Подводные установки для добычи нефти. Кирилл Молодцов: РФ за пять лет создаст технологию подводной добычи нефти

Способ применения подводных промыслов является наиболее перспективным при освоении глубоководных месторождений. Он основан на использовании так называемых систем подводного заканчивания скважин, у которых устья располагаются на морском дне. Там же находятся оборудование системы сбора и транспорта продукции скважин, подводные нефтепроводы, системы ППД, энергоснабжения, телекоммуникаций и управления. Подводные промыслы могут быть полностью автономными, а также применяться в сочетании со стационарными или плавучими технологическими платформами. По сравнению с традиционными методами освоения, когда устья скважин размещены на стационарных платформах, данный способ имеет следующие преимущества:

• ускоренный вывод месторождения на проектную мощность за счет пуска в эксплуатацию ранее пробуренных с ПБУ скважин;
• гибкость технологии подводной добычи из-за возможности быстрой смены оборудования (например, при переходе с фонтанного на газлифтный способ добычи путем замены одной технологической платформы на другую);
• возможность сезонной и непрерывной разработки месторождений, расположенных в суровых арктических условиях, независимо от наличия ледовой обстановки, торосов, айсбергов и др.

Оборудование для подводной эксплуатации подразделяют на "мокрые", "сухие" и гибридные системы. Наибольшее распространение в мире получили "мокрые" системы (90% всех подводных скважин), которые отличаются большим конструктивным разнообразием - это может быть как отдельно стоящая фонтанная арматура, так и сложные, размещенные внутри подводных гидротехнических сооружений комплексы, включающие куст из 12-24 устьев скважин и более, манифольд, энергетический блок, систему управления и т.д.

Система добычи "мокрого" типа состоит из устья одной скважины, оборудованной подводной фонтанной арматурой и соединенной выкидной линией (подводным трубопроводом) и райзером со стационарной платформой или плавсредством, как правило, расположенными над скважиной. Для этой цели могут быть использованы переоборудованные танкеры, плавучие и стационарные платформы.

Для контроля за параметрами добываемой продукции, положением запорных органов и управления ими существует несколько типов систем, выполняющих указанные функции: с гидравлическим, электрическим и комбинированным приводом. При этом пульт управления расположен на платформе и связан с подводным устьем шлангокабелем.

Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с ППБУ или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов.

"Сухие" системы, разработанные, например, фирмой "Кэн Оушн", представляют собой одноатмосферную камеру с расположенным внутри нее устьевым оборудованием. Камера оснащена шлюзом для стыковки с подводным аппаратом, доставляющим в нее оператора. Преимущества этого типа систем заключаются в том, что они могут работать на больших глубинах моря (до 800 - 900 м) без применения сложной водолазной техники, которая в настоящее время пока еще не соответствует требованиям для данных условий.

Гибридные системы состоят из основного комплекта оборудования устья скважин, размещенного на дне, и дополнительного - на стационарной платформе. Оба они находятся один над другим и соединяются вертикальным райзером. Число таких систем составляет около 5% общего числа подводных скважин.

Анализ современных тенденций освоения морских месторождений нефти и газа на средних и больших глубинах моря с использованием систем подводного заканчивания показал, что:

• для изолированных небольших (так называемых малорентабельных) месторождений, разрабатываемых 1 - 2 скважинами, в качестве технологической платформы используют переоборудованный танкер, на палубе которого размещают оборудование для подготовки нефти. Танкер посредством вертлюга швартуют к плавучему погрузочному бую, соединенному со скважиной глубоководным райзером;
• для месторождений средних размеров предполагают применять подводный манифольдный центр, включающий куст скважин на одной донной плите и ряд сателлитных, используемых как добычные или нагнетательные. Манифольд соединяют со стационарной или плавучей платформой с помощью нескольких гибких трубопроводов, которые, как показали натурные эксперименты в Северном море, успешно выдерживают возникающие при этом динамические напряжения. Такие системы проходили опытную проверку на месторождении Балморал;
• для крупных месторождений используют систему, состоящую из центрального куста скважин с подводным манифольдом, нескольких периферийных кустов и ряда одиночных скважин, управляемых со стационарных или плавучих технологических платформ.

