В море углеводородов.
Интервью советника генерального директора ООО «Газпром нефть шельф» Александра Манделя.

Александр Фролов, журнал «Газпром», №10, 2014 г.

Полномасштабная добыча нефти на арктическом шельфе России началась в конце 2013 г. – на месторождении Приразломное. Новый сорт чёрного золота получил название Arctic Oil (ARCO), а на мировой рынок он вышел в апреле текущего года. Эта нефть малосернистая, тяжёлая и вязкая, по характеристикам наиболее близка к Urals. в сентябре компания «Газпром нефть» (оператор и недропользователь проекта – ООО «Газпром нефть шельф») добыла на Приразломном миллионный баррель нефти.

Приразломное нефтяное месторождение расположено в 60 км от берега, в юго-восточной мелководной части Баренцева моря (глубины до 20 м) – в Печорском море. Извлекаемые запасы превышают 70 млн т нефти. Добыча здесь ведется с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная», спроектированной и построенной в России по заказу «Газпрома» с учётом сложной ледовой обстановки, в том числе и движущихся льдов, которые обладают абразивными свойствами.

Prirazlomnaya_11_1_x660

Извлечённая нефть поступает в кессон (нижнюю часть МЛСП). Стенки кессона толщиной 3 м. Здесь находятся танки, позволяющие хранить 94 тыс. т черного золота. Независимо от количества сырья каждый из них заполнен жидкостью, которая вытесняется в балластную систему при загрузке в танк нефти. Такой способ хранения называется мокрым, он исключает попадание кислорода в нефтехранилище, а с ним и возможность взрыва.

Специально для работы на Приразломном были построены нефтеналивные танкеры усиленного ледового класса с двойным корпусом и дедвейтом 70 тыс. т – «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров». Система аварийной остановки позволяет прекратить перекачку нефти на танкеры в течение 7 секунд. Любые риски для сотрудников и окружающей среды при эксплуатации платформы сведены к минимуму. МЛСП спроектирована с запасом прочности, значительно превышающим реальные нагрузки. Сейчас «Приразломная» также играет роль полевой лаборатории, позволяя специалистам собирать широкий спектр данных об эксплуатации подобных сооружений в условиях Арктики. Эти данные помогут строить в будущем не менее надёжные, но более дешёвые платформы.

Всего в текущем году на месторождении Приразломное планируется добыть около 300 тыс. т нефти. Сейчас на платформе работает одна добывающая скважина и завершается бурение нагнетательной. в 2015 г. компания намерена пробурить четыре скважины. А в общей сложности проект предусматривает ввод в эксплуатацию 19 добывающих, 16 нагнетательных и одной поглощающей скважины. Учитывая, что российские нефтесервисные компании вполне способны обеспечить отрасль большинством необходимых операций, дальнейшее освоение арктического шельфа будет происходить планомерно. в свою очередь «Газпром нефть» намеревается войти в капитал компании, работающей в нефтесервисном бизнесе. Но прежде всего ей интересны не просто нефтесервисные активы, а высокотехнологичный бизнес. Также рассматривается возможность изготовления используемых на «Приразломной» комплектующих российскими производителями.

Срок разработки месторождения составит 25 лет. По планам «Газпрома» в 2020 г. компания вернёт все инвестированные средства. Каждая дополнительная скважина будет окупаться за несколько месяцев. Уровень операционных затрат при достижении плановых суточных объёмов добычи составит около 10 долларов за баррель. Этот показатель полностью соответствует мировым стандартам для подобных проектов и демонстрирует, что отечественная нефтегазовая отрасль способна реализовывать проекты в сложных природно-климатических условиях с хорошими показателями по себестоимости.

Стремимся к максимальному КИНу.

– Александр Яковлевич, давайте начнём с «Приразломной». Какое значение для российской нефтегазовой отрасли имеет эта платформа и начало добычи на Приразломном месторождении?

