«Газпром нефть» оптимистично настроена на добычу нефти на шельфе. Газпром нефть шельф контакты


Интервью - ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ

25 Июля 2018

По оценкам ПАО «Газпром нефть», арктические проекты будут экономически эффективными при цене на нефть в районе 50 долларов США за баррель, а текущие цены уже выше этого уровня. Об этом в интервью с Platts заявил Андрей Патрушев, заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов ПАО «Газпром нефть».

S&P Global Platts

«Таким образом, эти проекты на данный момент без сомнения экономически целесообразны», — сказал Патрушев.

«В то время как Восточная Сибирь, где "Газпром нефть" планирует в среднесрочной перспективе запустить в разработку несколько месторождений, станет ключевым регионом для обеспечения прироста объемов добычи компании до 2030 года, шельфовые проекты, в том числе на Крайнем севере, являются вторым перспективным направлением развития в последующие годы», — сообщил Патрушев.

«Мы считаем, что развитие технологий и инфраструктуры, в том числе в Арктике, обеспечит возможность рентабельной добычи углеводородов в данном регионе», — сказал он.

По словам Патрушева, в этом году объем добычи сырой нефти на месторождении «Приразломное» вырастет на 33% до 3,5 млн. тонн, что примерно соответствует приросту в 71 тыс. баррелей в сутки, а к 2021-2022 годам увеличится до пикового уровня в 5 млн. тонн в год. «Ожидается, что период пиковой добычи „определенно“ продлится 3-4 года», — добавил он.

Кроме того, Патрушев сообщил, что «Газпром нефть» рассматривает возможность дальнейшего освоения месторождения на последующем этапе за счет извлечения сырья из более глубоких силурийско-девонских отложений. Согласно предварительным оценкам компании, данный проект, намеченный к реализации в 2024-2026 годах, может дать прирост в 1,1 млн. тонн в год к общему объему добычи на месторождении.

«В текущем году "Газпром нефть" планирует выполнить работы по 3D сейсморазведке на общей площади свыше 500 квадратных километров, и полученные в результате данные определят дальнейшие перспективы и лягут в основу решений по геологоразведке и бурению разведочных скважин на указанные выше горизонты», — заявил Патрушев.

Он также добавил, что компания намерена завершить обработку данных 3D сейсморазведки месторождения «Долгинское» и Северо-Западного лицензионного участка к концу этого года. Оба этих участка расположены относительно недалеко от Приразломного, в акватории Печорского моря.

Две другие лицензии, куда более сложные в географическом и климатическом отношениях, остаются в перспективе на более отдаленное будущее, заявил Патрушев. Здесь идет речь о Хейсовском участке, расположенном в тысяче километров от берега в Баренцевом море, а также о Северо-Врангелевском участке, который находится частично в акватории Восточно-Сибирского моря и частично в акватории Чукотского моря в восточной части арктической зоны России.

«Это географически очень большие и отдаленные районы, и очень малоизученные. Но они имеют огромный потенциал и могут содержать значительные запасы», — сообщил Патрушев.

Охотское море

«Несмотря на огромный потенциал Арктики, в дальнейшем "Газпром нефть" намерена развивать шельфовую добычу нефти в Охотском море на Дальнем Востоке», — заявил Патрушев.

По словам Андрея Патрушева, в 2025 году компания планирует начать освоение открытого в прошлом году месторождения «Нептун», расположенного у берегов острова Сахалин. По текущим оценкам компании, после достижения пика добычи это месторождение будет давать около 6 млн. тонн углеводородов в год.

«Сахалинский кластер является "понятным" традиционным регионом для компании в т.ч. за счет наличия развитой инфраструктуры и доступности подрядчиков и услуг», — говорит Патрушев.

Он также добавил, что достаточные объемы геологических данных об этом регионе обеспечивают лучшее понимание эффективности будущих проектов, в отличие от перспективных но малоизученных и географически удаленных арктических регионов.

«Газпром нефть» также продолжает переговоры по привлечению на свои шельфовые проекты иностранных партнеров, «главным образом, но не исключительно, из стран Азиатско-Тихоокеанского региона».

