Бурение на шельфе

Бурение скважин на шельфе

Наша компания, как одна из частных "структур жизнеобеспечения", у которой есть государственные контракты с пищевыми и медицинскими учреждениями, продолжит свою работу в штатном режиме!

Бурение скважин на шельфе используется при разработке нефтяных, газовых и других месторождений, а также с целью изучения строения земной коры. Бурение с платформ становится актуальным в связи с обнаружением в Арктике залежей углеводородов объемом до 25% от мировых запасов.

Континентальный шельф — это подводное продолжение материка, имеющие с ним общее геологическое строение. Внешняя граница континентального шельфа очерчивается изобатой — линией, которая соединяет глубины в 200 м. Однако, в некоторых случаях изобата может соединять точки глубин до 2500 м.

Буровая для шельфа представляет собой специальную платформу, которая может быть плавучей, полупогружной или стационарной. Стационарная платформа используется на глубинах воды до 40 м, плавучая — до 80 м, полупогружная — до 200 м.

При бурении со стационарной платформы устье скважины будет надводным. Подводное устье используется при бурении с полупогружных и плавучих платформ, а также с буровых судов. На некоторых типах платформ можно передвигать буровую установку, что позволяет сделать рядом несколько скважин.

Вес плавучей буровой платформы может составлять несколько сотен тысяч тонн, а высота до 500 м. Сложную инженерную задачу представляет стабилизация нестационарных платформ над точкой бурения. Вопрос решается различными вариантами якорения и динамической стабилизации. Для динамической стабилизации используются подруливающие механизмы, работа которых корректируется по сигналам GPS. В этом случае погрешность географического местоположения плавучей платформы в условиях открытого моря может составлять всего несколько метров. Для уменьшения колебаний из-за волнения моря используется компенсатор вертикальных перемещений.

Кроме плавучих и стационарных платформ для разработки шельфа используются буровые суда, позволяющие создавать скважины на гораздо большей глубине — от 1,5 до 6 км. На судах также используется динамическая стабилизация и компенсатор вертикальных перемещений.

При невозможности буровому судну оставаться на месте во время сильного шторма, во избежании аварийной ситуации устье скважины можно быстро закрыть специальной «пробкой» под названием «превентер». Вес такой «пробки» может достигать 150 т, а длина 18 м.

Электропитание буровой платформы обеспечивается автономной газотурбинной силовой установкой, либо по кабелю с берега. Длина питающих кабелей может доходить до нескольких сотен километров, а при объединении сетей электропитания платформ в цепочку общая длина кабелей может составить несколько тысяч километров.

Кроме платформ основой для буровой установки могут выступать искусственные грунтовые острова, дамбы, эстакады. Для поисково-разведочных скважин в арктической зоне возможно использование искусственных ледовых островов.

Если месторождение размещается ближе к суше, производится наклонное бурение с берега. Используются гидромеханические роторно-управляемые системы, изменяющие траекторию бурового инструмента. Это позволяет бурить не только вертикально и наклонно, но также горизонтально. В качестве примера можно привести бурение в рамках проекта «Сахалин-1». Общая протяженность ствола скважины составила почти 12 000 м. Сначала бурение шло вертикально, на последующих этапах — наклонно и горизонтально.

Морское бурение дороже бурения на суше. Из-за крайне тяжелых условий бурение на шельфе арктических морей в несколько раз превышает стоимость бурения в Мексиканском заливе. Проходка горизонтальных стволов с берега обходится гораздо дешевле, чем с плавучих платформ.

www.biiks.ru

Основные технико-технологические аспекты освоения месторождений углеводородов на шельфе Арктических морей РФ - Бурение на шельфе

Недра российского шельфа обладают огромной и не освоенной сырьевой базой углеводородов.

Недра российского шельфа обладают огромной неосвоенной сырьевой базой углеводородов.

Моря России содержат около 40% начальных суммарных ресурсов газа, конденсата и нефти шельфа Мирового океана.

По нефтегазовому потенциалу наиболее перспективны недра арктических морей - Баренцева, Печорского, Карского, Лаптева, Восточно-Сибирского и Чукотского. 85% ресурсов нефти и газа, оцененных в их недрах, приходится на Баренцево и Карское моря.

По «Программе освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 г.» ОАО «Газпром» первоочередными районами работ на шельфе России являются Обская и Тазовская губы, северо-восточный шельф Баренцева моря (район Штокмановского месторождения), шельф Печорского моря и Приямальский шельф (рис. 1).

Рис. 1. Районы работ на арктическом шельфе

В 1994 году ОАО «Газпром» для проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений на шельфе создал специализированное предприятие «Газфлот».

Со времени создания компания выполнила значительный объем геологоразведочных работ на арктическом шельфе. Работы были сосредоточены в Печорском море и на акватории Обской и Тазовской губ Карского моря.

Было пробурено 19 поисково-разведочных скважин, проведены инженерно-геологические изыскания на 22 площадках, проведены сейсморазведочные работы 2Д в объеме более 9 тыс. пог. км и 3Д в объеме более 1100 кв.км.

На этих акваториях ООО Газфлот по программе ОАО «Газпром» планирует до 2010 г. пробурить более 30 поисково-разведочных скважин, провести более 1,5 тыс. пог. км сейсморазведки 2Д и более 2 тыс. км2 сейсморазведки 3Д.

Кроме этого, в указанный период ООО Газфлот планирует провести подготовку к разработке месторождений Северо-Каменномысское, Каменномысское-море и Долгинское.

Освоение ресурсов арктических морей

Северо-Восточный шельф Баренцева моря

Акватория рассматриваемого района характеризуется глубинами 200-400 м, возможностью возникновения волн высотой до 28 м, наличием дрейфующих ледовых полей до 7 месяцев в году, а также возможностью появления айсбергов массой до 4 млн. т.

Здесь открыты уникальные и крупные по запасам месторождения газа и газоконденсата - Штокмановское, Мурманское, Северо-Кильдинское и др.

Глубины залегания продуктивных пластов не превышают 4 км. Поисково-разведочные работы могут проводится с помощью обычных полупогружных установок и буровых судов в период открытой воды.

Для обустройства месторождений рассматривается варианты с применением плавучих ледостойких платформ либо подводных добычных комплексов.

Использование подводных добычных комплексов значительно снижает капитальные и эксплуатационные затраты в обустройство месторождений. Однако их применение имеет трудности связанные с отсутствием апробированных технологий подводного транспорта продукции без подготовки и компремирования на расстояние более 600 км.

Шельф Печорского моря

Акватория рассматриваемого района месторождения характеризуется глубинами 25-50 м, возможностью возникновения волн высотой до 12 м и появлением ледяного покрова толщиной до 1,6 м.

В Печорском море ООО «Газфлот» открыто три нефтяных месторождения - Варандей-море, Медынское море-2 и Долгинское с общими запасами более 300 млн.т. нефти.

Бурение поисково-разведочных скважин осуществлялось здесь с СПБУ. Обустройство месторождений в данном районе возможно как со стационарных ледостойких платформ, так и с мобильных ледостойких буровых установок с использованием подводных добычных комплексов.

Приямальский шельф

Акватория Приямальского шельфа покрыта дрейфующими и припайными льдами в течение 9 месяцев в году. Глубины воды достигают 100 м.

Здесь открыты уникальные по запасам Ленинградское и Русановское месторождения, освоение которых осложнено из-за крайне тяжелых ледовых условий.

Разрабатываются технические решения по их освоению с применением подводных технологий и ледостойких платформ.

Обская и Тазовская губы

Значительный объем работ на арктическом шельфе в ближайшей перспективе придется на акваторию Обской и Тазовской губ Карского моря (рис. 2).

Начальные суммарные ресурсы газа акватории Обской и Тазовской губ оцениваются в более чем 7 трлн. м3.

В акватории Обской и Тазовской губ ООО Газфлот открыто четыре месторождения с залежами газа в меловых отложениях на глубинах 1000-2600 м (два крупных - Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, одно среднее - Чугорьяхинское и одно мелкое - Обское) с общими запасами более 1 трлн. м3 газа, а также выявлен ряд перспективных структур.

Привлекательность данного района для проведения поисковых работ и дальнейшего обустройства месторождений заключается в том, что все открытые газовые месторождения находятся на близком расстоянии от разрабатываемого уникального по запасам Ямбургского газоконденсатного месторождения, более 90% запасов месторождений приурочены к неглубоко залегающим сеноманским отложениям, а глубины воды акватории не превышают 17 м.

Рис. 2. Обская и Тазовская губы

Однако акватория Обской и Тазовской губ обладает рядом характерных особенностей, которые усложняют освоение нефтегазового потенциала района.

К основным из них относятся следующие:

· короткий межледовый период - до 3 месяцев;

· образование ледовых полей толщиной до 2,5 м и стамух с килевой частью высотой до 8 м;

· низкие температуры воздуха - до -50 град. С;

· наличие вечной мерзлоты в грунтах в прибрежной зоне;

· высокая экологическая ранимость природной среды Арктики;

· приуроченность района к статусу объекта высшей рыбохозяйственной категории.

Тем не менее, современное развитие техники и технологии поиска и освоения месторождений нефти и газа позволяет проводить работы в сложных условиях арктических морей.

Морские месторождения Обской и Тазовской губ и месторождения на территории сопредельной суши рассматриваются как единая ресурсная база и будут разрабатываться комплексным способом с использованием инфраструктуры Ямбургского ГКМ.

Разработка месторождений будет осуществляться с применением подводных добычных комплексов, которые будут заглублены ниже дна акватории, что позволит предотвратить воздействие от стамух, килевая часть которых может достигать 7-8 метров.

Разбуривание будет производиться наклонно-направленными скважинами и на каждом подводно-добычном комплексе планируется строительство до 8 скважин.

Морские буровые установки в арктических морях

В настоящее время общество эксплуатирует одиннадцать судов и одну самоподъемную буровую установку «Амазон». Всего для реализации поставленных задач к 2010 году ООО «Газфлот» должен иметь в эксплуатации около 8 морских буровых установок и более 30 единиц судов различного назначения.

Строительство поисковых и разведочных скважин на акватории Обской и Тазовской губ в настоящее время производит СПБУ «Амазон», которая за короткий межледовый период обеспечивает бурение на мелководье 2-3 скважин глубиной 1200-2700 м (рис. 3).

Рис. 3. Самоподъемная буровая установка «Амазон»

ООО «Газфлот» строит еще две буровые установки: - плавучий буровой комплекс «Обский» с вводом в эксплуатацию в 2006 г. и СПБУ «Арктическая» с вводом в 2008 году.

Разработан эскизный проект полупогружной буровой установки для бурения разведочных и эксплуатационных скважин и установки подводных добычных комплексов на глубинах моря до 500 м в районе Штокмановского месторождения северо-восточного шельфа Баренцева моря;

Все перечисленные буровые установки могут работать только в межледовый период. Для реализации программ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе необходимы технические средства способные вести круглогодично в ледовой обстановке поисково-разведочное и эксплуатационное бурение, а также устанавливать подводные добычных комплексы.

