А.Мандель. О повышении КИНа на шельфовых проектах. Газпром нефть шельф мандель


Топ-менеджер «Газпром нефть шельфа» построит под Тверью завод полимеров за $4 млрд

Александр Мандель владеет 25,5% ООО «Синвек»

Александр Мандель владеет 25,5% ООО «Синвек»

Алексей Куденко / РИА Новости

Компания ООО «Синвек» (CINVEC, Chemical Investment Company) планирует построить в Тверской области предприятие по производству полиолефинов, сообщила в четверг пресс-служба регионального правительства. Ее партнеры – ОАО «Строительно-промышленная инвестиционная корпорация АККОРД», китайские CPEIC и Sinopec Engineering inc.

Инвестиции в строительство комплекса по переработке природного газа и выпуску полиэтилена и полипропилена – около $4 млрд. «В октябре этого года стороны подписали соответствующее соглашение, включающее и схему финансирования проекта, по которой 85% средств обеспечат китайские партнеры. В ближайшее время будет подписан еще один документ, уточняющий ряд деталей», – говорится в сообщении.

Китайские компании готовы осуществить проектирование и строительство проекта и в случае подписания с ними контракта привлечь под этот контракт финансирование китайских банков, рассказал знакомый топ-менеджера одной из сторон сделки. «Сегодня развитие таких проектов в промышленности – государственный приоритет. Правительство региона готово оказывать поддержку на всех этапах реализации намеченных планов», – заверил губернатор Тверской области Андрей Шевелёв.

Представитель Тверской области не ответил на запрос. Получить комментарии китайских компаний и «Синвек» не удалось.

«Синвек» создана в июле 2014 г. Основной вид деятельности – производство пластмасс и синтетических смол в первичных формах. По 25,5% компании принадлежат Александру Манделю (председатель совета директоров) и Якову Манделю, по 24,5% – у Александра Войтовича и Андрея Касенко. С 2008 по 2013 г. Александр Мандель возглавлял «Газпром нефть шельф» («дочка» «Газпром нефти»), сейчас – советник гендиректора компании. Помощник Манделя от комментариев отказалась.

Сейчас дефицит полиэтилена в России составляет 400 000 т, говорил в июле министр энергетики Александр Новак, передавал «Интерфакс». По словам чиновника, в течение 2017–2019 гг. он будет ликвидирован за счет ввода проектов на Новоуренгойском ГХК (реализует «Газпром») и на Ангарском заводе полимеров («Роснефть»). С 2020 г. после ввода комплекса "Запсибнефтехим" в Тобольске (проект "Сибура") ожидается устойчивый профицит полиэтилена. «Все новые проекты строительства мощностей – в частности, по производству полипропилена – будут реализованы в условиях профицита данного полимера», – сказал Новак. С 2013 по 2020 г. среднегодовой рост потребления полипропилена в России ожидается на уровне 3,7%, полиэтилена – 1,5% (данные «Сибура»).

«Синвек» придется работать на очень конкурентном рынке, резюмирует аналитик Газпромбанка Александр Назаров. По его оценке, мощность предприятия может составить 400 000–500 000 т. Главный вопрос – это доступ к сырью. Вероятный вариант – получать газ из единой газотранспортной системы «Газпрома», говорит он.

Предприятию потребуются миллиарды кубометров газа, говорит руководитель информационно-аналитического центра Rupec Андрей Костин. В 2013 г. потребление газа в Тверской области составило 4,2 млрд куб. м (данные ЦДУ ТЭК). «Проект пока выглядит очень сырым», – считает Костин. У китайских компаний нет соответствующих технологий, отмечает он. «Маловероятно, что проект сможет получить низкую себестоимость и конкурировать в Европе или Китае. Поэтому предприятие, скорее всего, будет ориентировано на внутренний рынок», – говорит Костин. В последнее время китайские компании активны на российском рынке. Sinopec купит не менее 10% «Сибура». Сделка должна быть одобрена правительственной комиссией по иностранным инвестициям. Ожидается, что она будет закрыта к 1 декабря. СhemChina договорилась о покупке у «Роснефти» до 51% ВНХК. У «Роснефти» остается контроль, говорил ее президент Игорь Сечин: «Самое главное – они будут организовывать финансирование».

www.vedomosti.ru

В море углеводородов — ПАО «Газпром нефть»

Интервью советника генерального директора ООО «Газпром нефть шельф» Александра Манделя

Журнал «Газпром»

Александр Мандель

На вопросы журнала отвечает советник генерального директора ООО «Газпром нефть шельф» Александр Мандель

Стремимся к максимальному КИНу

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

— CCCР, а в последствии Россия накопили большой опыт работы в Арктике — это и арктические экспедиции, и работа Севморпути, и круглогодичная эксплуатация морского порта Дудинка и т.д. Кроме этого, по проектам Приразломная, Штокман, Обская и Тазовская губы (Каменомысская, Северо-Каменомысская) проведен большой комплекс инженерно —геологических изысканий и ледовых исследований в этих районах с участием НИИ Арктики и Антарктики, ЦНИИ им. акад. А. Н. Крылова, ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева и т.д.