Компания подписала протокол о намерениях с японской компанией Mitsui касательно сотрудничества по Аяшскому лицензионному участку, в границах которого расположено месторождение «Нептун». Кроме того, в прошлом году был подписан протокол о намерениях с индийской государственной нефтегазовой компанией ONGC Videsh Ltd., предусматривающий возможность сотрудничества в рамках шельфовых проектов в России и других странах.

«Характер и условия обоих протоколов носят общий характер, но не исключают возможность создания совместных предприятий», — заявил Патрушев.

Возврат к списку

shelf.gazprom-neft.ru

Система менеджмента «Газпром нефть шельфа» признана соответствующей межгосударственным стандартам

12 Февраля 2015

Компания «Газпром нефть шельф» успешно прошла добровольную сертификацию интегрированной системы менеджмента (ИСМ), в которую входят система менеджмента качества ISO 9001–2008*, система экологического менеджмента ISO 14001–2004** и система менеджмента безопасности труда и охраны здоровья OHSAS 18001–2007***. Полученная оценка подтверждает, что ИСМ «Газпром нефть шельфа» полностью соответствует межгосударственным стандартам, применяемым при обустройстве месторождений морского шельфа.

Интегрированная система — совокупность не менее двух систем менеджмента организации, ориентированных на различные направления деятельности и отвечающих требованиям и рекомендациям стандартов. ИСМ обеспечивает комплексный подход к управлению качеством, экологической безопасностью и охраной труда.

«Наличие сертификатов, подтверждающих соответствие стандартам менеджмента, свидетельствует об устойчивости и эффективности бизнес-процессов в „Газпром нефть шельфе“, — отметил генеральный директор компании Геннадий Любин. — Мы стремимся соответствовать самым высоким управленческим стандартам, потому что от этого зависят не только экономические показатели нашей работы, но и обеспечение максимальной безопасности при освоении Приразломного месторождения — как для окружающей среды, так и для людей, реализующих проект».

Справка

Сертификация проводилась независимой компанией-оценщиком «РусПромГрупп».

*Система менеджмента качества (ГОСТ ИСО 9001–2011; ISO 9001–2008) — идентификация процессов, имеющих существенное влияние на обеспечение соответствия продукции или услуги требованиям потребителя и управление ими с целью постоянного улучшения и повышения удовлетворенности потребителей.

**Система экологического менеджмента (ГОСТ Р ИСО 14001–2007; ISO 14001–2004) — идентификация экологических аспектов, имеющих существенное влияние на окружающую среду, которыми компания может управлять.

***Системы менеджмента охраны здоровья и обеспечения безопасности труда (ГОСТ Р 54934–2012; OHSAS 18001–2007) — идентификация опасности, оценка рисков в области профессиональной деятельности; установка, внедрение и выполнение мер управления ими с целью повышения безопасности.

Приразломное — первый проект в российской Арктике, в рамках которого добыча нефти уже ведется. Первый танкер с нефтью нового сортаARCO (Arctic oil) был отгружен в апреле 2014 года, всего в прошлом году добыто 300 тыс. тонн нефти.

Приразломное нефтяное месторождение расположено в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн тонн нефти. Оператором проекта является «Газпром нефть», недропользователем — ООО «Газпром нефть шельф».

Платформа «Приразломная» сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи. Толщина стен основания платформы — 3 метра, скважины бурятся внутри и надежно изолированы от окружающей среды. На платформе применяется «мокрый» способ хранения нефти, который не допускает попадания кислорода в резервуары и тем самым препятствует образованию взрывоопасной среды.

На платформе создана технологическая система, исключающая попадание в море отходов бурения и производства. Они будут закачиваться в специальную поглощающую скважину или, при необходимости, собираться в контейнеры и вывозиться на берег для последующей утилизации. Для перекачки нефти в танкеры используется комплекс устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), расположенных диагонально на противоположных бортах платформы — юго-западном и северо-восточном. Отгрузка нефти начинается только при единовременном соблюдении 30 необходимых условий. Отгрузочная линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки и закрытия, которая срабатывает максимум за семь секунд.

