Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики

М.А. Кузнецов, К.К. Севастьянова, С.А. Нехаев, П.В. Беляев,
П.А. Тарасов, к.ф.-м.н.  ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»

Введение
ОАО «НК «Роснефть» владеет рядом лицензий на разработку месторождений континентального шельфа РФ, в том числе в арктическом и субарктическом регионах. К основным потенциальным сложностям реализации проектов в Арктике относятся слабо развитая инфраструктура, сложные природно-климатические условия, в том числе присутствие льда и ледовых образований в акватории, непростые грунтовые условия, затруднение транспорта углеводородного сырья, высокие экологические риски вследствие роста потенциальных негативных последствий при разливах во время добычи и транспорта углеводородов и др.

Большая часть проектов в условиях российской Арктики не имеет действующих прямых аналогов в мире, поэтому освоение данного региона требует развития новых технологий и учета накопленного опыта. В работе рассмотрены основные аспекты мирового опыта выполнения проектов обустройства морских месторождений в схожих условиях и факторы, повлиявшие на успешность их реализации.

Опыт реализации шельфовых проектов в развитых регионах добычи
В настоящее время основными центрами разработки и добычи в море являются Мексиканский залив, Северное море, а также районы побережий Африки, Бразилии, государств Юго-Восточной Азии (Индонезии, Малайзии).

Морская добыча в развитых нефтегазоносных регионах позволяет значительно ускорить процесс проектирования, строительства и установки сооружений, наиболее характерным примером является Мексиканский залив. Здесь используются во многом схожие сооружения и существующая инфраструктура. Тем не менее даже при реализации проектов в данных регионах часто отмечается затягивание сроков (30-50 % проектов морской нефтегазодобычи в зависимости от региона) и увеличение бюджета (рис. 1).

Ярким примером служит реализация проекта Hibernia, когда в результате в целом логичной политики максимального задействования местных трудовых ресурсов к проектированию и управлению строительством железобетонной платформы нового типа был привлечен местный подрядчик. Это привело не только к затягиванию сроков, но и к угрозе срыва всего проекта. В результате реализация проекта была перепоручена норвежской компании с большим опытом работы [1].

Рассмотрим несколько ключевых вопросов, решение которых важно для рентабельного и безрискового выполнения проекта.

Выбор концепции
Основная задача проектирования на стадии выбора концепции – определение оптимального типа морских нефтегазодобывающих сооружений (МНГС) для заданных условий. Эта задача является неоднозначной, особенно для новых регионов, таких как Арктика. Так, в качестве возможного плавучего сооружения для добычи на Штокмановском месторождении рассматривались танкер FPSO ледового класса, в том числе круглой формы (подобный выпускаемым Sevan Marine), ледостойкие модификации платформ типа TLP, SPAR, а также стальные ферменные и железобетонные оболочечные конструкции. На шельфе о-вов Ньюфаундленд и Сахалин можно наблюдать ситуацию, когда на соседних месторождениях в сходных условиях успешно эксплуатируются МНГС различного типа. Таким образом, выбор типа МНГС и оценка его применимости являются ключевой задачей проектирования обустройства морского промысла.

Нормативная база
Роль нормативной базы, как правило, состоит в упрощении и повышении надежности проектирования, согласования, строительства и эксплуатации месторождения. Одной из успешных практик является формирование нормативной базы в процессе и на опыте реализации пилотных проектов. Показателен опыт разработки норвежских стандартов [2], которые, как правило, регламентируют уровень безопасности сооружений, максимальные вероятности наступления событий, однако способы реализации и обоснования требуемых вероятностей жестко не закреплены, допускают определенную гибкость в выборе пути освоения месторождения. Очевидно, оператор заинтересован в максимально безопасном и предсказуемом освоении месторождения, кроме того, соблюдение стандартов поддерживается строгой, постоянно ужесточаемой системой штрафов за загрязнение окружающей среды. В результате компания Statoil зарекомендовала себя как высокотехнологичная компания, реализующая уникальные решения при добыче в условиях, близких к арктическим, экологически чистые бурение и добычу с рекордными коэффициентами извлечения нефти (КИН) по отрасли.