В результате мы углубились до тонкостей в понимании ледовой обстановки, ветровых, волновых нагрузок, т.е. изучили природно-климатические условия районов лицензионных участков, а так же 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 доставила геология или технологии?

— Это комплексный вопрос. Учитывая гидродинамическую и геологическую модели продуктивных пластов, а так же 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 не простой. Мы изучили опыт разработки 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 3-х —4-х 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 — начало 2016 года?

— Да, к тому моменту у нас будет достаточно информации, и при необходимости будут внесены корректировки в проект разработки месторождения. Но решение по бурению боковых стволов будет приниматься на более поздней стадии. Кроме того, на Приразломном будут пробурены 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 50% — очень хороший результат. Норвежцы лишь на некоторых месторождениях его достигли. 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 КИН и рентабельность — это взаимосвязанные показатели. Цена технологий при увеличении КИН 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.

— 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, ледовых нагрузок, которые в Печерском море могут составлять десятки тысяч тонн. Опорная часть — это двухкорпусная металлоконструкция, залитая бетоном, толщиной более 3 метров. В местах, где происходит соприкосновение со льдом, используется плакированная сталь. Верх опорной части представлен противоволновым дефлектором.

Носитель получился очень надёжным. В нём размещается нефтехранилище, в котором нефть хранится «мокрым» способом. То есть 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 баластная, водозаборная системы и т.д. В ней установлены катодные и анодные защиты и 86 датчиков, которые измеряют воздействия на конструкцию, контролируют положение платформы, сопряжённость конструкции с морским дном и т.д. Эти датчики разработаны Норвежским геотехническим институтом при участии ЦКБ «Рубин» — отечественное конструкторское бюро, имеющее 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 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 все, 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 5 — 7 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 3-х месяцев. Поэтому с учетом природно — климатических, геологических условий, глубин воды (транзитная зона, средние глубины 15–100 м и глубоководные более 100 м) применяемые технологические решения на месторождениях будут отличаться.

В целом чем толще лед, тем выше требования к конструкциям платформы. С мой точки зрения, при глубинах более 60 м в ледовых условиях необходимо рассматривать подводные технологии. Каждое месторождение требует отдельного изучения, чтобы найти самое эффективное решения 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, обеспечении. Они обладают современными, инновационными технологиями, оборудованием и морской техникой, высоким производственным потенциалом (сингапурские, южно-корейские судоверфи и другие производители высококачественного геофизического, бурового, технологического оборудования для обеспечения технологий и т.д.), 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 даёт хороший эффект.

Конечно, российский шельф имеет большой потенциал с большими ресурсами углеводородов, которые привлекают зарубежные компании. Геологическая изученность шельфа пока составляет только 5 — 10 %, при этом вероятность открытия и в последствии освоения крупных месторождений очень высокая. 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 90-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 3 раза, а технико-технологические характеристики намного улучшились.

— И цена нефти повысилась.

— 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?

— Если считать укрупнено, то получается около 30 скважин, в основном — поисковые и геолого — разведочные. В Печерском море — это месторождения Приразломное, Варандей, Медынское, Долгинское. В Обской и Тазовской губах — месторождения Северо-Каменномысское, Каменномысское, Адерпаютинское, Чугорехинское и т.д. В рамках проекта Сахалин-3 — это Киринский блок (Южно-Киринское, Киринское месторождение). А еще Штокмановское месторождение, месторождение Харасавей в Карском море и т.д.

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 учёные, инженеры и испытывали новые разработки — долот, буровые растворы, забойные двигатели и т.д. Но со временем, в связи с большим объёмом и легкостью западно — сибирской нефти, вложения в новые разработки постепенно сокращались, что повлекло снижение развития новый техники и технологий.

К счастью в 70-х годах Председатель Совета министров СССР Алексей Косыгин настоял на том, что работы на шельфе нам необходимы для наработки опыта, с учетом широкомасштабных работ 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 и т.д.

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. Так что работа по освоению шельфа закипела.

После распада Советского Союза работы на шельфе были приостановлены примерно на 10 лет, что стало большим уроном и потерей для нефтегазовой промышленности.

