ИД "Нефть и Капитал"


ТЕХНОЛОГИИ ТЭК, ДЕКАБРЬ 2007Г.      

Строительство подземных хранилищ нефти и сжиженного природного газа в геологических формациях Российской Арктики
Владимир Конухин, Кольский научный центр РАН

Для того чтобы задействовать новые нефтегазодобывающие мощности в Российской Арктике, необходимо прежде всего создать соответствующую инфраструктуру. Требуется одновременно развивать мощные транспортно-технологических системы с морскими и наземными структурными компонентами: магистральными трубопроводами, головными и промежуточными насосными станциями, резервуарными парками, терминалами и другими инженерными сооружениями, предназначенными для сбора, транспортировки, накопления, хранения и отгрузки сырых и переработанных углеводородов, в том числе СПГ. При этом для обеспечения их стабильной работы исключительное значение приобретают резервуарные парки углеводородного сырья, в том числе резервные.

Российская Арктика — одна из самых богатых энергетическими ресурсами территорий России, открывающая новые возможности для развития и процветания страны. Достаточно сказать, что до 25% мировых запасов нефти и газа сосредоточено на арктическом шельфе, причём почти половина из них приурочена к провинциям под российским суверенитетом.

Учитывая исключительное значение освоения месторождений углеводородного сырья на шельфе и континентальной части Российской Арктики, «Газпром» запланировал на ближайшее десятилетие организацию четырех новых газодобывающих и нефтедобывающих районов: Штокмановского, Обско-Тазовского, Приямальского и Печорского.

Реализация этой концепции позволит начиная с 2030 года получать в создаваемых добычных районах не менее 20 млн т нефти и 170 млрд м3 газа с последующим увеличением добычи газа до 300 млрд м3 в год[1].

Говоря о перспективах освоения шельфа в Российской Арктике необходимо также подчеркнуть стратегическое значение производства непосредственно в рассматриваемом регионе сжиженного природного газа (СПГ). Заводы СПГ и пролегающие здесь глубоководные трассы Северного морского пути обеспечат для России доступ на самые отдаленные мировые рынки на азиатском и американском континентах. Естественно, организация крупных газодобывающих и нефтедобывающих районов в Российской Арктике, равно как и создание заводов по производству СПГ, потребует для их эффективной и стабильной работы развития в регионе мощных транспортно-технологических сис?тем с морскими и наземными структурными компонентами: магистральными трубопроводами, головными и промежуточными насосными станциями, резервуарными парками, терминалами и другими инженерными сооружениями, предназначенными для сбора, транспортировки, накопления, хранения и отгрузки сырых и переработанных углеводородов, в том числе СПГ.

Проблемы транспортировки углеводородов в Арктике
Рассмотрим на примерах, как решается проблема транспортировки нефти в Российской Арктике в настоящее время. Речь, естественно, пока идет только о нефти, добытой на материковых территориях (по состоянию на начало 2007 г. на российском арктическом шельфе не добыто ни одной тонны промышленной нефти и ни одного кубометра газа). Через береговые и рейдовые терминалы Варандея, Обской губы, Колгуева, Архангельска, Витино и Мурманска в последние годы отгружено около 25 млн т нефти, добытой на северных месторождениях Западной Сибири и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Наибольшей пропускной способностью отличается подводный перегрузочный комплекс в Варандее, принадлежащий ОАО «Мурманское морское пароходство». Подводное сооружение представляет собой монолитную стальную конструкцию диаметром 12 метров, высотой около трех метров и весом более 100 тонн. Специальное устройство для швартовки и дюкер длиной 4,8 километра (заглублен на 1,5 метра), диаметром — 270 мм и рабочим давлением в шланге 30 атмосфер обеспечива ют производительность погрузки до 5000 тонн в час.

Система перевалки нефти способна устойчиво работать круглый год, при низких температурах и высоте морской волны до 5 м. Нефтеналивной терминал соединен с нефтехранилищем 000 «Нарьянмарнефтегаз» в порту Варандей на 415 тыс. м3, нефть в которое поступает из северных месторождений Ненецкого автономного округа по системе местных трубопроводов [2].