Возврат к списку

shelf.gazprom-neft.ru

Интервью - ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ

31 Октября 2014

— Александр Яковлевич, давайте начнем с «Приразломной». Какое значение для российской нефтегазовой отрасли имеет сама эта платформа, а также начало добычи на Приразломном месторождении?

— CCCР, а впоследствии и Россия накопили большой опыт работы в Арктике: это и арктические экспедиции, и работа Севморпути, и круглогодичная эксплуатация морского порта Дудинка и так далее. Кроме этого, по проектам таких месторождений, как Приразломное, Штокмановское, Каменномысское, Северо-Каменномысское, в этих районах проведен большой комплекс инженерно-геологических изысканий и ледовых исследований с участием НИИ Арктики и Антарктики, ЦНИИ им. акад. А. Н. Крылова, ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева и других.

В результате мы до тонкостей углубили свое понимание ледовой обстановки, ветровых и волновых нагрузок, то есть изучили природно-климатические условия районов лицензионных участков, а также провели бассейновые испытания. Поэтому главное значение «Приразломной», на мой взгляд, в том, что мы показали готовность работать на арктическом шельфе как в инженерном, так и в операционном плане.

— Наибольшие сложности при освоении вам доставила геология или технологии?

— Это комплексный вопрос. Учитывая гидродинамическую и геологическую модели продуктивных пластов, а также важность обеспечения экологической и промышленной безопасности проектов, были выбраны соответствующие технологии и оборудование. Необходимо подобрать такие технологии, при которых коэффициент извлечения нефти (КИН) будет максимальным. Это, кстати, наша основная задача при разработке Приразломного месторождения.Продуктивный пласт непростой. Мы изучили опыт работы других компаний на похожих в геологическом плане месторождениях (например Харьягинском) и с учетом этого начали внедрять технологический план разработки Приразломного месторождения.

— Изначально предполагалось использовать горизонтально направленное бурение?

— Да, на море по-другому нельзя.

Но мы вскрываем продуктивные горизонты с одновременным проведением каротажей на трубах, чтобы максимально пройти по продуктивным отложениям. После бурения трех-четырех скважин программа бурения может быть откорректирована с учетом полученного опыта и для обеспечения максимального притока. В дальнейшем, при снижении уровней добычи в определенных скважинах, мы планируем зарезать в добычных скважинах боковые стволы, меняя направление ствола, что позволит увеличить дренирование пласта и нефтеотдачу.

— Выйдет дешевле?

— Конечно, это будет дешевле, чем бурить новые скважины.

— По-моему, это конец 2015‑го — начало 2016 года?

— Да, к тому моменту у нас будет достаточно информации, и при необходимости мы сможем внести корректировки в проект разработки месторождения. Но решение по бурению боковых стволов будет приниматься на более поздней стадии. Кроме того, на Приразломном пробурят двухствольные скважины. Применение технологий интенсификации притоков нефти позволит нам увеличить КИН — мы ставим перед собой задачу достичь в этой области лучших мировых практик.

— А каковы эти практики в привязке именно к шельфу?

— Для шельфа очень хороший результат — это 50 %. Норвежцы лишь на некоторых месторождениях его достигли, и такой успех мало кто смог повторить. Обычно показатель ниже, и тут дело не только в технологиях, но и в экономике.

— То есть при желании мы можем больше извлечь, но это будет дороже и себестоимость окажется слишком высокой?

— Да. Повышение КИНа и рентабельность — это взаимосвязанные показатели. Цена технологий при увеличении КИНа не должна ухудшить экономические показатели проекта. Кроме того, нужно не только добывать, но и поддерживать пластовые давления (ППД), а это влияет на уровни добычи. Коллектор у нас карбонатный, трещиноватый, поэтому технологии ППД — это ювелирная работа.

Платформа-лаборатория

— Расскажите о том, из каких частей состоит платформа.

— Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» состоит из опорной части и верхнего строения. Опорная часть — это носитель технологий, которые в основном размещены на верхнем строении. Опорная часть защищает конструкцию от воздействия ветро-волновых и ледовых нагрузок, которые в Печорском море могут составлять десятки тысяч тонн. Опорная часть — это двухкорпусная, залитая бетоном металлоконструкция толщиной более 3 м.

