Добыча нефти в шельфовых зонах (Сахалин-1)

Благодаря налоговым доходам от новых нефтегазовых проектов бюджет области увеличился с 24 до 62 млрд. руб., несмотря на то, что по условиям заключенных СРП основная часть платежей компаний ТЭК направляется в федеральный бюджет. В отличие от других нефтедобывающих регионов,

Сахалинская область весь период разработки новых месторождений не получала важнейшего для регионов ТЭК налога - на добычу полезных ископаемых. Рост поступлений в консолидированный бюджет области в основном обеспечен налогом на прибыль, крупнейшим плательщиком является проект "Сахалин-1". Доля этого налога составляла 34% всех доходов бюджета области (в среднем по регионам РФ - 18%). Российское налоговое законодательство создало для Сахалина ловушку: если иностранные инвесторы будут вкладывать средства в новые проекты на ее территории, затраты инвесторов приведут к снижению поступлений налога на прибыль, который обеспечил рост доходов бюджета. В результате краткосрочные интересы вступают в противоречие с ее долгосрочными интересами - ростом инвестиций в экономику Сахалина.

В планах нефтяников Сахалина - добыча в 2011 году 14,885млн. тонн нефти и 25,33млрд. кубических метров газа, из которых на экспорт планируется поставить 13,1 млн. тонн нефти и 9,77 млн. тонн сжиженного природного газа.

Если говорить о выгодах для России от реализации сахалинских проектов, то, во первых, это пополнение бюджета, причем как на федеральном, так и на региональном уровнях. По состоянию на конец 2006 года Россия уже получила от реализации проектов "Сахалин-1 и 2" в общей сложности около 700 миллионов долларов в виде бонусов, платы за пользование недрами и налогов. За весь срок реализации этих двух проектов прямые поступления РФ как в денежной форме, так и в форме углеводородов, даже без учета прибыли "Газпрома" и "Роснефти", должны составить около 100 миллиардов долларов.

Реализация проектов привела к росту занятости в регионе, появлению новых специальностей и повышению квалификации работников. Так, доля российского персонала в рамках проекта "Сахалин-1" составляет 64 процента, а в проекте "Сахалин-2"?- 56 процентов.

Для российских нефтяных компаний представляет интерес применение в процессе работы на Сахалине инновационных технологий, в частности использование специальных маятниковых конструкций для загрузочных работ в штормовых и ледовых условиях моря, высокотехнологичные "умные" скважины и "умные" промысловые технологии.

Проекты открывают для России рынок газа Азиатско-Тихоокеанского региона. Более того, окончание строительства завода по сжижению природного газа позволит вывести Дальний Восток России в мировые лидеры по экспорту газа.

6.1 Экономические предпосылки и возможные результаты изучения и освоения нефтяных месторождений

Изучение и освоение ресурсов УВ российского шельфа характеризуется специфическими особенностями, которые существенным образом влияют на рентабельность их разработки. К важнейшим из этих особенностей относятся:

сосредоточение основного объема морских ресурсов и запасов нефти и газа на шельфах арктических морей, что требует создания специальных технических средств для поисков, разведки и разработки морских месторождений в экстремальных ледовых условиях;

практически полное отсутствие в арктических регионах необходимой береговой инфраструктуры, создание которой требует привлечения многомиллиардных инвестиций;

необходимость создания системы транспортировки сырья для ввода в промышленный оборот разведанных месторождений УВ. В случае трубопроводного транспорта такая система, учитывая отдаленность арктических бассейнов от потребителей, сможет обеспечивать рентабельность прокачки нефти и газа лишь при их определенных экономически оправданных объемах; при этом по мере возрастания длины трубопровода растут и минимально оправданные объемы прокачки.

Указанные особенности существенно увеличивают совокупные затраты на освоение ресурсного потенциала и выдвигают жесткие требования к геолого-промысловым характеристикам открываемых месторождений УВ.

В связи с этим для начала широкомасштабного промышленного освоения морского нефтегазоносного региона требуется опережающая аккумуляция разведанных запасов в объемах, гарантирующих не только устойчивую добычу нефти и газа, но обеспечивающих заполнение нефте- и газопроводов за весь срок их эксплуатации. Принимая физический срок эксплуатации трубопровода равным 30 годам, аккумулированный объем разведанных запасов к моменту его проектирования должен составлять величину, равную предусматриваемой пропускной способности, умноженной на срок эксплуатации.

В настоящее время можно считать, что поиски и разведка морских месторождений нефти и газа осуществимы в любых природно-климатических условиях. Что касается разработки морских месторождений УВ, то технических средств ее организации в условиях многометровых по толщине подвижных льдов арктических морей пока не существует. Поэтому ресурсы арктического шельфа следует разделить по степени технической доступности, а из технически доступных выделить ту часть, которая может рентабельно разрабатываться при существующих или перспективных экономических условиях.

Учитывая большой объем технически недоступных ресурсов, необходимо организовать целенаправленные научные исследования и конструкторские разработки по созданию новых технических решений и средств, способных обеспечить вовлечение этой группы ресурсов в промышленный оборот.

Промышленная значимость морских технически доступных ресурсов УВ определяется путем их экономической оценки, на величину которой оказывают влияние следующие факторы:

геолого-промысловые характеристики месторождений (объем запасов, глубина продуктивных горизонтов, начальные дебиты скважин, глубина моря);

географо-экономические условия районов работ (ледовая обстановка акваторий, обустроенность региона и др.);

уровень приемлемой для инвесторов нормы прибыли при освоении и разработке месторождений УВ на шельфе (определяется с учетом геологического и других рисков).

