Видобуток нафти з океанських глибин
Маючи нові сучасні технології, що дозволяють вести видобуток нафти з родовищ на глибині 2200 м, а незабаром, можливо, і на глибинах понад 7000 м, Бразилія швидко стає однією з основних нафтовидобувних країн у світі.
Буріння на таких величезних глибинах в Атлантичному океані стало відмінністю бразильської програми освоєння нафтових родовищ. Бразильській державній нафтовій компанії Petrobras (Petroleo Brasileiro SA) доручено розвідку та освоєння видобутку нафти з глибоководних родовищ, і вона вважається одним із лідерів у цій галузі.
Бразилія, за даними останнього статистичного огляду світової енергетики британської компанії ВР (BP Statistical Review of World Energy), має підтверджений обсяг запасів нафти приблизно в 12,6 мільярда барелів, що ставить країну за нафтовими запасами між Алжиром і Китаєм. Більшість цих запасів знаходиться під 1400-кілометровою зоною океану, розташованої між Флоріанополісом у південній частині Сан-Паулу та Віторією – на півночі. Найбільш продуктивна зона розташована у басейні Campos площею 100 тис. квадратних кілометрів. У цій зоні розташовано 60 свердловин, що забезпечують видобуток 80 відсотків обсягу всієї видобутої Бразилією сирої нафти, який на кінець 2007 р. склав понад 1,8 мільйона барелів на день.
Очікується, що наприкінці 2008 р. на глибині понад 1000 метрів буде введено в експлуатацію одну з найбільших свердловин басейну Кампос (Campos), розташовану на родовищі Марлім Лесте (Marlim Leste), за 120 кілометрів на південний схід від Ріо-де- Жанейро.
Так само як і на інших подібних морських глибоководних свердловинах, видобуток нафти тут ведеться не з традиційних чотирипорних нафтопромислових платформ, а за допомогою плавучих системнафтовидобування, зберігання та вивантаження (FPSO). По суті, ці системи є модернізованими заякореними нафтоналивними танкерами з обладнанням для нафтовидобутку, змонтованим на стапелях висотою в три поверхи, прикріпленими до корпусу танкера.
Стандартна система FPSO качає нафту з океанського дна через систему трубопроводів. Нафта містить газ, воду і механічні домішки. Для видалення небажаних компонентів водонафтову емульсію нагрівають до температури 70 - 140° З зниження в'язкості і полегшення процесу сепарації. Далі, до навантаження на дрібніші танкери, нафта накопичується у системі FPSO (робоча продуктивність – 180 тис. барелів щодня).
Вартість будівництва систем FPSO може перевищувати 1,5 мільярда доларів США. Найновіша з них, P-53, призначена для роботи на родовищі Marlim Leste, є однією з найбільш ефективних та грамотно розроблених систем. Система P-53 призначена для здійснення безперервного нафтовидобутку протягом наступних 25 років.
При розробці системи P-53 особливу увагу було приділено організації максимального вільного простору на борту та мінімізації ваги обладнання та впливу на довкілля.
Наприклад, у системі P-53 для утилізації тепла, що використовується в процесі відокремлення нафти від води та газу, встановлено вісім пластинчастих теплообмінників Альфа Лаваль T-50. Кожен із них важить 30 тонн і порівняний за висотою з лондонським автобусом.
Модель Альфа Лаваль T-50 отримала прізвисько «велетень із Лунда», оскільки це один із найбільших у світі теплообмінників. Це перший випадок використання теплообмінників T-50 у шельфовому нафтовидобуванні, хоча Альфа Лаваль є основним постачальником бразильської нафтової індустрії протягом останніх 30 років.
«Спочатку планувалося замовити 16 теплообмінників, але нам вистачило і восьми, – каже Жозе Мігель Сімао Фільо (Jose Miguel Simao Filho), технічний директор QUIP – компанії, організованої для управління системою P-53 на користь Petrobras. – Це дозволило кардинально звільнити простір та знизити обсяг робіт із встановлення».
Використання теплообмінників T-50 дозволяє економити фінансові кошти завдяки зниженню енергоспоживання та експлуатаційних витрат.
Крім теплообмінників Альфа Лаваль забезпечила постачання для P-53 установок з очищення дизельного палива та обладнання для опріснення води, яке використовуватиметься як для потреб самої системи P-53, так і для потреб сусідніх плавучих бурових платформ.
«Продукція Альфа Лаваль продемонструвала високу надійність і тому високу працездатність, – каже Едмілсон Суарес де Mедейрос (Edmilson Soares de Medeiros), менеджер проекту Р-53. – Крім того, компанія дуже добре виявила себе при забезпеченні технічної підтримки».
Все глибше та глибше
Petrobras змінює уявлення про граничну глибину видобутку шельфової нафти «Ми не вважаємо, що існують непереборні перешкоди з технічного боку». Завдяки тому, що більшість розвіданих нафтових запасів Бразилії зосереджена в Атлантичному океані, бразильська державна нафтова компанія Petrobras є одним із світових лідерів у галузі шельфового нафтовидобутку.
І з часу розвідки нафтового родовища в басейні Campos в 1974 р. граничні глибини підводних свердловин безперервно зростали, або фактично опускалися все нижче.
У 1977 р. нафту добували з глибини 124 метри. До 1994 р. її можна видобувати вже з глибин понад 1000 метрів. Сьогодні, за інформацією сайтуPetrobras, нафту викачується на поверхню з глибини понад 2200 метрів.
"Ми не вважаємо, що існують непереборні перешкоди з технічного боку", - сказав головний виконавчий директор Petrobras в інтерв'ю газеті Herald Tribune. За даними статистичного огляду світової енергетики BP Statistical Review of World Energy, відкриття родовища Тупі ставить Бразилію вище за Мексику за обсягом достовірних запасів.