Коротко

Новости

Подробно

3

Фото: ПАО "Лукойл"

Каспий, далее везде

Почему на месторождении не пахнет нефтью

Журнал "Коммерсантъ Наука" от , стр. 24

Попав на морской ледостойкий стационарный комплекс месторождения им. В. Филановского, которое разрабатывает ЛУКОЙЛ, долго не можешь сообразить, чего же не хватает. И только через некоторое время понимаешь — там не пахнет нефтью. Краской пахнет, морским ветром пахнет, в столовой пахнет свежими булочками, а нефтью — нет. И это удивительно. Ведь на платформе ежегодно добывают и подготавливают к отгрузке свыше 6 млн тонн нефти.


Дмитрий Коптев, член экспертного совета Института развития технологий ТЭК


Именно для поддержания этой планки ЛУКОЙЛ 9 октября начал второй этап бурения на второй очереди месторождения им. В. Филановского.



От 0 до 90


«Грандиозное, высокотехнологичное сооружение, напичканное разнородной техникой. Особо опасный объект, который требует особых условий эксплуатации. На сегодня — пик инженерной мысли» — так описал свои впечатления от посещения морского ледостойкого стационарного комплекса (МЛСК) месторождения им. В. Филановского вице-премьер РФ Юрий Борисов, который вместе с президентом ЛУКОЙЛа Вагитом Алекперовым дали старт второму этапу бурения.

«Мы справедливо гордимся нашими сооружениями, в которые инвестировано уже $10 млрд»,— говорит глава компании. Предмет особой гордости — все больше оборудования и комплектующих производится в России. Еще десять лет назад, когда обустраивалось месторождение им. Ю. Корчагина, 100% оборудования было импортным. МЛСК месторождения им. В. Филановского, запущенный в эксплуатацию в 2016 году, оснащен техникой зарубежного производства на 70%. В конце 2021 года начнется бурение на еще одном каспийском проекте, месторождении им. В. Грайфера — там импортное и отечественное оборудование делят место поровну.

«Огромными темпами идет импортозамещение, мы получаем прекрасное оборудование российского производства для наших морских платформ. Я уверен, что следующая платформа, которую мы будем строить для месторождения им. Ю. Кувыкина, будет на 100% состоять из отечественного оборудования»,— рассказал Вагит Алекперов журналистам. На сегодняшний день аудит прошли уже 17 заводов-изготовителей, в 2021–2023 годах к ним, как ожидается, присоединится еще 30.

Впрочем, как справедливо заметил Юрий Борисов, полная локализация не должна быть самоцелью. «Современная мировая экономика требует определенного разделения труда, и нет необходимости все делать своими силами,— уверен вице-премьер.— Наверное, ни одна страна в мире не в состоянии на 100% производить все необходимое оборудование в таких наукоемких высокотехнологичных отраслях».

Главное, по мнению Борисова,— это владеть собственными разработками в области критических технологий, чтобы не зависеть от поставщиков. Что касается второстепенного оборудования, его можно приобретать там, где это выгоднее и удобнее с точки зрения логистики. На наземных объектах нефтедобычи уже достигнут уровень локализации около 90%, рассказал зампред правительства журналистам. На шельфе постепенно с нуля пришли к 50%. «С учетом перспектив развития морской добычи как на Каспии, так и в Арктической зоне мы будем просто вынуждены выходить на те же 90%»,— говорит Юрий Борисов.

Непростые скважины


В программе работ — проходка двух скважин и зарезка одного бокового ствола общей протяженностью около 5 тыс. м. По меркам каспийских месторождений — не самые масштабные планы. Эффективность морских месторождений во многом определяется тем, какую площадь «обслуживает» одна платформа. ЛУКОЙЛ на Каспии поставил мировой рекорд по протяженности горизонтальных участков. Например, если наложить схему скважин месторождения им. Ю. Корчагина на карту Москвы, поместив платформу на Красной площади, дальние концы скважин выйдут за пределы Третьего кольца.

Рекордной стала скважина №108, пробуренная на Корчагина в 2015 году. При вертикальной глубине всего 1565 м общая длина ствола составила 8005 м. Четвертая скважина блок-кондуктора на месторождении им. Ю. Корчагина имеет протяженность 6390 м и горизонтальный участок 4276 м. А скважины №8 и №9 месторождения им. В. Филановского имеют длину 5153 м и 2540 м (горизонтальные участки составляют соответственно 3439 м и 629 м).

Эксплуатация таких протяженных горизонтальных стволов тоже требует особого подхода. «Если просто создать депрессию, работать будет только ближний участок ствола. Это приведет к неравномерному освоению залежи. Чтобы потом вовлечь в работу дальние участки, потребуются большие затраты»,— объясняют специалисты компании.