Анализируя эти факторы применительно к российским акваториям, необходимо отметить следующие положения.

Согласно оценкам российских и зарубежных экспертов экономически эффективное освоение ресурсов УВ континентального шельфа России будет целесообразно и начнется, по-видимому, с крупных и гигантских месторождений нефти, газа и конденсата, промышленные запасы которых и их добычные характеристики гарантируют инвестору не только компенсацию в приемлемые сроки значительных затрат на создание и развитие добычной и транспортной инфраструктур, но и получение прибылей.

Месторождения, в принципе удовлетворяющие этим условиям, уже открыты на акваториях. Это - известные газовые гиганты в Баренцевом и Карском и крупные нефтяные месторождения в Печорском, Каспийском и Охотском морях. Результаты геолого- экономического анализа свидетельствуют, что выполнение дополнительных объемов поисковых и разведочных работ может обеспечить прирост еще не менее 30-45 млрд т у.т., сосредоточенных в том числе в крупных и гигантских скоплениях. Дальнейшее развитие морской и береговой инфраструктуры позволит включить в освоение крупные и средние по запасам месторождения УВ в примыкающих районах акваторий.

По географо-экономическим условиям, определяющим доступность освоения ресурсов УВ шельфа и соответственно интерес к ним потенциальных инвесторов, акватории распадаются на две группы. К первой относятся недра Западной Арктики, Охотского моря, южных морей России и, в меньшей степени, моря Лаптевых, где, с одной стороны, имеются или с высокой вероятностью прогнозируются крупные промышленные запасы УВ, а с другой - имеются условия для их освоения или предпосылки для создания таких условий в течение планируемого периода. К второй - моря Восточной Арктики, где существуют принципиальные возможности открытия в период до 2020 г. крупных и гигантских месторождений, однако создание условий для их освоения, по-видимому, выходит за рамки планируемого периода. В связи с этим они могут рассматриваться как районы потенциальных инвестиционных интересов.

К аналогичному заключению приводит и изучение возможностей освоения ресурсов УВ с учетом изменения уровней цен на сырье, приемлемых для инвестора норм рентабельности на основе действующей системы налогообложения. Анализ сравнительных затрат на поиски, добычу и транспортировку 1 т нефти на российских акваториях в оценках российских и зарубежных экспертов и данных мировой практики показывает, что на ближайшую перспективу наиболее оптимальными для освоения нефтяных залежей при уровне цен от 95 до 190 дол. за 1 т (от 15 до 30 дол. за 1 баррель) оказываются Баренцево, Охотское и южные моря России, затраты в которых на проведение указанных работ близки к мировым и в то же время к нижней границе интервала изменения цен. Освоение залежей в восточно-арктических морях (включая море Лаптевых) сопряжено с наибольшими затратами и в большей степени зависит от колебания уровня цен на нефть.

Экспертные оценки привлекательности нефтяных проектов с учетом определенных таким образом затрат и приемлемой для инвестора внутренней нормы рентабельности (15 %) показывают, что нефтяные проекты в южной части Баренцева моря и Азовском море становятся привлекательными при наличии месторождений с промышленными запасами более 50 млн т (крупные месторождения); в восточной зоне Баренцева моря, глубоководных областях Каспийского и Черного морей с запасами 100-500 млн т (крупнейшие месторождения), а в районах Восточной Арктики - с запасами более 500-1000 млн т (гиганты и сверхгиганты). Отсюда следует, что геолого-геофизические работы всех уровней начиная с регионального на рассмотренных акваториях должны быть ориентированы на поиски крупных и гигантских залежей.

Если исходить из текущего состояния технологий разработки морских нефтегазовых месторождений и текущей ресурсной базы, то объем рентабельных морских извлекаемых ресурсов жидких УВ составляет около 20 % их общей величины (около 2,6 млрд т). Рентабельные ресурсы газа, прогнозируемые в крупных и крупнейших перспективных объектах, составляют треть их общего объема (свыше 26 трлн м 3).

Добычные возможности морской ресурсной базы УВ России позволяют организовать новые крупные нефтегазодобывающие центры, суммарный объем годовой добычи нефти в которых к 2020 г. может быть доведен до 95 млн т, газа - до 320 млрд м 3. Для обеспечения таких уровней добычи необходимы создание соответствующих технических средств, интенсификация геолого-разведочных работ с целью опережающего прироста запасов нефти и газа в объемах, гарантирующих полное возмещение затрат на обустройство месторождений, создание промышленной и транспортной инфраструктур.

Всего, по имеющимся оценкам, необходимо подготовить за рассматриваемый период 23-26 млрд т запасов и перспективных ресурсов нефти и 90-100 трлн м 3 газа.

Для выбора и обоснования направлений поисковых работ в 2004-2010 гг. потребуется выделить на проведение региональных работ на период до 2010 г. 7,3 млрд р., а на период 2011-2020 гг. - около 23 млрд р. Таким образом, суммарная величина затрат средств федерального бюджета на выполнение региональных геолого-разведочных работ, которые обеспечат расширенное воспроизводство и аккумуляцию запасов, необходимых для устойчивого развития ТЭК страны после 2020 г., составит 30,3 млрд р. (в ценах 2003 г.) или около 1 млрд дол.

Проведение поисковых, поисково-оценочных и разведочных работ, промышленное обустройство месторождений, развитие промышленной и транспортной инфраструктур предполагается осуществлять за счет средств инвесторов под контролем со стороны государства.

