Углеводородный пеленг РоссииОкончание. Начало в № 49 (2009 г.), №№ 5-7 (2010 г.). |
В 80-90-е годы усилиями советских нефтяников на арктическом шельфе было открыто 9 месторождений, 8 из которых до сих пор находятся в нераспределённом фонде недр, то есть не востребованы. Повезло лишь Штокмановскому, открытому в 1988 году бурением первой скважины.
Все последующие годы наши специалисты в содружестве с Норвегией и Францией разрабатывали различные варианты технологических решений, модели его освоения.
Соседняя Норвегия за это время пробурила более 5000 скважин только в одном Северном море и сегодня ведёт добычу на 160 месторождениях, а это 23 % всех мировых подводных кладовых.
Проблемы освоения Штокмана – это проблемы, с которыми Норвегия столкнулась в 70-е годы. Но его освоение не может быть возвратом в норвежское «вчера». Поэтому старт будет взят с норвежского «сегодня» – «норвежской модели», основанной на 3-х китах. Это инновационные технологии, результативность и сотрудничество между компанией-оператором, подрядчиками и поставщиками, государством и обществом. На этом с гордостью акцентировал наше внимание президент СтатойлГидро в России Б.Л. Хансен.
Заполярный гигант голубого ожерелья Газпрома
Вполне заслуженно в центре внимания и находился проект его освоения.
По данным компании «Штокман Девелопмент АГ», его начальные геологические запасы оценены в 3,8 трлн. кубометров газа и 37 млн. тонн газового конденсата. По величине извлекаемых запасов Штокман входит в десятку крупнейших газовых месторождений-гигантов.
Первая фаза освоения на ближайшие 25 лет предусматривает начало его эксплуатации уже в 2013 году с годовой добычей в 23,7 млрд. кубометров газа, а ещё через год – ввод завода по производству на экспорт сжиженного природного газа (СПГ).
Разработка планируется подводным способом – по «норвежской модели», с бурением первых 20 скважин с 3-х опорных донных плит, установленных на глубине 340 м. По промысловым трубопроводам и системе гибких райзеров газоконденсат будет поступать на технологическую платформу на предварительную обработку, затем последует перекачка по магистральному трубопроводу длиной 580 км на береговой завод СПГ, производительность которого 7,5 млн. тонн в год.
Предусматривается их отбуксировка или отходы плавучей технологической платформы от скважин в случае опасности столкновения с ней крупных льдин с быстрым отсоединением устьев подводных скважин от платформы.
Таким образом, будет использован почти 40-летний опыт норвежской компании “СтатойлГидро”, партнёра Газпрома, накопленный на 29 месторождениях в арктических условиях работы у берегов Норвегии и Канады.
Не менее ценен и опыт второго партнёра Газпрома – французской компании «Тоталь», которая добывает углеводороды в 40 странах. В её активе разработки на глубинах моря до 1400 метров у берегов Анголы сложных месторождений с высокими давлением и температурами до 190° в Северном море.
Эта компания уже 15 лет работает в России, в том числе на Хартьягинском месторождении в Ненецком АО на основе соглашения о разделе продукции (СРП) от 1999 года, с применением современных технологий бурения в условиях Заполярья.
Арктические технологии мирового уровня
Приведём некоторые их примеры:
– разработка месторождений на основе подводных добычных комплексов на глубинах до 310 метров, что не препятствует рыболовству в этих районах;
– применение крупнейших в мире плавучих полупогружных установок;
– бурение горизонтальных, в том числе многоствольных, скважин с отклонением стволов в 50 см от проектных в маломощных (до 11-13 м) пластах;
– постройка подводного сепаратора на глубине 350 м для прироста дебита скважин;
– обратная закачка газа, воды в пласты для повышения их нефтеотдачи, а также углекислого газа для снижения загрязнения воздуха;
– строительство подводных трубопроводов для перекачки жидких и газообразных углеводородов с 300-метровых глубин к берегам Норвегии и Англии. Всего проложено более 5 тыс. трубопроводов. При этом использовалась беспилотная подводная лодка для составления карты рельефа морского дна (с точностью до 10 см), ювелирная засыпка привозным грунтом подводных ущелий. Решены технические вопросы прокладки труб вверх по уступу с резким перепадом глубин в 0,5-0,8 км на берег. (Как тут не вспомнить нашу беспомощность со спуском вниз по рельефу трубопровода с высоты 1,1-0,7 км – от скважины Мутновки до Елизова, что явилось одной из причин похорон проекта геотермальной теплостанции и компании «КамТЭК», надежд на дешёвое тепло в наших квартирах!);
– проведение площадного сейсмомониторинга – 4 Д и четырёх мерных съёмок – 4С с использованием донных станций или донных кос для снижения затрат на бурение скважин;
– строительство первого в Европе завода по сжижению природного газа и крупнейшего в мире метанолового завода.