Разработан эскизный проект ледостойкой погружной платформы «Ласточка» для круглогодичного бурения разведочных и эксплуатационных скважин (в т.ч. опытно-промышленная эксплуатация) на глубинах моря до 44 м;

Технико-экономические расчеты показали, что наиболее эффективными в суровых природных условиях замерзающих морей на глубинах до 30 м являются мобильные буровые установки (рис. 4), которые обладают следующими преимуществами:

имеют возможность буксировки на большие расстояния благодаря собственной плавучести и наличию системы балластировки;

требуют непродолжительную установку на точку работ;

могут быть неоднократно переставлены на новую точку при минимальных затратах.

Рис. 4. Использование мобильных ледостойких буровых установок для обустройства месторождений

Береговые базы обеспечения

Для обеспечения увеличения объемов геологоразведочных работ и освоения месторождений Штокмановское, Приразломное, Долгинское, п-ова Ямал и других по программам ОАО «Газпром» ООО «Газфлот» производит реконструкцию и расширение своих береговых баз в Мурманске и Ямбурге.

На территории баз будут осуществляться перевалка грузов, бункеровка судов, ремонт и техническое обслуживание оборудования, судов и платформ. Кроме того, планируется предоставить часть территории различным компаниям (в т.ч. зарубежным) для организации сервисных услуг для ООО «Газфлот».

Охрана окружающей среды

Некоторые районы арктических морей являются водными объектами высшей рыбохозяйственной категории.

В связи с этим работы, проводимые здесь находятся под пристальным вниманием населения, общественных организаций и руководителей округов, природоохранных и рыбохозяйственных органов, федеральных контролирующих организаций. Одной из важнейших задач является обеспечение экологической безопасности работ, в соответствии с законодательными документами и нормативными актами федеральных и территориальных органов.

До начала строительства поисковых скважин проводится разработка проектов по охране окружающей среды с согласованием их в территориальных и федеральных органах управления и получением положительного заключения Государственной экологической экспертизы в Росприроднадзоре.

Одновременно проводится согласование материалов на получение лицензии на водопользование и лимитов на размещение отходов производства.

По вопросам безопасности до начала проведения работ проводятся общественные слушания с привлечением коренного населения.

При строительстве скважин на континентальном шельфе используются технологии позволяющие предотвратить возникновение аварий и чрезвычайных ситуаций. Все работники буровых установок обучены и имеют сертификаты по курсу «Контроль скважины.

Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». До начала производства работ на месторождении шельфа разрабатывается, согласовывается и утверждается План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

ООО «Газфлот» заключает договора с профессиональными спасательными формированиями для несения круглосуточного дежурства аварийно-спасительных судов в радиусе 500 метровой зоны от плавучих буровых установок.

Ежегодно выполняется комплекс научно-исследовательских работ по зимнему и летнему экологическим мониторингам на ряде участках.

Буровые работы проводятся при нулевом сбросе. Все отходы бурения - буровой шлам, твердые бытовые отходы - собираются в контейнеры, а нефтесодержащие воды и масла - в емкости, и вывозятся на берег для утилизации.

Для бурения применяется буровой раствор на водной основе. Его обработка ведется безопасными химическими реагентами, имеющими предельно-допустимые концентрации (ПДК класса 4) для вод рыбохозяйственных водоемов.

Для компенсации ущерба рыбным запасам разработана и действует программа компенсационных и природоохранных мероприятий, направленных на сохранение экосистем.

Заключение

Одним из факторов сдерживающим освоение месторождений северных морей это сложности в получении лицензий из-за несовершенства законов в области недропользования, реорганизации Министерства Природных Ресурсов и ведомств.

Поэтому необходимо провести большую работу по совершенствованию законов и нормативов регламентирующих геологоразведочные работы и освоение месторождений.

Освоение месторождений арктического шельфа повлияет на социальные процессы многих регионов РФ.

Эти изменения будут носить позитивный характер: появление новых рабочих мест, развитие промышленности и инфраструктуры.

neftegaz.ru

Нефтедобыча в Арктике - Бурение на шельфе

Интерес к Арктике в течение последних 10 лет, в период высоких цен на нефть, прежде всего был обусловлен колоссальными объемами нефти и газа. По данным US Geological Survey, запасы углеводородов составляют 412,2 млрд баррелей нефтяного эквивалента, или 22% мировых технически извлекаемых ресурсов нефти и газа.

Интерес к Арктике в течение последних 10 лет, в период высоких цен на нефть, прежде всего был обусловлен колоссальными объемами нефти и газа. По данным US Geological Survey, запасы углеводородов составляют 412,2 млрд баррелей нефтяного эквивалента, или 22% мировых технически извлекаемых ресурсов нефти и газа.

Однако, необходимо отметить, что это технические ресурсы, а не запасы поставленные на баланс в качестве коммерческих запасов. Только малая часть из них может быть рентабельна. Кроме этого, более 80% нефти и газа Арктики находится на шельфе северных морей, таких как Баренцево, Печорское, Карское, Бофорта, что очень сильно усложняет и удорожает добычу. По оценкам экспертов в России (в экономической зоне арктического шельфа) находится до 40% запасов нефти и 70% запасов газа.

Радужные перспективы развития российской нефтедобычи в Арктике имели место в период высоких цен на нефть - более 100 usd/баррель. В таких условиях добыча нефти на арктическом шельфе рентабельна, но при активной поддержке государства (применение налоговых льгот правительством РФ), а также получения финансирования и технологий (оборудования, ПО, управленческих решений) от западных нефтяных компаний, имеющих опыт шельфовых разработок. Как раз в период 2010-2014 годов активно создавались СП с западными компаниями (Эксон, Тоталь и т.д.) для освоения арктических месторождений и в планах компаний стояло к 2025 году нарастить добычу на арктическом шельфе до нескольких десятков миллионов тонн нефти в год. Но в 2014 году два важнейших события повлияли на планы по развитию арктического шельфа: падение цен на нефть (прежде всего из-за развития добычи сланцевой нефти и падения спроса в Китае) и ввод санкций в отношении российской шельфовой нефтедобычи со стороны США и стран ЕС.

Санкции против шельфа.

Секторальные услуги, в том числе в отношении нефтегазовой отрасли, ЕС, США и Канада вводили в 2 стадии.

1^я стадия касалась поставок оборудования. Она была введена в конце июля - в начале августа 2014 г. 2^я стадия введена в сентябре 2014 г.

Она распространяла действие санкций не только на поставки оборудования, но и на предоставление услуг, обмен информацией с российскими партнерами, а также на участие западных компаний в наиболее технологичных добычных проектах.
Первая стадия санкций - запрет на поставку технологий и оборудование был введен ЕС и США соответственно 31 июля и 1 августа 2014 г.

Санкции США имеют более жесткий характер, по сравнению с санкциями ЕС.

Они подразумевают лицензирование поставок в Россию оборудования для глубинной, свыше 500 футов (152,4 м), добычи углеводородов, разработки арктического шельфа и сланцевых запасов нефти и газа.

Санкции ЕС также касаются глубоководной добычи, но не конкретизируют минимальную глубину добычи.

Список запрещенного США к ввозу в Россию оборудования следующий:

• буровые установки;

• детали для горизонтального бурения;

• буровое оборудование и оборудование для заканчивания скважин;

• морское оборудование для работы в условиях Арктики;

• оборудование для каротажа;

• скважинные насосы;

• бурильные и обсадные трубы;

• программное обеспечение для гидравлического разрыва пласта;

• насосы высокого давления;

• оборудование для сейсморазведки;

• дистанционно управляемые подводные аппараты;

• компрессоры;

• инструменты для развальцовки;

• распределительные краны;

• райзеры.

В список оборудования, которое запрещено к ввозу в Россию Евросоюзом, входит оборудование для шельфовых проектов, глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики, а также оборудование для сланцевых проектов.

В список Евросоюза входят:

• трубы, используемые для нефтяных и газовых трубопроводов, различных видов и размеров;

• насосно-компрессорные трубы; используемые при бурении нефтяных или газовых скважин, инструменты для бурения,

• насосы для жидкостей.

При этом Евросоюз ввел режим предварительного одобрения сделок по поставке оборудования в РФ. Соответствующие одобрения должны будут выдавать уполномоченные госорганы стран, в которых зарегистрированы компании-экспортеры.

Данное оборудование практически не производится в России, а часть из него не имеет аналогов и в странах, не вводивших санкции против России.

Прогноз объемов добычи нефти и газа на шельфе Балтийского и арктических морей.

На развитие нефтедобычи на шельфе будет прежде всего влиять макроэкономические и политические факторы перечисленные выше прежде всего - цены на нефть и влияние международных санкций на российскую нефтедобычу на шельфе.

Кроме этого, необходимо учесть такие вводные, как выработанность месторождений основных российских нефтедобывающих компаний, а также то, что российские власти будут различными методами, в том числе и административными и налоговыми, стимулировать компании к вводу в эксплуатацию хотя бы некоторых шельфовых месторождений (даже в условиях санкций и низких цен на нефть), чтобы оправдать ранее данные прогнозы и не допустить падения нефтедобычи.

В перспективе до 2025 г основным источником добычи нефти остаются акватории Баренцева и Печорского морей, причем объем добычи будут определяться только Приразломным месторождением.

В Балтийском море в текущий период будет наблюдаются резкий спад добычи на Кравцовском месторождении.

Из месторождений акватории Обской и Тазовской губы промышленная разработка начинается только Северо-Каменномыского месторождения.

Прогноз потребности в оборудовании для реализации шельфовых проектов в Балтийском и арктических морях.

Ввод новых месторождений, в том числе и шельфовых, технологически увязан с необходимостью строительства сопутствующей транспортной инфраструктуры: прокладкой промысловых и подводящих, а в некоторых случаях и магистральных трубопроводов, строительством УПН, НПС, УКПГ, объектов энергетического хозяйства и т.д.

Поэтому ввод новых месторождений будет технологически синхронизирован с перечисленными выше объектами промысловой и транспортной инфраструктуры.

Кроме этого, геологоразведочные мероприятия на шельфе арктических морей подразумевают необходимость в эксплуатации судов для 2D и 3D сейсморазведки, а также морских буровых платформ.

Сейсмика

В связи с ограничением доступа российских нефтедобывающих компаний к дешевому западному финансированию, а также падению курса рубля они начали в резко сокращать инвестиционные программы и первым делом пострадали шельфовые проекты, как наименее перспективные в современной макроэкономической обстановке.

По сравнению с прошлыми планами компаний наибольшее сокращение ожидает 3D-сейсмику, прежде всего в акваториях Баренцева и Печорского морей. Максимум ее придется на 2016-2019 гг (6-8 тыс км²), с целью поддержания процесса освоения месторождений (в противном случае лицензия на месторождение может быть отозвана).

