XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2020

Введение. Сегодня перед правительством нашей страны стоят две важнейшие проблемы - развитие нефтегазового сектора национальной экономики России и развитие Арктического шельфа. Ни для кого не секрет, что Арктика обладает огромным потенциалом роста дальнейшего развития отечественной нефтегазовой отрасли в ближайшие десятилетия. В российской части Арктики сосредоточена четверть отечественных запасов нефти и газового конденсата и более 70% газа. На российском арктическом шельфе имеются запасы нефти и газа стоимость которых, по предварительным оценкам, составляет $20 триллионов. Они могут обеспечить 20-30% добычи нефти к 2050 году. Начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородного сырья акваторий арктических морей оценены в 120 млрд т условного топлива. Поэтому заинтересованность государства в развитии Арктического шельфа очевидна.

На российском шельфе открыто 20 крупных нефтегазоносных провинций и бассейнов, из которых 10 имеют доказанные запасы. Крупнейшими нефтегазовыми бассейнами в Арктике являются Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский. Значительная часть ресурсов — 94% общего объема — сосредоточена на западе арктического шельфа. Неразведанные запасы восточной части вдоль континентального склона и в глубоководном арктическом бассейне в основном относятся к категории предполагаемых или условных.

В 2017 году в Арктике добыто 96,2 млн т нефти, что на 3,8% больше, чем в 2016 году, а также 568,9 млрд куб. м газа (прирост по сравнению с 2016 годом составил 9,6%). Объемы добычи газа в Арктической зоне стабилизировались в течение последних лет и по итогам 2017 года составили 83% общероссийской добычи. Доля производства нефти в Арктике с 2007 года по 2017 год увеличилась с 11,8% до 17,6% от общероссийской, к 2035 году этот показатель возрастет до 26% (рис.1) [1].

Рисунок 1. Арктический шельф. Перспективы развития.

Освоение, добыча и бурение на арктическом шельфе.

Транспортные пути. В последние годы в Арктике активно развивается трубопроводный транспорт. В 2017 году начал работу магистральный газопровод «Бованенково — Ухта-2», благодаря которому планируется вывести Бованенковское месторождение на проектный уровень добычи 115 млрд куб. м в год.

Чтобы обеспечить прием в систему магистральных нефтепроводов сырья с новых сухопутных месторождений Арктической зоны для дальнейшей поставки на нефтеперерабатывающие заводы, а также на экспорт, в эксплуатацию введены магистральные нефтепроводы «Заполярье — Пурпе — Самотлор» и «Куюмба — Тайшет».

Основным нефтеналивным терминалом Арктики является Варандей, расположенный в Печорском море. Он обслуживает месторождения на суше в Ненецком автономном округе и используется для перевалки добытой нефти на танкеры для последующего экспорта или транспортировки в порты России.

Крупнейшими портами, способными принимать и отправлять нефть и нефтепродукты, являются Мурманск, Витино и Архангельск. Порт Сабетта на востоке полуострова Ямал позволяет экспортировать сжиженный природный газ (СПГ).

Для стимулирования экспорта СПГ идет активная работа по развитию Северного морского пути (СМП), который позволяет сократить путь из Азии в Европу на треть.

Разработка арктических углеводородных месторождений. Россия ведет разработку арктических углеводородных месторождений на Кольском полуострове, в Норильске, в северных районах Западной Сибири. Ненецкий автономный округ является важным центром нефтедобычи, а Ямал стал центром газодобычи. В Арктической зоне России добывается 83% газа и 12% нефти, однако ее сырьевой потенциал освоен не в полной мере. Нефть добывают на Новопортовском и Восточно-Мессояхском месторождениях. Скоро начнется промышленное производство на Лодочном, Русском и Западно-Мессояхском месторождениях.

В прошлом году «Газпром нефть» увеличила добычу на 25,3 млн барр. благодаря ресурсам Баженовского месторождения в Западной Сибири, где предположительно находятся крупнейшие запасы сланцевой нефти в мире.

