По морям, по волнам

Мировые углеводородные ресурсы морского шельфа оцениваются в 450 млрд тонн нефтяного эквивалента. Такая цифра прозвучала на проходившем в октябре в Санкт-Петербурге Международном форуме по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа. Примерно треть из них приходится на российскую арктическую зону, освоением которой сейчас озаботилось правительство. Залог успеха — в кооперации, уверены в отрасли.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Дмитрий Павлович

Говорят, что океанское дно изучено хуже, чем поверхность Марса. Что уж говорить о том, что находится под ним. Если говорить о России, относительно хорошо разведаны недра в акватории Каспийского и Балтийского морей, хуже — Черного и Азовского. В Арктике и на Тихом океане уровень исследованности неоднороден и не превышает 30%.

Обустройство морских нефтегазовых месторождений не допускает ошибок и предъявляет повышенные требования к объему и качеству геологоразведочных работ, не говоря уже о таких специфических факторах риска, как ледовая и штормовая обстановка, глубина моря и сезонность, из-за которой полноценное снабжение возможно лишь в навигационный период. Поэтому, хотя в море добывается, по разным оценкам, от 30% до 35% общего объема углеводородов, проекты по добыче нефти и газа на морском шельфе по-прежнему считаются рискованными инвестициями.

Чтобы стимулировать компании вкладывать средства в освоение морских месторождений, правительство разработало закон о налоговых льготах для проектов Арктической зоны и планирует расширить круг инвесторов, допущенных к работе на шельфе Северного Ледовитого океана, за счет частных компаний (сейчас это могут делать только государственные корпорации).

Пионером в освоении морских месторождений углеводородов в России сегодня можно назвать ПАО «ЛУКОЙЛ». Компания с 1995 года ведет работы в акваториях Балтийского и Каспийского морей, с начала 2000-х — в Арктическом бассейне. ЛУКОЙЛ лидирует среди российских компаний по числу построенных объектов морской нефтегазодобычи. С 2004 года созданы 14 платформ, в том числе уникальный нефтеналивной терминал «Варандей», внесенный в Книгу рекордов Гиннесса как самый северный постоянно действующий терминал в мире.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Акватория Балтики

Первым морским нефтегазовым объектом в России стала морская ледостойкая стационарная платформа на месторождении Кравцовское (D6) в акватории Балтийского моря. Промышленная разработка месторождения началась в 2004 году. Для этого ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» были построены две морские платформы: добывающая и жилая. С сушей платформу соединяет подводный трубопровод длиной 47 км. По нему пластовая продукция транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции. Газ используется для технологических нужд, а подготовленная нефть перекачивается на комплексный нефтяной терминал «Ижевский» по береговому подземному трубопроводу (31,6 км), откуда танкерами направляется на экспорт.

Уже тогда на объекте был реализован принцип «нулевого сброса» (вывоз всех промышленных и бытовых отходов на берег для переработки и утилизации). Этот принцип первоначально был утвержден Хельсинкской комиссией по защите морской среды Балтийского моря в качестве обязательного для всех компаний, добывающих углеводороды в акватории Балтики. Сейчас «нулевой сброс» является стандартом для всех морских нефтегазовых объектов ЛУКОЙЛа.

В 2009 году появилась первая концепция комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Балтийского моря, соединившая в себе оценку развития региона в целом. В период 2014–2016 годов проводились геологоразведочные работы, в результате которых открыты месторождения D6-южное, D41 и D33.

Добыча нефти на месторождении D41 началась в 2019 году. Разработка ведется с береговой кустовой площадки горизонтальными скважинами длиной порядка 8 км. В 2023 году планируется начать эксплуатационное бурение на D33 — наиболее значимом месторождении Балтийского бассейна. В состав проекта входят 15 интеллектуальных скважин, добывающая платформа типа блок-кондуктор с применением элементов безлюдных и цифровых технологий и управлением с центрального поста на НСП «Романово», подводные и береговые трубопроводы. Энергоснабжение предполагается осуществлять с берега по подводным кабельным линиям.

Золото Каспия

В 1995 году в России появилась Государственная программа по изучению Каспийского шельфа. Лицензию на изучение российского сектора дна Каспийского моря в рамках программы получило предприятие «ЛУКОЙЛ-Морнефтегаз». На основе результатов сейсморазведочных работ был выявлен ряд перспективных на нефть и газ структур. Так была обнаружена Северо-Каспийская нефтегазовая провинция.

В 1999 году на Каспии началось поисково-разведочное бурение, и уже в 2000 году было открыто месторождение им. Ю. Корчагина, в 2001-м — им. В. Грайфера (ранее Ракушечное). В 2005 году нефтяники нашли месторождение им. В. Филановского, а также другие залежи. Всего в границах российской акватории Каспия открыто девять месторождений.

Освоение новой провинции потребовало строительства обширной инфраструктуры. Первым начали осваивать месторождение им. Ю. Корчагина. Были построены две платформы (жилая и добывающая). Для отгрузки нефти в 58 км южнее в безледовой акватории был построен морской перегрузочный комплекс, состоящий из точечного причала и соединенного с ним плавучего нефтехранилища. Нефть с месторождения поступала туда по подводному трубопроводу, а затем вывозилась танкерами в порт Махачкала.