Безопасность работ: причины типичных катастроф на шельфе
Основными причинами аварий являются выбросы газа с дальнейшим возгоранием при строительстве скважин или взрывы, вызванные нарушением режимов эксплуатации оборудования для подготовки нефти и газа. Нередко причиной потери МНГС являются стихийные бедствия. При этом последствия для плавучих сооружений, как правило, более катастрофичны. Так, типичной ситуацией потери самоподъемной буровой установки является буксировка при плохих погодных условиях [3]. Несколько реже причиной аварии служат недоработки в конструкции МНГС. Часто это недооценка как усталостных нагрузок элементов плавучих сооружений (полупогружная платформа Alexander L. Kielard), так и усталостных нагрузок от периодического воздействия ломающегося льда (Бохайский залив [4]). В условиях Арктики большее значение приобретают внешние нагрузки на сооружения, поэтому надежность конструкции сооружения становится определяющим фактором безопасности промысла.

Ошибки при проектировании платформы
Типичной практикой строительства железобетонных оснований гравитационного типа на шельфе Норвегии являются сооружение части основания с нефтехранилищем в сухом доке с последующим выводом сооружения на глубоководную акваторию (фьорд) и возведение оставшихся шахт на плаву. Затем затапливают основание, монтируют верхнее строение и буксируют конструкцию на точку установки. В основании сооружения имеются большие цилиндрические нефтехранилища, которые используются как для хранения нефти, так и для обеспечения плавучести до установки на точку.

Железобетонное основание платформы Sleipner-A в 1991 г. затонуло при плановом погружении в доке для монтажа верхнего строения. К тому времени норвежские компании имели 20-летний опыт разработки подобных конструкций, платформа была 12-й среди аналогичных норвежских проектов и имела относительно скромные размеры (глубина моря – 83 м против 217 м у реализованного к тому времени проекта Gullfaks-C).

Причиной аварии послужило разрушение нефтехранилища, вызванное избыточным давлением из-за значительного перепада высот (более 60 м) столба жидкости между цилиндрами нефтехранилища и полостями в узлах соприкосновения цилиндров, имеющими прямой контакт с внешней средой. Вследствие ошибки в проекте конструкции были недооценены сдвиговые нагрузки в узлах. Оценочно ущерб составил около 200 млн. долл. США из-за потери конструкции и 500 млн. долл. США из-за срыва планов по добыче. По результатам расследования различные авторы выделяют следующие причины возникновения ошибки в проекте [5, 6].

1. К началу реализации проекта норвежские компании перешли от применения полуаналитических средств (в первых проектах) к проведению всего цикла численных расчетов на ЭВМ. При этом в программных продуктах использовались устаревшие алгоритмы, которые в сочетании с неверной разбивкой сетки моделирования привели к занижению нагрузки в 2 раза.

2. Запасы прочности при проектировании и строительстве были минимальными. Отчасти это было обусловлено необходимостью соблюдения характеристик плавучести, отчасти – недостатками расчета (арматуру достаточно было удлинить всего на 0,5 м).

В результате были сделаны следующие выводы:
»    использование стягивающих скоб необходимо везде, где возможно возникновение нагрузок на растяжение и сдвиг;
»    вне зависимости от сложности конструкции необходима верификация численных расчетов полуаналитическими методами, как для подтверждения полученных результатов, так и для понимания причины возникновения критических областей в конструкции;
»    применявшаяся дорогая и формализованная система менеджмента качества оказалась неспособной выявить ошибки, допущенные в процессе проектирования.