Также надо отметить, что в 80-е годы Министерством газовой промышленности и предприятиями Зарубежнефть, Вьетсовпетро, Сахалинморнефтегаз, Черноморнефтегаз и др. было открыто, введено в разработку месторождение Белый тигр на шельфе Вьетнама и достигнут уровень добычи более 14 млн. тонн в год. Всё это произошло при участии многих отраслей производства СССР: поставлялось буровое, добычное, технологическое и другое оборудование. Было налажено изготовление платформ на базе Вьетсовпетро, где сначала работали советские специалисты, постепенно замещаемые вьетнамскими.

Машиноимпорт и итальянская компания TNL, с привлечением производственного объединения Сахалинморнефтегаз и его СПБУ «Сахалинская», провели геолого — разведочные 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 объём работ на шельфе СССР (Баренцево и Карское моря, Чёрное и Азовское, Сахалинский шельф в Охотском море, Каспийское море, Белое море), а также во Вьетнаме, создав предпосылки для полномасштабного освоения шельфа.

Во Вьетнаме «Сахалинморнефтегаз» мобилизовал часть плавучих буровых установок и судов в межнавигационный период, т.е. 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 перспектива есть. Нам эта страна была интересна ещё и потому, что там есть условия для работы круглый год. Правда, оказалось, что в осеннее — зимний период большие шторма, и в эти 4 — 5 месяцев сильно не развернешься. Для работы на шельфе Вьетнама была мобилизована часть судов, плавучих буровых установок Сахалинморнефтегаза, а также построенные по заказу Вьетсовпетро. Вся работа выполнялась Вьетсовпетро, как оператором проекта, с участием привлечённых 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, какие направления вы бы предложили?

— Стоимость платформ зависит от массо-габаритных размеров оборудования и материалов. Так, на 1 кг оборудования необходимо создать 4 — 6 кг металлоконструкций, а также применять высокотехнологическое и высокопроизводительное оборудование, чтобы оптимизировать и минимизировать стоимость проектов. Во — первых, применение композитных материалов, комплектующих снижает капитальные и эксплуатационные расходы. Во-вторых, необходимо развивать переработку нефти и газа, т.е. нефтегазохимию, где добавочная стоимость в 3 — 4 раза больше.

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

— Конечно. Ведь металл рано или поздно коррозирует, как бы он не был обработан. Тем более в море. Композит более долговечный, проще в эксплуатации и строительстве.

Для решения комплекса вопросов при освоении шельфа инжиниринговое управление проектом имеет первостепенное значение. Компании с головой уходят в текущую деятельность — подготовку, организацию производства, добычу и т.д. А рядом должен стоять инжиниринг, который занимается будущим: понимая специфику производства и его нужды, организовывать НИОКР, внедрять технологии и т.д. Если посмотреть более глобально, то необходимо более гибкое производственное обеспечение работ. Нельзя жить только сегодняшним днём. 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 хорошо.

Пример из жизни. При проведении ГРР в Обской губе были выдвинуты жёсткие экологические условия. Природа и биота там уникальны. 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 по технологическим — не до конца выполнял свои функции. Мы с институтом доводили его 3 года — продукт стал идеальным. Долго? Может быть. Но оправдано? Да.

— То есть нужно восстановить систему, при которой производство диктовало 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 сейчас отечественная наука готова к такому взаимодействию, по вашему опыту?

Все готовы, только надо поставить задачу. Хорошие специалисты есть, их нужно объединить и поддерживать, воспитывать и развивать перспективную молодёжь, 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 удалённых месторождений: развитая инфраструктура находится далеко, а необходимы энергообеспечение, надёжная связь, аэро-обеспечение. Нам хотелось бы использовать атомные подводные блок-модульные электростанции со сроком перезарядки до 30 лет. Мы к этому идем. Можем выпускать буровые суда, танкера с атомной энергетикой, где уже перезарядка составляет 1 раз в восемь лет. Новые реакторы уже появились, идёт 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 лёд 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 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 массо — габаритных размерах. Вместе все это вместе дает хороший результат. Также необходимо применять системы турельного позиционирования, когда система крепится ко дну, устойчивость повышается, позволяет прекрасно работать в сложных ледовых условиях.

Унификация

— Размер производственных площадей на остальных предприятиях не создаёт 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 ещё воспитать судостроителей нефтегазовой направленности, что бы они понимали, какое оборудование, для чего и что с ним делать.

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

— В связи с тем, что в одну корзину все складывать нельзя, я бы укреплял сотрудничество с Южной Кореей и Китаем. Тридцать 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 взаимное сотрудничество.

— Где, по вашем мнению, сейчас на нашем шельфе имеет смысл развивать добычные проекты?

— Баренцево и Карское моря. Они неплохо изучены. А вот море Лаптева, Восточное-Сибирское море, Берингово — тут поле непаханое, там могут быть большие и пока неучтённые запасы, да и природно — климатические условия тяжёлые, логистика сложная.