По ориентировочным оценкам, учитывающим приведенные выше экономические предпосылки, инвестиционная емкость этого комплекса работ, включая расходы на транспортировку УВ, по наиболее вероятным нефтяным проектам на площадях с подготовленными промышленными запасами составит от 30,5 до 49,4 млрд дол. По аналогичным проектам в газовой сфере инвестиционная емкость может составить по разным оценкам от 35,5 до 57,3 млрд дол. Таким образом, суммарная инвестиционная емкость проектов по освоению УВ- потенциала акваторий составляет 66,0-106,7 млрд дол.

Реализация предлагаемой стратегии изучения и освоения морского нефтегазового потенциала может принести весьма значительный экономический эффект. При условии экспортной реализации всей добываемой нефти и газа валютная выручка составит (при средней цене нефти 22 дол/баррель или 139 дол/т, газа - 110 дол/тыс. м 3) за нефть 132 млрд дол., за газ - 270 млрд дол.

Ожидаемый доход в бюджет от недропользования в виде разовых платежей оценивается величиной порядка 5,0 млрд дол. Поступления в виде налогов и платежей за добычу нефти и газа составят: по нефти - 33,0 млрд дол., по газу - 67,5 млрд дол. Таким образом, за период до 2020 г. общий доход государства от реализации предлагаемой стратегии может составить около 105,0 млрд дол. Как косвенный доход государства могут рассматриваться инвестиции в развитие нефтегазодобывающей и транспортной инфраструктур, технологическое обеспечение и улучшение в связи с этим социально-экономических условий в приморских арктических и дальневосточных регионах (за счет значительного увеличения числа рабочих мест и соответственно занятости населения). В числе основных объектов инфраструктуры, которые будут построены с использованием мощностей российской промышленности, - 7-8 добычных платформ, 6 из которых ледостойкие, предназначенные для работы в условиях западно-арктического шельфа; не менее 2200-2500 км нефте- и газопроводов, из которых 600-700 км будут представлять собой подводные сооружения; 1-2 морских нефтяных (нефтегазовых) терминала на западно-арктическом побережье (Печорского моря и мурманский берег Баренцева моря), специальные суда для перевозки сжатого и сжиженного газа.

ExxonMobil и "Роснефть" остановят падение добычи на "Сахалине-1"

Добыча углеводородов по проекту "Сахалин-1"

"Сахалин-1" представляет собой прекрасный пример получения как прямых, так и косвенных выгод для России от международного сотрудничества при освоении шельфовых месторождений.

-- Прямые поступления за весь срок реализации "Сахалин-1" в виде налогов, роялти и доли государства оцениваются в сумму свыше 50 млрд долларов США.

-- С началом промышленного освоения в Фонд развития Сахалинской области поступили средства в размере 100 млн долларов США, и 60 млн долларов США запланировано в виде

бонусов с добычи углеводородов со всех месторождений "Сахалин-1".

-- С 2005 года обеспечиваются стабильные поставки природного газа

потребителям Хабаровского края.

-- Более 500 россиян работают непосредственно в компании ЭНЛ.

-- Многие граждане России и жители о-ва Сахалин получили возможность обучения на международных кур-сах повышения квалификации для совершенствования знаний, умений и профессиональных навыков

-- Компания ЭНЛ продолжает осуществлять программы обучения и подготовки технических специалистов для работы на эксплуатационных объектах компании.

-- На начало 2009 года более 141 млн долларов США инвестировано в модернизацию больниц, клиник, дорог, мостов, портов и других объектов инфраструктуры.

-- По состоянию на июнь 2009 года российским компаниям или совместным предприятиям с российским участием присуждены контракты на общую сумму свыше 6 млрд долларов США, что составляет две трети от всех контрактов, заключенных в рамках "Сахалин-1".

-- С начала реализации проекта в бюджет Российской Федерации поступило более 2,2 млрд. долларов США в виде роялти и доли в добыче нефти и газа, включая более 514 млн. долларов США - в бюджет Сахалинской области.

Итогами работы в первом квартале 2013года нефтедобывающими предприятиями Сахалинской области стала добыча 4,1 млн. тонн нефти. Относительно прошлого года, за такой же период, этот показатель вырос почти на 3%. почти на 3%.

В 2012 году консорциум "Сахалин-1" предоставил 5 миллионов долларов США на создание Сахалинского технического нефтегазового института и оснащение его научно-технической лабораторией, закупку оборудования для лаборатории геологической и аналитической химии и разработку технических программ. С 1997 г. компания "ЭНЛ" активно участвует в различных благотворительных инициативах, финансируемых как от имени 25.12.12

Добыча нефти по проекту "Сахалин-1" перевалила отметку в 50 млн тонн.

Добыча нефти по проекту "Сахали-1" перевалила отметку в 50 млн тонн. Углеводороды этого проекта отгружаются из порта Де-Кастри Хабаровского края. С начала ввода в эксплуатацию в Де-Кастри в 2006 году нефтяного терминала порт обработал 550 танкеров-гигантов, объем отгруженной нефти составил 51 млн тонн, об этом сегодня сообщила пресс-служба американской компании "Эксон Нефтегаз Лимитед" /ЭНЛ/ - оператора проекта "Сахалин-1".

Запасы проекта "Сахалин-1", который включает месторождения Аркутун-Даги, Одопту и Чайво, оцениваются в 2,3 миллиарда баррелей нефти и 485 миллиардов кубометров газа. Основные запасы газа сконцентрированы на месторождении Чайво.