К 2025 году объем сейсмики сократится до 18 тыс пог. км для 2D бурения и до 2 тыс км² для 3D бурения.

В первую очередь, по сравнению со сценарием 1, значительно сократится 3D-разведка в акваториях

Для выполнения представленных объемов сейсморазведочных работ необходимое количество судов для сейсморазведки составит 25-27 единиц.

Обсадные трубы

Суммарная потребность в обсадных трубах в 2015-2025 гг составит 282 км труб, что меньше прогнозов годовалой давности почти в 3 раза.

При этом потребность в акватории Печорского и Баренцева морей и Обской и Тазовского губ составит более 90% от суммарной потребности в обсадных трубах на шельфе Балтийского и западных арктических морей России.

Буровые и добычные платформы

Предполагается, что эксплуатационное бурение в акватории Баренцева и Печорских морей начнется после 2025 (за исключением Приразломного месторождения, где в 2014 г уже отгружены первые объемы товарной нефти и необходимости в добычных платформах нет).

Таким образом, потребность в морских добычных платформах будет формироваться после 2025 г.

Максимальная потребность в буровых установках всех типов придется на 2020 г - примерно в 6 единиц в сумме для южных морей Балтийского моря и западных арктических морей России.

neftegaz.ru

Север Карского моря - высокоперспективная на нефть область Арктического шельфа России - Бурение на шельфе

Результаты сейсморазведочных работ МОВ ОГТ последних лет свидетельствуют, что северная часть Карского моря, обычно выделяемая в качестве Карской плиты, весьма перспективна в отношении нефтегазоносности.

Результаты сейсморазведочных работ МОВ ОГТ последних лет свидетельствуют, что северная часть Карского моря, обычно выделяемая в качестве Карской плиты, весьма перспективна в отношении нефтегазоносности.

Строение этой области сходно с Тимано-Печорской провинцией, но характеризуется большей мощностью палеозойского карбонатного комплекса и разнообразием фациальных обстановок.

Уже на региональной стадии изучения здесь выявлены значительное число перспективных ловушек различных типов в отложениях всех систем палеозоя и многочисленные косвенные признаки нефтегазоносности.

Для возрастной привязки сейсмических горизонтов и уточнения вещественного состава перспективных комплексов необходимо бурение параметрической скважины на о-ве Уединения.

Рассматриваемый регион до последних лет оставался наименее изученным на всем Западно-Арктическом шельфе.

До 1980 г представления о его строении базировались исключительно на гравимагнитных данных.

Первые сейсмические профили появились, начиная с 1982 г, когда «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (МАГЭ) начало проводить систематические сейсмические работы.

В результате к 1990 г были составлены первые схемы изохрон и структурно-тектонические схемы Северо-Карского региона.

Итоги этих работ были подведены при составлении листа Государственной геологической карты (3) и в работе (2).

Значительную роль в понимании геологического строения региона сыграли опорные профили 3-АР и 4-АР, отработанные ФГУНПП Севморгеология в 2003-2007 гг.

Было установлено наличие в регионе 4^х существенно различных комплексов осадочного чехла: рифей-кембрийского терригенного; ордовик-каменноугольного, преимущественно карбонатного, и 2^х мезозойских: трансгрессивно залегающего на палеозое терригенного триасового и угленосного мелового, также удалось наметить в их составе несколько отражающих горизонтов.

Эти работы позволили существенно уточнить и сделать более надежным геолого-геофизическое районирование региона и наметить перспективы его нефтегазоносности (5).

В 2007-2009 гг Севморнефтегеофизикой были выполнены площадные сейсмические и гравимагнитные работы почти на всей акватории северной части Карского моря.

Эти работы подтвердили принципиальную правильность тектонической схемы 2009 г и позволили ее значительно детализировать (рис. 1, 2).

Результаты этих работ и лежат в основе настоящей статьи.

Осадочный чехол региона четко разделяется на 2 структурных этажа.

Нижний, охватывающий верхи протерозоя и почти весь палеозой, умеренно дислоцирован и разбит серией разломов.

Его мощность достигает 14-15 км.

Отложения верхнего этажа залегают горизонтально плащеобразно на размытой поверхности нижнего.

В каждом комплексе выделено несколько отражающих горизонтов, однако их возрастная привязка и возможность проследить их на всей территории вызывают серьезные сомнения.

Поэтому в настоящей статье принято менее дробное расчленение разреза на 3 существенно различных литологических комплекса, что весьма удобно при рассмотрении перспектив нефтегазоносности.

Нижний структурный этаж, как было убедительно показано при обработке профиля 4-АР, состоит из 2^х различных комплексов: нижнего терригенного и верхнего карбонатного, существенно различающихся по волновой картине.

Их мощность сопоставима и составляет 4-7 км.

Необходимо иметь в виду, что комплекс, который обычно называется «карбонатным», является таковым на большей части территории, но отнюдь не на всей.

На восточном борту Восточно-Карского мегапрогиба в его составе появляются терригенные отложения, аналогичные тем, которые обычны на Северной Земле.

Кроме того, в осевой части прогибов, за зонами рифов, карбонаты могут замещаться глубоководными кремнисто-глинистыми толщами.

Верхний структурный этаж объединяет в единый комплекс терригенные в основном континентальные отложения, мощность которых на востоке измеряется сотнями метров, на западе увеличивается до 2 км, а в прогибе Святой Анны достигает 6-8 км (см. рис. 1).

Возраст комплекса неясен.

На 1^м этапе работ подошва комплекса индексировалась как D3-P.

В дальнейшем индекс горизонта был изменен на С-Р. Представляется, что возраст горизонта может быть определен лишь путем сопоставления с Таймыром и Северной Землей - регионами, за счет которых поставляется основная масса обломочного материала на Карскую плиту.

Как известно, на северном Таймыре каменноугольных, пермских и триасовых отложений нет, так как пермь - это время формирования Центрально-Таймырского аккреционного пояса и орогена.

На Северной Земле нижнепермские грубообломочные континентальные отложения есть лишь в нескольких пунктах на западном берегу, где они сохранились в долинах рек, глубоко врезанных в протерозойские отложения.

Верхнепермские морские карбонатно-терригенные отложения мощностью несколько 10^ков метров обнаружены лишь на крайнем северном о-ве Пионер.

Триасовые породы не обнаружены ни в одной точке ни на Таймыре, ни на Северной Земле.

Очевидно, что оба региона в это время были областью размыва, поставлявшей обломочный материал на Карскую плиту и в прогиб Святой Анны.

При этом увеличение мощности комплекса на запад и наличие речных долин северо-западного направления свидетельствуют о том, что сама Карская плита была в основном транзитной областью, через которую обломочный материал переносился с Таймыра в прогиб Святой Анны.

В связи с изложенным, авторы статьи считают возможным возраст основания верхнего структурного этажа датировать как триасовый, а сам верхний структурный этаж называть мезозойским комплексом, не исключая возможности присутствия в его основании отложений верхней перми, как на самом северном из островов Северной Земли - о-ве Пионер.

Учитывая резкие различия в характере залегания структурных этажей, дислоцированность нижнего и плащеобразно, горизонтально залегающего верхнего, на схеме мощностей осадочного чехла они показаны раздельно (см. рис. 1).

Общая характеристика геологического строения региона

Северная часть Карского моря традиционно рассматривается как западная часть Карской плиты, в состав которой включаются также Таймыр и Северная Земля (1). В последнее время, однако, появляются данные о том, что Восточно-Карский мегапрогиб, разделяющий структуры севера Карского моря и Таймыра, с его огромной (до 14-15 км) мощностью осадочного чехла лишен верхней коры и является аналогом Баренцево-Северо-Карского мегапрогиба. В связи с этим в настоящей статье ограничим Карскую плиту собственно акваторией с расположенными на ней островами Визе, Уединения, Ушакова и др.

Рассматриваемый регион представляет, по существу, единый огромный бассейн осадконакопления, в котором мощность осадочного чехла обычно превышает 5 км. Лишь на севере, на поднятии Визе-Ушакова, она сокращается до 2-4 км (см рис. 1).

С юга этот мега-бассейн ограничивается Северным или Северо-Сибирским порогом, на котором фундамент в ряде мест выходит непосредственно на дно моря, отложения палеозоя отсутствуют и мощность мезозойского чехла не превышает 1 км.

С юго-востока ограничением является Таймырская складчатая система, в пределах которой на рифей-кембрийских отложениях локально залегают лишь маломощные юрские рыхлые осадки.

Западной границей служит Баренцево-Северо-Карский мегапрогиб, северной - Евразийский океанический бассейн.

Рассматриваемый мегабассейн по строению чехла и особенностям структуры довольно четко распадается на 4 части: 1 - прогиб Святой Анны; 2 - куполообразное поднятие Визе-Ушакова; 3 - Центральная седловина; 4 - Восточно-Карский мегапрогиб (5).

Впадина Святой Анны является самым северным звеном Баренцево-Северо-Карского мегапрогиба. Мощность чехла в ее пределах по профилю 4-АР достигает 17 км.

Из них не менее 10 км приходится на мезозой, в основном триас.

Прямых данных о палеозойских отложениях нет. При интерпретации профиля 4-АР принята концепция девонского рифтогенного генезиса мегапрогиба и в соответствии с этим показано отсутствие образований нижнего палеозоя.

Учитывая присутствие на восточном борту прогиба полного разреза раннего палеозоя, а возможно, и венда (рис. 3), более вероятно, что эти отложения присутствуют и во впадине Святой Анны.

Ступень Тегеттгофа представляет собой восточный борт впадины Святой Анны.

Соответственно и мощность чехла увеличивается от 5-8 км на востоке до 10-12 км на западе.

По особенностям волновой картины в чехле довольно четко выделяется 4 комплекса осадков: венд-нижнепалеозойский терригенный; среднепалеозойский карбонатный; триасовый и меловой терригенные, континентальные.

Возраст комплексов следует считать условным, так как ни одной глубокой скважины в регионе не пробурено и его определение базируется на сопоставлении с соседними регионами, относящимися к другим структурно-формационным зонам.

Мощность нижнего терригенного комплекса составляет 2,0 - 4,5 км.

Мощность палеозойского карбонатного комплекса закономерно и довольно постепенно увеличивается с востока на запад от 2 до 5-6 км.

Это обусловлено как увеличением мощности отложений каждой системы, так и значительным размывом карбонатного комплекса на востоке.

В средней части склона, вдоль него, располагается полоса рифов.

Она подсечена почти всеми сейсмическими профилями, т.е. рифы являются барьерными (см. рис. 3).

Есть все основания полагать, что западнее зоны рифов по мере углубления бассейна карбонатные отложения замещаются глубоководными кремнисто-глинистыми, как на востоке Тимано-Печорской области, западном борту Предуральского прогиба, Прикаспийской впадины и в других аналогичных регионах.