Избежать этого позволяет интеллектуальная система заканчивания, которая в режиме реального времени меняет параметры работы отдельных участков скважины. Ствол делится на несколько интервалов. На каждом из них стоят интеллектуальные клапаны, которые могут регулировать дебет. Таким образом выравнивается давление по всей протяженности ствола и повышается эффективность нефтеотдачи. По сравнению с обычной производительность скважины, оснащенной интеллектуальным заканчиванием, повышается на 62%. Первая такая скважина заработала в 2014 году на месторождении им. Ю. Корчагина, а сейчас такими системами оснащаются все скважины на морских нефтегазовых объектах ЛУКОЙЛа.

Нефтедобыча класса «Формула-1»


Но какой бы технологичной и интеллектуальной ни была скважина, и она имеет свой срок жизни. И на замену ей нужно бурить новые — для поддержания планки добычи. Полка в 6 млн тонн в год определяется не возможностями месторождения, а мощностью размещенной на технологическом блоке МЛСП установки подготовки нефти (УПН). Это на суше можно не экономить место — там аналогичные установки могут растягиваться на километры. На платформе все оборудование подогнано под имеющийся объем с точностью двигателя гоночного болида. Это позволило разместить на относительно небольшой площади полноценную УПН, на выходе из которой получается нефть товарного качества.

То, что поднимается на поверхность из недр каспийского шельфа, еще не нефть, а «скважинная продукция». До того как стать нефтью, ей предстоит пройти несколько стадий очистки. Сначала — блок сепарации. Сепараторов три. В первых двух от «скважинной продукции» отделяются газ и вода, в третьем — только газ. Потом следуют установки обезвоживания и обессоливания, после которых нефть можно направлять потребителям.

Часть газа идет на топливо для турбин местной электростанции — при мощности 36 МВт (плюс 12 МВт в резерве) крутить генераторы дизелями было бы слишком накладно. На случай перебоев в газоснабжении такая возможность все же есть, поэтому известен расход — 30 тонн в сутки. Это не только дорого, но и сильно загрязняет атмосферу.

Но большая часть полученного газа идет на установку компримирования. Компрессоры низкого давления сначала сжимают его до 16 атмосфер, потом агрегаты высокого давления доводят давление до 150 атмосфер. И уже в таком состоянии газ по газопроводу транспортируется на газоперерабатывающий завод «Ставролен» в Ставропольском крае.

Такое высокое давление необходимо, чтобы поддерживать газ в так называемом закритическом состоянии, объясняет заместитель генерального директора по производству ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Андрей Скобеев. Это позволяет избежать выпадения жидких фракций, которое грозит образованием пробок и закупоркой трубопровода. Выдержать его могут только специальные толстостенные трубы диаметром 700 мм.

Иногда может возникнуть ситуация, когда «Ставролен» не принимает газ. Это могло бы грозить остановкой всего комплекса: хранить газ на платформе негде, а если его не отделять, установка работать не может. Для таких случаев на каспийских промыслах ЛУКОЙЛа организована уникальная логистическая схема. МЛСК им. В. Филановского соединен с соседним МЛСК им. Ю. Корчагина двумя трубопроводами — нефтяным и газовым. Оба они могут работать в реверсном режиме. Невостребованный газ закачивается в газовую шапку Корчагина, где и хранится до тех пор, пока снова не будет востребован.

Нефтепровод позволяет гибко управлять транспортными потоками. Большая часть нефти по трубопроводу длиной 194 км и диаметром 500 мм транспортируется на береговые сооружения в Калмыкии, где поступает в систему Каспийского трубопроводного консорциума. Но при необходимости ее можно перебросить на морской перевалочный комплекс месторождения им. Ю. Корчагина, откуда ее забирает танкер покупателя. Аналогично корчагинская нефть может транзитом через МЛСК им. В. Филановского транспортироваться на берег, если такая необходимость возникнет. Тем самым страхуются любые транспортные риски.

Безопасность превыше всего


«Чистота Каспия — дело нашей чести» — такой лозунг на технологическом блоке МЛСК им. В. Филановского. Опасность экологического ущерба сведена к минимуму. Прежде всего это политика «нулевого сброса»: с платформы в воду не попадает буквально ничего, начиная от бытовых отходов и заканчивая буровым шламом и сточными водами. На морских нефтегазовых объектах ЛУКОЙЛ выстроил трехступенчатую систему экологического мониторинга. На первом уровне собираются оперативные данные на самом объекте и в его ближайшей акватории. 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. Программа экологической безопасности на 2018–2020 годы для предприятий группы ЛУКОЙЛ, работающих в Астраханской области, предполагает реализацию мероприятий на сумму порядка 7 млрд руб.

Компания, по словам Вагита Алекперова, не только сама придерживается принципа нулевого сброса, но и стала инициатором соглашения, по которому соблюдать его обязались все недропользователи Каспия. Вообще, отмечает президент ЛУКОЙЛа, российские экологические стандарты — одни из самых жестких в мире: «Мы работаем в 30 странах мира, можем сравнивать».