Участники активно добывают нефть, но так и не приступили к разработке газа, поскольку Exxon Neftegas не может договориться с "Газпромом" о его экспорте. В российской газовой монополии считают, что сырье должно отправляться на внутренний рынок. В то же время, "Газпром" является единственной компанией, которая по российскому законодательству имеет право экспортировать газ, поэтому без ее согласия Exxon не может вывезти топливо из России.

В конце 2010 года аудиторы Счетной палаты заявили, что Exxon пыталась снизить производственные показатели и завысить суммарные затраты на "Сахалине-1".

6.2 Реализация сахалинских нефтегазовых проектов способна развить экономику и энергетику отдаленных северных российских регионов

Определяющим в развитии нефтегазового комплекса и других отраслей экономики Сахалинской области в течение ближайших десятилетий будет добыча углеводородов на сахалинском шельфе.

Планируется, что добыча нефти уже в текущем году достигнет на шельфе объема 13 млн. т в год.

Добыча газа также многократно вырастет благодаря поставкам с шельфа по проекту "Сахалин-2" в виде СПГ и проекту "Сахалин-1", разрабатывающему в настоящий момент концепцию трубопроводных поставок на внутренний рынок и страны АТР. Компанией "Эксон Нефтегаз Лимитед" - оператором международного консорциума "Сахалин-1" - были подписаны договоры купли-продажи газа с двумя покупателями в Хабаровском крае - ОАО "Хабаровскэнерго" и ОАО "Хабаровсккрайгаз". Эти договоры являются первыми соглашениями такого рода, заключаемыми между участниками инвестиционного проекта, реализуемого на основе соглашения о разделе продукции (СРП), и российскими покупателями на долгосрочные поставки газа по международным рыночным ценам и на коммерческих условиях. Поставки газа в Хабаровский край начались 1 октября 2005 г., одновременно с началом добычи на месторождении Чайво.

После 2010 г. с учетом развития последующих шельфовых проектов ("С-3", "С-5", "С-6"), на которых уже осуществляются работы по геологическому изучению, прогнозируется открытие новых месторождений нефти и газа на сахалинском шельфе, их разработка и транспортировка углеводородов с учетом созданной к тому времени инфраструктуры.

Возможность использования совместной инфраструктуры - магистральных трубопроводов на юг Сахалина (проект "Сахалин-2") и в Хабаровский край (проект "Сахалин-1") и других объектов - недропользователями значительно снизит затраты по разработке следующих месторождений и позволит обсуждать вопрос о применении в ряде рентабельных проектов обычных налоговых условий.

В настоящий момент в результате благоприятного инвестиционного климата на сахалинский шельф пришли как российские компании - Газпром, Роснефть, Сахалинморнефтегаз, Юралс Энерджи, так и крупнейшие иностранные корпорации - Эксон Мобил и Шелл, желают участвовать в сахалинских проектах наши ближайшие соседи - китайские и корейские компании.

На сахалинский шельф пришли такие крупные японские компании, как Мицуи, Мицубиси, СОДЕКО, индийская нефтегазовая государственная компания (ОНГК).

Кредиторами проектов "Сахалин" намерены стать крупнейшие мировые финансовые организации, такие как Японский банк международного сотрудничества, Европейский банк реконструкции и развития и другие.

Сотни известных иностранных и российских подрядных организаций буквально "со всего света" трудятся на сахалинских проектах.

Во всех районах Сахалина развернуты масштабные строительные работы. На первом этапе проекта "Сахалин-2", который начался в 1996 г., компания "Сахалин Энерджи" - оператор проекта - осуществляла разработку Астохского участка Пильтун-Астохского месторождения. В июле 1999 г. в рамках этого этапа была добыта первая нефть на шельфе России - это стало большим достижением как для компании "Сахалин Энерджи", так и для России. В настоящее время осуществляются строительные работы в рамках второго этапа проекта. Он включает в себя установку новой морской платформы на Пильтунском участке Пильтун-Астохского месторождения и новой платформы на Лунском месторождении. Эти платформы и платформа "Моликпак" будут соединены с наземной инфраструктурой через систему морских трубопроводов. Нефть и газ с этих платформ по 800-километровым наземным трубопроводам будут поступать в п. Пригородное, на юге острова, где завершается строительство завода по производству СПГ и терминалов отгрузки СПГ и нефти. Ежегодная производительность завода СПГ составит 9,6 млн т в год, при этом каждая из двух технологических линий будет производить по 4,8 млн т СПГ в год. Этот завод будет первым в России заводом по производству СПГ.

ОАО "Газпром" полностью вошло в проект "Сахалин-2", который продолжает реализовываться по намеченному графику, и в качестве мажоритарного акционера будет принимать участие во всех ключевых решениях по деятельности компании-оператора.

В проект "Сахалин-1" входят три морских месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Компания "Эксон Нефтегаз Лимитед" является оператором международного Консорциума "Сахалин-1". Потенциальные извлекаемые запасы по проекту "Сахалин-1" составляют 307 млн т (2,3 млрд баррелей) нефти и 485 млрд куб. м (17,1 трлн куб. футов) газа. Проект "Сахалин-1" также станет одним из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями. Реализация проекта "Сахалин-1" предусмотрена в несколько стадий. Начальной стадией предусматривается освоение месторождения Чайво. Добыча на месторождении Чайво началась 1 октября 2005 г. Летом 2006 г. начался экспорт нефти на мировые рынки с помощью специально построенных для этой цели трубопровода и терминала, расположенного в районе Де-Кастри в материковой части России. Газ, добываемый на начальном этапе, реализуется на внутреннем рынке Дальнего Востока России. Компания "Эксон Нефтегаз Лимитед" прорабатывает концепцию по разработке месторождений Одопту и Аркутун-Даги.

