– Всеволод Владимирович, каковы предварительные результаты производственной деятельности «Газпром недра» за минувший год?
– В 2020 г. наша компания производила работы на 49 лицензионных участках «Газпрома», 23 из которых расположены на российском континентальном шельфе. Сейсморазведка 3D была выполнена в объеме 2668 км2, электроразведка 3D – 2264 км2. Строительством закончено 9 скважин. Суммарная проходка в бурении составила свыше 23 тыс. м.
По итогам геологоразведочных работ (ГРР) получен прирост запасов углеводородов в размере 415,5 млн т условного топлива. В том числе – свыше 412,6 млрд м3 природного газа и порядка 2,85 млн т газового конденсата. Ключевыми регионами ГРР для нас были Восточная Сибирь, полуостров Ямал и арктический шельф.
Текущая ситуация
– С какими сложностями приходится сталкиваться вашей компании и геологоразведочной отрасли в целом? Как справиться с возникающими вызовами?– Традиционные районы нашего присутствия достаточно хорошо изучены на предмет наличия залежей нефти и газа. Поэтому для восполнения запасов углеводородов мы выходим в новые регионы. Они характеризуются уже не только тяжелыми природно-климатическими и геологическими условиями, но также и сильной удаленностью от ключевых центров цивилизации. В такой ситуации нам необходимо использовать при реализации новых проектов самые современные технологии и передовые решения, лучшее из существующих оборудование и материалы. Иначе сроки осуществления проектов будут увеличиваться, а вместе с ними станет снижаться и эффективность их реализации. Пока отечественные производители и сервисные компании не в полной мере способны обеспечить потребности российской газовой отрасли. Так, есть надежные и испытанные материалы, оборудование, широко используемые, допустим, при освоении ресурсов углеводородов на шельфе, но они выпускаются лишь одной-двумя зарубежными компаниями, которые полностью обеспечивают своей продукцией весь мировой рынок. Однако сейчас ситуация усугубляется тем, что в последние годы сотрудничество с зарубежными компаниями крайне затруднено из-за санкций против России. В то же время отечественным производителям сложно выдерживать конкуренцию из-за низких цен на продукцию из Китая.
Как результат, справиться с новыми вызовами на мировой арене, освоением месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, а также разведкой и разработкой месторождений арктического шельфа на внутреннем рынке без опоры на собственный эффективный геофизический комплекс не представляется возможным. В связи с этим необходимо активно развивать импортозамещение данного оборудования с техническими требованиями не ниже зарубежных аналогов и повышать уровень технико-технологического оснащения отечественных сервисных компаний.
«Газпром» реализует программу импортозамещения уже довольно давно. Но нужно понимать, что далеко не всё здесь зависит только от нас. Ключевую роль в успешности импортозамещения играет активность на этом направлении отечественного бизнеса – производителей и сервисных компаний, а также государства, которое должно создать благоприятные условия для интенсификации данного процесса по всем направлениям ‒ от научных разработок до производства.
По моему убеждению, конкурентоспособность российского сервисного комплекса может быть обеспечена созданием современных высокотехнологичных аппаратных комплексов и оборудования для всего комплекса геологоразведочных работ, в том числе для работы на арктическом шельфе.
Отечественные нефтегазосервисные компании используют в работе оборудование, изготовленное в нашей стране. При этом осталось несколько производителей из бывших лабораторий Миннефтепрома, Мингазпрома и Мингео, которые выжили в постсоветские годы. Однако при выпуске оборудования отсутствует синхронизация между производителями. В недостаточном объеме ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР). В результате российские нефтегазовые и сервисные компании сталкиваются с серьезными проблемами.
Во-первых, это технологичность и сложности в получении геолого-геофизической информации: отсутствие высокотехнологичных сканеров, испытателя пласта и гидродинамического каротажа, ограничение геофизических данных о пласте. Во-вторых, внешнеполитические риски: продолжающееся ужесточение санкционного давления на нашу страну и, как следствие, ограничение доступа к зарубежным технологиям. В-третьих, производственные издержки, связанные с тем, что сроки исполнения работ отечественных предприятий существенно выше, чем у западных компаний, а оборудование некоторых российских производителей зачастую не стыкуется между собой. И наконец, в-четвертых: нехватка специалистов высокого класса для проведения работ.
Многие проекты «Газпрома» изначально были ориентированы на использование в процессе строительства скважин специализированных комплексов зарубежных компаний. Однако изменения внешней среды приводят к необходимости оперативного пересмотра технологических решений и поиска альтернативных вариантов для продолжения работ без потери геологической информативности. Данные ограничения коснулись в том числе и направления геофизических исследований, и работ в скважинах (ГИРС). Считаю, что выход из неблагоприятной тенденции на рынке высокотехнологичных геолого-геофизических систем следующий.