Мощность триасового терригенного, мезозойского комплекса, как и среднепалеозойского, возрастает с востока на запад от 2 до 4 км, и даже до 6-8 км. На востоке он с размывом залегает на различных горизонтах палеозойских карбонатов; западнее перерыв исчезает. В средней его части, в верхах триаса, установлена серия речных долин северо-западного простирания. Вероятно, западнее происходит замещение континентальных отложений, развитых на большей части Карской плиты, преимущественно морскими породами Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Меловые, в основном нижнемеловые, угленосные отложения маломощным чехлом перекрывают почти весь регион. Их мощность нигде не достигает 1 км.

Куполообразное поднятие Визе-Ушакова занимает всю северо-западную часть рассматриваемого региона. Его длина не менее 260 км (с юго-запада на северо-восток) и ширина 150 км. Северо-восточное окончание структуры не обследовано. Граница условно проведена по изопахите мощности чехла 5 км (см. рис. 1). Большую часть чехла составляют палеозойские карбонаты. На юго-восточном борту поднятия установлены рифы. Все поднятие разбито серией крупных, до 1 км амплитудой, сбросов северо-восточного простирания. По существу, прогиб Шмидта, разделяющий поднятия Визе и Ушакова, представляет собой грабен.

Весьма вероятно, что нижний терригенный комплекс на поднятии отсутствует и разрез начинается с карбонатов ордовика. Мезозойский чехол залегает горизонтально на различных горизонтах палеозоя вплоть до силура. Мощность его постепенно увеличивается с востока на запад. Обычно она составляет не более первых сотен метров, на западе увеличиваясь до 1 км. Острова Визе и Ушакова сложены нижнемеловыми угленосными отложениями (бурые угли). Очевидно, что кайнозойский аплифт, на Земле Франца-Иосифа превышающий 1 км, здесь не проявлялся.

Центральная седловина, занимающая почти треть региона, достигает 200 км по широте и более 250 км по долготе. Она ограничена Баренцево-Северо-Карским мегапрогибом на западе и Восточно-Карским мегапрогибом на востоке, поднятиями Визе-Ушакова на севере и Северного порога на юге. Мощность чехла в пределах седловины колеблется от 7 км в прогибах до 2-3 км на поднятиях. Мощность нижнего терригенного комплекса обычно составляет 2-3 км. Мощность палеозойского карбонатного комплекса весьма изменчива и определяется в основном амплитудой предмезозойского размыва. В прогибах она достигает 4 км, на поднятиях сокращается до 1 км. В верхнем, мезозойском, комплексе мощность которого постепенно и плавно сокращается от 1,5 км на западе до 500 м на востоке, основной объем составляют меловые угленосные отложения; триасовые породы, по-видимому, присутствуют не повсеместно и мощность их измеряется десятками метров.

Палеозойские комплексы разбиты на блоки серией разломов, амплитуда которых иногда достигает 2-3 км (поднятие Скалистое) (рис. 4). Разломы на западной, большей части региона имеют широтное простирание; на востоке оно становится северо-восточным и даже меридиональным.

Природа разломов неясна. Обычно они трактуются как сбросы, хотя линейный характер ограниченных разломами поднятий Скалистого, Наливки на и др. больше напоминает структуры типа гряд Чернышева и Чернова в Тимано-Печорской области, связь которых с надвигами установлена надежно. В данном случае такому выводу противоречит уверенная прослеживаемость всех отражающих горизонтов в чехле, свидетельствующая об отсутствии существенных углов падения пород, т.е. складчатых структур.

Подавляющее большинство разломов пересекает лишь палеозойские отложения, однако иногда они затрагивают и мезозойский комплекс. В составе седловины могут быть выделены: прогиб Красноармейский, вал (горст) Наливкина, вал (горст) Скалистый, прогиб Узкий, ступень Макарова и прогиб Воронина.

Прогиб Красноармейский занимает всю северную часть седловины, имея длину более 200 км и ширину 40-70 км.

Северо-западная граница с поднятием Визе проведена по зоне барьерных рифов. С юго-востока и востока прогиб ограничен валами Скалистым и Наливкина.

Мощность чехла в его пределах колеблется от 5,5 км на юго-западе до 7,0 км на северо-востоке.

Из них на нижний терригенный и карбонатный комплексы приходится по 2-3 км.

В карбонатном комплексе весьма вероятно развитие зарифовых, глубоководных фаций. Оба комплекса нарушены разломами слабее, чем во всех других регионах.

Основной объем мезозойского комплекса (до 1,5 км) составляют меловые угленосные отложения. На западе в них присутствуют силлы базитов.

Мощность триаса измеряется десятками метров.

Вал Наливкина разделяет прогибы Красноармейский и Присевероземельский, протягиваясь с юга на север на 70 км при ширине 15-25 км.

На севере он ограничен сбросами амплитудой до 500-1500 м, южнее - превращается в выступ фундамента высотой до 1,0-1,5 км, который облекают палеозойские породы (рис. 5).

На западном борту вала, в силурийских отложениях, установлено присутствие мощных, не менее 500 м высотой, рифов.

В осевой зоне вала на северной его части большая часть палеозойских отложений размыта и мезозойские образования залегают непосредственно на фундаменте.

Южнее амплитуда размыва сокращается и мощность карбонатов достигает 2 км.

Вал Скалистый резко выделяется среди всех структур региона огромной амплитудой ограничивающих его разломов и сложностью строения.

Он протягивается с юго-запада на северо-восток почти на 150 км при ширине 15-25 км. Как северо-западное, так и юго-восточное его ограничения представляют собой то единые вертикальные уступы амплитудой до 2,5 км, то ступенчатые серии более мелких сбросов, иногда затрагивающие весь комплекс отложений, включая меловые.

Расстояние между отдельными разломами, ограничивающими смещенные на сотни метров блоки, иногда измеряется первыми километрами.

В некоторых блоках фундамент, как в диапировых структурах, «протыкает» мезозойские отложения, внедряясь в них на сотни метров.

В целом структура напоминает, скорее, зону надвига, чем сброс.

Как к юго-западу, так и северо-востоку амплитуда сбросов сокращается, и на фундаменте залегают карбонаты нижнего палеозоя (нижний терригенный комплекс, по-видимому, отсутствует).

Относительно мощный, до 1,0-1,5 км, верхний терригенный комплекс, горизонтально залегающий на различных горизонтах палеозоя, перекрывает весь вал.

Прогиб Узкий ограничивает с юго-запада вал Скалистый.

При ширине не более 15 км он протягивается почти на 100 км. Прогиб ограничен разломами амплитудой до 1,5 км.

Нижнего терригенного комплекса здесь, по-видимому, нет, и разрез начинается с карбонатов ордовика - силура. Мощность карбонатов не менее 3 км.

Верхний терригенный комплекс мощностью не менее 1 км горизонтально и без перерыва (или с небольшим размывом (?)) залегает на карбонатах.

Ступень Макарова представляет собой часть северного склона Северного вала размером 200 * 250 км.

Его северо-западная и юго-восточная границы определяются крупными разломами.

Юго-западная граница проведена примерно по изопахите чехла 2 км, северо-восточная - 5-6 км.

Таким образом, мощность чехла в пределах ступени увеличивается с юго-запада на северо-восток от 2 до 5-6 км.

Больше половины общей мощности чехла составляют отложения нижнего терригенного комплекса.

Мощность палеозойского карбонатного комплекса определяется амплитудой домезозойского размыва. На юго-западе этот комплекс размыт полностью или вообще не отлагался, на северо-востоке его мощность достигает 2 км.

Мощность мезозойского комплекса постепенно увеличивается с юго-востока на северо-запад от первых сотен метров до 1,0-1,5 км.

Крупных разломов, кроме ограничивающих седловину, нет.

Прогиб Воронина располагается на крайнем северо-востоке Карской плиты, изучена лишь его южная часть.

Прогиб резко отличает от остальной части плиты широкое развитие солей, залегающих в нижней части карбонатного комплекса, в ордовикских (?) отложениях.

Нижнего терригенного комплекса местами, по-видимому, нет. Мощность карбонатов достигает 4-5 км.

Наличие солей определяет специфику структуры региона.

Соли образуют многочисленные линзы и подушки на различных стратиграфических уровнях внутри карбонатов.

Некоторые соляные штоки «протыкают» весь палеозойский чехол, имея высоту до 2,0-2,5 км (рис. 6).

Судя по этому, мощность солей измеряется многими сотнями метров. Присутствие солей установлено и на юго-востоке примыкающего к прогибу Воронина поднятия Визе.

Появление солей может трактоваться как свидетельство размещения прогиба вблизи северной границы морского бассейна Карской плиты и отсутствия структурной связи палеозойского прогиба и одноименного кайнозойского желоба Воронина.

Едва ли целесообразно объединение палеозойского Восточно-Карского мегапрогиба с кайнозойским желобом в качестве единого прогиба, как например, в работе (1).

О наличии севернее о-ва Ушакова, вблизи края шельфа, поднятия свидетельствуют как общее сокращение здесь мощности чехла до 2-3 км (2), так и размыв меловых отложений в северной части прогиба Воронина.

Восточно-Карский мегапрогиб протягивается с юга на север на 400 км при ширине 100-120 км.

Мощность отложений в нем достигает 14-16 км. В его пределах верхняя кора, по-видимому, отсутствует.

В этом отношении, как и по мощности чехла, он весьма сходен с Баренцево-Северо-Карским мегапрогибом.

Большинством ученых он, как и последний (1), считается рифтогенным и иногда называется прогибом Воронина по одноименному желобу на краю шельфа.

Как выяснилось в последнее время, желоб Воронина является наложенным и не совпадает с зоной максимальных мощностей фанерозоя, располагающейся восточнее, ближе к Северной Земле.

В связи с этим название «прогиб Воронина» принято лишь для небольшой впадины между поднятиями Визе-Ушакова и Наливкина. Термин «Восточно-Карский» сохранено, как и в работе (5), за всем мегапрогибом, который распадается на 3 части: прогибы Уединения и Присевероземельский и разделяющий их Краснофлотский вал.

Присевероземельский прогиб представляет собой, по существу, западное крыло обширной депрессии, восточное крыло которой располагается на островах Северной Земли.

Наиболее прогнутой является его западная часть, примыкающая к поднятию Наливки на; здесь мощность отложений достигает 14 км.

Мощность чехла непостоянна. В изометричных впадинах она достигает 10-14 км, на овальных, нелинейных поднятиях сокращается до 5 км, причем крупных разломов на склонах нет.

Различия в мощностях не могут быть объяснены неравномерным предмезозойским поднятием, так как почти повсеместно сохранились девонские отложения. Структуры являются конседиментационными.

Название «карбонатный» для комплекса следует считать условным, так как весьма вероятно, что во впадинах он представлен глубоководными кремнисто-глинистыми отложениями, хотя рифы на склонах поднятий не установлены.