Для Сахалинской области одним из определяющих факторов несомненной пользы СРП является создание на Сахалине принципиально новой промышленно-энергетической инфраструктуры, которая после возмещения затрат станет собственностью Российской Федерации.

Более 250 млн долларов использовали компании-операторы на модернизацию и реконструкцию магистральной автодороги с севера на юг Сахалина, строительство более 60 мостов, более 200 водопропускных систем, модернизацию Ногликского северного аэропорта. Значительно реконструирован Холмский морской рыбный порт, способный принимать крупные грузы, в том числе нефтяные и газовые трубы, на очереди - Корсаковский порт, заасфальтированы транзитные участки городов и поселков Сахалина, построено и строится большое число поселков для специалистов по проектам. Модернизируется железная дорога, Южно-Сахалинский и Ногликский аэропорты. Значительно улучшилась сфера обслуживания, питания, развивается банковская сфера, новейшие системы связи.

Компании-операторы вкладывают средства в модернизацию и строительство новых полигонов для отходов, участвуют в улучшении медобслуживания на острове путем коренного перевооружения трех основных больниц и обустройства медпунктов.

За период строительства только по двум проектам "Сахалин" привлечено до 20 тыс. специалистов, большей частью российских. Следует также учесть, что период строительства на Сахалине будет продолжаться в связи с развитием и других проектов ("С-3", 5, 6).

7. Патентный обзор

Мищевич Виктор Ильич, Мищевич Сергей Викторович,

Стаценко Григорий Вячеславович

Патент № 2405084

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно жидких и газообразных, к сооружению технологических комплексов, включающих морские платформы, при широком диапазоне внешних условий, характеристик грунтов морского дна и глубины их установки. Способ включает анализ горизонтальных и вертикальных нагрузок, действующих на основания платформ в зависимости от внешних условий среды и глубины их установки, согласно которым определяют периоды благоприятной эксплуатации - безветренный и межледовый, периоды неблагоприятной эксплуатации - ледовый и/или ураганный, а также периоды повышения сейсмической активности и периоды появления цунами. При выбранных габаритных размерах верхней части платформы в плане и толщины ледового поля, характеризующей усилие сдвига, определяют величины внешних и вертикальных нагрузок на основание платформы, а также зависимости допустимых суммарных нагрузок при изменении количества опор и цементируемых свай при различных глубинах и наперед заданном запасе прочности. На основе последних строят номограммы, определяющие границы допустимых нагрузок на основания морских платформ при эксплуатации в круглогодичном или в сезонных периодах. Причем на основе номограмм, определяющих границы допустимых нагрузок на основание морской платформы, осуществляют выбор трапецеидальной или призматической конструкции основания платформы, а также необходимость использования искусственной гравитации или использования понтонных устройств. После анализа определяют схему обустройства технологического комплекса. При этом для эффективного противодействия внешним нагрузкам каждое основание платформы жестко связывают с донной плитой. Донную плиту крепят к твердому грунту с помощью цементируемых свай. На опоры основания платформы устанавливают верхнюю палубу, на которой располагают устьевое оборудование технологических скважин, а сверху устанавливают технологические модули. Причем верхнюю палубу располагают ниже уровня моря для обеспечения возможности прохода ледового покрова и/или айсбергов, и/или нижней границы волны при прохождении урагана или цунами. Технологические модули выполняют самоходными и специализированными. Эксплуатацию технологических модулей производят в благоприятные периоды, а для неблагоприятных периодов назначают внешнюю предельную нагрузку, в соответствии с которой закрывают технологические скважины. Затем специализированные технологические модули отстыковывают от верхней палубы основания и отводят на сервисную базу. При этом, по крайней мере одну верхнюю палубу снабжают выдвижной палубой, телескопически связанной с опорами основания с помощью выдвижных опор. Производят стыковку выдвижной палубы с самоходным технологическим модулем в благоприятный период, а в неблагоприятный период, после отстыковки выдвижной палубы и самоходного технологического модуля, выдвижную палубу опускают и располагают ниже уровня моря на расстоянии, обеспечивающем отсутствие взаимодействия элементов основания морской платформы с ледовым полем, или айсбергами, или ураганами, или с цунами. Изобретение позволяет повысить надежность сооружения морских платформ. 8 з.п. ф-лы, 16

Область техники

Изобретение относится к освоению подводных месторождений полезных ископаемых, преимущественно жидких и газообразных, к сооружению технологических комплексов, включающих морские платформы, при широком диапазоне внешних условий, характеристик грунтов морского дна и глубины их установки.

Сущность изобретения.

Настоящее изобретение направлено на решение задачи достижения универсального подхода к проектированию и эксплуатации морских платформ с учетом природно-климатических условий и расширения диапазона глубин их сооружения.

