Российские Нефтегазовые Технологии

Марк Томас

Когда заходит речь об иностранных рынках, Россия воспринимается глобальной нефтяной индустрией как спящий колосс, еще только начинающий просыпаться. Поскольку страна располагает огромными залежами на континентальном шельфе, причем большая их часть не является предметом международных споров, вопрос в отношении разработки этого огромного источника углеводородов ставится не о вероятности такой разработки, а о времени, оставшемся до ее начала.

Mожет показаться странным, что возможность разработки месторождений на российском шельфе исследована еще относительно недостаточно, особенно учитывая несколько крупных проектов с участием ведущих интернациональных нефтяных компаний, в рамках которых нефть уже добывается, в частности, в субарктическом сахалинском регионе на Дальнем Востоке. Но более широкое и долгосрочное сравнение с доминирующей и зрелой индустрией сухопутной разведки и добычи нефти демонстрирует, что континентальный шельф остается фактически нетронутым просто потому, что потребности обратить на него внимание еще не возникало. Тот факт, что только примерно 3% совокупной добычи нефти в России осуществляется на шельфе, говорит сам за себя.

Однако в прошлом году в таком положении наметился сдвиг. Сегодня многие наблюдатели уверены в том, что в 2011 г. Россия наконец-то всерьез примется за разработку своих ресурсов на континентальном шельфе, и фактором ускорения такой разработки станет возникновение и совершенствование новых технологий, обеспечивающих постоянный рост ассортимента стационарных, плавучих, подводных и придонных систем нефтедобычи, которые могут быть достаточно просто адаптированы к разнообразным условиям российского шельфа и (что является критическим фактором) обеспечивать реальный экономический эффект.

Итак, какой же потенциальный выигрыш можно ожидать? По оценкам специалистов, российский континентальный шельф, занимающий площадь более 6,2 млн. квадратных километров, содержит 100 миллиардов тонн в эквиваленте извлекаемой нефти (80% из которых составляет природный газ). Причем данная оценка довольно консервативна, поскольку, несмотря на то, что большая часть российского шельфа уже картирована на карту, значительная его территория подлежит дальнейшему анализу, повторной съемке и доработке с использованием современных сейсмических и геологических приборов и методов, используемых преимущественно в западных странах. Добавьте к этому российский арктический шельф, в недрах которого содержатся еще не подтвержденные, но также, очень вероятно, значительные объемы новых нефтегазовых месторождений, и потенциал станет воистину гигантским.

Ранее правительство России прогнозировало, что первоначальная разработка ее континентального шельфа в течение следующих трех десятилетий потребует инвестиций в объеме более 205 млрд долл. США (более 6 триллионов рублей). И значительная часть таких средств потребуется от глобальных игроков нефтегазового рынка уже в недалеком будущем.

Стоит задаться вопросом, почему Россия не прилагала больших усилий для оценки и разработки своих шельфовых месторождений раньше? Отдельно от упомянутого выше факта, свидетельствующего, что технологии нефтедобычи лишь недавно достигли уровня, позволяющего использовать их на большей части континентального шельфа страны, существует и другое препятствие в виде действующего Закона о недропользовании, по условиям которого российский шельф все еще определяется как стратегический регион.

Выражаясь проще, это означает, что «Роснефть» и «Газпром» – единственные дети, которым сейчас позволено играть в этой заполненной игрушками, но все еще пустой песочнице. Это единственные российские государственные организации, обладающие необходимым пятилетним опытом шельфовых работ, которые могут участвовать в тендерах на разработку континентального шельфа в этих регионах.

Однако данная ситуация обещает измениться ввиду стратегических намерений правительства увеличить количество компаний и консорциумов, имеющих лицензию на разработку шельфового сектора страны, результатом которых может стать увеличение объемов непрерывной передачи шельфовых технологий. Это раскроет двери для таких игроков, как «Лукойл», который уже выполнял подобные проекты в Каспийском и Азовском морях.

