Технологии северных широт

На этапе разведки шельфа у "Роснефти" вряд ли возникнут неразрешимые проблемы с выбором технологий и поиском специальных судов и оборудования. Главные сложности впереди: если геологоразведка окажется успешной, компаниям придется выбирать концепцию освоения морских запасов. Как это делать в специфических условиях Карского и Баренцева морей, пока до конца не ясно.

Флотилия на старте

В августе--сентябре в Карское море выйдет более десятка судов для проведения сейсмической разведки и других изысканий. За летние месяцы, когда море свободно ото льда, "Роснефть" и ExxonMobil намерены провести на Восточно-Приновоземельских участках 3D-сейсмику в объеме 3 тыс. кв. км, 5,3 тыс. пог. км 2D-съемки, а также инженерно-геологические изыскания на четырех площадках под установку буровых платформ.

Одновременно Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, созданный "Роснефтью", проведет в самом малоизученном северном районе Карского моря ледовые и гидрометеорологические исследования. На борт судна в режиме реального времени будут передаваться для обработки и изучения спутниковые изображения исследуемых участков в высоком разрешении.

Чтобы отследить маршруты движения айсбергов, ученым придется установить на них до 30 ледовых буев. Шесть придонных автоматических буйковых станций в течение года будут аккумулировать данные о подводных течениях, приливах и отливах, волнении моря, состоянии подводной части дрейфующих льдов. Кроме того, на Новой Земле будут установлены три автоматические метеостанции.

Столь масштабные исследования необходимы для разработки технических заданий на проектирование и строительство морских буровых и добычных платформ, с помощью которых будут разрабатываться участки. Однако существующих данных о регионе уже достаточно для проведения геологоразведочного этапа.

От разведки к разработке

В "Роснефти" не предвидят значительных проблем на этапе разведки. Согласно программе геологоразведочных работ на Восточно-Приновоземельских участках, до 2018 года здесь запланировано проведение в общей сложности 12,2 тыс. пог. км сейсмики 2D и 20,3 тыс. кв. км — 3D. Выполнять ее планируется в сезон открытой воды, которого, по представлению специалистов компании, вполне достаточно, если арендовать для сейсмики суда с большим, от восьми и более, количеством кос — связок сейсмических датчиков, которые тянет корабль. Разведочное бурение тоже не потребует прорывных технологий. Рельеф дна Карского моря изучен довольно хорошо, чтобы уверенно планировать к использованию самоподъемные буровые установки или полупогружные с динамическим позиционированием: глубина моря в местах бурения, скорее всего, не превысит 100 м. На 1 июня, согласно статистике Rigzone, на рынке работает 683 буровые установки, в том числе 379 самоподъемных и 185 полупогружных. Предполагаемая глубина залегания нефтеносных залежей в районе Восточно-Приновоземельских — 1500 м, что опять-таки не является препятствием для современной техники.

Менее определенно можно говорить об этапе разработки будущих месторождений, его особенности станут понятнее после изысканий Арктического научно-проектного центра шельфовых разработок. Только по итогам этих исследований, а также разведочного бурения "Роснефть" и ExxonMobil смогут сформулировать свой "запрос к сервисному рынку", после чего начнется работа над конкретными технологиями, объяснили в госкомпании.

"Не будет преувеличением сказать, что "Роснефть" со своими партнерами впервые в мире начнет формировать спрос на морские арктические технологии,— комментирует источник в "Роснефти". — Я подозреваю, что сейчас такие компании, как Schlumberger, FMC, Cameron, очень внимательно следят за процессом, чтобы затем появиться на рынке с нужным предложением. Не исключено, что некоторые технологии у них уже сейчас находятся на этапе хотя бы концептуального проектирования оборудования".

На дне

Исходя из тех технологий, которые уже апробированы в схожих климатических условиях, "Роснефть" на предконцептуальном уровне пока остановила свой выбор на классическом варианте разработки Восточно-Приновоземельских: с применением ледостойкой платформы гравитационного типа. В отличие от подводных добычных комплексов, платформа предлагает более привычные условия работы: в ее основании можно хранить нефть, понятно, как эту нефть отгружать на танкеры — словом, все основные элементы этой концепции отработаны и известны. А глубины в Карском море вполне позволяют его использовать.

Что касается грунта, на который придется устанавливать многотонную конструкцию, то он, по словам представителя "Роснефти", "оставляет желать лучшего". Исследования, проведенные "Газпромом" в южной части Карского моря в районе Русановского, Ленинградского, Харасавейского месторождений еще в конце 1980-х, позволяют предположить, что на дне моря преобладают глинистые грунты с не очень высокой прочностью, кроме того, встречается островная вечная мерзлота, а под ней могут быть околоповерхностные линзы природного газа.

Однако, как говорят в "Роснефти", оптимизм внушает то, что стоящая в Северном море в 65 км от Бергена на еще менее прочном грунте 472-метровая гравитационная платформа "Тролль-А" хоть и ушла при установке на 11 м вглубь, но работает прекрасно. Оператором месторождения выступает компания Statoil (30,58%), которая собирается работать с "Роснефтью" в Баренцевом и Охотском морях.

Правда, для суровых ледовых условий "Тролль" не годится, в Карском море потребуется что-нибудь покрепче. Поэтому прототипом Восточно-Приновоземельской платформы может стать гравитационная ледостойкая платформа Hibernia, установленная на одноименном месторождении в 315 км к востоку от острова Ньюфаундленд в Канаде на глубине 80 м.