В танкерах-челноках нефть транспортируют в Мурманск, где перегружают на плавучее нефтехранилище «Белокаменка» — старый танкер емкостью 360 тыс. т, установленный в Кольском заливе. Далее нефть супертанкерами вывозится в Роттердам. В связи с увеличением объемов перевалки нефти через Мурманск предполагается установка второго танкера-накопителя с аналогичной вместимостью либо строительство дополнительного берегового резервуарного парка [3].

Серьезное увеличение объемов перевалки следует ожидать уже в ближайшее время, после намеченного на 2007 г. пуска в эксплуатацию ледостойкой морской платформы на Приразломном месторождении в Печорском море. Отметим, что при обустройстве Приразломного месторождения в транспортно-технологическую систему (ТТС) будут включены 14 танков для сбора нефти с общим объемом 113 тыс. м3, расположенных непосредственно на платформе, два многофункциональных ледокольных судна, два челнока-танкера дедвейтом по 70 тыс. т, вспомогательные суда различного назначения. Замыкающим звеном системы вновь является плавучее нефтехранилище «Белокаменка» в Кольском заливе.

Оценка даже только этих частных примеров показывает, как велика роль ТТС при добыче и поставках нефти потребителям. Очевидно также и то огромное значение для стабильной работы ТТС, которое приобретают резервуарные парки в их структуре, в том числе резервные.

Развитие газовых ТТС газа в Арктике
При освоении газовых месторождений в арктических районах России, как на материке, так и на континентальном шельфе, также потребуется использование принципиально новых технологий, учитывающих экстремальные климатические условия региона, но в итоге все вновь создаваемые системы войдут в качестве структурных элементов в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. Напомним, что в ЕСГ в настоящее время действует 24 подземных хранилища газа (ПХГ) с общим объемом товарного газа 62,5 млрд м3, причем все ПХГ создаются путем нагнетания газа в изолированные геологические структуры или в подземные полости, создаваемые искусственным путем [4].

Анализ климатических, инженерно-геологических и социально-экономических условий Российской Арктики показывает, что одним из наиболее перспективных направлений создания резервуарных парков нефти и газа большой емкости для обеспечения стабильной работы арктических транспортно-технологических систем углеводородного сырья является их подземное размещение в приповерхностных геологических формациях.

Имеются серьезные предпосылки для решения данной задачи. Основные из них следующие:

— опыт строительства и многолетней эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа в странах Скандинавии, имеющих инженерно-геологические условия, близкие к условиям Кольского полуострова и некоторых островов в Северном Ледовитом океане;

— наличие в Российской Арктике геологических формаций, пригодных для возведения подземных резервуаров большой емкости;

— наличие апробированных технологий и реальной практики возведения крупногабаритных подземных сооружений с площадями поперечных сечений до 700 м2в скальных и многолетнемерзлых породах в Российской Арктике.

Рассмотрим эти положения более подробно.

Опыт стран Северной Европы
Практически во всех индустриально развитых странах мира подземные хранилища углеводородного сырья широко используются в транспортно-технологических системах нефти и газа. Особую значимость подземным резервуарным паркам большой емкости придают при создании стратегических запасов нефти и нефтепродуктов, а также газа (сжиженного или сжатого до высокого давления). Поскольку наиболее близкими к западному сектору российской Арктики условиями отличаются страны Скандинавии — Финляндия, Норвегия, Швеция, рассмотрим используемую в этих странах технику и технологию хранения углеводородного сырья в подземных хранилищах более подробно. В настоящее время в Финляндии, Норвегии и Швеции построено и эксплуатируется порядка 250 хранилищ нефти и нефтепродуктов с общим объемом, превышающим 80 млн м3. Показательно, что абсолютное большинство из них располагается в высокопрочных кристаллических породах Фенноскандии, что позволяет избегать применения дорогостоящих железобетонных или стальных облицовок горных выемок [5]. Характерным примером таких хранилищ является финское нефтехранилище Порвоо. Его первая очередь емкостью 677 тыс. м3 была построена за 3 года, на вторую очередь емкостью 495 тыс. м3 затраты времени были еще меньше.