Аварии при бурении, добыче, эксплуатации оборудования платформ
Не раз отмечалось, что для успешной эксплуатации платформы даже в освоенных регионах с использованием типовых МНГС и схем подготовки необходим высококвалифицированный персонал. С одной стороны, имеются примеры, когда из-за недостаточного понимания интегрированной схемы подготовки нефти на платформе в нее вносились оперативные изменения (для «увеличения производительности»), которые служили причиной взрывов, в частности, вследствие превышения предельного давления на последней ступени сепарации. Так, одна из крупнейших в отрасли катастроф на платформе Piper Alpha стала следствием недоработок в системе запуска оборудования, непродуманных инструкций, например, фактически запрещающих останавливать добычу [7]. С другой стороны, после выброса газа на платформе Snorre-A в Норвежском море выход из нештатной ситуации был найден в результате грамотных действий персонала, пусть и вопреки инструкциям. Платформа была спасена благодаря повторному запуску системы энергообеспечения, хотя это и было запрещено регламентом по безопасности, после чего был подготовлен раствор и заглушена скважина [8].

Нередко причиной аварий являются нефтегазовые выбросы при строительстве скважин, геодинамические факторы, такие как проседание морского дна в ходе выработки залежи, оползни придонных слоев грунтов, землетрясения [9]. Например, на месторождении Ekofisk из-за неполного поддержания пластового давления произошло проседание морского дна до 6 м, приведшее к значительным технико-экономическим последствиям.

Оценка технической реализуемости, использование апробированных решений
Апробированность часто является главным аргументом для выбора типа конструкции МНГС. Как отмечается в отчетах консорциума Deepstar [10], большинство новых решений, хотя и выглядит технически обоснованным, не применяется компаниями-операторами, так как по факту (статистически) не является апробированным. При этом консорциум Deepstar одной из важнейшей задач внедрения инноваций считает проведение опытно-промышленных работ для апробации отдельных элементов конструкции и перекрестных лабораторных испытаний.

За исключением единичных мировых проектов для месторождений арктического шельфа РФ отсутствуют прямые аналоги, а следовательно, и достаточно апробированные решения. Очевидно, что в ближайшем будущем можно ожидать новый виток в развитии шельфовых технологий.

Анализ инфраструктуры региона
Большинство крупных компаний при освоении труднодоступных нефтегазовых активов глубоководного и арктического шельфов применяет следующую стратегию: стадийное изучение, постепенное вхождение в регион и в процессе накопления информации создание единых систем сбора продукции, территориально-производственных цепочек с учетом регионального рынка. Некоторые компании предпочитают наиболее полное присутствие в ограниченном числе регионов нефтедобычи, чтобы управлять их развитием. При этом типичная стадийность освоения регионов выглядит следующим образом: берег–>мелководье/транзитная зона–>большие глубины моря/большие глубины залегания и т.д.

Например, на мелководье моря Бофорта используются общие элементы обустройства с месторождениями на суше (система нефтесбора, компрессоры Prudhoe Bay). На территории России освоение залежей Печорского моря, Обской и Тазовской губ, Приямальского шельфа является прямым продолжением деятельности на суше.

Таким образом, в анализ проекта должна входить оценка инфраструктуры и возможностей производства в регионе и стране. Например, использование железобетонных оснований МНГС на шельфе Норвегии являлось, скорее, политическим решением, имеющим цель оставить заказы в тогда еще слабо развитом регионе. Это способствовало экономическому и технологическому развитию страны, были подготовлены собственные эксперты мирового уровня. В то же время строительство плавучих сооружений менее привязано к региону добычи. При рассмотрении сценария строительства сооружений за рубежом необходим анализ мирового рынка судостроения. В настоящее время около половины мирового танкерного флота производится в Южной Корее. Вместе с тем ситуация не является статичной: возможны как разработка новых технических решений, так и кардинальное изменение в структуре и географии центров производства. Например, возрастает доля участия Китая (см. рис. 2).

Мировой опыт выполнения проектов в условиях, близких к арктическим
Одним из основных отличий большинства участков шельфа РФ является присутствие льда – ледовых нагрузок, которые в большинстве случаев определяют выбор концепции освоения, увеличение как капитальных вложений (диктуемое ледостойким типом сооружения), так и операционных затрат (необходимость контроля ледовой обстановки).

Реализованных и находящихся в стадии завершения проектов строительства нефтегазодобывающих сооружений в Арктике или в схожих условиях – единицы (платформа «Приразломная», Hibernia, Terra Nova, Сахалин-1, 2, проекты в море Бофорта).

