Освоение ув-ресурсов шельфа

Ново-Земельский дебют инженера Иванова

История арктической нефти в России немыслима без Ухты, но в строгом смысле эта область не является полярным регионом, а о нефтепроявлениях за Полярным кругом еще ничего не знали.

В сентябре 1910 года в Архангельске появился ссыльный инженер с непримечательной фамилией Иванов. Вскоре архангельский губернатор И. В. Сосновский получил из Петербурга письмо. «Ваше Превосходительство, глубокоуважаемый Иван Васильевич, <…> Зять Н. Г. Стрижова, электротехник Александр Васильевич Иванов, по окончании Политехникума в Лозанне, прибыл в Россию, где был замешан в освободительном движении, в результате чего последовала высылка его в Архангельскую губернию. <…> Он скрылся с места ссылки и пробрался на Кавказ в целях поправления своего здоровья. Здесь, занявшись практической деятельностью сообразно своей специальности, молодой человек обнаружил недюжинные способности, особенно заявив себя талантливым инженером в новой отрасли технике, в деле утилизации выходящих из нефтяных скважин газов и в деле борьбы с водою в этих скважинах».

Действительно, будучи зятем известного на Урале предпринимателя Н. Г. Стрижова и в будущем известного нефтяника И. Н. Стрижова, А. В. Иванов, скрываясь под чужой фамилией, несколько лет работал на грозненских и бакинских нефтепромыслах. Теперь ему предстояло провести два года на Русском Севере.

А. В. Иванов

Инженер и политический ссыльный, открыватель твердого битума на Новой Земле

Протекция ли, или собственная любознательность послужили причиной тому, что два губернатора Архангельской губернии И. В. Сосновский и С. Д. Бибиков в течение двухлетней ссылки А. В. Иванова поручали ему руководство экспедициями на архипелаг Новая Земля и в район мыса Канин Нос. Обе эти поездки были интересными, но для темы статьи особенно важна новоземельская экспедиция 1911 года, вклад которой в историю российской арктической нефти долгое время оставался неоцененным.

В начале июля 1911 года из Архангельска на Новую Землю вышло судно с тремя экспедициями. Один отряд возглавлял известный и вскоре погибший геолог В. А. Русанов, другой — горный инженер А. А. Свицын. Они высадились на острове Южном. Третий, под руководством А. В. Иванова, 14 июля 1911 года был высажен на Северном острове в заливе Крестовая губа, где за год до этого был построен небольшой поселок Ольгинский. Основной задачей его отряда являлось сооружение самого северного метеорологического пункта.

Справившись с заданием, А. В. Иванов и его помощник, будущий первый нарком юстиции и начальник объединения «Союзнефть», а в то время студент-юрист Г. И. Оппоков (известный в истории под псевдонимом Ломов), отправились в пеший поход.

Ольгинский поселок в Крестовой губе, Новая Земля, 1910 год

Окруженная горами Крестовая губа на тридцать километров вдавалась вглубь острова и лишь в самом конце упиралась в межгорную долину. Ее А. В. Иванов приметил во время одного из рекогносцировочных походов и теперь намеревался исследовать. Протекающие в этом районе ручьи глубоко врезались в толщу породы и давали прекрасные разрезы, что позволяло судить о геологическом строении этой части архипелага. Долиной путешественники прошли от берега Белого моря до берега Карского моря. Там в заливе Чекина в девонских отложениях в виде твердых битумов (антраксолитов) и были обнаружены первые признаки нефтеносности Российской Арктики.

4 октября 1911 года газеты опубликовали сообщение Санкт-Петербургского телеграфного агентства: «Архангельск. — Возвратилась с Новой Земли на пароходе „Королева Ольга Константиновна“ снаряженная губернатором Сосновским экспедиция Главного управления землеустройства и земледелия. <…> Инженер Иванов на Северном острове в заливе Чекина обнаружил присутствие нефти». Значение этого открытия тут же оценил В. А. Русанов, который в письме в архангельскую газету «Северное утро», подчеркнул: «Открытие г. Ивановым нефти и доманика — в связи с моим определением верхнедевонской доманиковой фауны — устанавливает замечательный параллелизм и тесную не только палеонтологическую и петрографическую связь между новоземельскими горами и Тиманским кряжем, иными словами, между Новой Землей и Ухтой».