Следует обратить внимание на некоторые важные технологические подходы, принятые в Скандинавии при хранении нефти в подземных резервуарах:

— хранилища сооружаются на такой глубине, чтобы давление подземных вод в любой точке контура выработки превышало напор хранимого продукта;

— необходимая температура при хранении нефти поддерживается с помощью водяной подушки, содержимое которой подогревается через теплообменники.

В Швеции при создании хранилищ нефтепродуктов используют два метода хранения: со стационарной водяной подушкой и с колеблющейся подушкой. Первый получил наибольшее распространение и основан на весьма простом принципе: грунтовая вода, просачивающаяся через трещины во вмещающем породном массиве, собирается в нижней части модулей хранилища. Насосы с автоматическим управлением поддерживают постоянный уровень воды, а нефтепродукты или нефть плавают на водяной подушке постоянной высоты. Для очистки воды используют сепараторы. Хранилища с колеблющейся водяной подушкой используют для хранения легких нефтепродуктов. Продукт в этом случае хранится на водяной подушке, уровень которой изменяется в зависимости от объемов хранимого продукта. Вследствие этого возможность образования взрывоопасной газовой среды сводится к минимуму.

При хранении тяжелых, густых и вязких типов нефти и нефтепродуктов применяют их прямой подогрев.

Говоря о практике хранения сжиженных газов в подземных хранилищах, следует отметить два подхода к решению проблемы. Первый подход: хранение продукта над высоким давлением при нормальной температуре, второй — при низком давлении в сочетании с охлаждением грунта вокруг выемки. При втором варианте грунтовые воды в трещинах вмещающего массива замерзают и расширяются, таким образом вокруг хранилища создается искусственный водонепроницаемый слой. Для хранилищ газа при повышенном его давлении большое значение приобретает глубина его заложения. Для предотвращения утечек газа по трещинам гидростатическое давление подземных вод по контуру сооружения принимается таким, чтобы оно превышало внутреннее давление газа. На рис. 1, 2 приведены примеры хранилищ нефти и сжиженного газа в массивах кристаллических скальных пород, используемые в странах Скандинавии.

Инженерно-геологические условия строительства подземных резервуаров в западном секторе Российской Арктики
Поскольку наиболее перспективное размещение подземных резервуарных парков в структуре ТТС будет связано прежде всего с местами загрузки нефти и СПГ в танкеры в районе незамерзающих портов, расположенных на морском побережье Кольского полуострова, рассмотрим инженерно-геологические условия этой зоны более подробно.

Прогнозируемый уровень возможных землетрясений в рассматриваемом регионе не превышает 5-6 баллов по десятибалльной системе. Так как северная береговая линия Кольского полуострова представляет собой неотектонические уступы, то наиболее благоприятные площадки для строительства подземных комплексов в данном регионе расположены на некотором расстоянии от береговой линии Баренцева моря. Такие площадки могут быть, в частности, приурочены к контуру фиордов, врезающихся вглубь полуострова на расстояние до 20-30 км.

Характерен пример крупных геологических массивов, сложенных гнейсами, плагиогнейсогранитами и гнейсодиоритами, на западном берегу Печенгской губы. Сочетание глубоководного фарватера и превосходных инженерно-геологических условий для размещения крупного, на несколько миллионов тонн, подземного резервного резервуарного парка создает идеальные условия для строительства порта загрузки океанских танкеров как сырой нефтью, так и СПГ. На этой же площадке может быть размещено и само предприятие по сжижению природного газа.