Прежде всего требуется централизованный и консолидированный подход к решению вопросов с участием государства и нефтегазовых компаний, с привлечением ведущих отраслевых научных центров, приборостроительных предприятий и профильных вузов, имеющих в портфеле разработок готовые технологии, не уступающие зарубежным аналогам.
Целесообразно участие государственных структур и нефтегазовых компаний в финансировании и разработке НИОКР в ГИРС, централизованные инвестиционные программы, направленные на финансирование развития геофизического приборостроения, проведение опытно-промышленных работ, внедрение в производство.
Дополнительно должна быть двусторонняя связь государства с нефтегазосервисными компаниями и государственная поддержка по стратегическим направлениям при проведении ГРР и разработке нефтегазовых месторождений, которые имеют сложные и ежегодно усложняющиеся горно-геологические условия проведения ГИРС. Данные условия требуют значительных финансовых затрат и вложений, начиная с этапа разработки и завершая внедрением в производство указанной аппаратуры, показатели окупаемости инвестиций по которым ниже себестоимости изготовленного оборудования.
Учитывая, что недропользователь может проводить поисково-оценочные и разведочные работы только в пределах лицензионных участков, со стороны государства необходимо активизировать подготовку перспективных участков для лицензирования, проводить региональные работы – сейсморазведочные работы 2D, бурение параметрических скважин, научно-исследовательские изыскания и работы. Как вариант, дать возможность крупным компаниям выполнять региональный этап работ в пределах нераспределенного фонда недр без получения лицензии и в случае выявления перспективных объектов и площадей получить без конкурса лицензию на район, где компания проводила изыскания.
Импортозамещение в геологоразведке
– А какая работа проводится в поисково-разведочном секторе «Газпрома» в рамках программы импортозамещения?– Целенаправленная работа на этом направлении ведется постоянно. Многое что сделано, а еще больше предстоит сделать в ближайшей перспективе.
Например, мы уже применяем отечественные специальные комплексы ГИС, направленные на анализ коллекторских свойств, построение и уточнение литологической модели вскрываемого разреза, локализацию интервалов трещиноватых зон при изучении сложных геологических объектов, в том числе по месторождениям Восточной Сибири.
В сейсморазведке ведем работы по созданию донных 3D-станций. Так, проходит испытания донная регистрирующая система «Краб». Комплекс разработан специализирующимся на донных регистрирующихся системах «Морского технического центра» – дочерней компанией «Научно-производственного предприятия (НПП) «Авиационная и морская электроника». Он предназначен для выполнения всех видов сейсморазведки: поиск углеводородов, мониторинг месторождений, инженерные работы. Построен на основе четырех канальных сейсмических донных станций, которые размещаются в судовых геофизических лабораториях на базе морских контейнеров – по 400 станций в одной лаборатории. Промышленным производством донных станций «Краб» и контейнеров-лабораторий занимается «НПП «Авиационная и морская электроника». В 2018‒2019 гг. изготовлено 2,8 тыс. станций и 7 контейнеров-лабораторий в рамках договора с «МАГЭ». В позапрошлом году с использованием этой системы проведена морская сейсморазведка МОГТ (метод общей глубинной точки) 3D в акватории Охотского моря. По результатам испытаний ведется аппаратная доработка комплекса.
Акустическим институтом имени академика Н.Н. Андреева («АКИН») разработана система акустического позиционирования «Пикет». Она предназначена для выполнения навигационного сопровождения сейсморазведки с донным регистрирующим оборудованием. Позволяет с необходимой точностью раскладывать донные станции и определять их местонахождение с помощью прикрепленных к ним гидроакустических датчиков-транспондеров. Позиция транспондеров определяется с помощью гидроакустической антенны-трансивера, расположенной на гидрографическом судне.
Помимо этого, идет доработка виброисточников отечественного производства «Батыр». С их применением проводилась сейсморазведка МОГТ 3D на Левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ). При испытаниях приборы показали неплохой результат и после некоторой доработки в перспективе могут стать прекрасной заменой импортным аналогам.
В декабре прошлого года мы провели собственными силами первые уникальные работы по гидродинамическому каротажу на скважинах Тамбейского ГКМ на Ямале. Подобные виды работ на объектах «Газпрома» ранее выполнялись иностранными компаниями. Гидродинамический каротаж модулем испытателя пластов с возможностью многократного отбора представительных проб пластового флюида и глубинного анализа осуществляла геофизическая партия нашего научно-производственного филиала «Оренбурггазгеофизика».