Так скромно и буднично арктическая нефть заявила о себе впервые.

Запас прочности

Учитывая, в каких условиях работает платформа «Приразломная», возникают логичные вопросы: как вообще она может устоять на месте при подобных внешних нагрузках и есть ли вероятность ее разрушения? Ответы кроются в инженерных решениях и технических характеристиках стального острова: квадратная платформа шириной 126 м и высотой 141 м стоит прямо на дне моря (глубина здесь небольшая, всего 20 метров) под тяжестью собственного веса, составляющего 506 тыс. тонн. Чтобы обеспечить дополнительную устойчивость и защитить грунт под платформой от подмыва, по периметру платформы сделана щебне-каменная отсыпка объемом больше 45 тыс. куб. метров и весом 120 тыс. тонн. Кстати, за счет островного расположения платформы куст эксплуатационных скважин не имеет непосредственного контакта с морской средой — скважины начинаются внутри платформы и сразу уходят в грунт.

Морская вода и коррозия не в силах нанести ущерб стенам основания платформы (кессону). Они сделаны из особой стали толщиной в 4 см, на них нанесено специальное антикоррозионное покрытие и электрохимическая (катодная) защита (). Трехметровое пространство между стенками кессона заполнено сверхпрочным бетоном. И это еще не все.

Катодная защита

Электрохимическая защита от коррозии основана на наложении отрицательного потенциала на защищаемую деталь. Добиться необходимого эффекта удается за счет подключения к защищаемой металлической поверхности постоянного тока. В результате сама поверхность становится катодом и перестает корродировать, а обуславливающий коррозию анодный процесс переносится на вспомогательные электроды, так называемый жертвенный анод. Катодная защита широко применяется для защиты от коррозии наружной поверхности больших металлоемких объектов энергетического комплекса, таких как подземные и наземные магистральные и промысловые трубопроводы, металлических свайных фундаментов в грунте, морских причалов, оснований нефтегазовых платформ, опор мостов или любых других металлических конструкций, в том числе судов, находящихся в морской воде. Впервые на судах катодная защита была применена в 1824 году.

Скважинный контроль

Все скважины на «Приразломной» обеспечены двойной системой защиты от аварийных выбросов: клапаном-отсекателем и дублирующим гидравлическим клапаном, входящим в состав фонтанной арматуры. Это уникальное оборудование было специально разработано для условий Приразломного нефтяного месторождения и учитывает специфику и особые требования к проведению работ именно в этом регионе.

Клапан-отсекатель предназначен для отсечения нижней части скважины при возникновении нештатной ситуации. Он устанавливается на глубине около 150 м от устья скважины. Гидравлическая система соединяет клапан-отсекатель с системой аварийного останова на поверхности. Как только на гидравлическое оборудование приходит сигнал от системы безопасности, давление жидкости на клапан прекращается и он автоматически устанавливается в закрытое положение, изолируя таким образом скважину.

В целях безопасности на устье скважины во время бурения устанавливается противовыбросовое оборудование, включающее в себя универсальный превентор, сдвоенный плашечный превентор и превентор со срезающими плашками, а перед началом добычи его заменяют на фонтанную арматуру, в том числе включающую в себя дистанционно управляемую гидравлическую задвижку. Эта задвижка дублирует функции клапана-отсекателя в случае его неисправности. Работа всех этих систем завязана на автоматизированную систему управления и безопасности (АСУБ). Все устьевое оборудование способно выдержать давление до 35 МПа (примерно 350 атмосфер).

От бушующей стихии платформу «Приразломная» ограждает дефлектор — специальная конструкция высотой 16,4 м из высокопрочной стали, верхняя часть которой имеет наклон для того, чтобы волны не могли перелиться через край. Дефлектор в состоянии выдержать десятиметровые волны и атаку ветра со скоростью 183 км/ч — согласно шкале Бофорта, это 12 баллов из 12, то есть ураган. Хотя такие явления здесь и случаются, согласно статистике, не чаще чем раз в сто лет, в деле безопасности ничего не бывает слишком, поэтому запас прочности основания платформы многократно превосходит реально существующие недетские нагрузки. Оно способно выдержать даже прямой торпедный удар!