По результатам многолетних исследований автора лучшими с точки зрения устойчивости подземных сооружений признаны крупные гранитоидные массивы Лицко-Урагубского комплекса раннепротерозойского возраста, где системы «молодых» трещин не являются доминирующими, а в зонах древних нарушений перекристаллизация и высокотемпературный метасоматизм, перешедшие в мигматизацию, привели к «залечиванию» проницаемых зон докембрийского заложения. В составе Лицко-Урагубского комплекса имеется семь гранитоидных массивов, расположенных от верховьев р. Западная Лица до побережья Баренцева моря в районе Ура-Губы, площадь которых составляет от 5 км2 до 580 км2.

Как и на побережье Печенгской губы, непосредственно на берегах Западной Лицы, Ара-губы, Ура-губы, Сайда-губы, Оленьей губы и Кольского залива также имеются массивы кристаллических скальных пород, мощность которых достаточна для размещения подземных хранилищ сырой нефти и нефтепродуктов с емкостью не менее 1 млн т и подземных емкостей для накопления сжиженного газа. Хорошие перспективы для выбора площадок и монолитных структурных блоков для размещения крупных подземных хранилищ нефти и газа следует ожидать и в районе Дальних Зеленцов, Териберки и Иоканьги.

В качестве конкретного примера можно привести характеристику одного из породных массивов, входящих в Мурманский геоблок и расположенного в прибрежной зоне вблизи Дальних Зеленцов [6]. Данный массив сложен плагио-микроклиновыми и биотитовыми мигматит-гранитами со среднезернистой порфировидной однородной текстурой. Гранитный массив ограничен зонами трещиноватости, залеченными на глубине. Прочность в образцах породы: на сжатие 148 МПа, на растяжение — 8,3 МПа. Гидравлические параметры: коэффициент фильтрации на глубинах до 150 м — n.103 — n.102 м/сут.; на глубине 150-160 м — n.104 м/сут.

Технологии строительства в экстремальных климатических условиях Арктики
В СССР в период до 1990 г. в Арктике был возведен целый ряд подземных комплексов для гидроэлектростанций на Кольском полуострове и в Сибири. Особое место в подземном строительстве занимает создание подземных сооружений для Военно-морского флота [7,8,9].

Строительство велось с использованием самых современных горных технологий и лучших образцов отечественной и западно-европейской техники [8, 9,10]. И этот бесспорно успешный опыт должен быть использован в полной мере при создании подземных резервуарных парков углеводородного сырья в экстремальных климатических условиях Арктики.

Темпы буровзрывной выемки породы в отдельных крупногабаритных сооружениях еще в 70-80 годы достигали 30-50 тыс. м3 в месяц. Вполне резонно можно предположить, что, учитывая значительное совершенствование техники и технологий буровзрывной выемки скальной породы при подземном строительстве за прошедшие годы, в расчетах при оценке сроков создания подземных хранилищ нефти и газа темпы работ в рассматриваемом нами регионе могут быть увеличены в полтора-два раза.

Известно, что горные массивы с блочно-иерхической структурой непрерывно обмениваются энергией с окружающей средой. В тех случаях, когда на вмещающий массив воздействуют бурение и взрывы, ответом на них является образование нарушенной зоны за контуром создаваемого подземного сооружения. Замеры в натурных условиях побережья Кольского полуострова показали, что при обычной шпуровой отбойке породы распространение трещин во вмещающем массиве не превышало 40 см, составляя в основном 10-20 см; при отбойке породы на нижних ярусах при использовании экранов предварительного взрывного щелеобразования величина нарушения сплошности породы за контуром составила 0,05-0,15 м.

Весьма показательно, что замеры, проведенные на тех же участках через 10 и 30 лет, после завершения буровзрывных работ практически не выявили дополнительного распространения трещиноватости и образования дополнительных путей фильтрации в окружающую среду. Данное положение справедливо и для подземных водоводов гидроэлектростанций, эксплуатировавшихся под давлением более двадцати лет.

Предстоящее в ближайшие десятилетия развитие нефтегазового добычного комплекса в Российской Арктике требует перехода от временных ТТС, принятых в настоящее время, к стационарным системам. При этом эффективность и стабильность ТТС может быть существенно повышена, если в их структуру будут включены резервуарные парки нефти и сжиженного газа большой емкости, в том числе для создания стратегических резервов углеводородного сырья.