Указанная цель достигается тем, что реализуется способ сооружения и эксплуатации морского технологического комплекса, заключающийся в анализе горизонтальных (Pл) и вертикальных (P в) нагрузок, действующих на основания платформ (Lп) в зависимости от внешних условий среды и глубины их установки (Hм), согласно которым определяют периоды благоприятной эксплуатации - безветренного и межледового, периоды неблагоприятной эксплуатации - ледовый и/или ураганный, а также периоды повышения сейсмической активности и периоды появления цунами, после чего определяют схему обустройства и эксплуатации технологического комплекса, причем определяют величину внешних нагрузок на основание платформы при выбранных габаритных размерах верхней части платформы в плане и толщины ледового поля, характеризующей усилие сдвига Pл=L1hЧ, где Pл - ледовая нагрузка, L1 - поперечные габариты основания платформы, h - толщина ледового поля, - предел прочности ледового поля, также определяют величину вертикальных нагрузок на основание платформы от изменения внешних условий, в частности от толщины ледового поля, характеризующей опрокидывающий момент Pв=PлHм /L2, где Pв - вертикальная нагрузка, P л - ледовая нагрузка, Hм - глубина установки основания платформы, L2 - расстояние между опорами платформы у основания, определяют зависимости допустимых суммарных нагрузок при изменении количества опор и цементируемых свай, при различных глубинах и наперед заданном запасе прочности

k-P cв=kN св,

где Pcв - общая нагрузка на сваи, N - количество свай, св - допустимая нагрузка на сваю, на основе последних строят номограммы, определяющие границы допустимых нагрузок на основания морских платформ при эксплуатации в круглогодичном или в сезонных периодах - Pв<Pсв.

Кроме того, на основе номограмм, определяющих границы допустимых нагрузок на основание морской платформы в зависимости от глубины ее установки, осуществляют выбор трапецеидальной или призматической конструкции основания платформы, а также необходимость использования искусственной гравитации или использования понтонных устройств, после чего определяют схему обустройства технологического комплекса и схему его эксплуатации в целом.

Для эффективного противодействия внешним нагрузкам каждое основание платформы жестко связывают с донной плитой, донную плиту крепят к твердому грунту с помощью цементируемых свай, на опоры основания платформы устанавливают верхнюю палубу, на которой располагают устьевое оборудование технологических скважин, сверху устанавливают технологические модули, причем верхнюю палубу располагают ниже уровня моря для обеспечения возможности прохода ледового покрова, и/или айсбергов, и/или нижней границы волны при прохождении урагана или цунами, а технологические модули выполняют самоходными и специализированными, их эксплуатацию производят в благоприятные периоды, а для неблагоприятных периодов назначают внешнюю предельную нагрузку, в соответствии с которой закрывают технологические скважины, затем специализированные технологические модули отстыковывают от верхней палубы основания и отводят на сервисную базу.

Количество опор и соответственно цементируемых свай определяют согласно расчетным путем исходя из условия противодействия наперед заданным внешним нагрузкам - опрокидывающему моменту и/или сопротивлению сдвига с учетом наперед заданного коэффициента запаса прочности.

В предпочтительном варианте, по крайней мере, одну верхнюю палубу снабжают выдвижной палубой, телескопически связанной с опорами основания с помощью выдвижных опор, производят стыковку выдвижной палубы с самоходным технологическим модулем в благоприятный период, а в неблагоприятный период, после отстыковки выдвижной палубы и самоходного технологического модуля, выдвижную палубу опускают и располагают ниже уровня моря на расстоянии, обеспечивающем отсутствие взаимодействия элементов основания морской платформы с ледовым полем, или айсбергами, или ураганами и или с цунами.

Причем опоры основания выполняют в виде модулей, жесткую связь которых осуществляют с помощью соединительных элементов.

Для повышения надежности работы морской платформы основание выполняют с искусственной гравитацией, при которой используют натяжные элементы, которые располагают между верхней палубой и донной плитой основания, при этом количество натяжных элементов определяют расчетным путем исходя из усилия необходимого натяжения, которое совместно с весом основания и с весом самоходного специализированного технологического модуля обеспечивает противодействие наперед допустимым внешним нагрузкам - опрокидывающему моменту и/или сопротивлению сдвига.

Для упрощения монтажа и демонтажа морской платформы связь цементируемых свай с донной плитой, донной плиты с основанием, натяжных элементов с донной плитой осуществляют с помощью соответствующих байонетных соединений.

Для повышения надежности на верхней палубе располагают гидравлическую систему выравнивания нагрузок на натяжные элементы, которая включает в себя систему гидроцилиндров, корпуса которых гидравлически связаны между собой замкнутым трубопроводом и жестко связаны с верхней палубой, а плунжеры взаимодействуют через клиновое соединение с соответствующим натяжным элементом.

Для обеспечения необходимой устойчивости морской платформы при повышенных глубинах основание выполняют с дополнительно устанавливаемыми понтонами, подъемную силу которых в соответствии с глубиной установки платформы определяют расчетным путем с учетом веса основания платформы и водоизмещения самоходного технологического модуля.

Для повышения устойчивости платформы основание морской платформы дополнительно снабжают тросовой системой, один конец каждого троса которой крепят к верхней части основания, а другой - к периферийной цементируемой свае.

Кроме того, сооружение каждой морской платформы осуществляют с помощью понтонных транспортных средств или с использованием подъемных средств, установленных на специальном плавучем средстве, в виде катамарана методом сверху-вниз на месте установки основания до достижения высоты основания и донной плиты наперед заданного уровня, после чего производят установку цементируемых свай и их жесткую связь с донной плитой основания платформы.