Отличительные особенности таких шельфовых проектов:
»     проблема повреждения ледовыми образованиями расположенных на дне или заглубленных в грунт подводных трубопроводов, кабелей или добывающих комплексов;
»     удаленность от инфраструктуры и рынков сбыта, затрудненный транспорт;
»     необходимость эксплуатации при низких температурах, проблема обледенения элементов конструкции верхнего строения платформы или элементов судна;
»    наличие подводных многолетнемерзлых пород, газогидратов;
»    вопросы экологической и промышленной безопасности, в том числе ликвидации разливов нефти и эвакуации персонала в ледовых условиях Арктики.

Очевидно, для участков российского шельфа, которые являются уникальными по гидрометеорологическим условиям, исследования и предпроектные проработки должны проводиться со значительным временным запасом.

Проблемы оценки ледовых нагрузок
Недостаточность изученности взаимодействия льда и ледовых образований с морскими сооружениями, параметров ледяного покрова привела к тому, что промышленная разработка месторождений в море Бофорта в начале 70-х годов XX века оказалась нерентабельной и их освоение было отложено на 30 лет [12]. Дальнейшие исследования показали, что расчетные ледовые нагрузки были завышены в 15 раз, в то время как использование более реалистичных значений могло уже тогда сделать освоение региона целесообразным.

Для правильной оценки рисков столкновения добывающих платформ с айсбергами компанией Mobil с 80-х годов XX века были проведены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, включающие аэрофотосъемку и спутниковые наблюдения с целью определения размеров айсбергов, встречающихся в регионе. Впервые в мире были выполнены натурные эксперименты по столкновению с айсбергами. В результате была создана модель столкновения, разработан ряд стандартов, а консервативные оценки глобального давления при соударении 6 МПа, использовавшиеся в проекте Hibernia, были уточнены в меньшую сторону (1,5 МПа) для проекта Hebron [13].

Тем не менее консолидированной позиции по выбору расчетных методов нет. В настоящее время результаты расчета по различным принятым в мире методикам расходятся более чем в 10 раз. В последние годы велась активная работа по созданию документа, включающего существующие наработки ледотехники. Так, недавно был принят стандарт ISO 19906, в котором ряд вопросов все еще остался рассмотренным на уровне оценок: например, методы расчета нагрузок на сооружение от торосов, взаимодействие с сооружениями, имеющими коническую форму основания.

В любом случае для существующих и предлагаемых концепций сооружений требуются уточнение, доработка, разработка новых расчетных методов. В связи с этим при проектировании уникальных объектов по требованиям СНиП создаются специальные технические условия (СТУ), включающие теоретическую базу, обоснование методов расчетов, рекомендуемые методы аналитических оценок. Разработка СТУ основывается на теоретическом анализе, численном и физическом моделировании.

На разных стадиях реализации проекта требуется различная точность расчетов. Для условий арктического шельфа на предварительных стадиях целесообразно задаться вопросом о технической реализуемости проекта – возможности строительства выбранного типа платформы в заданных условиях. Точность экономической оценки, рентабельность проекта в данном случае во многом зависят от его технической проработанности.

Существующие программные продукты технико-экономического анализа (Que$tor, Oil and Gas Manager) используют очень упрощенные модели и экономическую оценку на основе статистических данных, полученных преимущественно в результате реализации проектов в южных морях. Очевидно, точность такой оценки не может превышать уровень проработки технического решения.

В заключение следует упомянуть, что частичной альтернативой ледостойким морским сооружениям является бесплатформенное освоение. Прототип подобного решения в Северном море – газовый проект Snohvit, в Обской и Тазовской губе – перспективные проекты освоения с помощью подводных добычных комплексов.

Контроль ледовой обстановки
К контролю ледовой обстановки (ice management) можно отнести следующие работы:
»     регулирование ледовой обстановки и снижение ледовой нагрузки на МНГС и  танкеры на этапах бурения, эксплуатации, отгрузки в танкеры;
»     обеспечение прохождения судов и танкеров в сложных ледовых условиях;
»     поддержание требуемых ледовых условий в акватории порта;
»    поддержание судоходных каналов.