В 2017 году «Роснефтью» открыто прибрежно-морское Центрально-Ольгинское месторождение на Таймыре. Оно стало первой находкой в море Лаптевых. Его геологические запасы оцениваются в 298 млн т нефти, которая отличается высоким качеством — она легкая и малосернистая. «Роснефть» приступила к бурению скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском лицензионном участке. Это самая северная нефтяная скважина в России, расположенная в ледяных водах моря Лаптевых. Она является одной из наиболее технологически сложных для освоения.

Лицензионные участки «Роснефти» расположены в:

• Западная Арктика — Баренцево, Печорское и Карское моря (19 проектов)

• Восточная Арктика — море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря (9 проектов)

• Дальний Восток — Охотское и Японское моря (20 проектов)

• Южные моря России — Черное, Азовское и Каспийское (8 проектов) Рисунок 2. Расположение лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» на шельфе.

Лицензионные участки «Роснефти» расположены в:

Западная Арктика — Баренцево, Печорское и Карское моря (19 проектов);

Восточная Арктика — море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря (9 проектов);

Дальний Восток — Охотское и Японское моря (20 проектов);

Южные моря России — Черное, Азовское и Каспийское (8 проектов).

Инвестиции «Роснефти» в разработку арктического шельфа с 2012 года составили 100 млрд рублей. Ожидается, что с 2017 года по 2021 год объемы инвестиций вырастут до 250 млрд рублей. До 2021 года компания собирается пробурить четыре поисковые скважины на шельфе моря Лаптевых, а также восемь скважин в Карском и Баренцевом морях.

Добыча на арктическом шельфе.Запасы углеводородов в северных морях Арктики составляют 80% от всех запасов отечественного шельфа. Добыча здесь ведется на Приразломном месторождении в Печорском море. Платформа, названная также как и месторождение, недавно была модернизирована, что позволит увеличить ежегодный уровень добычи нефти в два раза.

«Газпром нефть» рассматривает возможность дальнейшего освоения Приразломного месторождения в период с 2024 года по 2026 год за счет извлечения сырья из более глубоких отложений, что может дать прирост в 1,1 млн т нефти в год.

В 2018 году объем добычи нефти на Приразломном, согласно оценкам экспертов «Газпром нефти», вырастет на 33%, до 3,5 млн т, что соответствует приросту в 71 тыс. барр. в сутки, а к 2021–2022 годам увеличится до пикового уровня в 5 млн т в год. Ожидается, что период пиковой добычи продлится четыре года.

С 2019 года работы по бурению разведочных и поисковых скважин будут вестись в акваториях Баренцева и Карского морей. В период с 2018 года по 2026 год предусмотрено бурение 80 разведочных скважин. Основная фаза разведочного бурения на арктическом шельфе придется на 2020–2022 годы.

Компания «НОВАТЭК» планирует пробурить вторую эксплуатационную скважину на Северо-Обском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе в 2019 году, работы на которой изначально предполагалось начать в 2020 году. Это связано с тем, что компания приступила к подготовке ресурсной базы для следующих СПГ-проектов, помимо «Арктик СПГ-2».

По результатам бурения первой скважины на Северо-Обском месторождении «НОВАТЭК» открыл залежи с запасами более 320 млрд куб. м газа. Геологоразведочные работы (ГРР) на Северо-Обском участке вела «Арктик СПГ-3» — дочерняя компания «НОВАТЭКа».

Планируется увеличить объем финансирования ГРР для подготовки сырьевой базы будущих проектов производства сжиженного природного газа. «НОВАТЭК» ведет геологоразведочные работы на Северо-Обском лицензионном участке, Утреннем, Штормовом и Гыданском месторождениях на Гыданском полуострове.

Перспективные проекты.В перспективе развитие арктического региона продолжится на Ямале, Гыдане, Таймыре, Чукотке, на севере Республики Саха и на арктическом шельфе.

В 2013 году в России разработали доктрину «Социально-экономическое развитие Арктической зоны РФ на период до 2020 года», где обозначены ключевые области российских интересов.

Во-первых, Арктика рассматривается как стратегическая база сырьевых ресурсов в связи с предполагаемым возрастанием доступа к полезным ископаемым по мере того, как граница арктических льдов будет смещаться к северу. К тому же российские углеводородные месторождения в Западной Сибири постепенно истощаются.