– CCCР, а в последствии Россия накопили большой опыт работы в Арктике – это и арктические экспедиции, и работа Севморпути, и круглогодичная эксплуатация морского порта Дудинка и т. д. Кроме этого, по проектам Приразломная, Штокман, Обская и Тазовская губы (Каменомысская, Северо-Каменомысская) проведен большой комплекс инженерно-геологических изысканий и ледовых исследований в этих районах с участием НИИ Арктики и Антарктики, ЦНИИ им. акад. А. Н. Крылова, ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева и т. д.

AVD43214_x660

В результате мы углубились до тонкостей в понимании ледовой обстановки, ветровых, волновых нагрузок, т. е. изучили природно-климатические условия районов лицензионных участков, а так же провели бассейновые испытания. Поэтому главное значение «Приразломной», на мой взгляд – в том, что мы показали готовность работать на арктическом шельфе как в инженерном, так и в операционном плане.

– Наибольшие сложности при освоении доставила геология или технологии?

– Это комплексный вопрос. Учитывая гидродинамическую и геологическую модели продуктивных пластов, а так же важность обеспечения экологической и промышленной безопасности проектов, были выбраны соответствующие технологии и оборудование. Необходимо подобрать такие технологии, при которых коэффициент извлечения нефти (КИН) будет максимальным. Это, кстати, наша основная задача при разработке Приразломного месторождения.

Продуктивный пласт не простой. Мы изучили опыт разработки других компаний на похожих в геологическом плане месторождениях (например, Харьягинском), и с учётом этого начали внедрять технологический план разработки Приразломного месторождения.

– Изначально предполагалось использовать горизонтально направленное бурение?

– Да, на море по-другому нельзя. Но мы вскрываем продуктивные горизонты с одновременным проведением каротажей на трубах, чтобы максимально пройти по продуктивным отложениям.

После бурения 3-4-х скважин программа бурения может быть откорректирована с учётом полученного опыта и для обеспечения максимального притока.

В дальнейшем, при снижении уровней добычи в определённых скважинах, мы планируем зарезать в добычных скважинах боковые стволы, меняя направление ствола, что позволит увеличить дренирование пласта и нефтеотдачу.

Bur_13_2_x660

– Выйдет дешевле?

– Конечно, это будет дешевле, чем бурить новые скважины.

– По-моему, это конец 2015 г. – начало 2016 г.?

– Да, к тому моменту у нас будет достаточно информации, и при необходимости будут внесены корректировки в проект разработки месторождения. Но решение по бурению боковых стволов будет приниматься на более поздней стадии. Кроме того, на Приразломном будут пробурены двухствольные скважины. Применение технологий интенсификации притоков нефти позволит нам увеличить КИН – мы ставим перед собой задачу достичь в этой области лучших мировых практик.

– А каковы эти практики в привязке именно к шельфу?

– Для шельфа 50% – очень хороший результат. Норвежцы лишь на некоторых месторождениях его достигли. Такой успех мало кто смог повторить. Обычно показатель ниже. И тут дело не только в технологиях, но и в экономике.

– То есть при желании мы можем больше извлечь, но это будет дороже и себестоимость окажется слишком высокой?

– Да. Повышение КИН и рентабельность – это взаимосвязанные показатели. Цена технологий при увеличении КИН не должна ухудшить экономические показатели проекта. Кроме того, нужно не только добывать, но и поддерживать пластовые давления (ППД), а это влияет на уровни добычи. Коллектор у нас карбонатный, трещиноватый, поэтому технологии ППД – это ювелирная работа.

Платформа-лаборатория.

– Расскажите о том, из каких частей состоит платформа.

– МЛСП «Приразломная» состоит из опорной части и верхнего строения. Опорная часть – это носитель технологий, которые в основном размещены на верхнем строении. Опорная часть защищает конструкцию от воздействия ветро-волновых, ледовых нагрузок, которые в Печерском море могут составлять десятки тысяч тонн. Опорная часть – это двухкорпусная металлоконструкция, залитая бетоном, толщиной более 3 м. в местах, где происходит соприкосновение со льдом, используется плакированная сталь. Верх опорной части представлен противоволновым дефлектором.

