6.3.3. Маргинальные месторождения

Это небольшие (запасы от 4,8 – 6,4 до 8 – 16 млн.м³) или удалённые месторождения, разработка которых малорентабельна. В РФ к ним относят нефтяные месторождения с запасами до 50 – 100 млн.т. (например, Мурманское и С-Кильдинское).

У этих месторождений большое будущее; так, например, ожидается, что в Англии к 2010 году они будут давать не менее 80 % всей добычи нефти.

Типичная технология для подобных месторождений была разработана американской фирмой «Lockheed Petroleum Servius» для месторождения Гарупа, расположенного на шельфе атлантического океана.

Таблица 2.

Экспертная оценка степени подготовленности технологий и технических средств для применения подводных добывных комплексов в условиях шельфа арктических морей

+ - возможно (да)

± - вероятно (да+нет)

- невозможно (нет)

Нефть от каждой сухой скважины по гибкой выкидной линии поступает к сухому манифольдному узлу; от него по двум сборным гибким коллекторам на так называемую главную башню, шарнирно закрепленную на дне, и по гибким же райзерам на танкер, пришвартованный к главной башне. На танкере сосредоточена вся подготовка продукции. Готовая нефть вновь подаётся на главную башню и по гибкому райзеру поступает на дно в гибкий подводный трубопровод, по которому она транспортируется к наливной башне (гибкая упругая платформа); после подъёма по вертикальному гибкому райзеру нефть подаётся в челночные танкеры.

К настоящему времени существует 2 пути совершенствования подобной технологии.

Первое направление базируется на следующих положениях:

• размеры пришвартованного танкера должны быть уменьшены, тип швартовки заменен, а число технологических операций на нём сокращено. Это современные танкера с так называемым динамическим позиционированием. Такая система получила название «SWOPS» и впервые была применена фирмой «Бритиш Петролеум». Дрейф танкера остается в допустимых пределах даже при скорости ветра до 18,8 м/с и высоте волн до 4,5 м.

• в качестве главной башни более целесообразно использовать монобашню с натяжными опорами (система «TLM» – рассмотрена ниже).

• устья скважин более рационально выполнять в мокром варианте и располагать их вблизи поверхности моря. Это система «NSC» разработанная фирмой «SEA Engineering» – Хьюстон. Подобный подход уже реализован на месторождениях Хаттон, Жолье и Кепитинг фирмой «Коноко». На них устья скважин были подняты до глубины 45 м с помощью жестких стальных райзеров, в качестве которых использовались 244,5 мм обсадные трубы.

Второе направление было реализовано на месторождении Хайлендер (Британский сектор Северного моря) с извлекаемыми запасами порядка 4,8 млн.т.

Была смонтирована уникальная донная опора массой 1000 т и размерами 140 х 60 х 30 м, установленная на глубине 128 м. Она имеет 12 отверстий для устьев мокрых скважин, расположенных в два ряда и заключенных в защитную рамную конструкцию. Добыча продукции газлифтная. ППД осуществляется путем закачки газа и воды. Управление электрогидравлическое с ближайшей платформы, расположенной на месторождении Тартан на расстоянии 13 км (рекорд удаленности для электогидравлических систем). От платформы по дну проложен ряд трубопроводов: 305 мм – для доставки продукции на платформу; 203 мм – для доствки воды для целей ППД; 203 мм – испытательный трубопровод; 203 мм – газлифтный трубопровод; 102 мм вспомогательный трубопровод; а также линии для реагентов и линии управления.