Ещё 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 всё 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.

www.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

«Газпром нефть шельф» боится независимой экспертизы?

frontpageingressimage_The-Prirazlomnoe-offshore.jpg

«Газпром Нефть Шельф» – один из основных подрядчиков проектов освоения двух крупных углеводородных месторождений на шельфе Арктики – Штокмановского и Приразломного. Как известно до освоения Штокмана ещё далеко, а вот судьба «Приразломного» уже решена. Сейчас в Мурманске завершается создание одноимённой нефтяной платформы, которая в конце лета будет отбуксирована в Печорское море.

Приразломное месторождение – это первый российский проект по освоению нефтяных ресурсов Арктики, который не имеет аналогов в мире. Месторождение открыто в 1989 году на шельфе Печорского моря, в 60 километрах от материка. Продуктивные горизонты относятся к пермско-каменноугольным отложениям и залегают в интервалах на глубине 2300-2700 метров. Для их разработки предусматривается строительство 40 скважин, из которых 19 добывающих. Разведанные запасы нефти составляют 77 миллионов тонн, а в год планируется добывать 6,6 миллионов. Глубина моря там 20 метров, что явно удобно для установки нефтяной платформы.

Сложности проекта

А вот другие факторы говорят лишь о сложности проекта. Во-первых, это погодные условия – сильные шторма осенью и высокие ледовые нагрузки зимой. Зимний период здесь длится 9 месяцев, а толщина льда составляет до 1,7 м и торосов (застывших ледяных глыб) до 3,5 м. Во-вторых, неразвитая инфраструктура – на берегу практически нет дорог, предприятий и нормальной связи.

Однако это не смущает «Газпром», который принял программу освоения Арктики на много лет вперёд. Для «Приразломного» уже создана транспортная система вывоза нефти и снабжения, состоящая из специально построенных ледоколов – снабженцев, танкеров ледового класса и других судов.

В Мурманске, на 35 судоремонтном заводе, достраивается нефтедобывающая платформа, названная в честь месторождения. До конца лета планируется завершить монтаж оборудования, трубопроводов, изолировочные и окрасочные работы, затяжку 900 км электрического кабеля, подключить электрооборудование, выполнить регулировочные и пуско-наладочные работы, провести испытания систем и механизмов «вхолостую». Кроме того, нужно сделать то ради чего её собственно притащили из Северодвинска – провести балластировку бетоном опорного основания (кессона) платформы. Малые глубины Северной Двины не позволяли это сделать.

Кроме того, скоро начинается создание береговой инфраструктуры – как рядом с месторождением, так и на расстоянии. «Газпром нефть шельф» уже договорился об использовании базы «Газфлота», которая будет создана на берегу Кольского залива. Таким образом, Мурманск станет главной перевалочной точкой грузов для Приразломного. Так же в городе создадут Центр подготовки специалистов морских специальностей. Там будут готовить по 3 тысячи человек в год.

Эту и другую информацию о работе компании и о собственной роли в освоении шельфовых богатств Арктики и Дальнего Востока глава «Газпром нефть шельф» излагал так долго, что большинство журналистов разъехались, так и не задав своих вопросов. Остались самые терпеливые из них – для того, чтобы спросить говорливого директора про экологическую безопасность проекта.

Как известно, экосистема Арктики одна из самых хрупких в мире, а любая добыча нефти в море имеет серьезные риски. Достаточно вспомнить последние события на юге США. Но Александр Мандель уверяет, что добыча нефти на Приразломном будет происходить не по такой технологии, что применялась англичанами в Мексиканском заливе.

Недооцененные риски

«Там произошел взрыв из-за присутствия большого количества попутного газа, а в нашем случае нефтяного газа выделяется очень мало. Такова специфика месторождения. Поэтому взрыв и разрушение скважин невозможен, – сообщил Александр Мандель. – А тот газ, что всё-таки образуется, мы будем использовать для своих нужд, а избыток отправлять на материк. Кроме того, у нас на трубах предусмотрено множество задвижек, которые в случае чего быстро перекроют поступление нефти. Кнопки управления ими установлены во многих местах платформы».

С такой оценкой причин аварии в Мексиканском заливе не согласны эксперты Беллоны. «На самом деле причиной аварии послужили халатность персонала, использование некачественных материалов и недооценка экологических рисков. Все это с абсолютно такой же долей вероятности может произойти и на Приразломном месторождении, – считает координатор энергетических проектов Беллоны-Мурманск Нина Лесихина. – Только последствия будут значительно серьезней, если в воды Арктических морей попадет 660 тысяч тонн нефти, как это случилось в США».