На чисто техническом уровне в настоящее время нет никаких факторов, ограничивающих реальное осуществление той или иной концепции создания в геологических формациях Арктики подземных резервуарных парков нефти и нефтепродуктов, природного газа в виде СПГ или сжатого под высоким давлением.

Экономическая эффективность подземного хранения
Говоря об экономической эффективности использования подземных резервуарных парков, следует вернуться к опыту Скандинавии. По оценкам шведских специалистов, подземное размещение хранилищ нефти и нефтепродуктов становится рентабельным уже при объеме хранения более 30 тыс. м3.

При хранении сжиженного газа рентабельным подземное хранение становится при объеме равном 10 тыс. м3. При объеме более 10 тыс. м3 полная стоимость строительства и их эксплуатации для подземных хранилищ на 20% ниже поверхностных.

Для крупных подземных хранилищ эксплуатационные расходы составляют лишь одну треть от эксплуатационных расходов наземных хранилищ. Анализ также показывает, что стоимость строительства, отнесенная на 1 м3 готовых емкостей в подземных хранилищах углеводородного сырья, в странах Скандинавии при емкости хранилища около 4 млн м3 составила порядка $22, при емкости в 1 млн м3 — $29.

Оценивая стоимостные показатели реального подземного строительства в Российской Арктике в период с 1970 по 1990 год, следует отметить, что усредненная стоимость 1 м3 готовых сооружений в железобетонных облицовках в ценах 1984 года при площадях поперечного сечения камер 600-700 м2 составила 86 руб., а при площадях 160-260 м2 — 120 руб.

Безусловно, при кардинальном изменении социально-экономических отношений в России требуются иные подходы при расчетах стоимостных показателей строительства и эксплуатации подземных резервуарных парков для ТТС углеводородного сырья в Российской Арктике.

В современных условиях существенное значение приобретает рыночная стоимость земельных отводов для размещения резервуарных парков.

Суммарные затраты от использования территории будут складываться из платежей, связанных с длительной арендой земельного отвода на поверхности, а также использование недр с целью размещения в них подземного резервуарного парка.

Согласно новому Закону РФ «О недрах» предусматривается использование геометризированного блока недр, имеющего пространственные границы, включая строительство и эксплуатацию подземных сооружений на глубине 5 м ниже почвенного слоя. Ставки регулярных платежей за пользование недрами устанавливаются федеральными органами исполнительной власти. В зависимости от ценности земли, значимости объекта и условий финансирования могут варьироваться в широких пределах [12].

В конечном счете оценку того или иного варианта хранилища углеводородов или площадки под его размещение целесообразно производить по капитальным затратам. Поэтому для подземных резервуарных парков нефти, СПГ и сжатого природного газа главным экономическим критерием принимаемых решений с точки зрения рыночной экономики будет величина капитальных вложений и их эффективность. Первичным показателем эффективности можно считать удельные капитальные затраты, т. е. затраты 1 м полезной емкости для хранения продукта.

Предварительные расчеты показывают, что на Кольском полуострове удельные капитальные затраты на 1 м3хранимого продукта составят около $25-30.

Особые преимущества подземное размещение хранилищ углеводородного сырья дает с точки зрения их безопасности. Риск возникновения пожаров и проведения террористических актов снижается в тысячи и десятки тысяч раз. Безопасность подземного хранилища нефти не идет ни в какое сравнение с безопасностью береговых и тем более плавучих хранилищ, уязвимых как для террористических атак, так и при воздействии природных катаклизмов.

Неслучайно в странах Скандинавии, особенно бережно относящихся к легко ранимой на севере окружающей среде, новые хранилища углеводородного сырья располагают только под землей, что служит замечательным примером для России.

Заключение
Эффективность освоения месторождений углеводородного сырья в Российской Арктике, как на территориях ее континентальной части, так и на морском шельфе, в значительной мере будет определяться развитием ТТС нефти и газа с использованием в их структурах резервуарных парков большой емкости, в том числе для создания стратегических резервов сырья.