Долгое время ошибочно считалось, что суда снабжения ледового класса, предназначенные для транзита в определенных ледовых условиях, можно использовать для работ по контролю ледовой обстановки. Однако такие суда изменяют маршрут следования и скорость прохождения сложных участков, в то время как суда, используемые в проектах на шельфе, должны обрабатывать весь лед, подходящий к буровой установке или платформе (раскалывать ледовое образование или изменять курс айсбергов).

В условиях Арктики дополнительную сложность для контроля ледовой обстановки представляют неразвитость систем мониторинга и необходимость работы в условиях полярной ночи. Поэтому важно развивать такие направления, как комплексный мониторинг ледовой обстановки в районах добычи и транспортных путей; спутниковый мониторинг; обеспечение качественными спутниковыми данными по участкам с регулярностью один раз в сутки; буксировка и отклонение айсбергов при одновременном наличии айсбергов и ледовых полей (сложные ледовые обстановки); технологии идентификации многолетних льдов.

В настоящее время имеются оценки вероятности событий и способы пересчета с учетом и без учета контроля ледовой обстановки [15], выполняются работы по введению факторов контроля и управления ледовой обстановкой в алгоритмы оценки предельных нагрузок и поведения сооружения в расчетных случаях (рис. 3).

Бурение в ледовых условиях
Строительство скважин в ледовых условиях при незначительных подвижках льда не представляет сложной проблемы и может осуществляться со льда или ледовых островов, как, например, на шельфе Канадского Арктического Архипелага, и с вмороженных в припай судов. В случае значительных подвижек льда и малых глубин (десятки метров) существует успешный опыт проведения работ с буровых установок, имеющих основание кессонного типа. Промышленное внедрение таких гравитационных платформ было начато в море Бофорта, а затем продолжено на шельфе о-ва Сахалин в Охотском море. На стадии разработки находятся проекты создания ледостойких буровых установок для круглогодичного проведения работ на шельфе о-ва Сахалин и в арктических морях.

С конца 70-х годов ХХ века в море Бофорта при поддержке ледоколами осуществляется бурение с заякоренных буровых судов. Используемая система заякорения позволяет быстро отсоединять сооружения. Буровые суда Canmar (всего выпущено четыре модификации) изначально предназначались для бурения на открытой воде в море летом и ранней осенью, с введением контроля ледовой обстановки эксплуатационный период был продлен. Система динамического позиционирования, позволяющая менять направление корма – нос против направления дрейфующего льда, была апробирована на одном из поколений данной серии, и была непрактичной ввиду малых глубин в районе проведения работ (от 20 до 50 метров). Указанные суда рассчитаны на небольшую ледовую нагрузку (около 1 МН). Для сравнения кессонные конструкции моря Бофорта спроектированы на нагрузки до 1000 МН. Плавучая буровая установка Kulluk, построенная в 1982 г., имела более высокий ледовый класс и представляла собой принципиально новую конструкцию: симметричное, с обратно наклоненными поверхностями сооружение. Данная форма сооружения ломает дрейфующий лед, направляя его вниз и изгибая. Установка может работать на глубинах воды до 100 м. Она успешно использовалась до начала 90-х годов ХХ века и недавно, после 13-летнего перерыва, была снова введена в эксплуатацию.

Ледовые условия во время взятия образцов грунта в районе Северного полюса на Хребте Ломоносова в 2004 г. были самыми тяжелыми, в которых использовалось позиционирование судна на точке. Бурение велось с переоборудованного ледокола Vidar Viking, в сопровождении ледоколов «Советский Союз» и Oden.

Наибольшее распространение для освоения шельфовых месторождений получило бурение с большим отходом от вертикали. Технология особенно перспективна для освоения арктического шельфа Российской Федерации, так как позволяет охватить бурением со стационарной платформы больший участок или осваивать участок с берега, с искусственных островов без дорогостоящего ледостойкого МНГС. На рис. 4 приведена динамика увеличения максимального отхода от точки установки бурового станка. Для морских месторождений все рекордные показатели наблюдались при бурении со стационарных платформ, хотя и в широком диапазоне глубин (30-330 м).

