Нефть и газ в Арктике. На краю земли

Над здешними заснеженными просторами солнце не появляется по полгода. Температура здесь опускается до -60 градусов. Для многих здешних территорий вертолёт — это единственный вид транспорта. А ещё здесь сосредоточены огромные запасы нефти и газа — более половины всех ресурсов углеводородов России. Всё это Арктика — и перспективный, и безмерно сложный для освоения регион.

По порядку. Арктические нефтегазовые перспективы у России просто огромные. Выступая на онлайн-конференции «Как будут развиваться арктические проекты в условиях экономических вызовов?», партнёр Deloitte Андрей Панин рассказал, что около 7,7 млрд разведанных запасов нефти сосредоточено в русской Арктической зоне.

К последней относятся как сухопутные, так и морские территории, а также участки континентального шельфа, административно это части территорий семи субъектов РФ. И, кстати, мы пока даже не говорим подробно о подводной добыче, поскольку 90% этих несметных богатств находятся на суше. Большая часть арктических проектов сегодня — это именно проекты, планы, их реализация намечена на ближайшие годы. Но уже сегодня, как сообщили организаторы конференции, Арктика — это порядка 15% российского ВВП.

Ну а со сложностью, в общем-то, всё и так понятно.

«В Арктике себестоимость разведки, добычи, возведения инфраструктуры существенно выше, чем в других регионах. Это связано и с климатическими условиями, и с удалённостью, и со сложностью мобилизации ресурсов, с логистикой — тут и вечная мерзлота, и тот долгий путь, который нужно проделать добытым углеводородам.

Проект Северный морской путь, я уверен, сделает процесс транспортировки более выгодным, это очень важно сейчас, когда так упала стоимость нефти. Сегодня правительство понимает важность развития региона, и есть целый пакет законопроектов, связанных с поддержкой добычи в Арктической зоне. Я бы даже сказал, что поддержка арктических проектов — и в плане налоговых льгот, и в плане административных решений — это уже квинтэссенция того, что можно сделать», — отметил Андрей Панин.

Все идут на Север

Может быть, поэтому в Арктику устремились, считай, все крупные российские нефтегазодобытчики — и не убоялись же ни удалённости, ни климатических трудностей. А может быть, дело в том, что «лёгкая нефть» заканчивается, и огромные запасы, пусть даже среди айсбергов и вечной мерзлоты, выглядят направлением всё более перспективным. В регионе намечено огромное количество проектов — и некоторые из них уже функционируют, да так лихо, что только диву даёшься. Мы остановимся подробнее на самых важных из заявленных или существующих объектах.

У «Роснефти» уже есть большие и очень большие проекты в Арктике, а также весьма амбициозные планы работ.

«Совсем недавно появилась новая информация о том, что «Роснефть» обсуждает с правительством возможности развития газового бизнеса и привлечения дополнительных преференций от бюджета. И также нельзя не упомянуть проект под названием «Восток Ойл», который предполагает объедение достаточно большого объёма ресурсов для централизованного совместного освоения. Эти ресурсы оцениваются в совокупности в 5 млрд тонн нефти. Здесь, вероятнее всего, появится зарубежный партнёр», — отметил г-н Панин.

А ещё у «Роснефти» есть шельфовые проекты, правда, будущее их не совсем понятно. Это могут быть очень существенные объёмы: у компании 55 лицензий на российском шельфе, и совокупные запасы по всем участкам составляют 300 млрд б. н. э. Но тут всё непросто.

Вспомним хотя бы месторождение «Победа», о котором несколько лет назад было столько разговоров.

Но после того как в 2014-м из-за санкций проект покинула американская ExxonMobil, работы тут свернули, и в обозримом будущем их вряд ли возобновят.

«В современных экономических реалиях тяжело прогнозировать, насколько шельфовые проекты будут окупаемы. Помимо сложной экономической ситуации, связанной с эпидемией, также есть очень большие проблемы на рынке нефти и нефтепродуктов. Это всё, конечно, не способствует немедленному интересу к таким большим месторождениям. Но мне кажется, что, помимо того, что есть сложности в этой области, нынешняя ситуация также открывает и огромные возможности для того, чтобы потенциальные инвесторы и сами владельцы лицензий сейчас развивали эти проекты», — считает Андрей Панин.