Компания разработала систему предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефти и подготовила стандартный набор сил и средств, применяемый сейчас всеми нефтяными фирмами. Постоянную аварийно-спасательную вахту у платформы будут нести ледоколы-снабженцы. Они оснащены необходимым оборудованием – для локализации нефтяного пятна: есть боновые ограждения, а для сбора разлитой нефти – скиммеры и специальные тралы. То есть она подготовила минимальный набор, требуемый по законодательству. Вот только хватит ли его для ликвидации разлива в условиях Арктики?

По мнению Нины Лесихиной, для ликвидации аварийного разлива нефти в Мексиканском заливе было задействовано 6500 судов, 125 самолетов, подтянуто 6 буровых платформ, 48 тысяч жителей из 5 штатов США чистили побережье. Ничего подобного за всю историю Соединенных Штатов в территориальных водах США не происходило. Стоимость операции составила 11 миллиардов долларов.

«К сожалению, компания «Газпром нефть шельф» не учла опыт BP и уже сейчас совершает серьезную ошибку, недооценивая последствия возможной аварии и объем необходимых сил и средств реагирования. Так, например, в качестве максимально возможного объема разлива нефти с платформы Приразломная берется 1500 тонн, в то время, как на платформе в Мексиканском заливе разлив нефти составил 668 500 тонн», – рассказала эксперт Беллоны.

Результаты официальной экспертизы вызывают сомнения

Общественные экологические организации Мурманской области не доверяют результатам государственной экологической экспертизы. Они предложили «Газпром нефть шельфу» провести независимую экспертизу проекта освоения нефтяного месторождения «Приразломное», однако компания явно тормозит её начало, предлагая экспертам прибыть для изучения документов в свой главный московский офис в строго определенный день и только в вечерние часы. Причем документы нельзя копировать и выносить.

Неадекватное возмущение господина Манделя вызвал вопрос экологов о том, почему так происходит. «Мы связаны государственной тайной! Эти бумаги имеют гриф «Секретно», за нами строго следят органы. А вы отказываетесь подписывать обязательства о не разглашении информации, – бушевал директор. – И вообще надо ещё узнать, как вы сюда проникли. Мы звали только журналистов», – возмущался он, подпрыгивая от негодования.

«Это просто безобразие, – возмущён ответом координатор проектов Баренцевоморского офиса WWF Вадим Краснопольский. – Нам не нужны никакие секретные документы! Мы просим предоставить то, что положено по закону, и имеется в свободном доступе. Чтобы эксперты могли работать с ними не в бункере нефтяников, а в своих офисах в Мурманске, Петербурге, Уфе, Красноярске, да хоть на Луне! Ну, ничего, «Штокман Девелопмент АГ» тоже пытался нас «строить», но всё же пошел на попятную. Будем настаивать на своём и дальше».

Председатель правления Беллоны-Мурманск Андрей Золотков считает, что такие трагические события как Саяно-Шушенская ГЭС, Мексиканский залив, Фукусима доказали что нужен не замыленный взгляд на развитие крупных уникальных проектов. Эта экспертиза и будет таким взглядом.

«Специалисты «Газпром нефть шельфа» это всё понимают, но разговаривают как атомщики – «у нас всё безопасно!». Это для них как молитва. Но есть другая точка зрения людей, которые могут посмотреть совершенно другим взглядом, задать неожиданные вопросы. Но для этого нужно прочитать документы! А их не дают. Похожее, кстати, сейчас происходит и на Кольской АЭС – фотографировать можно, а электронный вид не предоставляют. Можно предположить, что, таким образом, на пустом месте, создают аргументы для критики в свой адрес», – подвел Золотков неутешительный итог этого разговора.

По словам Нины Лесихиной, в настоящее время ни российские, ни иностранные компании не обладают достаточным опытом и технологиями для безопасного освоения Арктики. «Поэтому мы призываем Правительство России к введению моратория на освоение нефтегазовых месторождений в Арктике с целью сохранения ее уникальной природной среды, а также предотвращения дальнейшего изменения климата», – рассказала Лесихина.

bellona.ru

ООО "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" - г. Москва

Компания "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ", дата регистрации – 26 июня 2007 года, регистратор — Межрайонная Инспекция Федеральной Налоговой Службы №46 по г. МОСКВЕ. Полное официальное наименование — ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ". Юридический адрес: 115162, г. МОСКВА, ул. ЛЕСТЕВА, д. 8, корп. 1. Телефоны/факсы: +7 (495) 221-99-28. Основным видом деятельности является: "Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр". Организация также зарегистрирована в таких категориях как: "Геодезическая и картографическая деятельность", "Архитектурная деятельность", "Деятельность морского транспорта". Генеральный директор — Александр Яковлевич Мандель. Организационно-правовая форма — общества с ограниченной ответственностью. Тип собственности — частная собственность.