Prirazlomnaya_Scheme_14-15_x1600

 

Носитель получился очень надёжным. в нём размещается нефтехранилище, в котором нефть хранится «мокрым» способом. То есть свободное от нефти пространство всегда заполнено водой и это защищает от образования любой взрывоопасной смеси. 12 танков-нефтехранилищ независимы друг от друга и при необходимости, используя насосы, мы можем перекачать нефть из одного танка в любой свободный. Также в опорной части расположены баластная, водозаборная системы и т. д. в ней установлены катодные и анодные защиты и 86 датчиков, которые измеряют воздействия на конструкцию, контролируют положение платформы, сопряжённость конструкции с морским дном и т. д. Эти датчики разработаны Норвежским геотехническим институтом при участии ЦКБ «Рубин» – отечественное конструкторское бюро, имеющее большой опыт в разработке конструкций подводных лодок. Датчики снимают показания всех напряжений и нагрузок на платформу в режиме реального времени – эти статистические данные являются важными для будущих разработок. Так что МЛСП – это ещё и лаборатория.

– Подсчитывали ли насколько можно было бы, условно говоря, удешевить эту платформу, если бы на момент проектирования у вас уже была эта информация?

– Скажу так: на стадии проектирования мы сделали всё, чтобы оптимизировать стоимость платформы. На основании тех данных, которыми мы располагали, сделать платформу более дешёвой без ущерба для её надёжности было невозможно.

Иной опыт.

– Относительно недалеко от Приразломного было открыто месторождение «Победа». Как Вы считаете, добывать там будет проще или наоборот?

– Каждый район арктического шельфа по своим природно-климатическим условиям значительно отличается от других. Баренцево море в районе Штокмановского месторождения в осенне-зимний период характеризуется сильными ветро-волновыми нагрузками. Толщина дрейфующих в регионе до двух месяцев в год битых льдов может достигать 70 см. Кроме того, встречаются и айсберги.

В Печорском море безледовый период длится 5–7 месяцев, толщина однолетнего льда доходит до 1,5 м. в свою очередь, Карское море характеризуется многолетними льдами со значительной килевой частью. Безледовый период в нём длится до 3-х месяцев. Поэтому с учётом природно-климатических, геологических условий, глубин воды (транзитная зона, средние глубины 15–100 м и глубоководные более 100 м) применяемые технологические решения на месторождениях будут отличаться.

В целом, чем толще лёд, тем выше требования к конструкциям платформы. С моей точки зрения, при глубинах более 60 м в ледовых условиях необходимо рассматривать подводные технологии. Каждое месторождение требует отдельного изучения, чтобы найти самое эффективное решения для обеспечения экологической и промышленной безопасности, максимального извлечения углеводородов и минимизации воздействия на окружающую среду. При этом проект должен быть экономически эффективным.

– Как Вы смотрите на привлечение иностранных компаний к арктическим проектам?

– Я считаю, что нельзя полагаться только на иностранные компании. Нужно самим детально вникать во все вопросы, касающиеся освоения шельфовых месторождений, разрабатывать новые технологии, технические решения, максимально опираясь на отечественный и международный опыт. Иностранные компании работают на шельфе давно и накопили колоссальный опыт, особенно в инжиниринговом сопровождении, обеспечении. Они обладают современными, инновационными технологиями, оборудованием и морской техникой, высоким производственным потенциалом (сингапурские, южно-корейские судоверфи и другие производители высококачественного геофизического, бурового, технологического оборудования для обеспечения технологий и т. д.), который легко адаптировать к производству необходимой техники для работы в арктических условиях.

Широкая кооперация, особенно в сложных проектах, когда требуются большие капитальные вложения, снижает риски и приводит к положительному результату. Обмен знаниями и опытом всегда даёт хороший эффект.

Конечно, российский шельф имеет большой потенциал с большими ресурсами углеводородов, которые привлекают зарубежные компании. Геологическая изученность шельфа пока составляет только 5–10 %, при этом вероятность открытия и в последствии освоения крупных месторождений очень высокая. Поэтому я понимаю интерес иностранных компаний к арктическим проектам.

– Есть ли такие технологии, которые пока не дают желаемого результата, но явно обладают хорошим потенциалом?