Палеозойские отложения разбиты серией мелких разломов различной ориентировки без существенных смещений по ним.

Мощность мезозойского терригенного комплекса, залегающего как и обычно на палеозойских отложениях с размывом, не превышает первых сотен метров; на севере региона, вблизи Северной Земли, он размыт почти полностью.

Краснофлотский вал почти на 70 км с востока, со стороны Северной Земли, вдается клином в Восточно-Карский мегапрогиб, разделяя его на 2 прогиба. Мощность чехла в его пределах возрастает от 3 км на востоке до 7-8 км на западе.

Увеличение мощности происходит в основном за счет нижнего терригенного комплекса, мощность карбонатного почти не меняется.

Разломов в чехле почти нет. Предмезозойский размыв незначителен. Мощность мезозоя - 1^е сотни метров.

Прогиб Уединения служит южным окончанием Восточно-Карского мегапрогиба.

Назван он крайне неудачно, так как сам о-в Уединения находится значительно западнее прогиба, но, поскольку название прочно утвердилось в литературе, менять его едва ли целесообразно.

По изопахите 5 км прогиб вытянут с юго-запада на северо-восток на 250 км при ширине до 100 км.

Мощность чехла в наиболее прогнутой северо-западной части достигает 16 км. Юго-восточная и северо-западная границы определяются крупнейшими разломами амплитудой не менее 6 км. Их природа остается неясной. Обычно они рассматриваются как борта грабенов; вероятнее, однако, что это крупные надвиги.

Северо-восточная и юго-западная границы представляют собой моноклинали, осложненные небольшими разломами.

Основная часть чехла состоит из двух обычных для плиты в целом комплексов: нижнего терригенного и верхнего карбонатного. Мощность нижнего в наиболее прогнутой части структуры достигает 5 км, на бортах сокращается до 2 км. Мощность карбонатного комплекса более выдержана и меняется в пределах 4-6 км.

На южном борту прогиба установлена зона рифов. На восточной окраине прогиба появляются клиноформы - результат размыва таймырид.

Все палеозойские отложения дислоцированы очень слабо. Преобладают очень пологие, с углами, не превышающими первых градусов, антиклинали и синклинали шириной до нескольких десятков километров.

Не редкость инверсионные антиклинали, формирующиеся над зонами с максимальной мощностью нижнего терригенного комплекса. Их амплитуда достигает сотен метров, борта иногда осложнены разломами.

Амплитуда предмезозойского размыва обычно невелика; в разрезе сохраняются девонские отложения, но иногда непосредственно под мезозойские выходят и силурийские. Мезозойский чехол не превышает первых сотен метров.

Северный порог занимает всю южную часть рассматриваемого региона.

От всех охарактеризованных структур его отличает отсутствие мощных палеозойских отложений в составе чехла (не исключается их присутствие в составе фундамента).

Соответственно и общая мощность чехла значительно меньше на юге, на гребне порога она не достигает и 500 м.

Северная граница проведена примерно по изопахите 2 км (см. рис. 1).

Поскольку с позиций нефтегазоносности регион не представляет большого интереса, он будет охарактеризован кратко.

На северном склоне порога выделяются: прогиб Натальи, Центрально-Карский свод, Притаймырская моноклиналь и Михайловский прогиб.

Небольшой прогиб Натальи располагается восточнее Новой Земли и протягивается с северо-запада на юго-восток на 100-120 км при ширине до 40 км. Он сложен породами верхнего мезозойского комплекса мощностью до 2,0-2,5 км.

Центрально-Карский свод является частью Северного порога, выступающей на север на 70-100 км между прогибами Святой Анны и Уединения и доходящей до прогиба Узкий на севере. В центральной части фундамент прикрыт лишь маломощными, до 300 м, мезозойскими отложениями. На северной окраине постепенно появляются палеозойские образования мощностью до 2 км.

Притаймырская моноклиналь (ступень) ограничивает с юго-востока Северо-Карский осадочный бассейн.

В ее пределах с юго-востока на северо-запад появляются и увеличиваются мощности палеозойских толщ.

Это либо происходит постепенно, либо резко (по разлому) с амплитудой до 6-8 км.

Северо-Михайловский прогиб представляет собой изолированную впадину, сложенную осадочными породами среди поля развития фундамента. Он вытянут в широтном направлении на 50-60 км при ширине не более 30. Мощность чехла достигает 2 км. С юга он ограничен разломом, северный борт крутой. Прогиб выполнен или пермскими, или мезозойскими отложениями.

Перспективы нефтеносности

Проведенные площадные сейсмические работы подтвердили высокие перспективы нефтеносности региона, которые были обоснованы в работе (5).

Геологическими факторами, их определяющими, являются:

1. Огромная (до 16 км) мощность осадочного чехла.

2. Морской характер палеозойских отложений, составляющих больше 3/4 всего чехла.

3. Преобладание в верхней части палеозойского комплекса карбонатных пород мощностью до 8-10 км, что сближает регион с Тимано-Печорской плитой.

4. Разнообразие в палеозое фациальных обстановок. Наличие в ряде прогибов барьерных рифов, как правило, являющихся высокоемкими коллекторами, и глубоководных зарифовых отложений - вероятных нефтематеринских пород.

5. Повсеместное присутствие перекрывающего палеозой мезозойского терригенного комплекса мощностью до 2 км, вероятно представляющего собой региональную покрышку. Об этом свидетельствует присутствие косвенных признаков нефтеносности - «ярких пятен» в основании мезозоя и корах выветривания палеозоя.

6. Наличие в регионе крупных (сотни километров) участков, лишенных разломов, обнаружение в них уже при региональных работах ряда перспективных положительных структур.

Из факторов, снижающих перспективы, необходимо отметить наличие предмезозойского размыва, захватившего большую часть региона, и присутствие ряда крупнейших разломов.

Проведенный комплекс работ уже на данной стадии изученности позволяет наметить несколько наиболее перспективных участков, заслуживающих постановки детальных работ: ступень Тегеттгофа, юго-восточный склон поднятия Визе - северный борт прогиба Красноармейского, южная часть вала Наливкина и южный борт прогиба Уединения.

Ступень Тегеттгофа - наиболее перспективная структура. Это стало очевидным уже после проведения профиля 4-АР (5) и подтверждено при площадных сейсмических исследованиях.

Регион, как отмечалось, представляет собой склон прогиба Святой Анны, на котором мощность палеозойского карбонатного комплекса с востока на запад постепенно увеличивается от 2 до 5-6 км, одновременно в том же направлении возрастает и мощность перекрывающего мезозойского комплекса.

В средней части склона присутствует зона мощных (до 300 м высотой) рифов. Они образуют зону шириной до 50-60 км и присутствуют на нескольких пересекающих зону сейсмических профилях, что позволяет считать их барьерными. Рифы обнаружены в нескольких горизонтах палеозоя, от ордовика или, более надежно, силура до самого верха карбонатов (карбона). Соответственно меняется и глубина их залегания - от 2,5-3,0 км до 5,0 км. В ряде случаев над рифами в перекрывающих отложениях отмечается нарушение и даже исчезновение слоистости (следы миграции УВ).

Как известно, рифы являются идеальными коллекторами. Зарифовые, глубоководные фации могут рассматриваться как нефтематеринские; примером является Предуральский прогиб.

Некоторый интерес, возможно, могут представлять установленные в верхнем терригенном комплексе в триасовых отложениях песчаные линзы, интерпретируемые как русла рек, которые текли с юго-востока, с Таймыра, на северо-запад, во впадину Святой Анны. Напомним, что именно отложения русел триасовых рек являются нефтевмещающими породами в Песчаноозерском месторождении о-ва Колгуев.

На юго-восточном склоне поднятия Визе и северо-западной части прогиба Красноармейского мощность палеозойских карбонатных толщ закономерно увеличивается от о-ва Визе на юго-восток, от 2,5 км до 6,5 км.

На самом поднятии Визе уже при региональных сейсмических работах выявлен ряд крупных брахиантиклинальных структур амплитудой до 200-300 м, к сожалению, обычно осложненных разломами северо-восточного простирания.

Юго-восточнее, в пределах Красноармейского прогиба, разломы исчезают и залегание становится более спокойным, моноклинальным с падением на юго-восток под углом 3-5°. В средней части склона прослеживается полоса барьерных рифов.

В этом отношении склон весьма сходен со ступенью Тегеттгофа.

Как и там, зарифовые глубоководные фации Красноармейского прогиба можно рассматривать как нефтематеринские, а рифы - как вероятные коллекторы. Вершины рифов располагаются на глубине 2-3 км.

С северо-запада на юго-восток, к валу Скалистому, постепенно возрастает мощность палеозоя и уменьшается амплитуда предмезозойского размыва. Вблизи вала Скалистого мощность палеозоя достигает 6 км, а на его вершине мезозой залегает непосредственно на фундаменте.

Таким образом, амплитуда нарушения, разделяющего прогиб и вал, составляет не менее 5 км.

Прогиб Воронина с его ордовикской толщей солей не имеет аналогов в регионе, что затрудняет оценку его перспектив.

В некоторых случаях штоки соли «протыкают» весь палеозойский 5-км карбонатный чехол, т.е. имеют высоту не менее 2-3 км.

На одном участке в пологой антиклинали над линзой соли установлено «плоское пятно», которое с достаточной степенью вероятности может интерпретироваться как газонефтяной или водонефтяной контакт (см. рис. 6). Размеры газовой линзы достигают 8 км х 150 м, залегает она на глубине около 3 км.

Высокая перспективность прогиба Воронина подтверждается и находками полужидких битумов на западе соседних островов Северной Земли.

Вал Наливкина в своей северной части довольно сильно раздроблен многочисленными разломами.

Однако южнее 78°с.ш. структура его упрощается, разломы исчезают и он превращается в простую, пологую, с углами падения на крыльях не более 5° антиклиналь высотой не менее 2,5 км.

В ядре ее нижний терригенный комплекс, по-видимому, отсутствует, и палеозойские карбонаты залегают на фундаменте на глубине около 3 км.

Их мощность меняется от 2 км в ядре антиклинали до 5-6 км на крыльях.

На западном борту прослеживается полоса силурийских рифов высотой до 300 м.

Над вершиной выступа фундамента во всех горизонтах палеозоя наблюдается область затухания сейсмических горизонтов и «яркие пятна» в ней (рис. 7).

Мезозойские отложения мощностью менее 1 км залегают трансгрессивно на палеозое, но амплитуда размыва, по-видимому, невелика.

На южном борту прогиба Уединения с юга на север происходит постепенное увеличение мощности карбонатного комплекса от 2 до 5-6 км.

Как и в приведенных примерах, в средней части склона присутствует зона барьерных рифов, залегающих на глубине 3,0-3,5 км и достигающих сотен метров в высоту (рис. 8).