Регион

Россия, г. Москва

Регистрация

Компания "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" зарегистрирована 26 июня 2007 годаМежрайонная Инспекция Федеральной Налоговой Службы №46 по г. МОСКВЕ

ОКВЭД 2001

Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр

ОКВЭД 2017

Добыча сырой нефти и природного газа Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа Добыча сырой нефти

Генеральный директор

Мандель Александр Яковлевич

ОПФ

Общества с ограниченной ответственностью

Форма собственности

Частная собственность

Адрес

115162, г. МОСКВА, ул. ЛЕСТЕВА, д. 8, корп. 1

Телефон

+7 (495) 221-99-28

Факс

817-11-30

ОГРН

5077746978315

ИНН

7725610285

КПП

772501001

ОКПО

58035055

ОКАТО

45293590000

74.20.20

Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр

74.20.30

Геодезическая и картографическая деятельность

74.20.11

Архитектурная деятельность

61.10

Деятельность морского транспорта

63.12.22

Хранение и складирование газа и продуктов его переработки

11.10.20

Добыча природного газа и газового конденсата

73.10

Научные исследования и разработки в области естественных и технических наук

11.10.30

Сжижение и регазификация природного газа для транспортирования

45.12

Разведочное бурение

11.20.10

Предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата

11.10.11

Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа

23.20

Производство нефтепродуктов
  • Услуги по проектированию заводов по переработке промышленных и твердых бытовых отходов
  • Услуги в области каталогизации продукции
  • Работы графические для архитектурных, инженерно-технических и других целей прочие
  • Услуги по проектированию прочих инженерных сооружений
  • Услуги в области архитектуры, инженерно-технического проектирования и смежных областях
  • Услуги по предоставлению информации органам государственной власти и населению
  • Услуги инженерно-технического характера
Источник Дата Учредители
Статрегистр январь 2010
Статрегистр август 2008
Статрегистр сентябрь 2006
  • ОАО "РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ" (доля участия - 50%)
  • ЗАО "РОСШЕЛЬФ" (доля участия - 50%)
  • ОАО "РОСШЕЛЬФ" (доля участия - 50%)
  • ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" (доля участия - 50%)
Статрегистр январь 2008
Статрегистр январь 2009
Статрегистр октябрь 2012
ЕГРЮЛ февраль 2012
  • Открытое акционерное общество "Газпром" (доля участия - 100%)
ООО "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" 2014 2015 2016 2017
Выручка
Чистая прибыль

unfall.ru

ООО "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" - г. Москва

Компания "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ", дата регистрации – 26 июня 2007 года, регистратор — Межрайонная Инспекция Федеральной Налоговой Службы №46 по г. МОСКВЕ. Полное официальное наименование — ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ". Юридический адрес: 142770, г. МОСКВА, ПОСЕЛЕНИЕ СОСЕНСКОЕ, п. ГАЗОПРОВОД, 101. Телефоны/факсы: +7 (495719) 85-12. Основным видом деятельности является: "Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр". Организация также зарегистрирована в таких категориях как: "Геодезическая и картографическая деятельность", "Архитектурная деятельность", "Деятельность морского транспорта". Генеральный директор — Александр Яковлевич Мандель. Организационно-правовая форма — общества с ограниченной ответственностью. Тип собственности — частная собственность.

Регион

Россия, г. Москва

Регистрация

Компания "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" зарегистрирована 26 июня 2007 годаМежрайонная Инспекция Федеральной Налоговой Службы №46 по г. МОСКВЕ

ОКВЭД 2001

Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр

ОКВЭД 2017

Добыча сырой нефти и природного газа Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа Добыча сырой нефти