– в конце 90-х годов, когда я работал в ОАО «Сахалинморнефтегаз», мы планировали и прорабатывали вопрос об использовании на одном из месторождений подводных технологий и пришли к выводу об их низкой экономической эффективности. А через 10-15 лет стоимость подобных технологий и оборудования снизилась почти в 3 раза, а технико-технологические характеристики намного улучшились.

– И цена нефти повысилась.

– Да. Если посмотреть глобально, то существует множество перспективных технических решений: например, сейчас мы переходим с металла на композиты. Такие материалы не ржавеют, лучше переносят агрессивные среды, они дешевле. Условия меняются, появляется новый опыт, а с ним меняются и наши взгляды на те или иные технологии. Вы знаете, сколько скважин пробурил «Газпром» за последние 10-15 лет на арктическом шельфе?

– Сколько?

– Если считать укрупнённо, то получается около 30 скважин, в основном – поисковые и геолого-разведочные. в Печерском море – это месторождения Приразломное, Варандей, Медынское, Долгинское. в Обской и Тазовской губах — месторождения Северо-Каменномысское, Каменномысское, Адерпаютинское, Чугорехинское и т. д. в рамках проекта Сахалин-3 – это Киринский блок (Южно-Киринское, Киринское месторождение). А ещё Штокмановское месторождение, месторождение Харасавей в Карском море и т. д.

Шельф на будущее.

– А как в целом началось освоение российского шельфа?

– Здесь нужен экскурс в историю. За рубежом шельф начали осваивать довольно давно, лет 50 назад. Мы в тот момент только – только открывали крупнейшие месторождения Западной Сибири и необходимости в работе на более сложных морских месторождениях просто не было.

Опыт на суше был колоссальным, и частично его можно было использовать на морских месторождениях. Разрабатывались новые технологии и оборудование.

Помню времена, когда я работал буровым мастером, на буровую платформу приезжали учёные, инженеры и испытывали новые разработки – долот, буровые растворы, забойные двигатели и т. д. Но со временем, в связи с большим объёмом и лёгкостью западно-сибирской нефти, вложения в новые разработки постепенно сокращались, что повлекло снижение развития новый техники и технологий.

К счастью в 70-х годах председатель Совета министров СССР Алексей Косыгин настоял на том, что работы на шельфе нам необходимы для наработки опыта, с учётом широкомасштабных работ по освоению шельфа за рубежом. То есть велась работа на перспективу.

В Министерстве газовой промышленности были созданы Главк и Производственные объединения, специализирующиеся на шельфовых работах: Черноморнефтегаз, Арктикморнефтегазразведка, Сахалинморнефтегаз, Калининградморнефтегаз, Каспморнефтегаз, а также геофизические предприятия и переориентированные проектные Институты Минсудпрома и т. д.

До 1990 г. было создано и построено около 600 единиц морской техники (буровые суда и платформы, специализированные суда, добычные платформы). Морская техника строилась и за рубежом, и на отечественных заводах. Так что работа по освоению шельфа закипела.

После распада Советского Союза работы на шельфе были приостановлены примерно на 10 лет, что стало большим уроном и потерей для нефтегазовой промышленности.

Также надо отметить, что в 80-е годы Министерством газовой промышленности и предприятиями Зарубежнефть, Вьетсовпетро, Сахалинморнефтегаз, Черноморнефтегаз и другими было открыто, введено в разработку месторождение Белый тигр на шельфе Вьетнама и достигнут уровень добычи более 14 млн т в год. Всё это произошло при участии многих отраслей производства СССР: поставлялось буровое, добычное, технологическое и другое оборудование. Было налажено изготовление платформ на базе Вьетсовпетро, где сначала работали советские специалисты, постепенно замещаемые вьетнамскими.

Машиноимпорт и итальянская компания TNL, с привлечением производственного объединения Сахалинморнефтегаз и его СПБУ «Сахалинская», провели геологоразведочные работы (ГРР) в Персидском заливе на иранском шельфе, открыв крупное газоконденсатное месторождение Южный Парс.

За 15–20 лет морские объединения, созданные под руководством министерств, выполнили большой объём работ на шельфе СССР (Баренцево и Карское моря, Чёрное и Азовское, Сахалинский шельф в Охотском море, Каспийское море, Белое море), а также во Вьетнаме, создав предпосылки для полномасштабного освоения шельфа.