Во-вторых, Северный морской путь, длина которого насчитывает 6,5 тыс. км, становится более значимым торговым маршрутом для экспорта и внутреннего рынка. Кроме того, он может использоваться иностранными судами для движения между Атлантическим и Тихим океанами. Время перевозок сокращается почти на две недели по сравнению с традиционным маршрутом через Суэцкий канал.

Данные морской разведки. «Газпром» ожидает прироста запасов газа в Карском море более чем на 1 трлн куб. м в 2018–2021 годах. В этот период на шельфе Карского моря концерн запланировал закончить строительство восьми скважин, а также выполнить сейсморазведочные 3D-работы на площади 9 тыс. кв. километров. В этой связи «Росгеология» завершила сейсморазведку в формате 3D, которая велась в пределах Нярмейского и Ленинградского лицензионных участков на шельфе Карского моря по заказу «Газпром геологоразведки». Геофизическими исследованиями была охвачена территория площадью 1,6 тыс. кв. километров.

«Газпром геологоразведка» приступила к исследованиям на арктическом шельфе в 2014 году. За это время общий объем геофизических работ компании составил 40 тыс. кв. километров.

«Роснефть» в 2017 году увеличила объем сейсморазведки на шельфе РФ более чем на 40% по сравнению с предыдущим годом. 36,5 тыс. погонных км сейсморазведочных работ методом 2D было выполнено на участках арктического шельфа.

Для уточнения геологического строения перспективных объектов и планирования поискового бурения на восьми лицензионных участках арктического и дальневосточного шельфа в 2017 году выполнена сейсморазведка в объеме 5,8 тыс. погонных км методом 3D, что превышает показатели 2016 года на 44%.

«Роснефть» начала бурение на шельфе Карского моря в Арктике в 2014 году совместно с ExxonMobil. Кроме того, в рамках партнерства с американской компанией заключен контракт на разработку передвижной гравитационной буровой платформы для работы на шельфе Арктики. Однако из‑за санкций США ExxonMobil вынуждена остановить работы по проектам в рамках соглашения о стратегическом сотрудничестве с «Роснефтью», включая бурение в Карском море.

Отечественное оборудование.

Несмотря на возникшие проблемы, «Роснефть» работает над созданием перемещаемой гравитационной буровой установки, способной добывать нефть на севере Арктики, в том числе в ледовый сезон. Эта установка будет иметь возможность осуществлять добычу, перемещаться на другие точки бурения, невзирая на ледовую обстановку.

Специально для проекта «Ямал СПГ» (первая линия запущена в декабре 2017 года) на заводе «Уралмаш» были разработаны и изготовлены буровые установки «Арктика». В Минэнерго планируют, что на заводе «Арктик СПГ», строительство которого планируется в 2019 году на Гыданском полуострове в Карском море, будут использовать локализованное в России производство оборудования для крупнотоннажного сжижения газа.

В министерстве отмечают, что в рамках государственной программы развития морской техники для шельфовых месторождений одобрены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по системам позиционирования, донным сейсмическим станциям, сейсмокосам, унификации оборудования для бурового комплекса.

Затраты на технику, используемую для освоения недр Арктики, особенно ее морских территорий, значительно выше, чем для освоения большинства месторождений на суше. Именно поэтому из 300 морских скважин, пробуренных в России, на Арктику приходится менее девяноста.

Через несколько лет дорогостоящие сегодня импортные технологии морской добычи нефти и газа в северных морях могут стать доступнее с финансовой точки зрения благодаря разработкам российских компаний. Если это произойдет, то освоение углеводородов в Арктике станет еще более привлекательным, а те ресурсы, которые сегодня расходуются на освоение арктического шельфа и Арктики в целом, окупятся в среднесрочной перспективе.

Специальные условия для добычи в Арктике.Для успешного освоения шельфовых месторождений в РФ созданы специальные условия. Это закон об освобождении от вывозных таможенных пошлин на углеводороды, добытые на шельфе, а также пониженная ставка налога на добычу полезных ископаемых.

Для привлечения дополнительных инвестиций в шельфовые проекты с 2017 года вступил в силу закон, в соответствии с которым действует принцип: чем больше средств нефтегазовые компании вкладывают в геологоразведку, тем для них ниже налог на прибыль. То есть расходы нефтегазовых компаний по геологическому изучению учитываются в размере фактических затрат с применением повышающего коэффициента 1,5; при этом вводится механизм консолидации затрат на проведение поисково-оценочных работ на шельфе.