Также мы ведем подготовку проектной документации на разработку оборудования для опробования продуктивных пластов на кабеле в открытом стволе скважин. Это необходимо для повышения эффективности проведения ГРР на шельфе. Такие приборы должны быть модульными с возможностью проведения неограниченной откачки пластового флюида из пласта и герметизацией точки отбора от скважинного пространства; иметь возможность менять давление откачки и депрессию; контролировать в режиме реального времени параметры и свойства откачиваемого флюида с последующим отбором кондиционных проб пластовой воды и углеводородов (не менее девяти проб). Пробоотборники должны иметь компенсацию давления, проводить гидродинамические исследования интервала. Российских аналогов таких приборов на сегодня нет. Их разработка включена в Государственную программу «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 годы». Курируют это направление «Крыловский государственный научный центр» и «Газпром». Сейчас эта работа проходит стадию разработки проектной документации и создания опытных образцов.
Технологии оптимизации
– В последние годы высокую эффективность показала технология исследования гидродинамических параметров продуктивных пластов в открытом стволе скважин с использованием современных приборов на кабеле. В чем ее суть?– Оптимизация проведения испытаний скважин в колонне с частичной заменой на опробования продуктивных пластов позволила нам при проведении ГРР в Карском море заканчивать строительство скважин глубиной до 2700 м и вскрытыми потенциально продуктивными пластами (более трех) за один летне-осенний навигационный сезон. Район отличается сложными природно-климатическими и логистическими условиями. Навигационный (межледовый) период составляет всего 3,5 месяца. За это время недропользователь при строительстве поисково-оценочной или разведочной скважины глубиной 2,5 км может выполнить работы по испытанию только двух объектов в эксплуатационной колонне. Поэтому ранее испытания скважин приходилось переносить на следующий год. Также, по данным навигационных и инженерных изысканий на объектах, расположенных в транзитной зоне, ледообразование там достигает глубин до 20 м, а на глубоководных объектах, расположенных в центральной части акватории, отмечаются пропахи грунтов ледовыми телами. Все это ставит под угрозу выполнение работ по строительству скважин в два полевых сезона в связи с риском повреждения устья скважины. Таким образом, экономическая эффективность использования данной методики на шельфе Карского моря только за 2017‒2020 годы превысила 30 млрд рублей.
Кстати, также мы успешно оптимизируем процессы геологоразведки и на суше. Так, в целях построения скоростной модели верхней части разреза с последующим учетом в камеральной обработке сейсморазведочных работ, проведенных вибрационным методом, проводится полевая электроразведка 3D мЗСБ – это метод малоглубинного зондирования становлением поля в ближней зоне. В настоящее время он используется в работах на Тамбейской группе месторождений.
– Какие еще технологии и подходы внедряются «Газпром недра» для оптимизации ГРР?
– Сегодня один из текущих ключевых проектов – сейсморазведка на Харасавэйском месторождении, которую мы выполняем по технологии «Броадсвип», разработанной отечественной компанией – «НПП «Спецгеофизика» (Научно-производственное предприятие «Специальные геофизические системы данных»). С этой организацией мы имеем многолетний опыт сотрудничества по направлению внедрения новых технологий сейсморазведки. При этом важно подчеркнуть, что технология «Броадсвип» не имеет мировых аналогов. Излучаемый вибрационным источником сигнал имеет специальную форму, что позволяет существенно расширить именно регистрируемый частотный диапазон. Генерация низких частот примерно с 3 Гц позволяет увеличить глубинность сейсмических исследований, а более интенсивная накачка высокими частотами – повысить разрешенность сейсмических данных.
Таким образом, мы решаем две диаметрально противоположные задачи. Второе направление, связанное с этой технологией, – это обработка широкополосных данных «Броадсвип». Получается, что применение этой технологии дает возможность получить гораздо больше информации при тех же затратах на геологоразведку. Дополнительная информация широкополосных данных «Броадсвип» позволит значительно повысить детальность построения геологических моделей месторождений во всем интервале нефтегазоносности и оптимизировать разработку месторождений. В настоящее время помимо Харасавэйского месторождения технология «Броадсвип» используется в сейсморазведочных работах и на Бованенковском месторождении, где мы ожидаем получить такой же результат в плане повышения информативности сейсмических данных.
Кластерный подход
– Учитывая все обстоятельства и изменения, происходящие в мире, «Газпромом» пересмотрены ключевые моменты программы поиска, разведки и освоения месторождений на континентальном шельфе Карского и Баренцева морей. В основу программы проведения ГРР на 2021‒2023 гг. положен комплексный кластерный подход, расставлены приоритеты реализации первоочередных проектов.В частности, определены три кластера последовательного освоения ресурсов углеводородов на шельфе Карского моря. Для проведения первоочередных ГРР основным является газопромысловый Кластер I, включающий в себя Ленинградское ГКМ, которому отводится роль якорного месторождения на шельфе Карского моря. Именно здесь предлагается отработка полигона созданных в России подводных добычных комплексов (ПДК) и их апробация в арктических условиях. Близость месторождения к Бованенковскому НГКМ, Крузенштернскому и Харасавэйскому ГКМ позволит оптимизировать затраты на его обустройство за счет использования уже имеющейся береговой газопромысловой инфраструктуры.