Нулевой сброс

Если за безопасность людей и техники на «Приразломной» можно не волноваться, то возникают другие важные вопросы: как работа платформы влияет на экологию Арктики в целом и Печорского моря в частности? А если нефть все-таки разольется?

120 минут способны сдерживать распространение огня стены эвакуационных коридоров платформы

Нулевой сброс — принцип, на котором основан подход к экологической безопасности на «Приразломной». Ровно столько вредных веществ попадает в окружающую среду — ноль. И никаких компромиссов. В Печорское море попадает только чистая вода для пожаротушения и очищенные бытовые стоки. Что происходит с отходами? Использованный буровой раствор и шлам закачиваются в специальную поглощающую скважину. Дождевую воду, которая, попадая на платформу, загрязняется, собирает дренажная система, а потом эта вода закачивается в пласт. Остальные отходы отправляются для утилизации на берег.

Что касается разлива нефти, то на этот случай есть специальный план. Он описывает порядок действий для каждого из возможных вариантов развития событий вплоть до крупной аварии. Причем описание подкреплено конкретными инструментами: всегда наготове, в режиме stand-by, уникальное морское и береговое оборудование, позволяющее быстро ликвидировать разливы нефти в арктических условиях. Акватория постоянно патрулируется профессиональными аварийно-спасательными службами, аттестованными для работ по ликвидации разливов нефти. Для поддержания всех потенциальных участников мероприятий ликвидации разливов нефти в состоянии боеготовности в районе платформы регулярно проводятся учения.

Обнадеживающее разочарование Новой Земли

4 марта 1920 года под руководством горного инженера Р. Л. Самойловича была образована Северная научно-промысловая экспедиция, ставшая эмбрионом будущего Всесоюзного арктического института (ВАИ). Ею было организовано несколько геологических экспедиций на Новую Землю. В 1921 году в районе Белушьей Губы, на мысе Сокол геологом М. А. Лавровой было найдено черное смолистое вещество. В течение 1920-х годов его скопления были встречены еще в нескольких пунктах архипелага.

В связи с обнаружением нефти на Урале в 1929 году эти находки вызвали большой интерес. Л. П. Смирнов в своей статье «Проблема нефтеносности Советской Арктики» (1935 г.) писал: «Это вещество является ничем иным, как сильно метаморфизованным асфальтитом типа антраксолита. Этот новый факт, на наш взгляд, был очень важным, так как Новая Земля является непосредственным продолжением Урала, и выяснение вопроса о наличии битумов на северном окончании Урала имело большое значение вообще для характеристики нефтеносности всего Урала и, в частности, для самой Новой Земли».

В 1933 году впервые целенаправленно на архипелаг отправились геологи-нефтяники: Б. А. Алферов на Южный остров, И. Ф. Пустовалов на Северный. Первый подтвердил многочисленные месторождения битумов, а второй впервые обнаружил капли густой, жидкой нефти. Это подстегнуло работы.

Участники XVII сессии Международного геологического конгресса на Новой Земле, 1937 год

В течение нескольких лет геологического изучения и нефтепоисковых работ на Новой Земле были собраны необходимые данные. Выводы были неутешительные. «Совокупность неблагоприятных геологических условий на северной оконечности Новой Земли (сильная метаморфизация пород, интенсивная тектоника, отсутствие в верхнесилурийских, как и в вышележащих девонских, каменноугольных и пермских отложениях пород) не позволяет возлагать надежд на встречу здесь месторождений нефти промышленного значения», — писал И. Ф. Пустовалов в 1935 году. Такой же вывод следовал и относительно перспектив Южного острова. К неудачной тектонике добавлялось еще отсутствие коллекторов, что делало дальнейшие поиски нефти бесперспективными. Тем не менее сам факт обнаружения жидкой нефти, по мнению геолога, имел большое значение

«Наличие признаков нефти на Новой Земле, — писал И. Ф. Пустовалов, — нижнепалеозойские отложения которой имеют фации, сходные с палеозоем западного склона Урала, заставляет обратить внимание на северную оконечность Урала, Пай-Хоя и прилегающих к ним районов. Там не исключена возможность обнаружения новых пунктов нефтепроявлений, связывающих Тиман с Новой Землей»

Жители Новой Земли. Самоедский чум в Маточкином Шаре

Южный регион

Общая информация

ПАО «НК «Роснефть» владеет лицензиями на 7 участков в российских акваториях Черного, Каспийского и Азовского морей: Темрюкско-Ахтарский участок и месторождение Новое в Азовском море, Северо-Каспийский участок и месторождение Западно-Ракушечное в Каспийском море, Туапсинский прогиб, Западно-Черноморская площадь и Южно-Черноморский участок на шельфе Черного моря. Кроме того, Компания имеет лицензию на Гудаутский участок в Абхазском секторе Черного моря.