Во Вьетнаме «Сахалинморнефтегаз» мобилизовал часть плавучих буровых установок и судов в межнавигационный период, т. е. в период сложной ледовой обстановки на сахалинском шельфе, что позволило круглогодично использовать имеющиеся мощности, а также поддерживать профессиональный уровень специалистов.

– Как вообще наша нефтегазовая отрасль пришла на шельф Вьетнама?

Вьетнам всегда мечтал о собственных углеводородах. До нас там работали иностранные компании, но больших открытий они не сделали. Потом материалы посмотрели советские геологи и сказали, что перспектива есть. Нам эта страна была интересна ещё и потому, что там есть условия для работы круглый год. Правда, оказалось, что в осенне-зимний период большие шторма, и в эти 4-5 месяцев сильно не развернёшься. Для работы на шельфе Вьетнама была мобилизована часть судов, плавучих буровых установок Сахалинморнефтегаза, а также построенные по заказу Вьетсовпетро. Вся работа выполнялась Вьетсовпетро, как оператором проекта, с участием привлечённых через Зарубежнефтегаз производственных объединений Сахалинморнефтегаз и Черноморнефтегаз.

– Для Советского Союза этот проект был возможностью поучиться работе на шельфе?

– Наоборот, мы передавали вьетнамцам свой опыт и параллельно его развивали.

Композиты и нефтехимия.

– Если говорить о повышении рентабельности добычных проектов, какие направления вы бы предложили?

– Стоимость платформ зависит от массогабаритных размеров оборудования и материалов. Так, на 1 кг оборудования необходимо создать 4–6 кг металлоконструкций, а также применять высокотехнологическое и высокопроизводительное оборудование, чтобы оптимизировать и минимизировать стоимость проектов. Во-первых, применение композитных материалов, комплектующих снижает капитальные и эксплуатационные расходы. Во-вторых, необходимо развивать переработку нефти и газа, т. е. нефтегазохимию, где добавочная стоимость в 3–4 раза больше.

– Как Вы думаете, традиционные производители труб и различных агрегатов будут срастаться с композитостроением?

– Конечно. Ведь металл рано или поздно коррозирует, как бы он не был обработан. Тем более в море. Композит более долговечный, проще в эксплуатации и строительстве.

Для решения комплекса вопросов при освоении шельфа инжиниринговое управление проектом имеет первостепенное значение. Компании с головой уходят в текущую деятельность – подготовку, организацию производства, добычу и т. д. А рядом должен стоять инжиниринг, который занимается будущим: понимая специфику производства и его нужды, организовывать НИОКР, внедрять технологии и т. д. Если посмотреть более глобально, то необходимо более гибкое производственное обеспечение работ. Нельзя жить только сегодняшним днём. Часть доходов нужно направлять на исследования. Получил доход – хотя бы 5% отдай на инжиниринговые работы. Даже если из 100 направлений НИОКР у тебя результат дадут 10 – это хорошо.

Пример из жизни. При проведении ГРР в Обской губе были выдвинуты жёсткие экологические условия. Природа и биота там уникальны. Поэтому нужен был буровой раствор, полностью отвечающий предъявляемым экологическим стандартам. Поставили задачу Уфимскому нефтяному институту. Они предложили буровой раствор на полигликолевой основе. Заключили договор и уже через полгода раствор был готов для внедрения. Первая скважина тяжело бурилась, раствор оказался хорош по экологическим показателям, а по технологическим – не до конца выполнял свои функции. Мы с институтом доводили его 3 года – продукт стал идеальным. Долго? Может быть. Но оправдано? Да.

– То есть нужно восстановить систему, при которой производство диктовало задачи науке?

– Совершенно верно. Частично эта схема работает и сейчас. По-другому и невозможно. Производство и наука должны идти рука об руку, так как в лаборатории и на производстве – разные условия.

– Насколько сейчас отечественная наука готова к такому взаимодействию, по вашему опыту?

– Все готовы, только надо поставить задачу. Хорошие специалисты есть, их нужно объединить и поддерживать, воспитывать и развивать перспективную молодёжь, работающую в инжиниринге.