Ключ норвежских успехов
В их основе – перестройка всей экономики рыбной страны (машиностроения, судостроения) на приоритетное развитие морского недропользования, ведущая роль государства в его управлении, стабильность горного законодательства. Несмотря на высокую предельную ставку налога на прибыль компаний (78 %), эффективна система налоговых льгот (для строительства завода СПГ, на обратную закачку газа в пласт и др.).
Доходы от прямого государственного участия в реализации лицензий и налоговые нефтегазовые отчисления с компаний идут в специальные активы для покрытия будущих расходов при истощении месторождений.
Не последнюю роль имеет и зонирование норвежского континентального шельфа с выделением приоритетных акваторий для разработок углеводородов, рыбного промысла, вплоть до установления моратория на поиски углеводородов у богатых биоресурсами Лофотенских островов. Мы же уже 31 год не можем (или же не желаем) провести такое районирование прикамчатских вод.
Не менее важна и прозрачность лицензирования. В Северном море в очередном, 20-м, раунде приняли участие 45 компаний, в том числе зарубежных, что позволит разрабатывать мелкие месторождения и увеличит дальнейший рост инвестиций (по прогнозу – на 16 %). Как известно, наш шельф поделён между Газпромом и Роснефтью, жаждущих притока инвестиций.
Как в Норвегии считают экологические ущербы?
Наш читатель хорошо информирован о разливах нефти у берегов Аляски и Южной Кореи последних лет и слабо – о норвежских.
В 2004 году в одном из фиордов Норвегии произошла катастрофа немецкого судна с разливом 329 тонн нефти, что привело к загрязнению 45 км берега. На его очистку ушло полгода, а ущерб (по фактическим затратам на ликвидацию последствий) составил 16,5 млн. долларов.
В 2008 году с нефтедобывающей платформы в Северном море утекло около 4 тыс. тонн (!) нефти, которую шторм рассеял по воде без заметных экологических последствий и финансовых затрат.
Как оценивают специалисты ООО «Экотерра Ко ЛТд», такая катастрофа по российской методике расчёта ущерба (пропорционально количеству разлитой нефти) потянула бы на 80-350 млн. долларов.
Характерная норвежская черта: открытый доступ к сведениям о разливах нефти и их последствиям. У нас же – соблазн скрыть информацию.
Сядем ли мы за газовую парту?
Проблема отечественных кадров, несмотря на международное разделение труда, имеет решающее значение в вопросах энергетической безопасности страны и Дальнего Востока.
Специалистов морского нефтегазового комплекса успешно готовит ряд вузов страны. На успехи Мурманского ГТУ на основе бакалаврской программы «Нефтегазовое дело» мы обращали внимание камчатских учёных ещё несколько лет назад. Предлагается перенять этот опыт нашему ТГУ. Увы, всё уходит в песок.
Магистерская подготовка кадров проводится в РГУ нефти и газа им. М.И. Губкина (Москва), в ряде университетов страны, в том числе в Санкт-Петербургском, где на географическом факультете создан центр подготовки магистров по геоэкологии нефтегазовых работ на суше и в море в условиях Крайнего Севера. Здесь могут готовить будущих камчатских «лоцманов» углеводородного освоения полуострова с практикой в отечественных и норвежских компаниях.
Внесёт ли наш Газпром свою лепту в подготовку местных газовых кадров?