Ресурсный потенциал участков оценивается в 3,4 млрд. т нефти и конденсата и 61,5 млрд. куб. м газа, без учета ресурсов участка Западно-Черноморская площадь, ресурсы которого ПАО «НК «Роснефть» оценивает более чем в 500 млн. т нефти.

Извлекаемые запасы в доле ПАО «НК «Роснефть» составляют:

• нефть+конденсат – 7,2 млн. т.
• газ – 1,6 млрд. м3

За 2012-2020 гг. Компанией выполнено более 4,1 тыс.пог.км сейсморазведочных работ 2D, около 8,3 тыс. км2 сейсморазведочных работ 3D, инженерно-геологические изыскания на 11 площадках, пробурено 4 скважины, организовано 4 полевых геологических экспедиции на прилегающей суше.

Основными инвестиционными проектами ПАО «НК «Роснефть» на шельфе южных морей России являются проекты по освоению лицензионных участков Черного моря. Эти участки обладают огромным ресурсным потенциалом, однако поиски и разведка скоплений нефти и газа в их недрах требуют значительных инвестиций в связи с большими глубинами дна моря (до 2,2 км) и необходимостью использования специальной техники, устойчивой к воздействию морской воды с высоким содержанием сероводорода. В марте 2018 года была пробурена первая сверхглубоководная скважина «Мария-1» на лицензионном участке «Западно-Черноморская площадь». Строительство скважины завершено 15 марта 2018 года.

Также ведется плановая работа по проведению ГРР и на участках Компании в Каспийском и Азовском морях – научно-исследовательские, сейсморазведочные работы и подготовка к поисковому и разведочному бурению.

На этапе разработки на шельфе Азовского моря находится месторождение Новое.

«Месторождение Новое»

По результатам проведенных геологоразведочных работ на Темрюкско-Ахтарском лицензионном участке в Азовском море в 2007 году открыто месторождение Новое с извлекаемыми запасами 2,4 млн. т нефти и 0,9 млрд. куб. м газа. В 2013 году была получена лицензия на разработку месторождения Новое.

Добыча на месторождении начата в сентябре 2016 года. В августе 2020 года в эксплуатацию запущена скважина Новая-2. Накопленная добыча нефти с начала разработки на 01.01.2021 составляет – 108 тыс тонн (в доле Компании – 55 тыс тонн), добыча газа – 108 млн куб. м (в доле Компании – 55 млн куб. м).

Извлекаемые запасы на 01.01.2021г. составляют 2,3 млн т нефти и 0,7 млрд. м3 газа.

Карта лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» в Южном регионе

Огонь не пройдет

Чтобы свести на нет возможность возгорания углеводородов, на «Приразломной» применяется «мокрый» способ хранения нефти. В принципе, все просто: свободный объем танка с нефтью заполняется водой, которая вытесняется по мере наполнения танков сырьем. Таким образом, кислород вообще не проникает в нефтехранилище и взрывоопасная ситуация возникнуть просто не может.

На случай, если все-таки ЧП случится и где-то проскочит искра, тоже все предусмотрено: система пожаротушения на платформе способна предотвратить взрыв газа, распылив в воздухе инертное вещество — хладон. А стены танков с нефтью могут выдержать температуру более 1000°C в течение двух часов. Также на различных конструкциях платформы используются специальные огнестойкие изоляционные материалы, огнезадерживающие заслонки в системе отопления и вентиляции, конструктивные огнестойкие преграды. Поэтому, даже если возгорание и возникнет, огонь будет быстро локализован.