– в каком положении наше судостроение, если мы говорим о работе на шельфе?

– У нас сохранилось судостроение, но его нужно развивать с учётом повышенных требований Арктики и современных реалий. Есть перспективные наработки, но нужно двигаться дальше.

– А что сейчас строится?

– Недавно мы обсуждали вопрос по энергетике – важный вопрос для удалённых месторождений: развитая инфраструктура находится далеко, а необходимы энергообеспечение, надёжная связь, аэро-обеспечение. Нам хотелось бы использовать атомные подводные блок-модульные электростанции со сроком перезарядки до 30 лет. Мы к этому идём. Можем выпускать буровые суда, танкера с атомной энергетикой, где уже перезарядка составляет 1 раз в восемь лет. Новые реакторы уже появились, идёт их внедрение.

– Наши?

– Да. С меньшими примерно на 40% массогабаритными размерами, а по мощности на 30% больше. Эта разработка уже заложена в новые ледоколы, которые сейчас строит «Атомфлот» в Петербурге на Адмиралтейской судоверфи. Существующие ледоколы могут преодолевать лёд толщиной до 2,1 м. Рядом с Новосибирскими островами толщина льда достигает 2,5 м, и новые ледоколы с этими реакторами смогут их преодолевать. При конструировании этих судов используется специальная низкотемпературная сталь. Это позволит обеспечить круглогодичную работу Севморпути.

Вы знаете, что раньше предел остойчивости был на волнах в 4 м, а сегодня при 8 м можно продолжать работу.

– Суда стали тяжелее, наверное.

– Правильно. Массогабаритные размеры больше и чем ниже осадка, тем судно устойчивее. А ещё есть система динамического позиционирования, и мощности энергетических установок увеличиваются в два три раза при тех же массогабаритных размерах. Вместе всё это вместе даёт хороший результат. Также необходимо применять системы турельного позиционирования, когда система крепится ко дну, устойчивость повышается, позволяет прекрасно работать в сложных ледовых условиях.

Унификация.

– Размер производственных площадей на остальных предприятиях не создаёт проблем?

– Теоретически мы можем успешно использовать любые из имеющихся заводов с глубоководной акваторией и причалами. Нужно сейчас наметить дорожную карту и скоординировать работу предприятий, выработать общий подход и при широкой кооперации изготавливать блок-модули, из которых уже монтировать добывающие и буровые суда, а также платформы. Унификация удешевит строительство. Нужно ещё воспитать судостроителей нефтегазовой направленности, что бы они понимали, какое оборудование, для чего и что с ним делать.

– С кем бы, на Ваш взгляд, нам имело смысл укрепить взаимоотношения в плане техники, технологий из наших соседей по планете?

– в связи с тем, что в одну корзину всё складывать нельзя, я бы укреплял сотрудничество с Южной Кореей и Китаем. Тридцать лет назад и сегодня – это совсем разный Китай. Да и Вьетнам, и Сингапур тоже. Но и продолжать работать с другими странами нам не помешает. Главное – наладить правильное взаимное сотрудничество.

– Где, по Вашему мнению, сейчас на нашем шельфе имеет смысл развивать добычные проекты?

– Баренцево и Карское моря. Они неплохо изучены. А вот море Лаптева, Восточное-Сибирское море, Берингово – тут поле непаханое, там могут быть большие и пока неучтённые запасы, да и природно-климатические условия тяжёлые, логистика сложная.

Ещё раз подчеркну, что сейчас для освоения арктического шельфа нам нужно создавать универсальные решения (типовые платформы, суда), чтобы поставить их на поток. Пока мы занимаемся штучным производством, а всё штучное – дорого. Кроме того, необходимо уделить максимум внимания развитию подводных технологий и на 70% локализовать подобное производство в России.

– А сколько лет потребуется на создание универсальных решений?

– Около пяти лет. Для этого нужно составить комплексную программу, включающую нормативную базу и развитие производства. Вот над этим нам всем надо работать.

/http://www.gazprom.ru/press/journal/archive/2014/



Print This Post Print This Post
©2019 Pro-arctic.ru