Для увеличения количества арктических проектов и стимулирования компаний к этому шагу правительство РФ предлагает применять для затрат на геологоразведочные работы на арктическом шельфе коэффициент 3,5 для вычетов из налога на прибыль.

Обеспечение безопасности и бесперебойности промысловых операций.

Однако любая деятельность в Арктике, включая проведение сейсмики, разведочного бурения и строительных работ, требует точных и надёжных прогнозов погоды и ледовой обстановки. Поэтому, начиная с 2007 г., концерн Shell организовал в Анкоридже, штат Аляска, службу подготовки комплексного прогноза погоды для поддержки ведения сейсморазведочных работ в летний период.

В метеоцентр поступают данные из целого ряда источников, при этом наиболее перспективные с технологической точки зрения сведения получают со спутников, оборудованных датчиками РСА (радиолокатор с синтезированной апертурой), а также с применением технологии активных и пассивных микроволновых приборов. Снимки спутника РАДАРСАТ 2 РСА делаются несколько раз в неделю. Интерпретация кромки льда и ледового образования осуществляется опытными специалистами с использованием картографического программного обеспечения для составления подробных карт льдов, гораздо более подробных, чем те, которые предоставляют национальные центры ледового прогнозирования. Затем эти карты направляются техническому персоналу и менеджерам, отвечающим за планирование работ.

Для составления прогноза о том, как может измениться со временем ледовая обстановка, важно знать расположение и состав льдов в самом начале подготовки прогноза. Результаты прогнозирования, полученные с помощью моделирования погодных условий, применяются для составления карт льдов с использованием картографического программного обеспечения, позволяющего аналитикам оценить передвижение ледовых полей в будущем.

В Арктике погодные условия могут кардинально измениться за очень короткое время. Национальные метеорологические службы в настоящее время не предоставляют краткосрочные прогнозы с адекватным анализом условий для небольших районов. Поэтому специально созданная в Shell группа метеорологов с опытом составления прогнозов погоды в Арктике делает на постоянной основе точные «моментальные снимки» текущих метеорологических условий и составляет надёжные метеопрогнозы на будущее.

Контроль ледовой обстановки. Усовершенствованные технологии контроля ледовой обстановки также повышают безопасность бурения и увеличивают продолжительность сезона буровых работ. Строятся новые суда, в конструкции которых учтены уроки прошлого и применены самые современные технологии. Новая форма корпуса морского судна, позволяющая двигаться в тяжёлых льдах с той же скоростью при меньшей мощности двигателей, значительно расширяет возможности контроля над ледовой обстановкой. Другие технологии, также нацеленные на повышение эффективности такого мониторинга, включают в себя:

– совершенные средства связи, позволяющие передавать прогнозы, содержащие значительные объёмы данных;

– бортовые системы формирования и обработки изображений, позволяющие осуществлять визуализацию ледовых масс в условиях плохой видимости;

– а также технологии выработки электроэнергии и манёвренные качества морских судов, которые позволяют снизить энергопотребление.

Беспилотные летательные аппараты (БПЛА). В настоящее время пилотируемые летательные аппараты применяются при выполнении широкого круга работ, например, для мониторинга морских млекопитающих, ледовой обстановки и осмотра трубопровода. С целью обеспечения безопасности такие полёты обычно ограничены пятидесятимильной береговой зоной. Пилотирование лётчиком летательного аппарата в Арктике вдали от берега является опасным предприятием из-за невозможности быстро организовать в подобных условиях поисково-спасательные операции. Поэтому самой перспективной технологией следующего поколения является использование беспилотных летательных аппаратов (БЛА), бортовое радиоэлектронное оборудование которых управляется дистанционно лицензированными пилотами из наземных центров управления полётами. Эта технология была разработана в военных целях для слежения и разведки, и быстро нашла своё применение в гражданском секторе. Беспилотники бывают различных размеров и модификаций: от взлетающих как «с ладони», так и начинающих своё движение со взлётно-посадочных полос.