В местах, где происходит соприкосновение со льдом, используется плакированная сталь. Верх опорной части представлен противоволновым дефлектором.

Носитель получился очень надежным. В нем размещается нефтехранилище, в котором нефть хранится «мокрым» способом. Свободное от нефти пространство всегда заполнено водой, и это защищает от образования любой взрывоопасной смеси. 12 танков‑нефтехранилищ независимы друг от друга, и при необходимости, используя насосы, мы можем перекачать нефть из одного танка в любой свободный. Также в опорной части расположены балластная, водозаборная системы и так далее. В ней установлены катодные и анодные защиты и 86 датчиков, которые измеряют воздействия на конструкцию, контролируют положение платформы, сопряженность конструкции с морским дном. Эти датчики разработаны Норвежским геотехническим институтом при участии ЦКБ «Рубин» — отечественного конструкторского бюро, имеющего большой опыт в разработке конструкций подводных лодок. Датчики снимают показания всех напряжений и нагрузок на платформу в режиме реального времени, эти статистические данные являются важными для будущих разработок. Так что МЛСП — это еще и лаборатория.

— Подсчитывали ли вы, насколько можно было бы, условно говоря, удешевить эту платформу, если бы на момент проектирования у вас уже была эта информация?

— Скажу так: на стадии проектирования мы сделали всё, чтобы оптимизировать стоимость платформы. На основании тех данных, которыми мы располагали, сделать платформу более дешевой без ущерба для ее надежности было невозможно.

Иной опыт

— Относительно недалеко от Приразломного было открыто месторождение «Победа». Как вы считаете, добывать там будет проще или наоборот?

— Каждый район арктического шельфа по своим природно-климатическим условиям значительно отличается от других. Баренцево море в районе Штокмановского месторождения в осенне-зимний период характеризуется сильными ветро-волновыми нагрузками. Толщина дрейфующих в регионе до двух месяцев в год битых льдов может достигать 70 см. Кроме того, встречаются и айсберги. В Печорском море безледовый период длится пять-семь месяцев, толщина однолетнего льда доходит до 1,5 м. В свою очередь, Карское море характеризуется многолетними льдами со значительной килевой частью. Безледовый период в нем длится до трех месяцев. Поэтому с учетом природно-климатических и геологических условий, глубин воды (транзитная зона, средние глубины 15-100 м и глубоководные более 100 м) применяемые технологические решения на месторождениях будут различаться. В целом, чем толще лед, тем выше требования к конструкциям платформы. На мой взгляд, при глубинах более 60 м в ледовых условиях необходимо рассматривать подводные технологии. Каждое месторождение требует отдельного изучения, чтобы найти самое эффективное решение для обеспечения экологической и промышленной безопасности, максимального извлечения углеводородов и минимизации воздействия на окружающую среду. При этом проект должен быть экономически эффективным.

— Как вы смотрите на привлечение иностранных компаний к арктическим проектам?

— Я считаю, что нельзя полагаться только на иностранные компании. Нужно самим детально вникать во все вопросы, касающиеся освоения шельфовых месторождений, разрабатывать новые технологии, технические решения, максимально опираясь на отечественный и международный опыт.

Иностранные компании работают на шельфе давно и накопили колоссальный опыт, особенно в инжиниринговом сопровождении и обеспечении. Они владеют современными инновационными технологиями, оборудованием и морской техникой, высоким производственным потенциалом (сингапурские, южнокорейские судоверфи и другие производители высококачественного геофизического, бурового, технологического оборудования для обеспечения технологий), который легко адаптировать к производству необходимой техники для работы в арктических условиях. Широкая кооперация, особенно в сложных проектах, когда требуются большие капитальные вложения, снижает риски и приводит к положительному результату. Обмен знаниями и опытом всегда дает хороший эффект.

Конечно, российский шельф имеет большой потенциал, который привлекает зарубежные компании. Геологическая изученность шельфа пока составляет только 5-10 %, при этом вероятность открытия и впоследствии освоения крупных месторождений очень высока. Поэтому я понимаю интерес иностранных компаний к арктическим проектам.