Приразломное месторождение

В Арктике добывается десятая часть общемировых объемов нефти и четвертая часть природного газа. На российском Крайнем Севере сосредоточено 80% всей арктической нефти и практически весь арктический газ. На территории России также находится 80% всех видов живых организмов, обитающих в Заполярье.

Между тем арктический шельф России — одна из самых сложных для освоения территорий. Целенаправленные поисково-разведочные работы здесь начались лишь в конце 1970-х годов. Приразломная структура в Печорском море была выявлена в 1977 году и за последующее десятилетие подготовлена к глубокому бурению. В 1989 году специалисты объединения «Арктикморнефтегазразведка», проводившие разведочное бурение, подтвердили наличие здесь промышленных запасов нефти, а к 1991 году была сформирована геологическая модель Приразломного месторождения.

Месторождение расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км к северу от поселка Варандей. Извлекаемые запасы углеводородов Приразломного оцениваются в 70 млн т.н.э., что позволит эффективно эксплуатировать месторождение более чем 35 лет. Всего к 2023 году здесь планируется пробурить 32 скважины — 19 добывающих, 12 нагнетательных и одну поглощающую. 11 наклонно направленных скважин будут иметь глубину более 6 тыс. м по стволу с горизонтальными участками до 1 тыс. м и со смещением от центра скважин до 4 тыс. м. Уже сегодня длина некоторых скважин на месторождении превышает 8 километров.

Подход к безопасности на «Приразломной» на самом деле всеохватный. Для всех ответственных работ существует четко прописанный порядок действий. Подобные инструкции составляются в том числе и с использованием анализа различных происшествий на похожих объектах. Так, трагический инцидент на британской нефтяной платформе Piper Alpha в 1988 году, когда в результате взрыва и последующего пожара погибли 167 человек, был учтен при появлении следующего правила — после окончания огневых работ должно быть организовано наблюдение за местом происшествия. Это нужно для того, чтобы убедиться: нигде незаметно не началось возгорание из-за повышенной температуры.

Каждый месяц службы по предупреждению и ликвидации разливов нефти проводят около 30 учебно-тренировочных занятий. Кроме этого, ежегодно проходят командно-штабные и тактико-специальные учения и не реже чем раз в три года — комплексные учения, на которых отрабатывают весь комплекс действий в условиях, максимально близких к реальным.

Добрые соседи

Воздействие на экологию опасных отходов на «Приразломной» исключено. Но как реагирует арктическая природа на соседство с таким сложным технологическим объектом, как нефтедобывающая платформа?

Дело в том, что флора и фауна в Арктике отличаются повышенной уязвимостью: организмы, обитающие здесь, обладают низкой способностью к адаптации. Местную экосистему ученые признают очень хрупкой. Чтобы свести влияние антропогенного фактора к абсолютному минимуму, на платформе «Приразломной» действует целый комплекс мер. Например, вода для технологических нужд забирается исключительно через специальные рыбозащитные устройства. Таким образом оберегаются от гибели мальки и планктон. Вертолеты, которые доставляют на платформу сотрудников, специально летают на высоте не ниже 500 метров, чтобы не беспокоить шумом местных обитателей.

Точки на карте Европейского Севера

В 1929 году в Ухте высадилась Особая экспедиция ОГПУ (с 1931 года Ухтпечлаг). В ее составе в качестве заключенных оказались объявленный вредителем А. В. Иванов и его «подельник» геолог Н. Н. Тихонович, работавший на Ухте еще в 1901–1902 годах. Иванова в 1931 году расстреляли, а Тихонович возглавил геологический отдел Ухтпечлага и организовал поисковые работы в прилегающих районах. Поисковые партии Ухтпечтреста (гражданское название Ухтпечлага) стали продвигаться все дальше, к полярному кругу и в Большеземельскую тундру, где на реке Адзьве были найдены битуминозные горючие сланцы и скопления все тех же антраксолитов — твердых битумов.

Партии другой организации — Вайгачского горнорудного треста Главсевморпути — исследовали остров Вайгач, где в известняках силура были отмечены скопления черного пигмента органического происхождения. Их анализ показал близость к новоземельским атраксолитам.