Беспилотный авиационный комплекс состоит из летательного аппарата с дистанционным управлением, укомплектованного специальными сенсорными системами, наземной станцией, средствами обеспечения пуска и возврата. Использование такого комплекса создаёт многочисленные преимущества, в том числе и за счёт увеличения дальности полётов от береговой линии, позволяя безопасно отслеживать полёт, не подвергая опасности людей. Кроме того, БЛА могут летать ниже обычных летательных аппаратов, в более сложных погодных условиях, и потребляют гораздо меньше горючего. Они могут дольше оставаться в воздухе (более 24 часов) по сравнению с пилотируемыми летательными аппаратами, продолжительность беспосадочного полёта которых составляет от шести до восьми часов. Данные дистанционных приборов наблюдения либо сохраняются в бортовой памяти, либо передаются обратно на стартовую площадку. Разведывательно-сигнальные датчики позволяют с помощью электрооптики делать снимки и производить видеозапись одновременно в различных областях видимой части спектра, а также в инфракрасном диапазоне. В некоторых случаях могут применяться одновременно несколько датчиков. Персонал по-прежнему используется для визуальных наблюдений, но теперь рабочие места пилотов находятся не в воздухе, а на станциях наземного базирования, где люди не подвергаются опасности.

Небольшие БЛА уже активно используются для исследований Арктики благодаря их способности осуществлять взлёт и посадку с поверхности моря. Эти летательные аппараты могут нести полезный груз весом до пяти фунтов, включая видео и фотокамеры, а также датчики инфракрасного излучения.

Технологии эксплуатационного бурения. Одним из способов уменьшения количества буровых врезов является бурение с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Это даёт возможность проводить разработку морских месторождений с берега и минимизировать количество платформ, необходимых для реализации оффшорных проектов, что особенно актуально в условиях Арктики. В настоящее время максимальная величина отхода забоя скважины БОВ от вертикали, в зависимости от типа разбуриваемых пород и траектории скважины в продуктивном пласте, составляет около 11 км по горизонтали.

Традиционные технологии не позволяют осваивать поисковые объекты, расположенные за пределами этого рубежа. Для постепенного увеличения отхода скважины от вертикали изучаются возможности применения следующих технологий:

– бурение с управлением давлением, при котором на устье скважины используется активное управление давлением потока бурового раствора, восходящего по затрубному пространству между бурильной колонной и стенками скважин;

– применение для обсаживания ствола скважины расширяемых обсадных колонн, когда после обсаживания интервала в скважине стальные обсадные трубы расширяются, позволяя обсаживать следующий интервал буровой скважины обсадными трубами того же самого или немного меньшего диаметра;

– использование нового бурильного инструмента, называемого роторной системой направленного бурения, которая позволяет вращать бурильную колонну при изменении направления траектории скважины.

Кроме того, исследователи работают над увеличением скорости проходки бурением. Более быстрая проходка скважин означает, что в процессе строительства скважин будет расходоваться меньше ресурсов (главным образом в виде сэкономленного дизельного топлива). Разработано новое оборудование, в том числе долота усовершенствованной конструкции, позволяющие бурить породу с более высокой скоростью [2].

Были созданы и освоены методы одновременного выполнения нескольких видов работ, что включает в себя применение приборов для замера забойных параметров в процессе бурения и каротажа в процессе бурения (вместо инструментов, спускаемых в скважину на канате). К тому же более быстрая проходка достигается за счёт выемки меньшего количества породы благодаря уменьшению диаметра ствола скважины. Повышение эффективности бурения требует соответствующего уровня геолого-технологического контроля, чтобы обеспечить безопасность работ и снизить риск потери управления скважиной. Кроме того, как и в случае любой другой деятельности, в результате постоянного повторения операций скорость их выполнения увеличивается, поскольку персонал обучается работать более эффективно.

Технология ограничения акустического воздействия. В арктических и других холодных морях обитают популяции морских млекопитающих, и некоторые из них, например охотско-корейская популяция серых и гренландских китов, находятся под угрозой исчезновения. Кроме того, гренландские киты являются важным традиционным источником пищи коренных жителей Аляски. Эти млекопитающие в различной степени используют акустические звуковые волны в водной среде для навигации, поиска корма и для связи друг с другом. Поскольку нефтегазовая активность перемещается в эти воды, то производимый деятельностью человека шум может оказывать воздействие на поведение этих животных, зависящее от расположения, расстояния и интенсивности источника.