Ещё один крупный арктический игрок — это, конечно же, «Газпром», у компании также есть и запланированные объекты, и уже введённые в эксплуатацию, где газ уже добывают. В целом группа «Газпром» разрабатывает 138 месторождений углеводородов, основным центром добычи для компании остаётся Надым-Пур-Тазовский нефтегазоносный район в ЯНАО.

Из перспективных, разумеется, не пройдём мимо мегапроекта «Ямал», где запасы составляют 26 500 млрд м³ газа, его планируют запустить в 2030 году. Есть у компании ещё и Штокмановское месторождение на шельфе, но здесь, так же, как и с «Роснефтью», — по всей вероятности, более отдалённая перспектива, поскольку освоение будет заметно дороже.

«Газпромовская» «дочка» — компания «Газпром нефть» — тоже активно работает в Арктической зоне. В рамках стратегии в 2018 году она вышла на четыре новые поисковые зоны, том числе на полуостровах Ямал и Гыдан. К уже имеющимся проектам уже в следующем году обещает добавиться «Южный Ямал», есть и другие объекты, запуск которых намечен на недалёкое будущее.

«Новатэк» не менее серьёзный добытчик. По данным г-на Панина, это крупнейший производитель природного газа в России: у компании 65 лицензий на разведку и добычу с суммарными доказанными запасами 16,3 млрд барр. н. э.

«С точки зрения текущих объёмов строительства и инвестиций в новый — по-прежнему новый для России бизнес — «Новатэк» является одним из лидеров. Успешно введён в строй проект «Ямал СПГ», сейчас он вышел на проектную мощность и даже превышает её.

Проект «Арктик СПГ 2» на Утреннем месторождении планируется быть ещё большим по объёмам произведённого СПГ. Если «Ямал СПГ» — это 17 млн тонн СПГ в год, то «Арктик СПГ 2» — это ориентировочно до 19 млн тонн в год.

С 36 млн тонн в год «Новатэк» выходит в крупные игроки на мировом рынке. По некотором оценкам, рынок СПГ более перспективен с точки зрения международных поставок», — отметил Андрей Панин.

И четвёртый крупный арктический добытчик — «Лукойл», который также имеет здесь свои интересы и действующие проекты.

Доказанные запасы углеводородов у «Лукойла» составляют 15,9 млрд барр. н. э., 2,4 млрд из них приходится на Тимано-Печору, основные запасы которой расположены в Арктической части России. Уже в этом году «Лукойл», по прежним сообщениям компании, намерен запустить добычу на Южно-Мессояхском месторождении.

Арктические проекты. На повестке дня

«Таким образом, часть проектов, которые находились на ранней стадии, отложены, а часть продолжают развиваться. Я бы назвал СПГ-проекты наиболее перспективными на сегодня, потому что для них существует самый понятный рынок. Но это не означает, что проекты по развитию добычи более привычных нам нефти и газа менее перспективны — но для них более сложная рыночная ситуация и несколько другой подход к развитию инфраструктуры», — считает Андрей Панин.

Эксперт вообще уверен в большом будущем русской нефтяной Арктики. Сланцевые проекты США г-н Панин не называет структурами конкурирующими: всё-таки речь идёт о разных условиях и разных объёмах. И наши мегапроекты могут быть для многих инвесторов даже более привлекательны, чем сланцевые объекты, ведь эта отрасль сильно зависит от конъюнктуры.

«Мне кажется, сейчас подходящий момент для инвестиций. Может быть, низкая цена делает проекты не слишком привлекательными в глазах инвесторов, но, если у них есть смелость войти в проект сейчас, можно надеяться на хорошие дивиденды, ведь есть прогнозы об изменении ситуации в лучшую сторону», — говорит Андрей Панин.

Как вести добычу нефти в Арктике?

И всё-таки, как компаниям удаётся работать в арктических условиях? Ведь, как мы уже говорили, сложности возникают буквально на каждом этапе. В ход идут современные технологии — ну и, конечно, существенные инвестиции. Организаторы онлайн-конференции провели среди участников опрос, стараясь выявить наиболее актуальные для развития региона задачи. 50% собравшихся выбрали вариант «Внедрение в производство передовых научных разработок».