Конструкции систем подводной добычи нефти

В случае разработки морских месторождений многоскважинными системами традиционную буровую технику можно применять лишь после сооружения и ввода в эксплуатацию стационарной платформы. Это затруднило бы окупаемость исходных капиталовложений вплоть до последних этапов освоения залежей. Вследствие этого разработка глубоководных месторождений и их периферийных участков, а также месторождений в районе Арктики стала бы экономически нерентабельной.

Если стоимость сооружения стационарной платформы оказывается экономически неприемлемой, следует использовать подводную добычную систему, содержащую комплекс средств эксплуатации: плавучие буровые системы, фонтанную арматуру, рабочие трубопроводы и приспособление для нагнетания газа и воды. В противном случае подводная система может служить лишь коллектором для скважин-спутников, которые соединены с мелководной стационарной платформой, либо посредством гибкого стояка с плавучей платформой в пределах промысла. Такое применение подводных эксплуатационных средств позволяет рентабельно разрабатывать периферийные месторождения и даже небольшие залежи крупного промысла, доступ к которым невозможен с центральной платформы при горизонтально или наклонно направленном бурении.

Подводные промысловые системы в своем многообразии могут включать как одну сателлитную освоенную скважину, так и кустовой эксплуатационный комплекс с полным обеспечением подсобной энергетикой. а также коллектор для транспортирования добытой продукции на плавучую установку. Тип выбираемой системы зависит от многих факторов: места, размера и глубины разрабатываемого месторождения и др.

Подводные промысловые системы подразделяют на четыре следующих варианта:

В начальный период разработки месторождения одиночные скважины-спутники могут служить для ранней добычи флюида. Разведочно-эксплуатационные скважины могут быть завершены посредством подводной "елки". Эксплуатацию осуществляют с помощью выкидных линий, подающих продукцию на подводный коллектор или платформу. Такой тип разработки пригоден и для дальнейшего использования в зависимости от глубины воды, в которой планируется размещение промысла.

Важное значение имеет защита устьев подводных скважин от механических повреждений льдом, тралами судов, якорями, при прокладке трубопроводов.

Известны несколько способов защиты устья скважины с помощью размещения фонтанной арматуры в углублении бункера под дном, либо использования специальной вставки или кессона. В этом случае запорную арматуру помещают в специальных обсадных трубах скважины непосредственно под дном.

Схемы подводной системы заканчивания скважин с различной защитной конструкцией устья.

Одиночные освоенные скважины, обычно называемые сателлитными, широко использовали при освоении подводных месторождений. Их применяли в Северном море в течение нескольких лет для разработки пласта с доступом к отдаленным его участкам, недосягаемым с помощью наклонно направленного или горизонтального бурения. Одиночные скважины соединяют с платформой, находящейся на расстоянии в несколько километров. Сателлитные скважины также можно использовать с целью нагнетания воды для увеличения отборов.

На небольшой глубине (меньше 50 м) особенно важным параметром является высота устья скважины и его защитной крыши (например, 8 м). Такая система подвергается высоким нагрузкам окружающей среды и представляет потенциальную опасность для мореходства. В случае мелководной конструкции следует учитывать следующие факторы:

• воздействие сильных течений, трение и перемещение волн;
• расстояние между защитной крышкой и уровнем моря, соотнесенное с осадкой судов, ожидаемых в зоне.

Схема с несколькими скважинами спутниками

Система, состоящая из нескольких скважин-спутников, включает центральный коллектор, связанный с ними выкидными линиями. Последний является центром сбора, распределения и управления сателлитными скважинами.

Данный вариант обладает следующими преимуществами:

• новые скважины могут осваиваться, подсоединяться к коллектору и вводиться в эксплуатацию с минимальным нарушением работающих;
• требуется только вертикальное бурение одиночных скважин, так как они размещаются в оптимальных местах;
• можно подсоединять любое число скважин к коллектору, что обеспечивает гибкость разработки месторождения;
• есть возможность вводить в коллектор контуры очистных скребковых устройств.