Решение проблемы достигается двойным способом. С одной стороны, проводится интенсивный мониторинг акустических звуковых волн в водной среде для понимания особенностей поведения морских млекопитающих, обитающих в полярных водах. С другой, проводится разработка и реализация планов контроля шумового загрязнения для минимизации возможного отрицательного воздействия техногенного шума на популяции морских млекопитающих.

Создание планов контроля акустического воздействия позволяет эффективно проводить поисково-разведочные работы и добычу нефти и газа, полностью устраняя или сводя к минимуму влияние шума на охотничьи угодья и поведение морских млекопитающих. Большое количество естественных источников шумов моря (например, волны, дождь, песни китов, креветки, издающие характерные щёлкающие звуки, и другие) создают определённый уровень звукового фона или звуковое окружение. Промышленность добавляет к этому фоновому уровню шум гребных винтов, вибрацию машин и шумы, издаваемые производственным оборудованием на судах, буровыми установками и пневматическими источниками сейсмических сигналов. В то время как уровень фонового шума является в какой-то степени однородным и рассредоточенным по большой площади, промышленный шум большей частью локализован. Целью планов контроля акустического воздействия является недопущение повышения его уровня, при котором он оказывает существенное воздействие на поведение морских млекопитающих. Планы должны учитывать чувствительность различных видов животных к разным звуковым частотам в то или иное время года при проведении различных видов работ. Они также должны принимать во внимание звуковые частоты и уровень шума, производимого оборудованием и судами, используемыми для выполнения морских работ.

Прекрасным примером является план контроля акустического воздействия, реализованный компанией Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (в которой доля Shell составляет 27,5%, ОАО «Газпром» – 50% плюс одна акция, Mitsui – 12,5% и Mitsubishi – 10%) совместно с российскими органами охраны окружающей среды, и направленный на защиту находящейся под угрозой исчезновения охотско-корейской популяции серых китов. Пастбища этих китов расположены у острова Сахалин между берегом и буровыми морскими платформами в Охотском море.

Во время монтажа платформ специалистами производилось измерение уровня шума на границах пастбищ, чтобы не допустить его выхода за рамки установленных ограничений. Были согласованы правила внесения изменений или полного прекращения операций в случае выхода уровня шума за эти пределы. При планировании прокладки трубопровода от платформы до берега для выбора маршрута трубопровода были использованы модели волнового поля акустических волн. С помощью моделирования было установлено, на каком расстоянии от китовых пастбищ должно находиться трубоукладочное оборудование, чтобы не допустить превышения уровня акустического воздействия в районах китовых пастбищ.

В качестве входных данных для моделирования источников шума были использованы значения уровня шума, измеренные при выполнении работ судами аналогичного класса. Базовые технологии мониторинга шума не являются инновационными. Тем не менее, последние достижения исследований в области электроники и аккумуляторных батарей позволили создать группы гидрофонов, устанавливаемые на дне и записывающие огромные массивы данных в течение продолжительных периодов времени. Компьютеры с помощью сложнейших алгоритмов анализируют собранные данные, выделяя из них представляющие интерес звуки (например, песни китов).

Аналогичным образом достижения компьютерных технологий сделали реальностью комплексное моделирование волнового поля акустических волн. Соответствующая оценка судов и других сооружений может производиться на стадии их проектирования для прогнозирования уровня и частотного диапазона акустического воздействия на морскую среду. Моделирование звукового сигнала с учётом влияния батиметрии, донных отложений и физических свойств воды позволяет прогнозировать ослабление звука при прохождении через морскую толщу. Эти модели могут быть использованы при планировании работ на морских месторождениях для минимизации акустического воздействия, как это имело место в рамках Сахалинского проекта.

Военно-морской флот всего мира, также как и многие научно-исследовательские организации, при постройке своих судов уже давно применяют на практике концепцию так называемого «бесшумного оборудования». Что подразумевает использование низкокавитационных гребных винтов, звукопоглощающих материалов, виброизоляцию двигателей и другого оборудования. Некоторые из этих технологий по-прежнему засекречены военными, но, тем не менее, большая их часть уже может применяться для изготовления нового оборудования. Поскольку нефтегазовая промышленность приступает к активному освоению Арктики, требования к бесшумности работы оборудования включаются в технические характеристики новых морских судов, буровых установок и платформ.