Способ сооружения скважин с отдаленным забоем

Кульчицкий Валерий Владимирович (RU)

Патент № 2295024

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений при помощи скважин с отдаленным забоем и может быть использовано для добычи нефти и газа из залежей, расположенных на значительном удалении от устья скважины под водоохранной зоной на суше, акваторией рек и шельфа, в том числе в условиях арктических морей. Техническая задача - создание способа сооружения скважины при разработке труднодоступных залежей, удаленных на десятки километров вовнутрь природоохранных зон и территорий, запрещенных или недоступных для установки бурового оборудования, обеспечивающего проводку скважины в породах любой прочности, в том числе в неустойчивых, склонных к желобообразованию и обвалообразованию горных породах, и увеличение удаленности устья от объекта разработки за счет исключения необходимости бурения субгоризонтального участка большой протяженности до продуктивного пласта. Способ сооружения скважин с отдаленным забоем, преимущественно при разработке нефтегазовых месторождений, расположенных под водоохранной зоной или акваторией арктического шельфа, заключается в строительстве на допустимом расстоянии от береговой линии шурфа с установкой в нем направления, проводке из-под него в проектном азимуте на минимально допустимом расстоянии от поверхности земли и/или дна акватории или по дну акватории, траншейным и/или бестраншейным методом горизонтального участка ствола скважины под горизонтальное направление с длиной, обеспечивающей последующее бурение с заданным зенитным углом наклонно направленного участка ствола скважины до вскрытия продуктивного пласта в проектной точке. Причем в процессе проводки скважины осуществляют прокладку и/или протаскивание пучка труб, которые являются элементами горизонтального направления, кондукторов и обсадных колонн. Упомянутый пучок труб заканчивается искривленным вниз на заданный зенитный угол участком, угол кривизны которого соответствует траектории вышеуказанного наклонно направленного участка ствола скважины.

Морская буровая платформа и способ предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами

Изобретение относится к добыче нефти и газа, позволяет предотвратить загрязнение акватории пластовыми водами. Решение указанной задачи достигнуто в морской буровой платформе, включающей опоры и платформу, на которой установлено устьевое оборудование для добычи нефти, соединяющее колонну труб добывающей скважины с входом в сепаратор, первый выход которого подключен к нефтенакопительному резервуару, тем, что второй выход сепаратора через нагнетательный насос соединен с трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Между вторым выходом сепаратора и трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину установлена дополнительная емкость для пластовой воды и водяной насос для ее подачи из сепаратора. В качестве нагнетательного насоса для закачки пластовой воды в нагнетательную скважину используется поршневой насос между первым выходом сепаратора и нефтенакопительным резервуаром установлен промежуточный насос. Для перекачки нефти в танкер она снабжена причальным буем, вынесенным в море, закрепленным к морскому дну тросом или цепью и соединенным гибким рукавом с трубопроводом подачи нефти, проложенным по дну от морской платформы гибкий рукав, закрепленный на причальном буе, соединен с задвижкой, выполненной с быстроразъемным соединением, например байонетным для соединения с нефтеналивным рукавом танкера. Между выходом из нефтенакопительного резервуара и трубопроводом подачи нефти установлен перекачивающий насос и расходомер. В продуктивном пласте добывающей скважины установлены скважинные фильтры и скважинный погружной насос, в нагнетательной скважине установлены скважинные фильтры. Решение указанных задач достигнуто в способе предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами, включающем добычу нефти, содержащей пластовую воду, ее сепарацию от нефти, тем, что отделенную от нефти пластовую воду закачивают в скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение попутного газа. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение твердых частиц породы.

Изобретение относится к морским платформам для бурения нефтяных и газовых скважин. Изобретение позволяет предотвратить загрязнение акватории пластовыми водами.

Известна платформа морского бурения нефтяных и газовых скважин по патенту РФ № 2166611, которая имеет буровую площадку, установленную на плавсредствах. Недостаток - низкая надежность устройства, неспособного противостоять сильным штормам, течениям и смещению ледяного покрова.

Известно изобретение по патенту РФ № 2288320. Морская платформа может быть установлена в акватории океана и содержит основание и опоры с защитным блоком и источник электроэнергии, подключенный к потребителям энергии. Платформа имеет защитный блок, выполненный в виде бандажной конструкции, установленный на грунте водоема и закрепленный на нем. По отношению к опоре морского инженерного сооружения он расположен с зазором между его стенкой и опорой морского инженерного сооружения, что исключает соприкосновение защитного блока с опорой морского инженерного сооружения. Величина зазора составляет не менее значения, определяемого по расчетному соотношению. Предусмотрена возможность подогрева жидкости (морской воды), находящейся в пространстве, образованном зазором между опорой морского инженерного сооружения и стенкой защитного блока, например, путем сообщения указанного пространства с источником.

Недостатком изобретения является загрязнение акватории пластовыми водами, которые отделяют от нефти путем сепарации.

Известна морская буровая платформа по патенту РФ на изобретение № 2312185, прототип. Эта платформа содержит опоры для крепления к грунту, основание платформы, на котором установлена буровая вышка, обсадную колонну со скважинными фильтрами, установленными в нефтеносном пласте, насос с подключенным к его выходу сепаратором.

Задача создания изобретения - предотвращение загрязнения акватории пластовыми водами.

