивающих производство нефтегазового и электротехнического оборудования, нефтепромыслового морского флота, а также научно-исследовательского, опытно-конструкторского и сервисного обеспечения.

Несмотря на некоторое объективное технологическое отставание сегодня, Россия всегда была лидером в освоении шельфовых месторождений углеводородов, ведь именно нашей стране принадлежат прорывные проекты мирового значения, открывшие возможность их освоения. Несмотря на реализацию прорывных шельфовых проектов в прошлом и отчасти в настоящем, отечественная нефтегазовая промышленность уже сегодня.

Парк подводных технических средств

Большая часть шельфа России является арктической с экстремальными природно-климатическими условиями. Главными проблемами при освоении арктического шельфа являются сложная ледовая обстановка, а именно опасность айсбергов, и отсутствие круглогодичного доступа плавучих технических средств
к месторождениям, а значит, и отсутствие круглогодичной возможности разведки и разработки. Например, бурение с помощью платформы «Университетская-1» будет осуществляться в межледовый сезон (с августа по конец октября). В противном случае для обеспечения круглогодичного бурения требовалось строительство на месторождении ледостойкой платформы. Понятно, что и первый, и второй вариант усложняют проект и приводят к его удорожанию.

В этих условиях наиболее эффективными являются подводные технические средства освоения шельфа: подводные трубопроводы, подводные буровые установки, подводные перекачивающие комплексы, подводные комплексы подготовки углеводородов.

Мировые нефтегазовые компании, в том числе и российские, имеют большой опыт в строительстве и эксплуатации магистральных и промысловых подводных трубопроводов. Один из крупнейших подводных магистральных газопроводов «Северный поток» соединяет города Выборг и Грайфсвальд, с помощью него осуществляется транспортировка российского природного газа в Германию в обход стран-транзитеров. Подводные промысловые трубопроводы в Российской Федерации используются при освоении шельфа острова Сахалин, а, например, в Европе, сеть подводных трубопроводов построена в Северном море между Норвегией и Великобританией.
Наибольший интерес для освоения арктического шельфа представляют подводные технические средства бурения разведывательных и добывающих скважин, а также средства сбора, подготовки и перекачки добытых на шельфе углеводородов по подводным трубопроводам без использования плавучих технических средств. Мировыми лидерами в области разработки и производства подводных технических средств различного назначения для шельфовых месторождений углеводородов являются норвежские компании FMC Technologies и Aker Solutions.
Также разработки подводного оборудования и технологий осуществляют в компаниях Siemens и MAN. Лидером же по использованию подводных технологий является норвежская нефтегазовая компания Statoil
.
Подводные добычные комплексы. Сегодня компания Statoil использует подводные технологии на нескольких месторождениях. В качестве примера можно привести месторождение Ormen Lange, расположенное в Баренцевом море и осваиваемое с 2007 года. В начале его освоения, на этапе бурения добывающих скважин, на каждом устье куста была установлена донная плита с буровыми окнами, на которую после заканчивания скважин был помещен подводный добычной комплекс (ПДК). Он включает в себя манифольд и весь необходимый комплекс устьевого оборудования скважины для обеспечения безопасного извлечения углеводородного сырья. Внешний вид ПДК представлен на рисунке 1. Далее многофазовый поток углеводородов, состоящий из смеси углеводородов (нефти, газа и конденсата), песка и воды по 160-километровому подводному трубопроводу транспортируется на перерабатывающий комплекс, расположенный на острове вблизи города Hammerfest, где происходит разделение и очистка углеводородов. После этого газ сжижается и подготавливается к загрузке в танкеры, а отделенный углекислый газ закачивается обратно в скважины.

На месторождении Tordis, расположенном в Северном море, компания Statoil при добыче углеводородов осуществляет подводную подготовку извлеченных углеводородов к дальнейшей транспортировке. Производится разделение нефти, газа и песка с помощью подводных сепараторов (рис. 2).

Подводные перекачивающие комплексы. Для транспортировки добытого на шельфе сырья в подавляющем большинстве случаев используются танкерные суда. Однако на некоторых месторождениях арктических морей используются подводные перекачивающие комплексы. Это обеспечивает круглогодичную эксплуатацию месторождений вне зависимости от ледовой обстановки. Например, на месторождении Asgard с 2013 года эксплуатируются подводные перекачивающие комплексы, а на месторождении Ormen Lange планируется их установка к 2017 году.

Первый подводный перекачивающий комплекс был создан компанией General Electric мощностью 850 кВт, он был испытан в 1992 году в заводских условиях. Сегодня разработку таких комплексов осуществляют ведущие электротехнические компании. В Норвегии была испытана установка MAN Hofim-type (рис. 3), а в 2009 году проведены испытания компрессора Siemens ECO-II (рис. 4).