В пределах Кластера I также расположены открытые газоконденсатные месторождения им. В.А. Динкова и Русановское. Но они относятся к категории сателлитов – их освоение будет зависеть от разработки Ленинградского ГКМ.
Реализация масштабных мероприятий, направленных на освоение данных кластеров, потребует значительных инвестиций. Однако, при системном подходе и схожести всех объектов внутри кластера, затраты на освоение будут оптимизированы. Учитывая все это, первостепенной задачей ГРР на приямальском шельфе Карского моря в ближайшие три года является завершение разведки и подготовка к разработке промышленных запасов газа Ленинградского ГКМ.
К газопромысловому Кластеру II отнесены газовые месторождения прибрежной полосы полуострова Ямал в пределах Нярмейского, Скуратовского и Белоостровского лицензионных участков. В 2019 и 2020 гг. «Газпромом» открыты 2 крупных газовых месторождения: Нярмейское и «75 лет Победы». В пределах кластера завершены сейсморазведочные работы 3D. Отличием от первого кластера являются его физико-географические и батиметрические условия. Реализация программы буровых работ на данном кластере возможна с использованием самоподъемной буровой установки. Освоение месторождений в пределах данного кластера будет проводиться непосредственно после введения в эксплуатацию Кластера I.
Кластер III является газоперспективным и объединяет потенциальные газовые структурные ловушки, объекты в пределах Амдерминского, Обручевского и Западно-Шараповского лицензионных участков. Гидрометеорологические и батиметрические условия кластера практически аналогичны условиям Кластера I. Данный кластер, в отличие от двух предыдущих, находится в начальной стадии поисковых работ. В 2022‒2023 гг. здесь планируется выполнение сейсморазведки 3D и оценка ресурсной базы. Реализация последующих ГРР в пределах Кластера III предстоит не ранее 2028 г.
Два других кластера расположены в Баренцевом море. Первый из них – Штокмановский газопромысловый Кластер IV. Первостепенной задачей ГРР здесь является увеличение инвестиционной привлекательности освоения якорного ресурсообразующего Штокмановского ГКМ за счет доразведки месторождений-сателлитов – Ледового и Лудловского. Кластер IV, включающий эти два месторождения, является главным на шельфе Баренцева моря для проведения ГРР в ближайшие три года. Доразведка сателлитов позволит увеличить запасы газа до 5 трлн куб. м. А схожие физико-географические и геолого-технические характеристики позволяют рассматривать их освоение совместно со Штокманом. Между тем важным критерием доразведки месторождений данного кластера является всесторонняя оценка единого подхода к реализации инфраструктурных морских и береговых проектов обустройства, транспортировки и переработки природного газа, включая возведение СПГ-завода, в селе Териберка Мурманской области. Батиметрические условия этого района позволяют привлечь для проведения ГРР только полупогружную плавучую буровую установку (ППБУ), а обустройство и добычу газа месторождений предполагается вести с помощью ПДК.
И наконец, газоперспективный Кластер V объединяет структурные ловушки углеводородов в Баренцевом море – Ферсмановскую, Демидовскую и Медвежью, которые подготовлены к бурению сейсморазведкой 3D. Поисковое бурение здесь пока не проводилось. Начало работ по поисково-разведочному бурению в данном кластере запланировано на вторую фазу программы ГРР «Газпрома» на арктическом шельфе. Учитывая батиметрические условия, проведение буровых работ возможно с привлечением ППБУ.
В ближайшие три года впервые «Газпромом» будут использованы новые технико-методические решения ГРР – проведение разведочного бурения с одной ППБУ в двух акваториях в один межледовый период на шельфе Баренцева и Карского морей. В результате ожидается снижение затрат на строительство скважин, которое может составить до 20%. Если использовать собственную ППБУ «Газпрома», стоимость строительства скважин также уменьшится за счет сокращения расстояний мобилизации и демобилизации буровой установки, оборудования и материалов сервисных компаний.
Завершение ГРР на газовых объектах арктического шельфа за счет кластерного подхода позволит сократить привлекаемый объем инвестиций для освоения морских месторождений. Единый подход к обустройству объектов в пределах каждого из кластеров исключает необоснованные экономические издержки и в перспективе позволит установить стандарт по промышленному освоению шельфовых ресурсов.
– С чем связаны дальнейшие перспективы развития «Газпром недра»?
Не так давно мы создали дочернее предприятие – «Газпром недра развитие». Его деятельность будет связана с предоставлением высокотехнологичных сервисных услуг на внутреннем и международном нефтегазовых рынках, привлечением новых технологий и ведущих специалистов на объекты Группы «Газпром».
Автор: Д. Кириллов