Решение указанных задач достигнуто в морской буровой платформе, включающей опоры и платформу, на которой установлено устьевое оборудование для добычи нефти, соединяющее колонну труб добывающей скважины с входом в сепаратор, первый выход которого подключен к нефтенакопительному резервуару, тем, что второй выход сепаратора через нагнетательный насос соединен с трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Между вторым выходом сепаратора и трубопроводом подачи пластовой воды в нагнетательную скважину установлена дополнительная емкость для пластовой воды и водяной насос для ее подачи из сепаратора. В качестве нагнетательного насоса для закачки пластовой воды в нагнетательную скважину используется поршневой насос. Между первым выходом сепаратора и нефтенакопительным резервуаром установлен промежуточный насос. Для перекачки нефти в танкер она снабжена причальным буем, вынесенным в море, закрепленным к морскому дну тросом или цепью и соединенным гибким рукавом с трубопроводом подачи нефти, проложенным по дну от морской платформы. Гибкий рукав, закрепленный на причальном буе, соединен с задвижкой, выполненной с быстроразъемным соединением, например байонетным, для соединения с нефтеналивным рукавом танкера. Между выходом из нефтенакопительного резервуара и трубопроводом подачи нефти установлен перекачивающий насос и расходомер. В продуктивном пласте добывающей скважины установлены скважинные фильтры и скважинный погружной насос. В нагнетательной скважине установлены скважинные фильтры.

Решение указанных задач достигнуто в способе предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами, включающем добычу нефти, содержащей пластовую воду, ее сепарацию от нефти, тем, что отделенную от нефти пластовую воду закачивают в скважину, горизонтальная часть которой расположена ниже продуктивного пласта. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение попутного газа. Одновременно с сепарацией пластовой воды осуществляют отделение твердых частиц породы.

Предложенное техническое решение обладает новизной, изобретательским уровнем и промышленной применимостью, т.е всеми критериями изобретения.

Новизна подтверждается проведенными патентными исследованиями, изобретательский уровень - достижением нового технического эффекта предотвращение загрязнения акватории в месте установки морских платформ пластовыми водами, отделенными в сепараторе от нефти и ранее сбрасываемыми в океан. Промышленная применимость обусловлена тем, что для реализации изобретения требуются известные материалы и технологии.

Сущность изобретения поясняется на иллюстрациях фиг.1 и 2, где на фиг.1 приведена конструкция морской платформы и упрощенная схема добычи нефти из продуктивного пласта, на фиг.2 приведена схема сепарации пластовой воды и ее закачки в нагнетательную скважину, а также сбор и загрузка нефти в танкер.

Морская буровая платформа (фиг.1) содержит опоры 1, на которых установлено основание 2.

Основание 2 установлено выше уровня воды 3. Опоры 1 могут быть расположены на грунте 4, ниже которого находится нефтеносный пласт 5, под которым находится водоносный пласт 6. На основании 2 установлено устьевое оборудование 7 для добычи нефти, соединяющее колонну труб 8 добывающей скважины 9 с сепаратором 10. В горизонтальной части скважины 11, выполненной в продуктивном пласте 5 установлены скважинные фильтры 12. Первый выход сепаратора 10 подключен к нефтенакопительному резервуару 13, а второй выход из сепаратора 10 через нагнетательный насос 14 соединен с трубопроводом подачи пластовой воды 15 в нагнетательную скважину 16, которая расположена ниже продуктивного пласта 5, т.е. в водоносный пласт 6 (фиг.1).

Между вторым выходом сепаратора 10 и трубопроводом подачи пластовой воды 15 в нагнетательную скважину 16 может быть установлена дополнительная емкость 17 для пластовой воды и водяной насос 18 для ее подачи из сепаратора 10. Дополнительная емкость 17 для пластовой воды предназначена для компенсации разной производительности сепаратора 10 и нагнетательного насоса 14, накопления воды при отказе нагнетательного насоса 14 или его профилактическом ремонте. Между первым выходом сепаратора 10 и нефтенакопительным резервуаром 13 может быть установлен промежуточный насос 19.

Для перекачки нефти в танкер 20 морская буровая платформа снабжена причальным буем 21, вынесенным в море, закрепленным к морскому дну 22 тросом 23 (или цепью) и соединенным гибким рукавом 24 с трубопроводом подачи нефти 25, проложенным по морскому дну 22. На причальном буе 21 может быть установлена задвижка 26, выполненная с быстроразъемным соединением, например байонетным, для соединения с нефтеналивным рукавом 27 танкера 20.

Между выходом из нефтенакопительного резервуара 13 (фиг.2) и трубопроводом подачи нефти 25 установлен перекачивающий насос 28 и расходомер 29. В продуктивном пласте 5 добывающей скважины 9 может быть установлен погружной насос 30, а в нагнетательной скважине 16 - скважинные фильтры 31. На выходе из колонны труб 8 (на входе в сепаратор 10) установлен датчик давления 32. Система сепарации, закачки воды и загрузки нефти оснащена вентилями 33 или управляемыми клапанами (на фиг.2 приведены только основные клапаны и вентиля, в системе может быть применена и другая запорная арматура для вспомогательных систем, обеспечивающих функционирование основной системы, например противопожарная система, система продувки, слива конденсата и т.д)

При работе погружной насос 30 подает по колонне труб 8 смесь нефти и воды, в которой также могут быть твердые посторонние частицы и газ. Смесь в сепараторе 10 разделяется на нефть и воду, а также отделяется газ, при его присутствии и твердые примеси. Нефть поступает в нефтенакопительный резервуар 13, а вода - по трубопроводу подачи пластовой воды 15 - в нагнетательную скважину 16 и далее в водоносный пласт 6, расположенный под продуктивным пластом 5. При наличии дополнительной емкости 17 пластовая вода накапливается в ней и периодически нагнетается под продуктивный пласт 5. Смесь может быть дополнительно очищена от посторонних примесей в скважинных фильтрах 31.

Применение изобретения позволило следующее.

- Предотвратить загрязнение акватории пластовыми водами, т.к. отсепарированная вода не сбрасывается в водоем.