Наиболее экономически приемлемым и экологически безопасным при эксплуатации конструктивно-компоновочным и технологическим решением для таких резервуарных парков является их подземное размещение в приповерхностных геологических формациях региона.

На побережье Кольского полуострова, материковой части Архангельской области и островах Северного Ледовитого океана имеются значительные по площади геологические структуры и отдельные массивы скальных и многолетнемерзлых пород, пригодные для размещения подземных резервуарных парков емкостью до 4 и более млн м3, причем во многих случаях они расположены на примыканиях к глубоководной морской акватории, позволяющих обеспечить удобное размещение береговых перегрузочных терминалов и подходы танкеров дедвейтом до 300 тыс. т.

Многолетний опыт стран Скандинавии по эксплуатации подземных хранилищ нефти, нефтепродуктов и газа доказал их гарантированную безопасность при расходах на эксплуатацию в 2-3 раза ниже, чем на эксплуатацию наземных хранилищ углеводородного сырья.

Успешная практика подземного строительства в Российской Арктике в 1970-80 годах позволяете корректировкой на обновленную технику использовать апробированные технологии возведения крупногабаритных подземных сооружений в экстремальных условиях Арктики и при создании подземных резервуарных парков для нефти, газа и продуктов их переработки.

Литература
1. Информация об инициативах Газпрома» в Арктике. Пресс-служба ОАО 'Газпром» Arctic Petroleum Journal, 2005, № 1. с4.
2. Вамбуляк А., Францен Вьерн Транспортировка нефти из российской части Баренцева региона. Сванхову Экологический центр, 2005, Сванвик, Норвегия. 92 с.
3. ХрольА. Нефтяная компания Роснефть» планирует установку ещё одного супертанкера в Кольском заливе в качестве терминала для перевалки нефти. Arctic Petroleum Journal, 2005, №1. С. 6-9.
4. Вудзуляк В.В., Тер-Саркисов P.M. Подземное хранение газа; современные задачи науки и техники. Наука и техника в газовой промышленности. №3-4. 2004. С.3-5.
5. Конухин В.П. Перспективы использования подземных резервуаров в транспортно-распределительных системах нефти и газа на Европейском севере России / В.П. Конухин // Топливно-энергетический комплекс России: Региональные аспекты: сб.науч.тр. Санкт-Петербург, 2004. С. 94-98.
6. Конухин В.П. Подземные резервуарные парки нефти и газа в транспортно-технологических системах углеводородного сырья в Российской Арктике. В сборнике Формирование основ современной стратегии природопользования в Евро-Арктическом регионе. Изд. КНЦ РАН, 2005. С. 163-174.
7. Манойлин В.И. Базирование Военно-морского флота СССР. Серия: Секретные материалы». Изд-во Нева», Санкт-Петербург, 2004, 316 с.
8. Конухин В.П. Управление свойствами и состоянием породных массивов при возведении и эксплуатации подземных сооружений/ В.П Конухин. Апатиты, КНЦ РАН, 1992,111 с.
9. Конухин В.П. Крепление крупногабаритных подземных сооружений/ В.П.Конухин. Апатиты, КНЦ РАН, 1991,146 с.
10. Konukhin, V. The construction of the large-scale underground facilities in the Russian Arctic. V. Konukhin. Proceedings of International conference Underground works: ambitions and realities». Paris, 1999. P. 239-244.
11. Vladimir P. Konukhin Study of the Effect of the Mining Operation on Crystalline Rock Mass During Construction of Spent Nuclear fuel and High Level Waste Storage Facilities in the Russian Western Arctic. Konukhin V.P. Proceeding of a European Commission Cluster Conference. Luxemburg, 2003.
12. Проект Федерального закона «О недрах». 2004. [Электронный ресурс], http://www.csr.ru/normotvor/original_134.stm.



© ИД "Нефть и Капитал", info@oilcapital.ru http://www.oilcapital.ru/

Rambler's Top100 Rambler's Top100