— Есть ли такие технологии, которые пока не дают желаемого результата, но явно обладают хорошим потенциалом?

— В конце 1990‑х годов, когда я работал в ОАО «Сахалинморнефтегаз», мы планировали и прорабатывали вопрос об использовании на одном из месторождений подводных технологий и пришли к выводу об их низкой экономической эффективности. А через 10-15 лет стоимость подобных технологий и оборудования снизилась почти в три раза, то время как технико-технологические характеристики намного улучшились.

— И цена нефти выросла.

— Да. Если посмотреть глобально, то существует множество перспективных технических решений: например, сейчас мы переходим с металла на композиты. Такие материалы не ржавеют, лучше переносят агрессивные среды, они дешевле. Условия меняются, появляется новый опыт, а с ним меняются и наши взгляды на те или иные технологии. Вы знаете, сколько скважин пробурил «Газпром» за последние 10-15 лет на арктическом шельфе?

— Сколько?

— Около 30 скважин, в основном — поисковые и геологоразведочные. В Печорском море — это месторождения Приразломное, Варандей, Медынское, Долгинское. В Обской и Тазовской губах — месторождения Северо-Каменномысское, Каменномысское, Адерпаютинское, Чугорехинское и другие. В рамках проекта «Сахалин-3» — это Киринский блок (Южно-Киринское, Киринское месторождения). А еще Штокмановское месторождение, месторождение Харасавэй в Карском море и так далее.

Шельф на будущее

— А как в целом началось освоение российского шельфа?

— Здесь нужен экскурс в историю. За рубежом шельф начали осваивать довольно давно, лет 50 назад. Мы в тот момент только-только открывали крупнейшие месторождения Западной Сибири, и необходимости в работе на более сложных морских месторождениях просто не было.

Опыт на суше был колоссальным, и частично его можно было использовать на морских месторождениях. Разрабатывались новые технологии и оборудование. Помню времена, когда я работал буровым мастером: на буровую платформу приезжали ученые, инженеры и испытывали новые разработки — долота, буровые растворы, забойные двигатели.

Но со временем, в связи с большим объемом и легкостью западносибирской нефти, вложения в новые разработки постепенно сокращались, и развитие новой техники и технологий замедлилось.

К счастью, в 1970‑х годах председатель Совета министров СССР Алексей Косыгин настоял на том, что работы на шельфе нам необходимы для накопления опыта, с учетом широкомасштабных проектов по освоению шельфа за рубежом. То есть велась работа на перспективу. В Министерстве газовой промышленности были созданы главк и производственные объединения, специализирующиеся на шельфовых работах: «Черноморнефтегаз», «Арктикморнефтегазразведка», «Сахалинморнефтегаз», «Калининградморнефтегаз», «Каспморнефтегаз», а также геофизические предприятия и переориентированные проектные институты Минсудпрома.

До 1990 года было создано и построено около 600 единиц морской техники (буровые суда и платформы, специализированные суда, добычные платформы). Морская техника строилась и за рубежом, и на отечественных заводах. А вот после распада Советского Союза работы на шельфе были приостановлены примерно на 10 лет, что нанесло большой урон нефтегазовой промышленности и обернулось для нее значительными потерями.

Также надо отметить, что в 1980‑е годы Министерством газовой промышленности и предприятиями «Зарубежнефть», «Вьетсовпетро», «Сахалинморнефтегаз», «Черноморнефтегаз» было открыто и введено в разработку месторождение «Белый тигр» на шельфе Вьетнама, уровень добычи на котором превышал 14 млн т в год. Всё это произошло при участии многих отраслей производства СССР: поставлялось буровое, добычное, технологическое и другое оборудование. Было налажено изготовление платформ на базе «Вьетсопетро», где работали советские специалисты, постепенно замещаемые вьетнамскими.

«Машиноимпорт» и итальянская компания TNL с привлечением производственного объединения «Сахалинморнефтегаз» и его СПБУ «Сахалинская» провели геологоразведочные работы (ГРР) в Персидском заливе на иранском шельфе, открыв крупное газоконденсатное месторождение «Южный Парс».