Эта схема работала до 2016 года, до момента запуска в эксплуатацию первой очереди месторождения им. В. Филановского. С самого начала этот комплекс, состоящий из добывающей платформы, жилого блока, центральной технологической платформы и райзерного блока (технологического узла для соединения промысловых и транспортных трубопроводов), проектировался как хаб для сбора и подготовки пластовой продукции со всех месторождений Северо-Каспийской провинции и транспортировки товарных нефти и газа на берег.

О масштабах объекта можно судить по некоторым цифрам — например, для транспортировки надводных частей платформ потребовалось построить специальную баржу длиной 140 м и водоизмещением 22 тыс. тонн. Самый тяжелый груз, который довелось перевозить этой барже, весил более 10 тыс. тонн. А общая длина кабелей, уложенных на четырех платформах первой очереди, превысила 1,6 тыс. км (это примерно как расстояние от Москвы до Сочи).

Нефть, добываемая на каспийских морских месторождениях, поступает на головные береговые сооружения с резервуарным парком, а затем подается в систему Каспийского трубопроводного консорциума. Газ транспортируется на ГПЗ ООО «Ставролен», где для его переработки построили газоперерабатывающую установку мощностью 2 млрд кубометров в год, и в перспективе планируется дальнейшее развитие мощностей нефтехимии.

Сейчас российский сектор дна Каспийского моря осваивают уже 11 платформ, из которых три — жилые, а еще две — блок-кондукторы с частичным присутствием рабочего персонала. Длина построенных подводных трубопроводов — 650 км. Непосредственно в обустройстве принимают участие свыше 3 тыс. человек и больше сотни российских предприятий-поставщиков оборудования, материалов и услуг. Все заказы на строительство морских объектов размещаются на предприятиях Астраханской области.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Количество и качество

Однако в современных условиях простая арифметика «чем больше скважин, тем лучше» уже не работает. На передний план выходят наука и технологии. Для этого работает профильный проектный институт — ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», насчитывающее больше 3 тыс. человек, специализирующееся на проектировании морских нефтегазовых объектов в любом регионе РФ и за рубежом.

Строительство морских объектов требует немалых средств — и работать такие объекты должны на максимуме возможностей. Достичь этого позволяют «умные» технологии. Разрабатываемая в ЛУКОЙЛе система «Интеллектуальное месторождение» позволяет еще на этапе проектирования создать интегрированную модель месторождения («цифровой двойник»). Эта модель позволяет выбрать оптимальную схему освоения, а затем развивается вместе с месторождением и помогает оптимизировать сеть скважин, режимы работы оборудования и т. п. Система позволяет проводить регулярный перерасчет производственных показателей для последующей оптимизации технологических параметров в случае их отклонения от оптимальных.

Месторождение живет, меняются его параметры. В компании учатся прогнозировать, учитывать эти изменения и заранее планировать компенсационные мероприятия там, где это необходимо и возможно. Сейчас интегрированные модели созданы для 33 объектов, в том числе они уже работают на месторождениях им. Ю. Корчагина и В. Филановского, доделывается модель для месторождения им. В. Грайфера.

Если на суше при необходимости обустроить дополнительную кустовую площадку относительно просто, то в море нужно охватить максимально возможную территорию из одной точки. Здесь на помощь приходит еще одна «умная» технология — MWD/LWD (measurement/logging while drilling, каротаж во время бурения). Модуль LWD в режиме реального времени передает на поверхность информацию о геофизических характеристиках пласта, технологических параметрах и навигационные данные. Это позволяет бурить скважины с большим отклонением от вертикали. Рекордной стала скважина №108, пробуренная в 2015 году на месторождении им. Ю. Корчагина. При вертикальной глубине всего 1565 м общая длина ствола составила 8005 м. А если наложить схему скважин месторождения на карту Москвы, поместив платформу на Красной площади, дальние концы скважин выйдут за пределы Третьего кольца.

Сверхпротяженные горизонтальные скважины требуют особой технологии не только при строительстве, но и при разработке. «Если просто создать депрессию, работать будет только ближний участок горизонтального ствола. Это приведет к неравномерному освоению залежи, чтобы потом вовлечь в работу дальние участки, потребуются большие затраты»,— объясняет старший менеджер департамента разработки нефтяных и газовых месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ» Александр Лесной. Избежать этого позволяет интеллектуальная система заканчивания, которая позволяет в режиме реального времени менять параметры работы отдельных участков горизонтального ствола. «Ствол делится на несколько интервалов. На каждом из них стоят регулируемые клапаны гидравлического и электрического типа, которые могут регулировать дебит. Таким образом, выравнивается давление по всей протяженности ствола и повышается эффективность освоения залежи УВ»,— говорит Александр Лесной. По сравнению с обычной скважиной темпы падения добычи нефти на скважине, оснащенной интеллектуальным заканчиванием, снижаются в два раза. Первая такая скважина заработала в 2014 году на месторождении им. Ю. Корчагина.