Выше по склону, в средней части комплекса, появляются перерывы в осадконакоплении, с которыми связаны вероятные стратиграфические ловушки.

Севернее, в осевой части прогиба Уединения, присутствуют очень пологие (2-5°) валообразные структуры амплитудой до 300-500 м.

В коре выветривания, под мезозойским комплексом, весьма обычны «яркие пятна».

В большинстве случаев они присутствуют над валообразными структурами, что повышает их вероятную связь со скоплениями угеводородов.

Мощность мезозойского комплекса, а следовательно, и глубина залегания «ярких пятен» составляет 400-800 м, достигая на западе 1 км.

К малоперспективным землям отнесена вся северная часть Северного порога, где палеозойских отложений нет, а мощность мезозойских не достигает и 2 км.

В изобилии встречающиеся здесь на глубине 200-800 м «яркие пятна» либо связаны с миграцией УВ с севера, где развит мощный палеозой, либо просто представляют собой ложные объекты.

Выводы

1. Проведенный комплекс сейсмических работ показал, что северная часть Карского моря, обычно выделяемая в качестве Карской плиты, является регионом, весьма перспективным в отношении нефтегазоносности.

Уже на настоящей стадии изученности очевидно, что в отношении преимущественной нефтеносности она не имеет конкурентов на Арктическом шельфе России.

2. Наличие мощного, многокилометрового палеозойского карбонатного комплекса сближает Карскую плиту с Тимано-Печорской - одним из основных нефтедобывающих регионов страны.

Сходны основные черты их тектонического строения - наличие обширных участков со спокойным, почти платформенным залеганием пород и разделяющих их узких, осложненных крупными разломами линейных поднятий (гряды Чернышева и Чернова в Тимано-Печорской провинции и валы Скалистый и Наливкина на Карской плите).

Серьезными преимуществами Карской плиты по сравнению с Тимано-Печорской являются большая мощность карбонатного чехла и разнообразие фациальных обстановок.

Отложения глубоководных зарифовых впадин могут предположительно рассматриваться как нефтематеринские, а сами рифы являются идеальными коллекторами.

Уже на региональной стадии изученности выявлено значительное число перспективных структур в отложениях всех систем палеозоя как антиклинальных, так и стратиграфических и литологических

3. В настоящее время Карская плита остается одним из наименее изученных регионов Баренцево-Карского шельфа.

Ее тектоническая обособленность, существенные отличия строения чехла от соседних регионов делают совершенно ненадежным определение точного возраста даже выделяемых в настоящей статье 3^х комплексов, не говоря уже о сколько-нибудь обоснованной стратиграфической схеме.

Для более обоснованной оценки перспектив нефтеносности и ресурсов региона необходимо проведение более детальных сейсмических работ хотя бы на уже выявленных наиболее перспективных участках. При этом основное внимание должно быть уделено не прослеживанию отражающих горизонтов на весь регион, как это обычно делается, что в условиях резкой фациальной изменчивости всегда будет недостаточно надежным, а выявлению особенностей волновой картины, отражающих фациальные обстановки.

4. Учитывая невозможность надежной возрастной привязки даже основных отражающих горизонтов к какому-либо лучше изученному региону, необходимо бурение параметрической скважины глубиной не менее 4 км.

Наиболее подходящим для нее местом является о-в Уединения, где она вскроет весь разрез мезозоя и большую часть палеозойского карбонатного комплекса. Острова Визе и Ушакова для этой цели менее пригодны в связи с тем, что здесь значительная часть карбонатов размыта в предмезозойское время.

Литература

1. Богданов Н.А. Тектоника Арктического океана // Геотектоника. 2004. № 3.

2. Геология и полезные ископаемые России. Т. 5. Кн. 1. Арктические моря. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004.

3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (новая серия). Лист Т-41-44 - мыс Желания. - СПб.: Изд-во Санкт-Петербургской картографической фабрики ВСЕГЕИ, 2006.

4. Объяснительная записка к тектонической карте морей Карского и Лаптевых и Севера Сибири (масштаба 1:2 500 000). - М.: Изд-во Института литосферы окраинных и внутренних морей РАН, 1998.

5. Супруненко О.И., Устрицкий В.И., Зуйкова О.Н., Павлов С.П., Рослов Ю.В., Винокуров И.Ю. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. 2009. № 4.

neftegaz.ru

Работа у нас - ООО "Газпром нефть шельф"

Работа у нас

«Газпром нефть» сегодня – это динамичная, активно развивающаяся вертикально-интегрированная нефтяная компания, один из лидеров отрасли.

На предприятиях группы «Газпром нефть» работают более 60 000 человек в 24 регионах России, странах ближнего и дальнего зарубежья.

Подробнее о карьере в «Газпром нефти»

Что значит работать в нашей компании?

Это значит СТРЕМИТЬСЯ К БОЛЬШЕМУ:

— Участвовать в проектах национального и международного масштаба

«Газпром нефть» реализует крупные международные проекты в области добычи и переработки. Действующая в компании программа ротации позволяет сотрудникам получать опыт работы в интернациональных командах по всему миру.

— Профессионально расти и развиваться

«Газпром нефть» — одна из наиболее динамично развивающихся российских нефтегазовых компаний. Входит в пятерку крупнейших игроков российского рынка и занимает лидирующие позиции по темпам роста добычи и переработки, а также реализации светлых нефтепродуктов. Компания демонстрирует высокие показатели эффективности по всем направлениям деятельности. Сотрудники «Газпром нефти» имеют возможность профессионального развития в соответствии с развитием компании.

— Быть уверенным в своем будущем

В компании разработана долгосрочная стратегия до 2025 года, которая включает все направления деятельности и предусматривает динамичное развитие «Газпром нефти».

— Испытывать гордость за свою компанию

«Газпром нефть» развивается в соответствии с принципами социальной ответственности перед регионами присутствия, реализует спортивные и инфраструктурные проекты по всей России. Каждый сотрудник имеет возможность принять участие в социальной жизни своего региона, став волонтером компании.

— Достигать успеха вместе с сильной командой

Корпоративная культура компании строится на принципах взаимоуважения и доверия. Каждый сотрудник имеет возможность проявить себя и внести свой уникальный вклад в развитие компании.

Мы рады новым талантам! Вместе мы достигнем большего!

shelf.gazprom-neft.ru

Оборудование прибыло. Ливан действительно готовится к началу разведочного бурения шельфе

Министр водных ресурсов и энергетики Ливана Н. Бустани демократично пригласила журналистов в порт Бейрута, чтобы они могли убедиться, что многое уже готово для начала бурения на шельфе страны

Визит министра связан с волной слухов, касающихся поставки оборудования, предназначенного для бурения.
Ливанскую общественность беспокоит, что оборудование якобы не было доставлено, а фотографии, опубликованные министерством, взяты из Интернета.
В связи с этим Н. Бустани демократично пригласила журналистов в порт и показала, что действительно прибыла уже 2я партия оборудования и действительно многое уже готово для того, чтобы проект перешел в практическую плоскость.

Во ходе осмотра порта, Н. Бустани проверила полученное Ливаном буровое оборудование для поиска нефти и газа на шельфе.
Контейнеры с оборудованием поступили в порт Бейрута 6 ноября 2019 г., они содержат трубы из которых будет составлена обсадная колонна.
Более того, контейнеры были открыты для всех присутствующих, журналисты могли удостовериться в подлинности их номеров и товаров в них.
Министр заверила ливанцев, что практически все готово к бурению первой разведочной скважины на Блоке 4.
В распоряжении нефтяников будет дополнительное оборудование и буровое судно, которое позволит начать добычу.

Бурение будет вести неназванное буровое судно, которое законтрактовала Total, являющаяся оператором проекта по разработке Блока 4.
Известно, что судно в настоящий момент работает в Египте, но прибудет в Ливан и начнет бурение в декабре 2019 г. или в начале января 2020 г.
Ливан скоро попадет на мировую нефтяную карту, - написала министр в своем twitter.

Напомним, что свой 1^й лицензионный раунд на шельфовые участки недр Ливан провел в 2017 г., выставив на торги 2 блока - 4 и 9.
По итогам раунда, эти блоки получил консорциумом в составе Total (оператор), Eni и российского НОВАТЭКа.
Блок 4, расположенный на мелководье ближе к ливанскому побережью, считается перспективным на природный газ, а южный блок 9 - на нефть.
Однако Блок 9 находится на морской границе с Израилем, с которым у Ливана продолжается конфликт, связанный с демаркацией морской границы между странами.
Страны не могут договориться по поводу морской территории площадью около 860 км², которая граничит с 3 нефтегазоносными блоками на шельфе юга Ливана.
Этот конфликт помешал Ливану провести лицензионный раунд в 2013 г., когда власти страны вели активную работу к лицензированию.
Консорциум Total, Eni и НОВАТЭКа во избежание проблем обещал, что не будет бурить вблизи спорных вод.

В настоящее время Ливан проводит 2^й лицензионный раунд на углеводородные блоки на своем шельфе.
Компаниям предлагается 5 участков недр в Средиземном море - Блоки 1, 2, 5, 8 и 10.
Из них 2 - Блоки 8 и 10 - граничат с Израилем, что может отпугнуть потенциальных участников торгов.
Заявки на участие в новом лицензионном раунде должны быть представлены до 31 января 2020 г.
Однако Ливан надеется на успех, поскольку освоение энергоресурсов на шельфе позволит придать мощный импульс экономическому развитию страны.

neftegaz.ru

16/1. Ливан выдал консорциуму Total, Eni и НОВАТЭКа лицензию на бурение 1-й скважины на шельфе

Буровое судно прибудет в Ливан в январе 2020 г., скорее всего, это будет Tungsten Explorer

Согласно выданному разрешению, первая разведочная скважина на ливанском шельфе будет иметь номер 16/1.
Скважина будет пробурена на Блоке 4 для изучения структуры Byblos в отложениях раннего миоцена.
Глубина моря в районе бурения составит 1515 м.
Проектная глубина скважины 4075 м.

Напомним, что первый лицензионный раунд на шельфовые участки недр Ливан провел в 2017 г.
Тогда на торги были выставлены 2 блока - 4 и 9.
По итогам раунда, эти блоки получил консорциумом в составе Total (оператор), Eni и российского НОВАТЭКа.
Блок 4, расположенный на мелководье ближе к ливанскому побережью, считается перспективным на природный газ, а южный Блок 9 - на нефть.
Однако Блок 9 находится на морской границе с Израилем, с которым у Ливана продолжается конфликт, связанный с демаркацией морской границы между странами.
Страны не могут договориться по поводу морской территории площадью около 860 км², которая граничит с 3 нефтегазоносными блоками на шельфе юга Ливана.
Этот конфликт помешал Ливану провести лицензионный раунд в 2013 г., когда власти страны вели активную работу по подготовке лицензированию.
Консорциум Total, Eni и НОВАТЭКа во избежание проблем обещал, что не будет бурить вблизи спорных вод.