Для снижения шума, исходящего от уже построенных морских судов и буровых установок, которые были спроектированы без учёта требований по минимизации шума, могут быть использованы наружные звукопоглощающие экраны. Концерном Shell уже испытаны экраны из воздушных пузырьков с целью смягчения последствий акустического воздействия в результате проведения сваезабивных работ и операций по освобождению прихваченных в скважине труб с применением взрывчатых веществ под водой. Тем не менее, применение наружных звукопоглощающих экранов не получило широкого распространения в нефтегазодобывающей промышленности и параметры, необходимые для проектирования эффективного, но, тем не менее, практичного барьера, не являются общеизвестными.

Совсем недавно начались исследования, ставящие своей целью выведение технологии звукопоглощающих экранов на уровень практической реализации. При создании таких конструкций для изменения акустического сопротивления используется воздух. При этом он может находиться в виде свободно всплывающих пузырьков или может быть заключён в некую оболочку. Действие механизма блокирования акустической волны состоит в отражении звуковых волн и их дифракции в результате разницы в акустическом сопротивлении.

Для поглощения определённых акустических частот может также применяться явление резонанса внутри пузырьков воздуха. Характер резонанса зависит от размера пузырьков воздуха, так как пузырьки меньшего размера резонируют при более высоких частотах. Практическое применение явления резонанса может быть ограничено демпфированием более высоких частот, потому что более крупные пузырьки, необходимые для получения резонанса при более низких частотах, обычно являются нестабильными. Для расчёта конструкции таких экранов проводятся компьютерное моделирование и испытания на опытных образцах. Большая часть энергосодержания промышленных источников звука приходится на более низкие частоты, ниже 1000 Гц.

Помимо эффективного снижения шума эти экраны должны быть простыми в обращении, быстро ставиться и сниматься, и, самое главное, обеспечивать безопасность в арктических условиях. Поскольку в конструкции экранов применяется воздух, они обладают повышенной плавучестью и требуют значительного анкерования или балластировки. Они должны выдерживать воздействие ветра, волн и льда, и при этом не мешать выполнению работ. Примером такого звукопоглощающего экрана является система поглощения звука Gunderboom Sound Attenuation System®, разработанная для демпфирования импульсного шума при проведении сваезабивных работ. В конструкции этого экрана в качестве отражающей/поглощающей среды используются пустые, заполненные воздухом сферы. Ведутся исследования по применению этой технологии для ослабления низкочастотных непрерывных шумов от пришвартованных морских судов.

Другим примером недавнего исследования, профинансированного BOEMRE, является разработка средств для демпфирования нежелательного бокового распространения шума, исходящего от пневматических источников сейсмических сигналов. При проведении сейсморазведочных работ шум создаётся специально для визуализации слоёв породы под морским дном. Распространение шума в боковых направлениях является нежелательным и никак не способствует визуализации нижележащих пород. Исследователи рекомендуют для ограничения шума в боковом направлении создавать экраны из движущихся воздушных пузырьков. Простые модели волнового поля акустических волн показывают, что этот метод может быть эффективным. Другие работы, посвящённые изучению распространения и подавления акустических звуковых волн в водной среде, проводятся правительственными организациями, университетами, частным сектором и даже консорциумами (в качестве примера можно привести общеотраслевой проект «Влияние шума на морскую флору и фауну»).

Вывод. В ходе работы мы рассмотрели вопросы, касающиеся освоения, добычи и бурения на Арктическом шельфе, перспективы его развития и технологии по обеспечению безопасности и бесперебойности промычловых операций на Арктическом шельфе.

Список использованной литературы:

1. 0. Павлов К.В. Российская Арктика: экономическая динамика и современные вызовы / К.В.Павлов, В.С.Селин // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. – 2011. – № 33. – C. 2-10.

2. Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток // Безопасность труда в промышленности. – 2010. – № 11. – C. 73-74.

Код для цитирования: Скопировать