Вопрос, по его словам, не в высоте этих стандартов, а в их выполнении. Например, ЛУКОЙЛ экспериментирует с проектами по утилизации СО2, рассматривает возможность строительства установок по производству зеленого водорода. «Может быть, это не так актуально сейчас, но мы должны обладать этими технологиями, а наши специалисты — опытом управления такими проектами»,— говорит президент компании.

Кризис — это возможность


Пандемия коронавируса повлияла на график работ, но не на планы компании. Их пересмотра быть не может, отметил Вагит Алекперов на заданный ему вопрос. Например, на месторождении им. В. Грайфера, несмотря на задержки с поставками оборудования, бурение начнется, как запланировано, в конце 2021 года, уверен глава ЛУКОЙЛа.

Шельфовое направление компания рассматривает как одно из ключевых. «Территория океана кратно больше, чем территория суши, и при нормальной цене эти проекты будут, конечно же, высокоэффективными»,— объясняет Вагит Алекперов. В том, что цены рано или поздно вернутся к норме, он не сомневается: сегодняшний кризис инвестиций в отрасль, потерявшую 800 млрд руб. только в 2020 году, неминуемо обернется дефицитом предложения, как только экономика начнет восстанавливаться и потребует энергии для роста.

ЛУКОЙЛ — один из крупнейших операторов морских нефтегазовых проектов, способный работать на глубинах более 2,5 км. «Наши специалисты могут управлять этими проектами, обустраивать эти месторождения подводными заканчиваниями. Мы накопили опыт и будем его реализовывать в любой точке мира»,— говорит Вагит Алекперов.

Сейчас компания рассматривает проекты в Западной Африке, в Мексиканском заливе. «Конечно, хотелось бы работать на территории нашей страны. Но вы знаете, что закон до сих пор действует, частным компаниям ограничен доступ к ресурсам, особенно связанным с Севером. Надеемся, что этот закон будет скорректирован, что даст возможность всем на конкурентной основе участвовать в этих проектах, которые могут быть очень интересными»,— поделился своей мечтой президент ЛУКОЙЛа.

Закон? Есть закон!


Сегодня эти мечты как никогда близки к воплощению. Проект закона «Об особенностях организации освоения углеводородного сырья континентального шельфа Российской Федерации в Северном Ледовитом и Тихом океанах и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» проходит последние согласования перед внесением в Госдуму. В настоящее время он размещен на сайте regulation.gov.ru, где проходит процедуру публичного обсуждения.

«Для вовлечения обширной ресурсной базы регионов в экономический оборот необходимо стимулирование и активизация инвестиционной и предпринимательской деятельности»,— говорится в пояснительной записке. Проект предполагает возможность иностранного участия, при этом доля России не может быть ниже контрольной.

Закон, отдающий монополию на разработку морских месторождений Арктической зоны «Роснефти» и тандему «Газпром»—«Газпром нефть», был принят в 2008 году под предлогом защиты госбезопасности. Результаты пока не впечатляют. Как сказал министр по развитию Дальнего Востока и Арктики Александр Козлов на парламентских слушаниях в ноябре 2019 года, «на проведение геологоразведочных работ на арктическом шельфе выдано 69 лицензий, при этом реализован всего один проект на месторождении Приразломное». Упущенная выгода в приросте ВВП к 2035 году оценивается в 18 трлн руб.

Практика показала, что ни одной компании, будь она частной или государственной, не под силу в одиночку справиться с такой задачей, как освоение ресурсов Арктической зоны. Даже в регионах с куда более мягким климатом морские проекты относятся к категории высокорисковых, предъявляют особые требования к компетенциям компании-оператора и требуют больших капитальных вложений.

Среди давних предложений ЛУКОЙЛа — создание консорциумов из национально значимых нефтегазовых компаний, объединение отечественных научно-производственных ресурсов для создания необходимых технологий. Принятие закона, открывающего доступ к российской Арктической зоне иностранным инвесторам, даст возможность международной кооперации.

Правда, что в национальном, что в международном масштабе первая проблема, которую нужно будет решать,— противоречие между необходимостью широкого обмена данными и нежеланием компаний ими делиться. По словам управляющего партнера компании Gartner Максима Григорьева, если раньше развитие шло в сторону повышения открытости, то теперь маятник качнулся в обратную сторону.

Люди все больше предпочитают безопасность возможности получить более качественные сервисы. Компании же сидят на накопленных данных не только потому, что боятся утечки коммерческих секретов. «Интуитивно бизнес-руководители понимают, что данные — тот же актив, который будет, так же как и земля в предыдущем экономическом укладе, основой всего. Кто будет владеть данными, тот будет владеть миром»,— говорит Максим Григорьев.

Западные компании более открыты, чем российские, в том числе и поэтому их участие в арктических проектах было бы особенно полезным. Важно, чтобы с российской стороны партнером был тот, кто на деле доказал право называться лидером в сфере морских нефтегазовых проектов.

Комментарии
Профиль пользователя