Заключение
Приведенные в статье ключевые проблемы, препятствующие началу разведки и разработки перспективных участков арктического шельфа или откладывающие их, требуют комплексного подхода к решению. Необходимо создание нормативной базы, регламентирующей процессы проектирования, согласования, строительства и эксплуатации МНГС в этом регионе. Отраслевые стандарты, основанные на опыте западных компаний, в большей степени ориентированы на главные шельфовые регионы мира и не подходят для арктических условий. Как показали результаты реализации одного из наиболее передовых проектов на шельфе Арктики – строительства платформы «Приразломная», отсутствие опыта, нормативных документов, отраслевых стандартов, необходимого оборудования и мощностей может привести к затягиванию сроков. В настоящее время необходимо разрабатывать приоритетные вопросы и развивать ключевые направления, повышающие уровень принятия технических решений:
»     адаптация существующих технологий к условиям арктического региона для разработки шельфовых месторождений;
»     разработка и создание принципиально новых технологий;
»     комплексный анализ гидрометеорологических условий;
»    реализация ледотехнической программы.

В ОАО «НК «Роснефть» ведутся проработки рассмотренных вопросов, в том числе в рамках выполнения целевых инновационных проектов.

Список литературы
1. Fusco L. / Offshore Oil: An Overview of Development in Newfoundland and Labrador.// 2007. [Available at http://www.ucs.mun.ca/~oilpower/pages/papers.html].
2. Official standards website — Det Norske Veritas (DNV). [http://www.dnv.com/resources/rules standards].
3. Santos R.S., Feijo L.P. / Safety Challenges Associated With Deepwater Concepts Utilized in the Offshore Industry.// Mine Safety (Springer Series in Reliability Engineering). – 2010. – Р.123-133.
4. Yue Q.J. and Bi X.J. /Ice-induced jacket structure vibrations in Bohai Sea. // J. of Cold Regions Engineering [ASCE], V.14, №2, P.81–92, 2000.
5. Collins M.P., Vecchio F.J., Selby R.G., Gupta, P.R. / Failure of an offshore platform // Canadian Consulting Engineer, v.41, №.2, 2000, P.43.
6. Wackers G. / Resonating Cultures. Engineering Optimization in the Design and Failure of the (1991) Loss of the Sleipner A GBS. // Research Report no. 32/2004. – Oslo: Unipub Forlag, 2004.
7. [Available at http://en.wikipedia.org/wiki/Piper_Alpha].
8. Wackers G. and Coeckelbergh M. / Vulnerability and imagination in the Snorre A gas blowout and recovery. // World Oil: defining technology for exploration, drilling and production, V.229 №1, 2008.
9. Мельников Н.Н., Калашник А.И. Шельфовые нефтегазовые разработки западного сектора российской Арктики: геодинамические риски и безопасность//Газовая промышленность. – 2011. – № 661. – С. 46-55.
10. Deepstar Project. – [Available at  http://www.deepstar.org].
11. Torgeir Moan. / Marine structures for the future. // CORE Report No. 2003-01.
12. Ледотехнические аспекты освоения морских месторождений нефти и газа/Ю.Н. Алексеев и др. – Спб.: Гидрометеоиздат, 2001. 356 с.
13. Randell C., Ralph F., Power D, and Stuckey P. / Technological Advances to Assess, Manage and Reduce Ice Risk in Northern Developments // OTC 20264, 2009.
14. Ледяные образования морей Западной Арктики/под ред. Г.К. Зубакина. – СПб.: Типография ААНИИ, 2006. – 272 c.
15. Hamilton J. M., Holub C., Mitchell D. A., Kokkinis T. / Ice Management for Support of Arctic Floating Operations // OTC-22105, 2011.

Статья была опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть», №3, 2011,  стр. 18-24; ISSN 2074-2339. Публикуется с разрешения редакции.