Подводные комплексы в России. В настоящее время в мире на более чем 130 морских месторождениях используются подводные технологии добычи углеводородов. В России первый ПДК установлен на шельфе Охотского моря в рамках обустройства Киринского месторождения, а в планах их использование при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Используемый на Киринском месторождении подводный добывающий комплекс обеспечивает эксплуатацию семи скважин, газ из которых поступает к манифольду, являющемуся центральным звеном комплекса. Добытый газ собирается на манифольде и затем по морскому трубопроводу транспортируется на береговой технологический комплекс. Транспортировка осуществляется без дополнительного компримирования, под действием давления пласта. На береговом технологическом комплексе, после подготовки к транспортировке, газ направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Производителем ПДК является компания FMC Technologies.

Причины отставания

У отечественных компаний есть опыт по кооперации и производству плавучих технических средств освоения шельфа, однако все достижения в этой области были совершены в других экономических условиях функционирования нашего государства. На сегодняшний день производство собственных законченных плавучих платформ ведется в недостаточных количествах. Однако технико-технологические наработки заводов, опыт ученых и специалистов, принимавших участие в их разработке и производстве, для нашей страны сегодня является бесценными. Также внимание, уделяемое отечественными компаниями подводным технологиям, не соответствует их значимости и перспективности использования для освоения арктического шельфа. Недоработки в обоих этих направлениях являются серьезным вызовом современной нефтегазовой отрасли страны.

Основными причинами отставания в области производства технических средств и подводных комплексов для освоения шельфа являются и сложность природно-климатических условий российских арктических морей, и большое количество континентальных месторождений с относительно легко извлекаемыми углеводородами, разработка которых полностью покрывает потребности внутреннего и зарубежного рынков. Все же главной причиной, по которой сегодня не удается обеспечить интенсивное строительство технических средств для разведки и добычи углеводородов на шельфе, служит отсутствие необходимой эффективной научно-исследовательской, опытно-конструкторской, производственно-испытательной и организационно-финансовой инфраструктуры. Необходимо понимать, что при решении проблем функционирования перечисленных элементов инновационной нефтегазовой инфраструктуры целесообразно опираться не только на отечественные разработки, но и обязательно учитывать и использовать положительный опыт иностранных компаний.

Национальный консорциум

Производственно-испытательная основа нефтегазовой промышленности в части проектирования, строительства и испытания технических средств нефтепромыслового морского флота формируется «Объединенной судостроительной корпорацией». Есть надежда, что такая координация усилий государства по разработке, производству и испытанию как надводного флота, так и подводного парка технических средств освоения шельфа сможет обеспечить эффективное развитие и внедрение этих технологий.

Для решения проблем, связанных с развитием образовательной, научно-исследовательской, опытно-конструкторской инфраструктуры и повышением ее эффективности, могут быть использованы ресурсы Национального научно-образовательного инновационно-технологического консорциума вузов минерально-сырьевого и топливно-энергетического комплексов, созданного с участием ведущих отраслевых вузов страны. Участники консорциума при поддержке российских нефтегазовых компаний могут покрыть все потребности отечественной нефтегазовой отрасли не только в подготовке высококвалифицированных специалистов и их переподготовке, но и в проведении НИР и ОКР, а также в трансфере и адаптации иностранных технологий.

Как показывает практика, при создании консорциумов и совместных предприятий отечественными и иностранными нефтегазовыми компаниями для реализации отдельных шельфовых проектов все импортируемые технологии не получают глубокого изучения и дальнейшего широкого распространения. Также трудности функционированию таких «союзов» могут создать и политические мероприятия правительств иностранных государств, что может повлечь полную остановку отечественных шельфовых проектов с их участием. И наоборот, при работе российских нефтегазовых компаний с российским Национальным консорциумом вузов выпускаемые ими специалисты и ученые будут иметь необходимые знания и навыки работы с современным внедряемым оборудованием и технологиями. Создание этого консорциума, с учетом сегодняшних политических условий, является весьма своевременным и перспективным.

Сегодня в России функционирует целый ряд добывающих консорциумов отечественных и иностранных нефтегазовых компаний. Консорциум Sakhalin Energy Investment Company Ltd создан для реализации проекта «Сахалин-2» и состоит из компаний «Газпром», Royal Dutch Shell, Mitsui и Mitsubishi. Другой пример – консорциум Exxon Neftegas Ltd, членами которого являются компании «Роснефть» и ExxonMobil: под его управлением реализуется проект «Сахалин-1». Примером технологического зарубежного консорциума служит объединение компа-
ний FMC Technologies, Anadarko, BP, ConocoPhillips и Shell, преследующее цель разработки нового поколения подводной техники, которая будет стандартизована для решения типовых задач, стоящих перед разработчиками шельфовых месторождений

Норвежский опыт

Скорость развития и создания перспективных технических средств освоения шельфа и, следовательно, эффективность и безопасность шельфовых проектов в арктических морях определяют финансово-организационные условия и механизмы, обеспечиваемые правительствами стран, обладающих доступом к шельфу. При создании финансово-организационных условий и поддержке отечественных промышленных компаний нет никаких сомнений, что они смогут обеспечить освоение российской части шельфа Арктики. При этом, конечно, необходимо изучать и учитывать опыт стран-лидеров в этой области.