Генеральный директор

Мандель Александр Яковлевич

ОПФ

Общества с ограниченной ответственностью

Форма собственности

Частная собственность

Адрес

142770, г. МОСКВА, ПОСЕЛЕНИЕ СОСЕНСКОЕ, п. ГАЗОПРОВОД, 101

Телефон

+7 (495719) 85-12

Факс

817-11-30

ОГРН

5077746978315

ИНН

7725610285

КПП

772501001

ОКПО

58035055

ОКАТО

45293590000

74.20.20

Геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр

74.20.30

Геодезическая и картографическая деятельность

74.20.11

Архитектурная деятельность

61.10

Деятельность морского транспорта

63.12.22

Хранение и складирование газа и продуктов его переработки

11.10.20

Добыча природного газа и газового конденсата

73.10

Научные исследования и разработки в области естественных и технических наук

11.10.30

Сжижение и регазификация природного газа для транспортирования

45.12

Разведочное бурение

11.20.10

Предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата

11.10.11

Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа

23.20

Производство нефтепродуктов
  • Услуги по проектированию заводов по переработке промышленных и твердых бытовых отходов
  • Услуги в области каталогизации продукции
  • Работы графические для архитектурных, инженерно-технических и других целей прочие
  • Услуги по проектированию прочих инженерных сооружений
  • Услуги в области архитектуры, инженерно-технического проектирования и смежных областях
  • Услуги по предоставлению информации органам государственной власти и населению
  • Услуги инженерно-технического характера
Источник Дата Учредители
Статрегистр январь 2010
Статрегистр август 2008
Статрегистр сентябрь 2006
  • ОАО "РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ" (доля участия - 50%)
  • ЗАО "РОСШЕЛЬФ" (доля участия - 50%)
  • ОАО "РОСШЕЛЬФ" (доля участия - 50%)
  • ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" (доля участия - 50%)
Статрегистр январь 2008
Статрегистр январь 2009
Статрегистр октябрь 2012
ЕГРЮЛ февраль 2012
  • Открытое акционерное общество "Газпром" (доля участия - 100%)
ООО "ГАЗПРОМ НЕФТЬ ШЕЛЬФ" 2014 2015 2016 2017
Выручка
Чистая прибыль

unfall.ru

«Газпром нефть шельф» боится независимой экспертизы?

ingressimage_w500_platform_prirazlomnaya.jpg

«Газпром Нефть Шельф» — один из основных подрядчиков проектов освоения двух крупных углеводородных месторождений на шельфе Арктики — Штокмановского и Приразломного. Как известно до освоения Штокмана ещё далеко, а вот судьба «Приразломного» уже решена. Сейчас в Мурманске завершается создание одноимённой нефтяной платформы, которая в конце лета будет отбуксирована в Печорское море.

Приразломное месторождение — это первый российский проект по освоению нефтяных ресурсов Арктики, который не имеет аналогов в мире. Месторождение открыто в 1989 году на шельфе Печорского моря, в 60 километрах от материка. Продуктивные горизонты относятся к пермско-каменноугольным отложениям и залегают в интервалах на глубине 2300-2700 метров. Для их разработки предусматривается строительство 40 скважин, из которых 19 добывающих. Разведанные запасы нефти составляют 77 миллионов тонн, а в год планируется добывать 6,6 миллионов. Глубина моря там 20 метров, что явно удобно для установки нефтяной платформы.

А вот другие факторы говорят лишь о сложности проекта. Во-первых, это погодные условия — сильные шторма осенью и высокие ледовые нагрузки зимой. Зимний период здесь длится 9 месяцев, а толщина льда составляет до 1,7 м и торосов до 3,5 м. Во-вторых, неразвитая инфраструктура — на берегу практически нет дорог, предприятий и нормальной связи.

Однако это не смущает «Газпром», который принял программу освоения Арктики на много лет вперёд. Для «Приразломного» уже создана транспортная система вывоза нефти и снабжения, состоящая из специально построенных ледоколов — снабженцев, танкеров ледового класса и других судов.

В Мурманске, на  СРЗ-35, достраивается нефтедобывающая платформа, названная в честь месторождения. До конца лета планируется завершить монтаж оборудования, трубопроводов, изолировочные и окрасочные работы, затяжку 900 км электрического кабеля, подключить электрооборудование, выполнить регулировочные и пуско-наладочные работы, провести испытания систем и механизмов «вхолостую». Кроме того, нужно сделать то ради чего её собственно притащили из Северодвинска — провести балластировку бетоном опорного основания (кессона) платформы. Малые глубины Северной Двины не позволяли это сделать.

Кроме того, скоро начинается создание береговой инфраструктуры — как рядом с месторождением, так и на расстоянии. Так «Газпром нефть шельф» уже договорился об использовании базы «Газфлота», которая будет создана на берегу Кольского залива. Таким образом, Мурманск станет главной перевалочной точкой грузов для Приразломного. Так же в городе создадут Центр подготовки специалистов морских специальностей. Там будут готовить по 3 тысячи человек в год.

Эту и другую информацию о работе компании и о собственной роли в освоении шельфовых богатств Арктики и Дальнего Востока глава «Газпром нефть шельф» излагал так долго, что большинство журналистов разъехались, так и не задав своих вопросов. Остались самые терпеливые из них — для того, чтобы спросить говорливого директора про экологическую безопасность проекта.

Как известно, экосистема Арктики одна из самых хрупких в мире, а любая добыча нефти в море имеет серьезные риски. Достаточно вспомнить последние события на юге США. Но Александр Мендель уверяет, что добыча нефти на Приразломном будет происходить не по такой технологии, что применялась англичанами в Мексиканском заливе.