Вдобавок к вышесказанному и учитывая, что шельфовый сектор находится только на начальном этапе становления, отсутствие инфраструктуры и соответствующих вспомогательных береговых баз означает, что первичные затраты первых компаний, рискнувших начать проекты в данных областях, прогнозируются на крайне высоком уровне – и возможные игроки чувствуют это особенно остро в свете того, что имеются существенные, более простые и, соответственно, более дешевые возможности для добычи нефти на берегу. Естественно, все внимание в первую очередь обращено на них.

Такое положение дел в значительной мере является неизбежным, поскольку, выражаясь фигурально, занять место первого игрока в игре всегда дороже. В качестве наглядного примера можно привести тот факт, что прогнозируемая стоимость реализации Штокмановского проекта в Баренцевом море в настоящее время оценивается в диапазоне от 12 до 20 млрд. долларов США – в зависимости от того, с кем из экспертов вы говорите.

Однако для игрока, вступившего в игру вторым, цена «догонялок», да и вообще присоединения к игре, может оказаться намного выше. Только прислушайтесь к цифрам, которыми перекидываются компании уровня «ExxonMobil», рассматривая возможность покупки активов в модных сегодня нефтяных месторождениях в Гане (Западная Африка) по цене до 5 млрд. долларов…

И потому проекты наподобие Штокмановского, а также Сахалина I и Сахалина II – так же как и консорциумы, учрежденные с целью продолжения соответствующих разработок – будут рассматриваться в качестве шаблонов, по которым зарубежные нефтегазовые гиганты станут учреждать партнерства с российскими государственными (а в будущем, возможно, и частными) компаниями для превращения нефтедобычи на континентальном шельфе страны из фантастики в реальность.

Арктика
В качестве места будущих разработок на российском шельфе рассматривается в частности Арктика вместе с ее технологическими требованиями, интерес к которой подогревается первыми работами по реализации проекта на гигантском Штокмановском газоконденсатном месторождении.

Вице-президент компании «Роснефть» Михаил Ефимович Ставский недавно охарактеризовал разработку российских арктических месторождений как «серьезный вызов» для всех, кто будет в ней участвовать, и сделал акцент на необходимости расширения рамок возможностей проведения работ в регионе, большая часть территории которого в течение девяти месяцев в году покрыта льдом. По его словам, «это будет означать необходимость разработки технологий, позволяющих расширить время проведения работ, в том числе разработку платформ, с тем, чтобы обеспечить их эксплуатацию в условиях льда, а также строительство подповерхностных сооружений, позволяющих вести безопасную эксплуатацию подводных скважин. Добавьте к этому необходимость постройки танкеров ледового класса, подземных сооружений для подготовки и выкачивания нефти, а также необходимость непосредственного и непрерывного мониторинга объектов и станет ясно, что в случае, если Арктика станет следующим локомотивом российской нефтегазовой промышленности, придется преодолеть множество вызовов.»

Марс Хасанов, директор по научной работе в компании «Роснефть», также недавно отметил, что российская нефтяная промышленность находится на «критическом этапе». По его словам, месторождения, разведанные в советские времена, уже истощены, и большинство их находится на последней стадии жизненного цикла. «Пришло время разрабатывать новые регионы: Восточную Сибирь, шельфовые месторождения, особенно арктический шельф. В данной ситуации для обеспечения проведения в новых регионах рентабельных разработок при минимальных капиталовложениях нам необходимо использовать самый передовой опыт», – прокомментировал он.

В настоящее время в отрасли реализуется множество проектов технологических исследований, разрабатывающих потенциальные решения для регионов Арктики, например, “сейсмическую разведку на льду”, которая является альтернативой морским исследованиям на открытых водах в целях проведения работ на мелководье в прибрежных водах. Такие исследования позволят компаниям получить данные сейсмической разведки в мелководных местах в то время, когда они покрыты льдом, с минимальным ущербом для дикой природы.