Признаки нефтеносности Западного сектора Советской Арктики, 1938 год

В 1937 году пайхойской партией ВАИ были найдены твердые битумы на Югорском полуострове в нескольких местах вдоль берега Баренцева (Печорского) моря. Участница этой экспедиции А. К. Крылова в статье «Признаки нефтеносности Западного сектора Арктики» (1938 г.), сравнивая полученные данные, констатировала принадлежность нефтепроявлений к различным стратиграфическим горизонтам, в том числе тем, которые в Ухтинском районе дали промышленные притоки нефти. «Приуроченность твердых битумов к породам нефтеносных районов с промышленными скоплениями нефти, подобно Тиману, приводит нас к мысли о возможных скоплениях нефти если не на самих площадях с обнаруженными антраксолитами, то в прилегающих к ним областях», — писала она в журнале «Проблемы Арктики» в 1938 году.

От Новой Земли Югорский полуостров отличала совокупность благоприятных факторов. Геологи пайхойской партии подчеркивали, что там была широко распространена «брахиоскладчатость», а пермские глинистые сланцы залегали в качестве возможной покрышки над пористыми известняками карбона, которые могли служить коллекторами для аккумуляции нефти или газа. Все необходимые факторы для организации поисковых работ на нефть были налицо.

Углеводородный остров

Нефть на Сахалине обнаружили еще в конце 1870-х, однако освоение запасов началось в середине 20-х гг. прошлого века. К настоящему моменту наземные месторождения углеводородов здесь практически полностью исчерпаны. Однако еще в 1970-х —1980-х гг. Дальневосточная морская экспедиция разведочного бурения открыла более трех десятков месторождений нефти и газа на северо-восточном шельфе острова. Для разработки этих месторождений в последнем десятилетии XX века было создано несколько проектов под общим названием «Сахалин» и с порядковыми номерами от 1 до 9. Предполагалось, что они будут разрабатываться иностранными инвесторами и операторами в рамках
соглашений о разделе продукции (СРП)

Соглашение о разделе продукции (СРП) —
особый вид соглашения между государством и инвестором, согласно которому государство предоставляет инвестору исключительное право на разработку недр, а инвестор принимает на себя обязательство вести такую разработку. СРП предусматривает особый налоговый режим, согласно которому большая часть налогов и таможенных сборов заменяется разделом произведенной продукции.

.

До практической реализации дошли лишь два из них — «Сахалин-1» и «Сахалин-2». В первом участниками консорциума выступили компании ExxonMobil, «Роснефть», ONGC и SODECO, во втором — «Газпром», Shell, Mitsui и Mitsubishi.

Аяшский — один из четырех лицензионных участков в составе проекта «Сахалин-3». Лицензия на него была приобретена «Газпромом», однако затем была выдвинута гипотеза о преобладании на участке жидких углеводородов. Работа по анализу имеющихся данных велась в течение трех лет: на территории 2150 кв. км были проведены сейсморазведочные работы в 3D, по их результатам строились геологические модели. Итогом этой работы стала передача лицензии на участок «Газпром нефти».

Александр Дюков,председатель правления «Газпром нефти»:

Открытие дракона

В июне 2017 года на место прибыла буровая установка HAKURYU-5 (название платформы переводится с японского как «белый дракон») и приступила к строительству первой поисковой скважины в краевой зоне Аяшской структуры. При разработке параметров программы бурения был подробно проанализирован существующий опыт выполнения работ на шельфе Охотского моря, а также на арктических месторождениях, оператором освоения которых выступает «Газпром нефть». Строительство скважины глубиной 2700 метров завершилось точно в срок и без происшествий. Из предполагаемых продуктивных горизонтов отобрано 162 погонных метра керна, выполнен большой объем геофизических и гидродинамических исследований скважины в открытом и в обсаженном стволе.

Условия в регионе не такие сложные, как в Арктике, а это значит, что график бурения был менее напряженным, чем на других проектах. Впрочем, и здесь были свои особые сложности. Одна из наиболее серьезных —
приповерхностный газ

Наличие линз газа (газовых карманов) неглубокого залегания с повышенным пластовым давлением может приводить к аварийным ситуациям в процессе бурения при освоении шельфовых месторождений. Случайное вскрытие способно вызвать неконтролируемое выделение пластовых флюидов — газовый выброс.