Все более широкое применение находят так называемые предиктивные технологии. Они позволяют на основании накопленных статистических данных и показаний датчиков, отслеживающих работу оборудования, оптимизировать режимы работы и графики обслуживания, своевременно останавливать агрегаты, параметры которых начинают сильно отклоняться от эталонной кривой, предотвращая тем самым выход из строя дорогостоящих механизмов.

На вершине дерева технологий сейчас располагаются методы машинного обучения и нейронные сети. Они, например, используются для оценки гидродинамической связанности между скважинами, рассказал «Науке» Александр Лесной. Гидродинамические модели не в полной мере позволяют получать картину в режиме реального времени, а на основе анализа статистической информации можно построить модель влияния интерференции скважин в пласте и производить ее мониторинг в режиме реального времени.

Машинное обучение позволяет создать систему искусственного интеллекта, которая затем способна в автоматическом режиме управлять технологическими процессами. Для каждого месторождения эта система создается заново, рассказывает Данис Маганов, генеральный директор компании «АЛЬМА Сервисез Компани», которая занимается цифровизацией технологических процессов каспийских месторождений. По его словам, активы ЛУКОЙЛа на Каспии — идеальная площадка для отработки технологий искусственного интеллекта. Это не только один из самых крупных активов компании, но и самый технологичный. Месторождения Северо-Каспийской провинции лучше всех оборудованы датчиками, работающими в режиме онлайн. Уже накопленные и вновь поступающие данные дают надежную базу для построения математических моделей, составляющих основу ИИ.

Чистота — залог успеха

Никакая прибыль не компенсирует разрушения окружающей среды. Для сотрудников ЛУКОЙЛа это не пустые слова. Например, еще в 1999 году, когда на Каспии начались буровые работы, говорилось, что 10% капитальных затрат идет на обеспечение экологической безопасности. Уже упоминавшийся принцип «нулевого сброса» неукоснительно соблюдается на всех морских объектах компании. Регулярно проводятся учения по ликвидации аварий.

На морских нефтегазовых объектах ЛУКОЙЛа выстроена трехступенчатая система экологического мониторинга. На первом уровне собираются оперативные данные на самом объекте и в его ближайшем окружении. На втором — отслеживаются характеристики окружающей среды за пределами зоны действия оперативных средств наблюдения. И наконец, третий уровень представляет собой автоматизированную систему обнаружения нефтяных загрязнений, в том числе с использованием спутникового наблюдения.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Давайте жить дружно

Накопленный опыт позволил ЛУКОЙЛу стать первой российской компанией, получившей квалификационный допуск для работы на континентальном шельфе Норвегии в качестве компании-оператора. На сегодняшний день компания — участник совместных предприятий на двух лицензионных участках в норвежском секторе Баренцева моря. Также ЛУКОЙЛ участвует в разработке морских месторождений на континентальном шельфе Африки и в других регионах, в числе которых Мексика, Румыния, Персидский залив, зарубежный сектор Каспийского моря.

А вот на российский арктический шельф вход пока заказан. По закону работать там могут только компании, в которых не менее 50% принадлежит государству. С 2016 году действует мораторий на выдачу новых лицензий.

Впрочем, ситуация меняется. Правительство больше не намерено терпеть ситуацию, когда, как сказал министр по развитию Дальнего Востока и Арктики Александр Козлов на парламентских слушаниях в ноябре этого года, «на проведение геологоразведочных работ на арктическом шельфе выдано 69 лицензий, при этом реализован всего один проект на месторождении Приразломное». Еще в августе по итогам совещания у вице-премьеров Дмитрия Козака и Юрия Трутнева было дано поручение подготовить законопроекты, расширяющие доступ частных инвесторов к разработке арктического шельфа. Уже в ближайшее время этот проект может поступить на рассмотрение в Госдуму. «Концепция готова, сейчас мы ее отправили коллегам в Министерство энергетики, они его посмотрят, если у нас позиции полностью совпадут, то я думаю, в течение пары месяцев мы успеем»,— говорил в октябре Юрий Трутнев.

Правительство, однако, пошло дальше и сейчас обсуждает вопрос о введении налоговых льгот для компаний, работающих на территории Арктики. Именно «низкая для отрасли рентабельность добычи из-за высоких первоначальных и эксплуатационных затрат в текущих налоговых условиях» стала, по мнению Александра Козлова, причиной задержки освоения арктических запасов. В середине ноября губернатор Мурманской области Андрей Чибис заявил, что этот закон будет принят в первой половине 2020 года. Введение льгот только в нефтегазовой отрасли позволит превратить арктические баррели в высокомаржинальные, делая их привлекательными для частных инвесторов.

Но одна компания, частная или государственная, не в состоянии в одиночку потянуть освоение Арктики. Такое мнение часто приходится слышать в разговорах со специалистами отрасли. Слишком велики риски, слишком высоки предполагаемые затраты на геологоразведку и обустройство месторождений. Среди предложений, которые выдвигает ЛУКОЙЛ,— создание консорциумов из национально значимых нефтегазовых компаний, объединение отечественных научно-производственных ресурсов для создания необходимых технологий.