Собственно, по этому пути и пошла компания «Газпромнефть Ямал» («дочка» «Газпромнефти») при освоении Новопортовского месторождения. Именно для работ на этом объекте «дочку» и создали.

Новопортовское месторождение — объект, безусловно, привлекательный. Это одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в ЯНАО: геологические запасы нефти здесь составляют порядка 700 млн тонн, газа — 270 млрд кубометров. Про богатства эти знают давно: ещё в 1964-м доказали, что здесь наличествуют большие запасы углеводородов. Запрягали медленно: к 1987-му пробурили всего 117 разведочных скважин. Оно и понятно: как работать в условиях такой сложной геологии и при полном отсутствии транспортной инфраструктуры?

«В активную фазу проект вступил только в 2010 году, когда ПАО «Газпром» приняло решение о передачи лицензии на это месторождение «Газпромнефти». Два года потребовалось команде проекта на разработку концепции освоения месторождения и переход непосредственно к проектированию и строительству.

Промышленная эксплуатация началась в 2016 году, когда в Обской Губе мы установили нефтеналивной терминал «Ворота Арктики». Сегодня мы завершили формирование нефтяной инфраструктуры на месторождении и в этом году планируем добыть 8 млн тонн нефти», — рассказал директор по перспективному развитию и проектной деятельности — ООО «Газпромнефть-Ямал» Ильгам Заманов.

Новый Порт может служить отличным примером успешного проекта: этот объект однозначно не из простых, при этом его освоение не намечено на отдалённое светлое будущее, процесс уже вовсю идёт.

Причём идёт так успешно, что в этом году проект получил премию Excellence in Project Integration. Обойдя Total, Shell и ряд других именитых добытчиков и их проекты с инвестициями свыше 500 млн долларов (таково условие участие в конкурсе), первое место получил наш молодой арктический объект.

Нефтяные пути

Ключевых сложностей, как мы уже упоминали, две: логистическая и геологическая. Так что одним из первых шагов компании на этой суровой заснеженной земле стало формирование новой логистической схемы.

«Я бы сказал, что решение логистической задачи стало одним из главных факторов успешности и экономической эффективности проекта по освоению полуострова», — считает Ильгам Заманов.

Рассматривали три варианта: трубопроводный, железнодорожный и морской, всего же на старте реализации анализировали 12 вероятных схем. Трубопровод пришлось бы строить 900-километровый, пропускная способность железных дорог сильно ограничена, так что выбор свой «Газпромнефть» остановила на море.

Первую летнюю морскую отгрузку компания выполнила ещё в 2014-м, но задача стояла создать круглогодичную логистическую схему. На реализацию проекта понадобилось целых четыре года, и в апреле 2019-го добытчик заявил, что процесс завершён. Организована схема следующим образом. От центрального пункта сбора на месторождении по нефтепроводу нефть отправляется до приёмо-сдаточного пункта (ПСП), расположенного на мысе Каменном. ОТ ПСП до нефтеналивного терминала нефть поступает по двум ниткам подводного нефтепровода суммарной протяжённостью 7,5 км.

Далее нефть транспортируется морским транспортом до промежуточного плавучего нефтехранилища Умба в городе Мурманске — предусмотрены зимний и летний маршрут. Протяжённость пути от мыса Каменный до Мурманска составляет около 2500 км, круговой рейс танкер делает около двух с половиной недель. Уже из Мурманска нефть отправляется к потребителям в Европе. Главная гордость «Газпрома» в этой схеме — терминал «Ворота Арктики».

«Из-за мелководной прибрежной зоны и постоянных наносных течений построить терминал на берегу было невозможно, поэтому мы создали выносное причальное устройство на расстоянии 3,7 км от берега», — рассказал г-н Заманов.

А ещё объяснил, что это оборудование изначально рассчитано на работу в условиях Арктики. Терминал работает и при температуре воздуха -50 градусов. Всё оборудование здесь автоматизировано и тщательнейшим образом защищено от гидроудара. В ходу технология «нулевого сброса» — это исключение попадания любых посторонних веществ в акваторию Обской губы. Кроме того, подводный трубопровод, соединяющий терминал с прибрежным резервуарным парком, защищён дополнительной бетонной оболочкой от механических повреждений.