, частая причина осложнений при бурении скважин на шельфе

Аномально высокое пластовое давление также требовало особой осторожности при выборе конструкции скважины

Так как ранее скважины здесь не бурились, большую роль сыграли предварительная камеральная работа и предшествующий опыт специалистов-буровиков и геологов. Для того чтобы избежать аварийных ситуаций, использовалась новая методика идентификации опасностей — прогнозирования приповерхностного газа. Кроме того, было решено использовать технологию безрайзерного бурения, которая в итоге позволила первые сотни метров пройти с минимальными рисками. «Обычно скважины на шельфе под первые колонны бурят, используя в качестве промывочной жидкости морскую воду. Порода при этом вымывается из скважины прямо на морское дно, — поясняет заместитель генерального директора по бурению „Газпромнефть-Сахалина“ Артур Шерстобитов. — Безрайзерная технология позволяет сразу начать бурение на буровом растворе, который подается в скважину с платформы по бурильным трубам, а затем откачивается вместе со шламом. Попадание отходов бурения в воду при этом полностью исключено. Они вывозятся на берег и утилизируются». Применение безрайзерного бурения позволяет бурить быстрее, так как ствол в этом случае получается более стабильным. Кроме того, это позволяет предупреждать возможные выбросы газа.

Технология безрайзерного бурения на Аяшском участке была применена в России впервые. Однако проблема приповерхностного газа не уникальна для Сахалина — она существует и в Обской губе, и в Карском море: везде, где есть потенциально высокое содержание газа. Опыт, полученный «Газпром нефтью», окажется полезен на других шельфовых проектах, которые компания собирается реализовывать в будущем.

Блок развития шельфовых проектов (БРШП) был создан в «Газпром нефти» в 2015 году для реализации одного из ключевых стратегических направлений деятельности — укрепления позиций компании на шельфе РФ. Помимо месторождения Нептун в периметре ответственности блока находятся первый в истории России проект по освоению ресурсов шельфа Арктики «Приразломное», Долгинское месторождение и ряд других проектов.

Помимо безрайзерного бурения на Нептуне использовались и другие инновационные технологии. «При испытаниях скважины применялась беспроводная телеметрическая система, которая позволила передавать информацию о параметрах на забое в режиме онлайн. Такой подход способствовал заметному сокращению времени испытаний и получению существенной экономии», — отметил заместитель генерального директора по геологии «Газпромнефть-Сахалина» Виталий Литвин.

Повысить эффективность работы позволили и удачные логистические решения. База снабжения в порте Корсаков фактически со-здавалась с нуля, однако за счет более удобного расположения и меньшей загрузки порта, чем в альтернативных вариантах, удалось снизить издержки и вовремя обеспечить проект всем необходимым.

От Аяшской к Баутинской и далее

Сахалин — для «Газпром нефти» новый регион присутствия. Однако в ближайшие годы здесь вполне может быть сформирован новый кластер развития ресурсной базы компании.

«Наши ожидания по большей части оправдались, — говорит генеральный директор „Газпромнефть-Сахалина“ Александр Коробков. — Подтвердилась гипотеза о наличии здесь жидких углеводородов. Это хорошая нефть — без сероводорода, повышенного содержания углекислого газа и других проблем. Кроме того, изучение первых образцов нефти показывает невысокое содержание в ней растворенного газа. Полученные данные говорят о хороших перспективах для развития этого проекта».

В 2018 году в полевых работах на Аяшской структуре планируется сделать паузу. Специалистам предстоит проанализировать полученный керн и геологические данные, актуализировать геологическую модель. Детальная оценка запасов будет подготовлена к середине 2018 года. На основании этих данных будет приниматься решение о доразведке Нептуна в 2019 году.

В 2018 году бурение продолжится на соседней — Баутинской структуре, входящей в тот же лицензионный участок. Она несколько меньше по площади и объему потенциальных запасов. Но в случае если нефтеносность будет подтверждена и здесь, контур проекта «Сахалин» может быть увеличен, и компания сможет планировать совместное обустройство обеих структур.

«В текущих макроэкономических условиях проект представляет коммерческий интерес и может быть реализован», — считает Александр Коробков. Вместе с тем, по его мнению, важную роль будет играть и дальнейшая работа с государством по определению подходящего режима налогообложения для проекта.

Андрей Патрушев,заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти»: