Реализация нефтегазовых проектов в Арктике предъявляет высокие требования к их технологическому оснащению по причине тяжёлых природно-климатических условий, таких как наличие пакового льда, шквалистого ветра, наступление полярной ночи, волнение моря и т. д. Несмотря на технологическую сложность, энергетические компании демонстрируют высокую заинтересованность в реализации проектов в Арктике по причине сосредоточения большого количества углеводородных запасов на данной территории [1].

Сегодняшнее освоение Арктики невозможно без применения передовых технологий и инновационных решений. На протяжении длительного периода времени российские энергетические компании активно сотрудничали с западными партнёрами в рамках совместной реализации проектов. Однако введенные в 2014 г. и в 2022 г. секторальные ограничения на поставку оборудования из европейских стран поспособствовали формированию в Российской Федерации собственной технологической политики и развитию комплексной стратегии импортозамещения, направленной на уход от импортозависимости.

Ключевыми задачами в рамках импортозамещения является обеспечение технологической независимости, снижение операционных и капитальных затрат при реализации проектов, а также создание условий для развития здоровой конкуренции среди отечественных поставщиков оборудования и сервисных услуг [2]. В настоящий момент в нефтегазовой отрасли существует потребность в создании отечественных катализаторов гидропроцессов, присадок для нефтепереработки и нефтехимии, российских насосов для нефтеперерабатывающих заводов, компрессоров для технологических процессов и другого сложного оборудования. Наличие данной потребности обуславливает необходимость проведения независимой технологической политики и развития национального сервисного рынка поставщиков.

Современный технологический процесс добычи углеводородных ресурсов выстраивается с учётом особенностей каждого месторождения. Даже наличие достаточного объёма углеводородного сырья не гарантирует возможность успешного освоения открытого месторождения, т. к. существующий уровень развития технологий не позволяет осуществлять добычу ресурсов на большинстве открываемых шельфовых месторождений. По этой причине с целью предварительного анализа особенностей процесса добычи на углеводородном месторождении может применяться экспериментальное моделирование.

Одним из важнейших аспектов моделирования в рамках освоения шельфовых месторождений является детальное понимание массообменных и гидродинамических процессов, происходящих в пластовых средах в процессе добычи углеводородов. Данные процессы составляют основу моделей, в рамках которых проверяются возможные решения при освоении и разработке шельфовых месторождений.


В рамках предварительного тестирования эффективности и безопасности решений могут применяться такие инструменты испытания новых технологий, как опытные стенды и полигоны. Несмотря на то, что данные инструменты не могут обеспечить проверку всех параметров рассматриваемого объекта, применение данных методов позволяет существенно снизить возможные риски при применении технологий добычи углеводородов и логистических решений для шельфовых месторождений. Полученные результаты в процессе экспериментального моделирования могут быть использованы в целях выбора конструкции скважин, определения режимов эксплуатации и алгоритмов управления промышленными системами в заданных климатических условиях и т. д.

В целях обеспечения возможности реализации нефтегазовых проектов в Арктике многие российские энергетические компании осуществляют цифровизацию собственной деятельности. В частности, создаются цифровые двойники, используются технологии «больших данных» и блокчейн. Цифровые инструменты могут быть использованы для определения оптимальной скорости проходки, оптимизации и построения дизайна ствола скважины и корректировки промысловых операций в режиме реального времени.

На сегодняшний день в России насчитывается более 40 проектов цифровых месторождений, суммарная добыча которых составляет 27 % от общего объёма всей добычи на территории страны. По оценкам экспертов, прирост извлекаемых запасов нефти в России за счёт технологического развития отрасли составляет 6,8 млрд т [3]. Значительное влияние на данный прирост имеет применение цифровых технологий на всех стадиях разработки месторождений.
Сегодня на месторождениях уже используются беспилотные летальные аппараты, роботизированные буровые установки и подводные добычные комплексы, которые позволяют обеспечивать добычу углеводородных ресурсов без непосредственного присутствия человека. Следует отметить, что впервые технология использования подводного добычного комплекса была применена в Норвегии в 2006 году, однако в настоящее время подобная инновация применяется и российскими операторами месторождений. Так, на Киринском газоконденсатном месторождении применяется подводный добычной комплекс, который включает в себя несколько скважин, оборудованных подводной фонтанной арматурой, системой управления и газосборными трубопроводами. При помощи данного комплекса добыча газа под водой ведётся без участия человека.

Применяемые современные технологические решения многократно повышают эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений и обеспечивают существенное снижение эксплуатационных расходов. В частности, по данным предварительных расчётов снижение расходов на бурение может составить более 30 млрд долларов США в случае полной цифровизации данного направления.

Технологическая обеспеченность российских операторов проектов является важнейшим условием успешной реализации проектов в Арктике. По этой причине перед российской наукой и промышленностью сегодня стоит задача по созданию принципиально новых технико-технологических решений по обеспечению добычи углеводородов в арктических условиях.
В условиях беспрецедентного санкционного давления международное сотрудничество в области совместного развития технологий существенно ограничено. Данная ситуация является серьёзным вызовом для российской промышленности — нужно налаживать разработку и осваивать выпуск отечественной уникальной продукции [4].

С момента введения первых санкций в 2014 г. Российской Федерацией был реализован ряд мер, направленных на развитие внутреннего рынка поставщиков и подрядчиков. Одним из приоритетов текущей государственной политики в области развития промышленности является повышение доли российских производителей в реализуемых проектах. Несмотря на то, что полное импортозамещение пока не достигнуто, можно констатировать определённые успехи в данном направлении.

Например, в 2022 г. «Объединённая двигателестроительная корпорация» создала первую российскую газотурбинную электростанцию для морских добывающих платформ ГТА-8. Установка данной электростанции на ледостойкую платформу на ямальском шельфе станет знаковым событием для российской промышленности. Ранее на подобных платформах использовались только импортные компоненты.

Двухтопливный газотурбинный агрегат ГТА-8 разработан специально для эксплуатации в экстремальных условиях Арктики. Данное оборудование устойчиво к солёной воде, а также способно выдерживать сильные шторма и температуры ниже -50 °C. Важно отметить, что электростанция с подобными характеристиками может работать не только на арктическом шельфе, но и в других акваториях. Если техника способна работать в Арктике — она способна работать везде [5].

РИС. 1. АРКТИЧЕСКАЯ ЛЕДОСТОЙКАЯ ПЛАТФОРМА «%»

Начало серийного производства энергоустановок ГТА-8 демонстрирует способность отечественной индустрии производить конкурентоспособную высокотехнологичную продукцию, не уступающую импортным аналогам. Энергетическая установка может работать на двух видах топлива: газообразном и жидком, что снижает стоимость эксплуатации и упрощает обслуживание. Ожидается, что поставки ГТА-8 начнутся в 2023 году. Первые четыре газотурбинные электростанции суммарной мощностью 32 МВт будут работать на арктической ледостойкой стационарной платформе (ЛСП) «А» газового месторождения «Каменномысское-море» у берегов Ямала (см. рисунок 1).

Кроме того, сегодня реализуется уникальная программа по изучению шельфа моря Лаптевых, в рамках которой научно-исследовательское судно «Бавенит» оборудовали инновационной отечественной установкой для глубоководного бурения. В результате проведённой модернизации судно «Бавенит» может выполнять бурение в инженерно-геологических скважинах глубиной до 500 м при глубине воды до 1000 м, а также отбирать образцы донных грунтов при глубине моря до 1500 м. При этом морские буровые работы выполняются с соблюдением всех современных стандартов экологической безопасности с использованием технологий, исключающих негативное воздействие на окружающую среду [6].

По результатам анализа образцов формируется комплекс аналитических исследований и лабораторных испытаний, необходимый для повышения достоверности прогноза нефтегазоперспективности разновозрастных осадочных бассейнов Арктики. Реализация подобных высокотехнологичных программ позволит создать цифровую геологическую модель шельфа в Восточной Арктике и оценить его нефтегазовые перспективы [7].


Также в рамках реализации стратегии импортозамещения в России создан мобильный аппаратно-программный комплекс морской сейсморазведки и мониторинга «Краб», который позволяет вести сейсморазведку с использованием донных комплексов (cм. рисунок 2).

РИС. 2. КОМПЛЕКС МОРСКОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И МОНИТОРИНГА «КРАБ»

Данное оборудование прошло международную апробацию и уже внедрено в коммерческую эксплуатацию на ряде российских шельфовых месторождений. «Краб» позволяет осуществлять работу по детальному исследованию изучаемого участка, выделению мелкомасштабных структурных элементов и залежей углеводородов на глубине более 500 метров в режиме автономной работы в течение 45 суток [8]. Впервые данное оборудование было применено компанией «Газпром нефть» при проведении сейсморазведочных работ на Аяшском лицензионном участке недр на шельфе Охотского моря.

Указанный комплекс был продемонстрирован профессиональному и научному сообществам в ходе международной выставки EAGE 2019, состоявшейся в Лондоне, и был удостоен высокой оценки профильных специалистов. Появление на рынке такого комплекса позволило полностью уйти от зависимости в иностранном оборудовании при проведении сейсморазведочных работ с донными станциями [9].

Таким образом, уровень технологической обеспеченности российских операторов месторождений постепенно увеличивается. Внедряемые технологические решения не уступают по своим характеристикам зарубежным аналогам и позволяют осуществлять эффективную реализацию нефтегазовых проектов в Арктике. Данные позитивные обстоятельства позволяют констатировать способность российской промышленности справиться с современными технологическими вызовами.

Несмотря на создание серьёзных технологических и логистических сложностей, западные санкции не оказали критического влияния на реализацию нефтегазовых проектов на территории Арктики [10]. Напротив, в России вынужденно появилась возможность активации развития национального сервисного рынка поставщиков. Сегодня российские компании имеют уникальную возможность проникновения на высокотехнологичный нефтегазовый рынок и позиционирования себя в качестве поставщиков сложнейшего нефтегазового оборудования.
В результате санкционных ограничений в России создана уникальная возможность для проникновения российских предприятий в сферу закупок при реализации крупных энергетических проектов. Сегодня ведётся системная работа по созданию российского оборудования для заканчивания скважин с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта, вводятся в промышленную эксплуатацию отечественные насосно-компрессорные трубы с премиальными резьбовыми соединениями для использования на шельфовых проектах, услуги по бурению на гибкой трубе и многое другое.

С момента введения первых санкций в 2014 г. в России созданы десятки импортозамещающих решений. Только благодаря совместной работе ПАО «Газпром нефть» и российской промышленности создано более 60 продуктов в рамках импортозамещения. Текущая макроэкономическая ситуация демонстрирует необходимость развития данного направления. Ориентировочно создание такого же количества новых отечественных продуктов ожидается в ближайшие два года.

Сегодня Россия обладает всеми возможностями для обретения статуса технологического лидера и проведения собственной независимой технологической политики. Российскими энергетическими компаниями накоплен уникальный опыт по добыче (проекты «Приразломное» и «Новый порт») и транспортировке (проект «Ямал СПГ») нефти и газа в Арктике. Данный опыт является ключевым преимуществом, которое способно обеспечить дальнейшее успешное развитие нефтегазовых проектов в северных широтах.

DOI: 10.51823/74670_2022_2_25