Первым блоком, где начнется бурение, станет Блок 4.
Бурение будет вести буровое судно компании Vantage Drilling International, которое в настоящее время работает на шельфе Египта и направится в Ливан сразу же после того, как процесс бурения будет завершен.
Флот ультраглубоководных буровых судов Vantage включает 3 судна, из них в Средиземном море работает лишь одно - Tungsten Explorer.

Это современное буровое судно, построенное в 2013 г. для бурения на глубинах до 3,7 тыс. м.
Характеристики:

• тоннаж 68,486 тыс. т,
• дедвейт 64,969 тыс. т,
• длина 238 м, ширина 42 м,
• буровая установка DSME 12000,
• глубина воды (проектируемая/фактическая) 3,7 тыс./3 тыс. м,
• глубина бурения 12,2 тыс. м.

Это, в свою очередь, положительно отразится на разведке остальных блоков и на втором лицензионном раунде.
Ливан в настоящее время принимает заявки от компаний, желающих участвовать в новом тендере на углеводородные участки недр на шельфе.
Потенциальным участникам предлагаются 5 нефтегазовых блоков - Блок 1, Блок 2, Блок 5, Блок 8 и Блок 10.
Из них 2 - Блоки 8 и 10 - граничат с Израилем, что может отпугнуть потенциальных участников торгов.
Тем не менее, Ливан надеется на успех, в пользу которого может сыграть начавшееся бурение первой скважины.
Заявки на аккредитацию для участия в конкурсе принимаются до 31 января 2020 г.
Н. Бустани ранее говорила о высоком интересе российских компаний к участию во втором лицензионном раунде.
Так, предварительные переговоры с министерством энергетики Ливана уже провели ЛУКОЙЛ, НОВАТЭК и Газпром.

neftegaz.ru

На шельфе Черного моря начато бурение разведочной сверхглубоководной скважины

Роснефть начала бурение поисково-оценочной скважины «Мария-1» на шельфе Черного моря. Прогнозные ресурсы перспективного лицензионного участка «Западно-Черноморская площадь» составляют более 570 миллионов тонн нефти. В рамках подготовки к бурению была выполнена сейсморазведка в объеме более 4 тыс пог. км методом 2D и более 3 тыс. км² методом 3D, завершены комплексные инженерно-геологические исследования. Проект по бурению первой поисковой скважины на Западно-Черноморской площади реализуется совместно с Eni – стратегическим партнером «Роснефти». Бурение первой сверхглубоководной скважины на российском шельфе – это уникальный проект. Расчетная глубина скважины составит 6 126 метров, глубина моря в точке бурения – более 2 тысяч метров.

Бурение ведет полупогружная установка Scarabeo-9, которая принадлежит компании Saipem. Для доставки платформы на точку бурения была успешно проведена сложнейшая транспортная операция. В сентябре 2017 года установка вышла из порта Лас-Пальмас, преодолела пролив Босфор и спустя месяц прибыла в румынский порт Констанца. В общей сложности весь путь составил более 3 тысяч морских миль.

Установка оснащена высокоточной системой динамического позиционирования, которая позволяет ей постоянно находиться строго над устьем скважины. Кроме того, буровая установка укомплектована сдвоенной буровой вышкой, благодаря чему одновременно могут осуществляться операции как по бурению скважины, так и по сборке/спуску обсадной колонны и устьевого оборудования. Это позволяет сократить общее время строительства скважины на 30%.

Высота платформы составляет 115 метров, ширина палубы 80 метров, водоизмещение установки Scarabeo-9 – 31000 тонн, она способна бурить скважины на глубину до 15 километров с отходом от вертикали.

Платформа отвечает всем техническим параметрам проекта и строгим нормам экологической безопасности. Для исключения любых экологических рисков платформа оснащена независимым подводным запорным устройством и семью превенторами (механизмами для герметизации устья скважины в нештатных ситуациях).

В районе работ будет осуществляться постоянный мониторинг состояния акватории моря, в том числе со спутника. Кроме того, строительство скважины будет круглосуточно контролироваться двумя подводными дистанционно управляемыми аппаратами. Все это гарантирует полное отсутствие вреда экосистеме акватории Черного моря.

«Чёрное море обладает значительным нефтегазовым потенциалом, но до сих пор в глубоководной части российского сектора не было пробурено ни одной скважины. Обнаруженные потенциальные геологические ловушки находятся под толщей воды в 2000 и более метров. На этом этапе мы считаем, что ресурсная база составляет 600 млн тонн нефти на этом участке. После проведения дополнительных работ и технических исследований Компания планирует уточнить и даже увеличить ресурсную базу.

При реализации проекта на шельфе Черного моря будет использован уникальный опыт крупнейших мировых нефтегазовых и нефтесервисных компаний, а также самая современная техника. Это открывает новый этап в освоении недр черноморского шельфа в сотрудничестве с нашими стратегическими партнерами» – отметил Главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин.

На протяжении нескольких лет «Роснефть» проводит комплексный экологический мониторинг акватории Черного моря. В 2017 году Компания объявила о финансовой поддержке программы по изучению черноморских дельфинов. Программа рассчитана на три года и предполагает полевые исследования, акустический и визуальный мониторинг, камеральную обработку полученных данных.

Шельф — выровненная область подводной окраины материка, примыкающая к суше и характеризующаяся общим с ней геологическим строением.

Шельф Черного моря — пологий подводный склон (до глубины 100-150 метров) у гористых берегов Кавказа, Крыма, Анатолии, достигающий не более нескольких километров от береговой линии. Далее следует крутой (до 20-30 градусов) континентальный склон — обрыв до глубин более одной тысячи метров. Исключением является мелководная Северо-Западная часть Черного моря, которая относится к шельфовой зоне.

Освоение месторождений шельфа Черного моря началось в 1974 году в его северо-западной части. Здесь было открыто первое в Черном море месторождение углеводородов — Голицынское газоконденсатное.

В 2003-2006 годах были проведены геофизические исследования восточной части Черного моря совместно рядом компаний и научно-исследовательских организаций, среди них Московский государственный университет, Научно-исследовательский институт “Океангеофизика”, ОАО “Севморнефтегеофизика” и другие.

Глубоководные участки в значительной мере располагаются в экономической зоне России, Турции, Грузии и Абхазии. Болгарии, Румынии и Украине принадлежат в основном мелководные участки.

В Болгарии разведкой обнаружено два газовых месторождения — Галата (2,5 миллиарда кубических метров) и Калиакра. В Грузии были выявлены три перспективных участка, потенциал которых специалисты оценили от 70 миллионов до 1,3 миллиарда баррелей нефти. В Румынии со второй половины 2000-х годов открыто несколько месторождений — нефтегазовые Дельта-4, Западный Лебедь и Пескарус, нефтегазоконденсатное Восточный Лебедь. За счет этих месторождений ежегодная нефтедобыча увеличилась на 7 миллионов тонн.

В Турции в рамках поисково-разведочного бурения структур на мелководной западной части черноморского шельфа в рамках проекта “Бассейн Южная Аккакока” было обнаружено 13 перспективных структур, об их запасах в открытых источниках ничего не сообщалось.

В России, то по результатам геофизических исследований, на участке Туапсинского прогиба выявлено порядка 70 возможных залежей нефти и газа. Для их освоения ExxonMobil и “Роснефть” намерены приступить к разведочному бурению на шельфе Черного моря в 2014-2015 годах. Предварительная оценка инвестиций по проектам в Черном море составит около 55 миллиардов долларов. Начало добычи нефти запланировано на 2018-2020 годы.

Украина добилась определенных результатов в освоении Черноморского шельфа. Всего в регионе было открыто восемь газовых, газоконденсатных месторождений и обнаружено немало высокоперспективных структур. В Каркинитском прогибе — Рифтовая-Осетровая, Западно-Голицынская, Штормовая-глубинная, Гордиевича, Межводненская, Гамбурцева, Сельского, Штилевая. В центральной части Каламитского вала — Нахимова, Корнилова, Карбышева. На Прикерченском шельфе (глубины 200-2000 метров) Черного моря открыто нефтяное месторождение Субботина.

Ресурсы северо-западной части Черноморского шельфа оцениваются в 495,7 миллиардов кубических метров природного газа и 50,4 миллионов тонн нефти и конденсата, Прикерченской зоны — 321,2 миллиардов кубических метров и 126,8 миллионов тонн нефти и конденсата, континентального склона — 766,6 миллиардов природного газа и 232,6 миллионов тонн нефти и конденсата.

27 ноября 2013 года между украинскими компаниями “Воды Украины” и “Черноморнефтегаз” и итальянской Eni и французской EdF было подписано соглашение о разделе продукции, которая будет добываться в пределах площадей Абиха и Кавказская, участка Маячна и структуры Субботина шельфа Черного моря. Добыча нефти по базовому сценарию ожидается на уровне 2 миллионов тонн в год, по оптимистическому — 3 миллиона тонн.

В конце 2013 года стало известно, что Украина и консорциум компаний во главе с американской ExxonMobil планируют подписать соглашение о разделе продукции (СРП) по добыче углеводородов на Скифской площади глубоководного шельфа Черного моря. Прогнозируемый ежегодный объем добычи газа должен составить до 3-4 миллиардов кубометров в год. В связи с нестабильной политической ситуацией в стране Exxon Mobil отложил планы по разведке на украинской части Черного моря.

Публичное акционерное общество “Черноморнефтегаз” — компания с более чем 35-летним опытом разведки и добычи углеводородов в Азово-Черноморском регионе. Является составной частью топливно-энергетического комплекса Украины и единственным предприятием в стране, которое самостоятельно проводит разведку, освоение и разработку месторождений нефти и газа в украинском секторе Черного и Азовского морей, подготовку углеводородного сырья, его транспортировку и хранение.”Черноморнефтегаз” осуществляет снабжение природным газом потребителей Крыма. Является крупным налогоплательщиком в Крыму и Украине.

Компания основана 20 октября 1978 года приказом Министерства газовой промышленности СССР в качестве ПО “Черноморнефтегазпром”. В 1998 году реорганизована в государственное акционерное общество “Черноморнефтегаз”, в 2011 году — в публичное акционерное общество.

100% акций “Черноморнефтегаза” находится в уставном фонде Национальной акционерной компании “Нефтегаз Украины”. За годы деятельности предприятия его специалисты открыли 17 месторождений нефти, газа и газового конденсата.

На шельфе Черного и Азовского морей и в сухопутной части Крыма “Черноморнефтегаз” разрабатывает 2 газоконденсатных (Голицынское и Штормовое), 7 газовых (Архангельское Стрелковое, Джанкойское, Задорненское, Восточно-Казантипское, Северо-Булганакское и Одесское) и одно нефтяное (Семеновское) месторождения. Добыча природного газа в 2013 году составила 1 650,74 миллиона кубических метров, превысив показатель 2012 года на 40,6 %.