За 15-20 лет морские объединения, созданные под руководством министерств, выполнили большой объем работ на шельфе СССР (Баренцево и Карское, Черное и Азовское моря, Сахалинский шельф в Охотском море, Каспийское и Белое моря), а также во Вьетнаме, создав предпосылки для полномасштабного освоения шельфа.

Во Вьетнаме «Сахалинморнефтегаз» мобилизовал часть плавучих буровых установок и судов в межнавигационный период, то есть в период сложной ледовой обстановки на сахалинском шельфе, что позволило круглогодично использовать имеющиеся мощности, а также поддерживать профессиональный уровень специалистов.

— Как вообще наша нефтегазовая отрасль пришла на шельф Вьетнама?

— Вьетнам всегда мечтал о собственных углеводородах. До нас там работали иностранные компании, но больших открытий они не сделали. Потом материалы посмотрели советские геологи и сказали, что перспективы есть. Нам эта страна была интересна еще и потому, что там есть условия для работы круглый год. Правда, оказалось, что в осенне-зимний период случаются сильные шторма, и в эти четыре-пять месяцев особо не развернешься. Для работы на шельфе Вьетнама была мобилизована часть судов, плавучих буровых установок «Сахалинморнефтегаза», а также построенных по заказу «Вьетсовпетро». Все работы выполняла «Вьетсовпетро» как оператор проекта, с участием привлеченных через «Зарубежнефтегаз» производственных объединений «Сахалинморнефтегаз» и «Черноморнефтегаз».

— Для Советского Союза этот проект был возможностью поучиться работе на шельфе?

— Наоборот, мы передавали вьетнамцам свой опыт и параллельно его развивали.

Композиты и нефтехимия

— Если говорить о повышении рентабельности добычных проектов, то какие направления вы бы предложили?

— Стоимость платформ зависит от массогабаритных размеров оборудования и материалов. Так, на 1 кг оборудования необходимо создать 4-6 кг металлоконструкций, а также применять высокотехнологичное и высокопроизводительное оборудование, чтобы оптимизировать и минимизировать стоимость проектов. В частности, применение композитных материалов, комплектующих снижает капитальные и эксплуатационные расходы. А кроме того, необходимо развивать переработку нефти и газа, то есть нефтегазохимию, где добавочная стоимость в три-четыре раза больше.

— Как вы думаете, традиционные производители труб и различных агрегатов будут срастаться с композитостроением?

— Конечно. Ведь металл рано или поздно корродирует, как бы он ни был обработан. Тем более в море. Композит более долговечен, проще в эксплуатации и строительстве.

При освоении шельфа первостепенное значение имеет инжиниринговое управление проектом. Компании с головой уходят в текущую деятельность — подготовку, организацию производства, добычу. А рядом с ними должен стоять инжиниринг, который занимается будущим, понимая специфику производства и его нужды, организовывает НИОКР, внедряет технологии и так далее. Если посмотреть глобально, то необходимо более гибкое производственное обеспечение работ. Нельзя жить только сегодняшним днем. Часть доходов нужно направлять на исследования. Получил доход — хотя бы 5 % отдай на инжиниринговые работы. Даже если из 100 направлений НИОКР у тебя результат дадут 10 — это уже хорошо.

Пример из жизни. При проведении геологоразведочных работ в Обской губе были выдвинуты жесткие экологические условия. Природа там уникальная. Поэтому нужен был буровой раствор, полностью отвечающий предъявляемым экологическим стандартам. Поставили задачу Уфимскому нефтяному институту. Они предложили буровой раствор на полигликолевой основе. Заключили договор, и уже через полгода раствор был готов для внедрения. Первая скважина тяжело бурилась: раствор оказался хорош по экологическим показателям, а вот по технологическим — не до конца выполнял свои функции. Мы с институтом доводили его три года — продукт стал идеальным. Долго? Может быть. Но оправданно? Да.

— То есть нужно восстановить систему, при которой производство диктовало бы задачи науке?

— Совершенно верно. Частично эта схема работает и сейчас. По-другому и невозможно. Производство и наука должны идти рука об руку, так как в лаборатории и на производстве — разные условия.

— Насколько отечественная наука готова сегодня к такому взаимодействию?