Ну и не меньшее достижение — это собственный флот «Газпром нефти». Именно прошлогодняя постановка на дежурство в Обской губе второго ледокола компании — «Андрей Вилькицкий» — и ознаменовала завершение создания логистической схемы.

Ледоколов задействовано два, они построены специально по «арктическому заказу» «Газпром нефти». Лёд в этом регионе может достигать двухметровой толщины, и именно на такие условия рассчитаны эти суда. У ледоколов необычная форма корпуса: она позволяет резать и крошить лёд. И возможностей у этих судов много, вплоть до участия в ликвидациях разливов нефти, если таковые всё-таки случатся. Ледоколы могут передвигаться со скоростью до 30 км/ч и при этом 40 суток работать автономно при температуре -50 градусов.

«Обская губа более 250 дней в году покрыта льдом. Преодоление такого маршрута — непростая задача для моряков, которые должны быть готовы и к тому, что на Обской губе мелководье, а сильные штормовые ветра оказывают сопротивление. Таких дизель-электрических ледоколов, как у нас, в мире больше не существует», — отметил Ильгам Заманов.

Танкеры тут тоже особые. Это суда серии «Штурман» класса Arc7, таковых у компании семь единиц. Танкеры как раз и следуют по каналу, подготовленному ледоколом. Они также спроектированы с учётом малых глубин Обской губы и климатических условий Арктики. Один танкер может перевезти около 38 тыс. тонн нефти.

Северная геология

И второй момент. Существенная сложность разработки Новопортовского месторождения обусловлена ещё и наличием низкопроницаемых коллекторов и многочисленных тектонических нарушений, что приводит к высокой расчленённости залежей. Чтобы добывать ямальскую нефть в таких условиях, «Газпромнефть» использует сложные современные технологии. В частности, это строительство горизонтальных и многоствольных скважин.

Такие решения позволяют увеличить поверхность притока и, следовательно, производительность скважин, а также увеличить зону охвата пласта. В этом же списке многостадийный гидроразрыв пласта. Этой технологии уже много десятилетий, однако по-прежнему она значится одной из сложных.

«В настоящее время мы разрабатываем семь продуктивных пластов, где сосредоточены основные объёмы запасов нефти. Ежесуточно на промысле добывают около 200 тыс. тонн нефти. В эксплуатации находятся 272 скважины, из которых 27 многоствольных, а 14 скважин были построены с рекордными показателями по скорости бурения в периметре компании «Газпром нефть», — рассказал Ильгам Заманов.

В этом году «Газпромнефть-Ямал» приступила к разработке ещё одного интересного проекта — «Айсберг». Он подразумевает вовлечение ранее нерентабельных остаточных запасов месторождения — порядка 42 млн тонн нефти. Ильгам Заманов отметил, что в данном случае потребуется не технология, а целый комплекс технологий и даже комплекс оптимизации бизнес-процессов.

Дьявол в деталях

И конечно же, никакой громкий проект сегодня не обходится без цифровизации: цифровая трансформация уже стала мейстримом. В «Газпромнефть-Ямал» отмечают, что Арктические проекты, пожалуй, и не удалось бы реализовать без таких технологий. Сегодня в компании действуют более 30 цифровых проектов, суммарный эффект от их реализации специалисты нефтедобытчика оценивают в 1,5 млрд рублей.

Среди этих проектов есть и, так скажем, уже ставшие традиционными для крупных компаний решения,
но есть и некоторые уникальные придумки. В числе первых можно назвать цифровой двойник месторождения, использования VR-технологий для обучения персонала. А вот на интересном проекте «Ямал Авто» предлагаем остановиться отдельно.

«Специалисты компании создали мобильное приложение — оно работает по аналогии с современными сервисами такси, но адаптировано под особенности удалённого промысла. Пассажир может заказать поездку, система подберёт подходящие автомобили и предложит водителям заявку», — рассказал г-н Заманов.

Вот, казалось бы, факультативное и абсолютно непроизводственное решение. Но эта история из серии дьявола в деталях. Ведь объектов на Новопортовском месторождении десятки, сотрудникам необходимо между ними перемещаться. Но в условиях арктического климата и удалённости объекта эта простая, казалось бы, задача становится проблемой.

А с помощью приложения работу машин удалось оптимизировать, а работу людей сделать более комфортной.

Текст: Анна Кучумова