Кроме того, существуют совместные отраслевые проекты, такие как проект, осуществляемый норвежским исследовательским институтом SINTEF, нацеленные на разработку передовых методов очистки, наличие которых является крайне важным фактором при проведении в Арктики любых возможных разработок месторождений. В настоящее время проводятся эксперименты, позволяющие обнаруживать нефть во льду, выжигать нефть в битом льду, а также рассеивать нефть в битом льду. Тем временем, на Аляске Shell разрабатывает специальную систему сбора нефти на мелководье.

К прочим технологическим сферам, в которых необходимо проводить дальнейшие исследования, относятся: подводные (и подледные) модули для добычи, подготовки и перевозки добытых углеводородов; проблемы удаленной многофазной добычи (в случае Штокмановского месторождения расстояние до берега составляет более 500 км); бурение в жестких ледовых условиях на мелководье; сейсморазведка в условиях льда; организация сил быстрого реагирования и систем берегового оповещения для обеспечения сохранности окружающей среды.

По самому Штокмановскому месторождению, открытому еще в 1988г., компания «Штокман Девелопмент» (в составе «Газпрома» и его партнеров Statoil и Total) до середины 2011 г. должна принять окончательное инвестиционное решение, если добыча на месторождении должна начаться к 2016 году. Данное месторождение сс запасами 3,8 трлн м3 газа и 37 млн тонн газоконденсата представляет собой один из наиболее сложных вызовов, которые когда-либо вставали перед шельфовой индустрией. Кроме строительства 550-километрового 36-дюймового трубопровода к перерабатывающему заводу на берегу и решения связанных с ним проблем по обеспечению бесперебойной работы, а также угрозы, которую представляют собой для производственного объекта айсберги, необходимо будет ликвидировать серьезные препятствия в сфере логистики, связанные с доставкой материалов и персонала.

Это все лишь дополняет проблемы, связанные с проектированием и строительством 110000-тонной плавучей добывающей платформы и комплексной подводной нефтедобывающей системы, которые должны были стать первым из нескольких этапов разработки месторождения, расположенного в водах глубиной 320-340 м.

Среди других вариантов, концепция которых также изучается, рассматривается использование судна для добычи, хранения и выгрузки или плавучего завода по сжижению газа, используемого либо как альтернатива для плавучей добывающей платформы, либо для более поздних этапов. Международные консорциумы, состоящие из таких подрядчиков, как итальянская компания Saipem, южнокорейская компания Samsung Heavy Industries и японская компания Sofec, соревнуются за контракт на проектирование и строительство такой платформы с норвежской компанией Aker Solutions, швейцарской компанией SBM Offshore, французской компанией Technip и южнокорейской компанией Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering.

Подрядчик INTECSEA-WorleyParsons также недавно получил контракт на предварительный проект второго и третьего этапов разработки, объем работ по которому включает разработку надстроек, корпуса, морских систем, башни и жилых помещений, а также общей интеграции плавучей системы добычи, хранения и выгрузки. Ожидается, что в день надстройки смогут добывать до 70 млн. м3 газа и попутных жидкостей.

Закономерные отсрочки в реализации Штокмановского проекта означают, что честь первого функционирующего арктического месторождения будет отдана месторождению Приразломное в Печорском море. Это месторождение “Газпрома” расположено в 60 км от берега в водах глубиной 20 м; его эксплуатация начнется в следующем году. Ледостойкая платформа, срок сдачи которой откладывался много раз, скоро направится в Мурманск для окончательной оснастки перед ее транспортировкой к месторождению.

Запасы в Приразломном оцениваются примерно в 41 млн. тонн и, в конечном итоге, будут извлекаться посредством 30 эксплуатационных скважин. От месторождения нефть будет доставляться танкерами к плавучей установке для хранения и выгрузки, стоящей на шельфе возле Мурманска.

Учитывая, что общие потенциальные запасы в Баренцевом и Карском морях оцениваются в 60 млрд. тонн нефтяного эквивалента, эти два месторождения не единственные, о которых известно в регионе. Исследования позволили обнаружить не менее 10 других, включая Русановское и Ленинградское, причем запасы только последних двух оцениваются в 5 триллионов кубометров газа.