— Все готовы, только надо поставить задачу. Хорошие специалисты есть, их нужно объединить и поддерживать, воспитывать и развивать перспективную молодежь, работающую в инжиниринге.

— В каком положении наше судостроение, если мы говорим о работе на шельфе?

— У нас сохранилось судостроение, но его нужно развивать с учетом повышенных требований Арктики и современных реалий. Есть перспективные наработки, но нужно двигаться дальше.

— А что сейчас строится?

— Недавно мы обсуждали вопрос по энергетике — важный вопрос для удаленных месторождений: развитая инфраструктура находится далеко, а необходимы энергообеспечение, надежная связь, аэрообеспечение. Нам хотелось бы использовать атомные подводные блок-модульные электростанции со сроком перезарядки до 30 лет. Мы к этому идем. Можем выпускать буровые суда, танкеры с атомной энергетикой, где перезарядка необходима лишь один раз в восемь лет. Новые реакторы уже появились, идет их внедрение.

— Наши?

— Да. С меньшими, примерно на 40 %, массогабаритными размерами, а по мощности — на 30 % больше. Эта разработка уже заложена в новые ледоколы, которые сейчас строит «Атомфлот» в Петербурге на Адмиралтейской судоверфи. Существующие ледоколы могут преодолевать лед толщиной до 2,1 м. Рядом с Новосибирскими островами толщина льда достигает 2,5 м, и новые ледоколы с этими реакторами смогут их преодолевать. При конструировании этих судов используется специальная низкотемпературная сталь. Это позволит обеспечить круглогодичную работу Севморпути. Вы знаете, что раньше предел остойчивости был на волнах в 4 м, а сегодня даже при 8 м можно продолжать работу.

— Суда стали тяжелее, наверное.

— Правильно. Массогабаритные размеры больше, и чем ниже осадка, тем судно устойчивее. А еще есть система динамического позиционирования, и мощности энергетических установок увеличиваются в два-три раза при тех же массогабаритных размерах. Всё вместе дает хороший результат. Также необходимо применять системы турельного позиционирования, когда система крепится ко дну, устойчивость повышается — и это позволяет прекрасно работать в сложных ледовых условиях.

Унификация

— Размер производственных площадей на судостроительных предприятиях не создает проблем?

— Теоретически мы можем успешно использовать любые из имеющихся заводов с глубоководной акваторией и причалами. Нужно сейчас наметить дорожную карту и скоординировать работу предприятий, выработать общий подход и при широкой кооперации изготавливать блок-модули, из которых уже монтировать добывающие и буровые суда, а также платформы. Унификация удешевит строительство. Нужно еще воспитать судостроителей нефтегазовой направленности, чтобы они понимали, какое оборудование, для чего оно и что с ним делать.

— С кем из наших соседей по планете, на ваш взгляд, нам имело бы смысл укрепить взаимоотношения в плане техники и технологий?

— В одну корзину всё складывать нельзя, поэтому я бы укреплял сотрудничество с Южной Кореей и Китаем. 30 лет назад и сегодня — это совсем разный Китай. Да и Вьетнам, и Сингапур тоже. Но и продолжать работать с другими странами нам не помешает. Главное — наладить правильное и взаимовыгодное сотрудничество.

— Где на нашем шельфе необходимо сейчас развивать добычные проекты?

— Баренцево и Карское моря. Они неплохо изучены. А вот море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Берингово — тут поле непаханое, там могут быть большие и пока неучтенные запасы, да и природно-климатические условия тяжелые, логистика сложная.

Еще раз подчеркну, что сейчас для освоения арктического шельфа нам нужно создавать универсальные решения (типовые платформы, суда), чтобы поставить их на поток. Пока мы занимаемся штучным производством, а все штучное — дорого. Кроме того, необходимо уделить максимум внимания развитию подводных технологий и на 70 % локализовать подобное производство в России.

— А сколько лет потребуется на создание универсальных решений?

— Около пяти лет. Для этого нужно составить комплексную программу, включающую нормативную базу и развитие производства. Вот над этим нам всем надо работать.

Возврат к списку

shelf.gazprom-neft.ru