— Там произошел взрыв из-за присутствия большого количества попутного газа, а в нашем случае нефтяного газа выделяется очень мало. Такова специфика месторождения. Поэтому взрыв и разрушение скважин невозможен — сообщил Александр Мандель. — А тот газ, что всё-таки образуется, мы будем использовать для своих нужд, а избыток отправлять на материк. Кроме того, у нас на трубах предусмотрено множество задвижек, которые в случае чего быстро перекроют поступление нефти. Кнопки управления ими установлены во многих местах платформы.

— На самом деле причиной аварии в Мексиканском заливе послужили халатность персонала, использование некачественных материалов и недооценка экологических рисков. Все это с абсолютно такой же долей вероятности может произойти и на Приразломном месторождении, — считает Нина Лесихина, координатор энергетических проектов Беллона-Мурманск. — Только последствия могут быть значительно серьезней, если в воды Арктических морей попадет 660 тысяч тонн нефти, как это случилось в США.

Компания конечно же разработала систему предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефти. Постоянную аварийно-спасательную вахту у платформы будут нести ледоколы-снабженцы. Они оснащены необходимым оборудованием — для локализации нефтяного пятна: есть боновые ограждения, а для сбора разлитой нефти — скиммеры и специальные тралы. То есть она подготовила стандартный набор сил и средств, применяемый сейчас всеми нефтяными фирмами. Вот только хватит ли его для ликвидации разлива в условиях Арктики?

— Для ликвидации аварийного разлива нефти в Мексиканском заливе было задействовано 6500 судов, 125 самолетов, подтянуто 6 буровых платформ, 48 тысяч жителей из 5 штатов США чистили побережье. Ничего подобного за всю историю Соединенных Штатов в территориальных водах США не происходило. Стоимость операции составила 11 млрд долларов, — говорит Нина Лесихина. — К сожалению, компания «Газпром нефть шельф» не учла опыт  англичан и уже сейчас совершает серьезную ошибку, недооценивая последствия возможной аварии и объем необходимых сил и средств реагирования. Так, например, в качестве максимально возможного объема разлива нефти с платформы Приразломная берется 1500 тонн, в то время, как на платформе в Мексиканском заливе разлив нефти составил 668 500 тонн.

Однако государственная экологическая экспертиза, видимо, уверена в адекватности системы реагирования, раз проект её прошел успешно. А вот общественные экологические организации ей не доверяют. Они предложили «Газпром нефть шельфу» провести независимую экспертизу проекта освоения нефтяного месторождения «Приразломное».

Однако компания явно тормозит её начало, предлагая экспертам прибыть для изучения документов в свой главный московский офис в строго определенный день и только в вечерние часы. Причем документы нельзя копировать и выносить!

Когда координатор проектов Баренцевоморского офиса WWF Вадим Краснопольский спросил господина Манделя почему так происходит, тот буквально подпрыгнул от негодования.

— Мы связаны государственной тайной! Эти бумаги имеют гриф «Секретно», за нами строго следят органы. А вы отказываетесь подписывать обязательства о не разглашении информации, — бушевал директор. — И вообще надо ещё узнать, как вы сюда проникли. Мы звали только журналистов.

— Это просто безобразие, — возмущён ответом Вадим Краснопольский. — Нам не нужны никакие секретные документы! Мы просим предоставить то, что положено по закону и есть в свободном доступе. Чтобы эксперты могли работать с ними не в офисе нефтяников, а в своих офисах в Мурманске, Петербурге и Москве. Положительным примером здесь может служить наше взаимодействие с ШДАГ. Нам удалось убедить компанию в необходимости предоставления документов в электронном виде. Это позволяет экспертам более внимательно с ними знакомиться.

— Саяно-Шушенская ГЭС, Мексиканский залив, Фукусима — эти три трагические события доказали что нужен не замыленный взгляд на развитие крупных уникальных проектов. Эта экспертиза и будет таким взглядом. Специалисты «Газпром нефть шельфа» это всё понимают, но разговаривают как атомщики — «у нас всё безопасно!». Это для них как молитва. И я их понимаю. Но есть другая точка зрения людей, которые могут посмотреть совершенно другим взглядом, задать неожиданные вопросы. Но для этого нужно прочитать документы! А их не дают. Похожее, кстати, сейчас происходит и на Кольской АЭС — фотографировать можно, а электронный вид не предоставляют. Можно предположить, что таким образом, на пустом месте, создают аргументы для критики в свой адрес, — подводит неутешительный  итог этого разговора председатель правления Беллоны-Мурманск Андрей Золотков.

— В настоящее время ни российские ни иностранные компании не обладают достаточным опытом и технологиями для безопасного освоения Арктики, говорит Нина Лесихина. — Поэтому мы призываем Правительство России к введению моратория на освоение нефтегазовых месторождений в Арктике с целью сохранения ее уникальной природной среды, а также предотвращения дальнейшего изменения климата.

bellona.ru


Смотрите также