Одной из них является Норвегия, которая в 1970–80-е годы при практически нулевой технологической готовности, путем привлечения иностранных инвестиций и технологий, смогла обеспечить эффективное и безопасное освоение собственных шельфовых месторождений углеводородов. Затем создать производственный потенциал и трансформировать его в крупную промышленность, производящую необходимые технические средства для освоения шельфа. Обеспечить развитие и становление ведущих в мире производственных и сервисных нефтегазовых компаний. Совершить экспансию на мировой рынок надводных технических средств и стать лидером в области разработок, испытания и внедрения подводных технических средств освоения шельфа. Сегодня норвежский шельф Северного и Норвежского морей, по существу, являются глобальной «лабораторией» по разработке, производству и испытанию современных и перспективных технических средств освоения шельфовых месторождений.

Основным институтом развития норвежской нефтегазовой отрасли является Исследовательский совет Норвегии, который формулирует и осуществляет координацию всех отраслей промышленности, связанных с нефтегазовым комплексом. Финансирование Исследовательского совета осуществляет правительство Норвегии. Исследовательский совет обеспечивает сопровождение национально значимых проектов развития нефтегазовых технологий, среди них PETROMAKS – программа финансирования научных проектов нефтяного сектора, GASSMAKS – программа финансирования научных проектов газового сектора, DEMO2000 – программа финансирования развития новых нефтегазовых технологий и их коммерциализации, RENERGI – программа финансирования экологических проектов для энергетического сектора, CLIMIT – программа финансирования проекта экологически чистого природного газа.

В Российской Федерации до 2012 года действовала федеральная целевая программа «Мировой океан», главной долгосрочной целью которой являлось комплексное решение проблемы изучения, освоения и эффективного использования ресурсов и пространств Мирового океана в интересах экономического развития и обеспечения безопасности страны. В настоящее время аналогичной по целям и задачам программы нет.

Показателен опыт Норвегии и в развитии организационного аспекта на законодательном уровне. Например, в процессе привлечения инвестиций и технологий в шельфовые проекты были разработаны следующие типовые соглашения: «Пятидесятипроцентный» (50% Agreement), «Финансовый» (Financial Agreement), «Доброй воли» (Goodwill Agreement). Первый тип соглашений предусматривает, что иностранные компании при освоении месторождения обязуются выполнить на территории Норвегии минимум 50% всех исследовательских работ, необходимых для разработки этого месторождения. Такие соглашения до сих пор являются неотъемлемой частью договоров о разработке норвежского шельфа, а контроль за их исполнением лежит непосредственно на Министерстве топлива и энергетики Норвегии. К примеру, компания Shell, которая была оператором первой фазы месторождения Troll, 73% средств на научно-исследовательские проекты потратила на услуги норвежских компаний и институтов, а в рамках проекта Draugen – 80%. Второй тип соглашений, финансовый, обязывал иностранные компании выполнять НИР и ОКР на территории Норвегии в течение установленного соглашением времени с заранее установленным бюджетом (как правило, долей дохода от освоения месторождения). Третий тип соглашений обязывал иностранные компании проводить в Норвегии столько научно-технических исследований, сколько это возможно, без жестких юридических обязательств, однако требовал от иностранных компаний представлять годовые отчеты о проделанной работе Исследовательскому совету.

Сотрудничество в рамках этих соглашений позволило обеспечить проведение в Норвегии широкого круга исследований в области изучения морей, в сфере энергетики, машиностроения и других связанных с развитием шельфовой нефтегазовой промышленности. Необходимо отметить, что контролирующей стороной таких соглашений в Норвегии всегда является государство в лице Министерства топлива и энергетики.

Заключение

Россия обладает уникальным по своему нефтегазовому потенциалу шельфом арктических морей и высокоинтеллектуальными человеческими ресурсами. В сегодняшних политических и финансовых условиях у РФ появился последний, долгое время отсутствовавший, стимул к интенсивному развитию собственных современных и перспективных нефтегазовых технологий и созданию передовой отечественной нефтегазовой промышленности – запрет на импорт иностранных технологий освоения шельфовых месторождений углеводородов. Несомненным является тот факт, что при правильном и своевременном создании стимулирующих финансово-организационных условий со стороны государства и национальных нефтегазовых компаний на российском шельфе будут реализовываться крупнейшие в мире нефтегазовые проекты с наивысшими показателями по эффективности и безопасности и с использованием отечественной инновационной техники и технологий.

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.