К недостаткам относятся следующие аспекты:

• для каждой сателлитной скважины требуются собственные выкидные линии и устройство управления, из-за чего компоновка морского основания может оказаться перегруженной, что способствует повреждениям при отсутствии защитных мер;
• разброс сателлитных скважин повышает возможность их повреждения рыболовными снастями или незакрепленными якорями;
• в зависимости от условий эксплуатации каждой скважине могут потребоваться индивидуальные защитные конструкции, изготовление и установка которых влечет за собой большие расходы, в особенности если необходимо применять опорные сваи;
• ремонтные работы предполагают значительные передвижения между скважинами, поэтому во избежание повреждения других установок следует тщательно укреплять ремонтные суда якорями;
• повреждение трубопровода управления либо нефтегазового экспортного влечет за собой потерю добычи всей установки.

Схема подводного промысла с кустом скважин

Система куста состоит из центрального коллектора и индивидуальных скважин, расположенных в непосредственной близости одна от другой и коллектора, причем скважины обычно размещают одно- или двухрядно.

Рассматриваемая система имеет следующие преимущества:

• число переходных соединительных муфт минимально, причем они могут быть стандартизированы;
• промысел имеет компактные размеры и не подвергается опасности повреждения рыболовными снастями или якорями;
• ремонтные работы довольно просты и требуют незначительных перемещений судов между скважинами;
• коллектор на 50 - 60% меньше по объему и массе, поэтому его гораздо легче изготовить, чем рабочий темплет. Конструкция позволяет также предусматривать дальнейшие изменения и дополнения;
• в коллектор можно включать очистные скребковые устройства.

Недостатки данного варианта состоят в следующем:

• полная эксплуатация промысла может потребовать бурения наклонно направленных скважин;
• больший риск повреждения предметами других подводных установок в период бурения и ремонтных работ;
• отсутствие темплетов для бурения скважин;
• могут понадобиться индивидуальные защитные крышки;
• необходимость установки между устьями скважин и коллектором переходных муфт, на что уходит много времени;
• возможность потери добычи с помощью всей установки при повреждении главного трубопровода управления жизнеобеспечением промысла либо экспортного (магистрального) трубопровода.

Схема подводного промыслового центра

Подводный промысловый центр аналогичен кустовой системе, но в этом случае все устья скважин, трубопроводы-коллекторы, блоки управления и дозировки химических реагентов объединены в одну конструкцию.

Другим примером системы с промысловым центром является устройство, где используют для защиты коллектора конструкцию из четырех отсеков и четырех фонтанных арматур. Наличие коллектора обеспечивает возможность добычи с помощью газлифта и нагнетания воды по каждой скважине. Системы напорных трубопроводов в данном случае подсоединены к платформе, находящейся на расстоянии около 7 км, а рабочий коллектор - к ее сепаратору для отделения газа. Последний затем либо используют вновь для нагнетания, либо сжигают на факеле. Продукцию (нефть) без газа потом направляют в главный экспортный трубопровод.

Преимущества такой системы состоят в следующем:

• схема имеет компактные размеры;
• нет необходимости в наличии связующих выкидных линий и переходных муфт, а нужна только магистраль к главной установке;
• одна рама защищает все подводные системы;
• имеет место более эффективная компоновка трубопроводов и коллектора;
• в конструкцию можно включать очистные скребковые устройства;
• минимальное число перемещений судов между отдельными скважинами, что снижает стоимость ремонтных работ;
• конструкция выполняет роль подводного комплекса для бурения;
• имеется возможность привязки скважин-спутников;
• требуется всего одна установка за исключением крепления фонтанной арматуры;
• несомненная универсальность обслуживания устья скважины.

Недостатки данной схемы состоят в следующем:

• большие капитальные затраты;
• необходимость наклонно направленного бурения;
• требование при необходимости значительной подъемной мощности для установки;
• возможная перегрузка запорной арматуры, что обусловлено сложными требованиями управления в связи с сообщением между собой разнопараметрических скважин при различных значениях расхода и давления потоков.

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

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

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

Литература:

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

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

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

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

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

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

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

ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

Уровень готовности технологий Level of the technology ready

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.

В настоящее время до 70% всей энергии, потребляемой в мире, дают нефть и газ. Истощение этих природных ресурсов на суше обусловливает увеличение их добычи в море. Уже через 10-20 лет половину необходимой индустриальным регионам земного шара энергии смогут дать месторождения, расположенные в морских акваториях. Ни огромные затраты на сооружение сложнейших технологических объектов, ни крайне тяжелые природные условия освоения подводных месторождений не остановят роста добычи нефти и газа из-под морских глубин.

Основной ее объем будет обеспечен в результате разработки залежей в континентальном шельфе, где на 16 млн км 2 возможно скопление нефти и газа.

Объем морских поисково-разведочных работ и добыча нефти и газа будут продолжать расти, в том числе и в глубоководных районах, несмотря на то, что эти работы требуют огромных затрат. В морскую нефтегазовую промышленность каждый год вкладываются сотни миллиардов долларов США, причем более трети всех инвестиций приходится на разведку и эксплуатацию.

Весьма значителен парк передвижных плавучих буровых установок, с помощью которых ежегодно бурят более 2 тысяч скважин, включая примерно 850 поисково-разведочных. Спрос на подвижные буровые платформы достаточно устойчив и составляет почти тысячу единиц.

Мировая потребность в баржах-трубоукладчиках и трубозаглубителях, а также в плавучих кранах оценивается до 250 - 300, а во вспомогательных судах - до 1800 единиц. Сохраняется спрос на стационарные стальные и бетонные платформы и на подвижные буровые платформы.

Прогнозируется рост объемов работ, связанных с инспектированием и ремонтом морских сооружений (трубопроводов, платформ и т. д.). В связи с этим ожидается увеличение спроса на подводные суда для наблюдения за работами по прокладке и ремонту подводных нефте- и газопроводов, а также установки подводных систем для эксплуатации скважин.

Несмотря на расширение использования манипуляторов с дистанционным управлением, увеличится спрос на водолазные работы, так как во многих случаях робототехнические устройства по-прежнему не могут заменить человека при работе под водой.

К 2005 г. новые месторождения нефти и газа были открыты в 96 странах; разведанные запасы газа при этом составили (По данным журнала «Oil and Gas Journal») более 146 трлн куб. м, а накопленная мировая добыча газа - 69 трлн куб. м. Основные разведанные запасы газа сосредоточены в России, Иране, Катаре, Саудовской Аравии, Абу-Даби, США.

Большинство стран мира проявляет высокую активность в разведке и разработке морских месторождений. Важной составной частью этой деятельности является строительство морских трубопроводных систем.

В ближайшие годы Россия имеет хорошие перспективы в части освоения морских месторождений, обусловленные высокой перспективностью российского шельфа. Как показывают исследования, в России из общего объема неразведанных ресурсов на месторождения шельфа приходится более 42%.

Крупные ресурсы газа сосредоточены на шельфах Баренцева, Печорского, Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского, Японского морей, Восточно-Камчатского и Южно-Курильского секторов Тихого океана, а также Каспийского и Азовского морей.

Для шельфов морей России установлено следующее:

недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности; на долю арктических морей приходится 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов, дальневосточных - около 14% и внутренних- несколько более 1%; концентрация ресурсов на шельфе высокая;

основная часть наиболее достоверных ресурсов углеводородов сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 20 до 50 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4-5 км, и технически доступна для бурения;

на шельфах наиболее перспективных морей РФ в общем объеме начальных суммарных запасов углеводородов преобладают более достоверные ресурсы и выявленные месторождения газа.

Всего на шельфах открыто 34 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождения, в том числе на шельфе Балтийского моря - 2, Баренцева и Печорского морей - 10, Карского - 8, Охотского - 8, Каспийского - 1, Азовского - 5.

Среди перечисленных есть уникальные по запасам газа месторождения: Штокмановское, Русаковское и Ленинградское. Крупными являются месторождения Приразломное, Лудловское, Чайво-море, Одопту-море, Пилыун-Астохское и др.

До 2050 г. важное значение для добычи газа будут иметь северные акватории Западной Сибири и акватории южной части Карского и Баренцева морей. В подготовке новых запасов газа за счет неразве­данных ресурсов первостепенная роль будет постепенно переходить от Западной Сибири к западной части арктического шельфа, Восточной Сибири и дальневосточным акваториям. После 2050 г. роль акваторий, особенно северных, включая восточный сектор шельфа, будет возрастать.

Таким образом, в ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

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.