Hibernia строилась с 1991 по 1997 год и обошлась в $6,2 млрд. Оператор этого проекта — ExxonMobil Canada (33,125% долей), который работает в партнерстве с Chevron Canada Resources (26,875%), Suncor (20%), Canada Hibernia Holding Corporation (8,5%), Murphy Oil (6,5%) и Statoil Canada Ltd. (5%).

Высота гравитационного основания этой платформы превышает 111 м, а высота всей конструкции — почти 224 м, вес с балластом — 1,2 млн тонн. Hibernia спроектирована так, чтобы выдерживать столкновение с айсбергом весом более 1 млн тонн без повреждений и до 6 млн тонн — с некритическими повреждениями. Но владельцы платформы предпочитают избегать встреч даже с ледяными глыбами безобидных размеров, для чего специально нанятое судно перехватывает приближающиеся айсберги и оттаскивает их подальше от дорогостоящих конструкций.

Сейчас ExxonMobil Canada начинает строить еще одну платформу на Ньюфаундленде, которая будет работать в той же нефтегазовой провинции, что и "Хиберния". Месторождение Hebron расположено в 350 км к юго-востоку от острова на глубине 92 м. Кроме Exxon, у которого в проекте 36%, в "Хеброне" участвуют Chevron Canada Resources (26,7%), Petro-Canada (22,7%), StatoilHydro (9,7%) и государственная Energy Corporation of Newfoundland and Labrador (4,9%).

Платформа Hebron обещает быть еще выше и не менее устойчивой к воздействую льда, чем "Хиберния", поскольку работать ей предстоит в зоне, известной как "Долина айсбергов". Установить ее рассчитывают к 2017 году — как раз в этот год по Восточно-Приновоземельским должно приниматься окончательное инвестиционное решение.

Первопроходцы

Проект "Роснефти" и ExxonMobil в Карском море должен стать первым по-настоящему арктическим (то есть севернее 66 гр. 33 мин. с. ш.) офшорным (то есть предполагающим морское бурение, а не с берега или насыпных островов) проектом. Такого еще не было ни у одной компании в мире. Но в том, что альянс под операторством крупнейшей российской компании способен сделать этот следующий технологический шаг, большинство экспертов не сомневаются, тем более что немалый опыт освоения морских месторождений накоплен и в "Роснефти".

"Известно, что первая наклонная скважина с берега на морское месторождение была пробурена "Сахалинморнефтегазом" (сейчас — "РН-Сахалинморнефтегаз".— RE),— говорит заместитель директора по науке и заведующий лабораторией "Шельф" Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский.— И именно ExxonMobil потом изучал наш российский опыт, чтобы позднее пробурить свою самую протяженную в мире горизонтальную скважину на сахалинском офшорном месторождении Чайво".

Опыт работы на шельфе, приобретенный специалистами "Роснефти" и компаний-партнеров при реализации сахалинских субарктических проектов, должен помочь в освоении месторождений Арктики. Субарктические условия Охотского моря являются достаточно сложными для работы, недаром ExxonMobil и Shell позиционируют проекты сахалинского шельфа как одни из своих наиболее высокотехнологичных активов.

"В условиях ведения геологоразведочных работ на шельфе Дальнего Востока и в Западной Арктике, конечно же, есть различия, но эти различия нам понятны, и мы можем вести работу",— прокомментировали ситуацию в "Роснефти". Хотя и добавили, что отдельные участки шельфа российской Арктики характеризуются слишком сложными природно-климатическими условиями, которые требуют разработки особых технологических решений, аналогов которым в мире пока не существует.

Инновационный партнер

В числе передовых технологий, разработанных для проектов на арктическом шельфе и пригодных для работы в российских условиях, ExxonMobil выделяет следующие:

Технология дистанционного картирования электрического сопротивления пласта-коллектора (R3M) является важным техническим достижением в методах дистанционного обнаружения и визуализации залежей углеводородов, расположенных под дном океана. В настоящее время эта технология применяется, в частности, при проведении геологоразведочных работ в осадочном бассейне Орфан в районе Ньюфаундленда.

ExxonMobil разработала и применяет самый передовой в мире численный симулятор залежи (EM power), обладающий такими уникальными возможностями, как гибкое генерирование сетки, моделирование комплекса наземных промысловых объектов и оптимизация производительности скважин.

Возможности компании ExxonMobil по моделированию ледовых нагрузок обеспечили создание проверенных методик проектирования сооружений для работы в ледовых условиях. В основе этих возможностей лежат новаторские фундаментальные исследования механики льда.

Компанией ExxonMobil разработана и применяется самая передовая в отрасли методика проектирования трубопроводов по предельным деформациям с расчетом надежности, которая используется при прокладке трубопроводов в сложных условиях окружающей среды. Подход полностью учитывает такие условия окружающей среды, как сейсмическая активность, глубоководность, ледовое пропахивание и прерывистая многолетняя мерзлота.

ExxonMobil разработала революционную технологию скоростного бурения (FDP), применение которой снизило вынужденные простои и увеличило скорость проходки. Использование этой технологии на проекте "Сахалин-1" позволило пробурить скважины с большим отходом забоя от вертикали (ERD) быстрее, чем когда-либо в мировой практике.

ExxonMobil является первопроходцем в разработке технологий строительства искусственных насыпных и ледовых островов и единственной компанией, имеющей опыт проектирования и строительства широкого спектра различных сооружений для арктических морей.