На 12,8 % перевыполнены плановые показатели по добыче газового конденсата (добыча в 2012 году — 62,8 тысячи тонн) и на 5,3 % — по нефти (добыча в 2012 году — 8,9 тысячи тонн). Средняя суточная добыча углеводородов в 2013 году составила 4,9 миллиона кубических метров (в декабре — 5,7 миллиона кубических метров).

Воспользуйтесь нашими услугами

Понравилась статья? Тогда поддержите нас, поделитесь с друзьями и заглядывайте по рекламным ссылкам!

integral-russia.ru

Минприроды: необходимо усилить бурение на шельфе Арктики

По мнению 1-го замглавы ведомства Д. Храмова, только так можно будет выйти на пик добычи через 30 лет.

Об этом сообщил 1^й замглавы Минприроды РФ Д. Храмов в рамках Международного арктического форума.

По словам Д. Храмова, если Россия хочет выйти с имеющимися запасами на пик активной добычи через 20-30 лет, то открывать эти месторождения необходимо уже сейчас. 

Дело в том, что в ближайшие 20-30 лет ожидается значительный рост спроса на углеводороды. 

Тем не менее, сейчас только 20% шельфа закрыто лицензионными обязательствами, из них с потенциалом по нефти и газу - порядка 80-90%. 

Всего выдано 69 лицензий.

Также Д. Храмов отметил, что Газпром и Роснефть имеют почти 60 лицензий на далеком шельфе, компании выполняют существенный объем работ. 

За последние 5-6 лет сейсмическая изученность в арктической акватории увеличилось кратно. 

К сожалению, не хватает одного важного элемента, который может перевернуть представление о геологическом строении всего арктического бассейна, а именно - бурения.

В настоящее время активность компаний по бурению скважин на шельфе Арктики оставляет желать лучшего. 

В то же время в Норвегии бурится по несколько десятков скважин в год, в России за несколько лет пробурено только 6 скважин, часть из них с берега. 

При этом без серьезного масштабного бурения нельзя сделать существенных открытий. 

Соответственно, через 20 лет на пике потребления, когда и месторождения на суше будут уходить в минус, и когда другие провинции будут открываться, Россия легко может отстать. 

Таким образом, государству необходимо максимально стимулировать бурение.

Напомним, что в настоящее время действует временный мораторий на выдачу лицензий на освоение шельфа Арктики до исполнения обязательств по действующим. 

К разработке шельфа допущены только Газпром и Роснефть.

neftegaz.ru

Некоторые подробности бурения Роснефтью 1-й сверхглубоководной скважины Мария-1 на шельфе Черного моря

О бурении поисково-оценочной скважины «Мария-1» на шельфе Черного моря стало известно еще на заседании Совета Директоров Роснефти. Это удача, что китайская ППБУ Scarabeo-9 не подпадает под санкции Запада. Иначе проект пришлось бы тормознуть. 

О бурении поисково-оценочной скважины «Мария-1» на Западно-Черноморском участке недр, известном также как Вал Шатского, на шельфе Черного моря стало известно еще на заседании Совета Директоров Роснефти. 

опрошенных читателей Neftegaz.RU считают это важным событием для России.

20 декабря 2017 г Роснефти сообщила некоторые подробности буровых работ.

На заседании совета директоров (СД) И. Сечин в общих чертах рассказал о том, что Роснефть в партнерстве с Eni, несмотря на антироссийские санкции, все же взялись за реализацию проекта.

В рамках подготовки к бурению была выполнена сейсморазведка в объеме более 4 тыс пог км методом 2D и более 3 тыс км² методом 3D.

Так же были завершены комплексные инженерно-геологические исследования.

Бурение 1^й сверхглубоководной скважины на российском шельфе – это уникальный проект.

Расчетная глубина скважины составит 6 126 м, глубина моря в точке бурения – более 2 тыс м.

Бурение скважины ведет полупогружная буровая установка (ППБУ) Scarabeo-9, которая была взята в аренду у Saipem.

Для доставки платформы на точку бурения была успешно проведена сложнейшая транспортная операция.

В сентябре 2017 г установка вышла из порта Лас-Пальмас, преодолела пролив Босфор и спустя месяц прибыла в румынский порт Констанца.

В общей сложности весь путь составил более 3 тыс морских миль.

Установка оснащена высокоточной системой динамического позиционирования с винторулевыми колонками, которая позволяет ей постоянно находиться строго над устьем скважины.

Кроме того, буровая установка укомплектована сдвоенной буровой вышкой, благодаря чему одновременно могут осуществляться операции как по бурению скважины, так и по сборке/спуску обсадной колонны и устьевого оборудования.

Это позволяет сократить общее время строительства скважины на 30%.

Высота платформы составляет 115 м, ширина палубы 80 м, водоизмещение ППБУ Scarabeo-9 составляет 31 тыс т, она способна бурить скважины на глубину до 15 км с отходом от вертикали.

Для исключения любых экологических рисков платформа оснащена независимым подводным запорным устройством и 7^ю превенторами (механизмами для герметизации устья скважины в нештатных  ситуациях).

В районе работ будет осуществляться постоянный мониторинг состояния акватории моря, в том числе со спутника.

Кроме того, строительство скважины будет круглосуточно контролироваться 2^я подводными дистанционно управляемыми аппаратами.

Все это гарантирует полное отсутствие вреда экосистеме акватории Черного моря.  

Тезисы от И. Сечина:

- Черное море обладает значительным нефтегазовым потенциалом, но до сих пор в глубоководной части российского сектора не было пробурено ни 1^й скважины.

- Обнаруженные потенциальные геологические ловушки находятся под толщей воды в 2000 и более м.

- На этом этапе мы считаем, что ресурсная база составляет 600 млн т нефти на этом участке недр.

- После проведения дополнительных работ и технических исследований Роснефть планирует уточнить и даже увеличить ресурсную базу.

- При реализации проекта на шельфе Черного моря будет использован уникальный опыт крупнейших мировых нефтегазовых и нефтесервисных компаний, а также самая современная техника.

- Это открывает новый этап в освоении недр черноморского шельфа в сотрудничестве с нашими стратегическими партнерами.

Однако в мире не так много современных ППБУ, не подпадающих под санкции Запада, поэтому о прорыве говорить не приходится.

Но активно использовать ППБУ Scarabeo-9 китайского производства - уже неплохо.

Вопрос в том, чем китайцы лучше россиян, и почему такие ППБУ не строят в России?

Но, это уже другой вопрос, скорее относящийся к коррупции властей, безнравственности и примитивного капитализма в России.

Проект ГРР и добычи углеводородного сырья на лицензионном участке недр Западно-Черноморская площадь реализуется совместным предприятием ( СП) Роснефти и Eni.

Доля Роснефти составляет – 66,67%, Eni - 33,33%.

Перспективные ресурсы участка оцениваются в 576 млн т нефти.

neftegaz.ru

Проект ЛУКОЙЛа по обустройству месторождения D33 на шельфе Балтийского моря получил одобрение

Добытая на месторождении нефть будет поступать на Комплексный нефтяной терминал Ижевский ЛУКОЙЛа, расположенный в Калининградском заливе.

Морские инженерные изыскания на месторождении D33 проводились в пределах лицензионного участка недр Балтийский, который расположен у подножия юго-восточного борта Гданьской впадины Балтийского моря.
Трасса планируемого строительства объектов трубопроводной и кабельной инфраструктуры проходит в пределах шельфовой равнины и прибрежного мелководья.
В центре проектируемой площадки освоения месторождения D33 глубина моря составляет 74,1 м. 

В ходе проведения изысканий, по результатам которых выдано положительное заключение, проводились геофизические, гидрогеологические, сейсмические, экологические и другие исследования, необходимые для создания добывающей и транспортной инфраструктуры морского участка месторождения D33.

Инфраструктура предназначена:
- для добычи нефтегазоводяной смеси,
- транспортировки скважинной продукции на береговые сооружения.
На береговом терминале будет проведена дальнейшая подготовка нефти и газа и транспортировка к отгрузочному нефтетерминалу ЛУКОЙЛ-Комплексный нефтяной терминал (КНТ Ижевский), расположенному в Калининградском заливе в районе пос. Ижевское у г. Светлогорска.
Опыт реализации подобных проектов у ЛУКОЙЛа есть, к примеру, с месторождением Кравцовское в 2004 г.

Характеристики:
- пропускная мощность - более до 6 млн т/год нефти и нефтепродуктов.
- объем резервуарного парка - 144 тыс м³., 33 резервуара.  
- 2-сторонняя сливная железнодорожная эстакада под навесом на 30 вагонов-цистерн;
- 1-сторонняя сливо-наливная железнодорожная эстакада под навесом на 10 вагонов-цистерн;
- 2 причала под нефтеналивные танкеры дедвейтом до 30 000 тн.

Уникальные технологии, обеспечивающие экологическую безопасность: 
- резервуары с защитной стенкой, 
- хранение нефтепродуктов под «азотной подушкой», 
- использование установок рекуперации паров углеводородов.
Рабочих мест - 180. 

ЛУКОЙЛ начал деятельность на шельфе Балтийского моря с 1995 г., после того, как в его состав вошла Калининградморнефть.
В 2004 г. введено в эксплуатацию Кравцовское месторождение (D6) - первое морское месторождение ЛУКОЙЛа.
Эксплуатационное бурение на месторождении D41 начато 2 августа 2018 г.

Развить успехи на шельфе РФ ЛУКОЙЛу пока не удается, потому что нет разрешения на разработку новых шельфовых участков недр.
В далеком 2012 г ЛУКОЙЛ с воодушевлением заявлял о готовности инвестировать на геологоразведку 4 участков недр на российском шельфе Арктики до 2,7 млрд долл США, но власти не услышали.
Право на разработку российского континентального шельфа имеют только компании с долей государственного участия более 50% и с опытом работы на шельфе не менее 5 лет, то есть Газпром и Роснефть.
Поэтому свой немалый шельфовый опыт ЛУКОЙЛ реализует вне России.
Речь идет об интересе ЛУКОЙЛа к покупке доли участия бразильской Petrobras в 2^х добычных шельфовых проектах в Нигерии и желании совместно с Eni расширять присутствие в Конго.

neftegaz.ru

Смотрите также

• 
  Актюбинская нефтегазоразведочная экспедиция глубокого бурения
• 
  Бентонит расход при бурении
• 
  Водные ресурсы бурение скважин
• 
  Спуск обсадной колонны в скважину
• 
  Колодец из кирпича для скважины
• 
  Исследование скважин в процессе бурения
• 
  Колонковые долота для роторного бурения
• 
  Скважина на воду что нужно знать
• 
  Бурение скважин в ряжске
• 
  Таблица долива скважины при спо
• 
  Забой скважины что это