Ответом на уход с рынка иностранных поставщиков оборудования для морской добычи газа стало масштабное импортозамещение: российские компании разработали уникальные технологии и оборудование, которые сейчас готовятся к финальным испытаниям. Этот и другие вопросы обсуждали эксперты в ходе сессии «Эксплуатация месторождений: сервисные услуги», которая состоялась в рамках деловой программы ПМГФ-2025.
О специфике морской добычи газа рассказали представители дочерних компаний ПАО «Газпром». Особое внимание они уделяли вопросам безопасности.
«Газпромдобыча шельф Южно-Сахалинск» основана в 2012 году и занимается освоением и обустройством газовых и газоконденсатных месторождений на континентальном шельфе РФ, являясь оператором шельфовых проектов ПАО «Газпром». Компания добывает и подготавливает газ и газовый конденсат, развивая технологии морской добычи и совершенствуя инфраструктуру в районах газодобычи, рассказал заместитель начальника Управления – начальник отдела ООО «Газпромдобыча шельф Южно-Сахалинск» Александр Маликов.
По его словам, организация работает в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а основной офис находится в Южно-Сахалинске, где активно разрабатываются Киринское и Южно-Киринское газоконденсатные месторождения по заказу ПАО «Газпром». И это несмотря на непростые условия – высокую сейсмическую активность (штормы до 9 баллов).
«Безопасная эксплуатация начинается с этапа проектирования, — отметил Александр Маликов. – Все работает по стандартам ПАО «Газпром». Компания применяет передовые технические решения, поддерживает надлежащий уровень контроля качества».
Он пояснил, что на месторождениях увеличивается число скважин, и они требуют новых подходов и новых видов оборудования. «Поэтому компания смотрит в сторону перспективных технологий – безэкипажных подводных аппаратов, которые ведут съемку дна, надводных безэкипажных катеров и другого оборудования. Такие подводные аппараты ведут гибкую систему рельефа дна. Их можно запускать с берега, и нет риска для человека», – сказал Александр Маликов. В идеале разработке шельфового газа помогли бы подводные роботизированные комплексы, добавил он.
Главный инженер АО «Газпром шельфпроект» Борис Доценко отметил, что выражение «залечь на дно» может означать для морских газовиков технологический прорыв. «И безопасность в этом играет не последнюю роль. Важным элементом безопасной работы на объекте является оценка и выявление рисков. К таким инструментам относится карта анализа безопасности работ. Это обязательный документ для типовых работ и операций. После выполнения работ документ дополняется фотографиями, показывающими правильность операций, и уточняющими комментариями к ним, тем самым улучшая как сами Карты анализа безопасности работ, так и повышая безопасность технологических операций», — отметил Борис Доценко.
В качестве ответа на запрос газового гиганта на технологические новшества частные компании рассказали о своих достижениях.
Генеральный директор ООО «Тьюбоскан» Иван Башунов представил новые технологии по внутритрубной диагностике (ВТД) для газопроводов, том числе морских. Компания работает с 2010 года, располагает крупным парком оборудования для проведения интеллектуальной внутритрубной диагностики и владеет собственным центром НИОКР в городе Коломне Московской области. Для исследования дефектов труб компания использует ультразвук, проверяет трубы на наличие трещин, использует очистное калибровочное оборудование, запуск различных дефектоскопов. Применение комплексного подхода к ВТД позволяет обнаружить и идентифицировать основные проблемы системы.
Директор по развитию подмосковного предприятия «Нефтегазперспектива» Юрий Бельский рассказал, как компания разрабатывает и диагностирует внутритрубные диагностические мощности: «Регионы, которые мы охватываем, – от Анадыря до Калининграда и зарубежные страны. Всего трудится 170 сотрудников».
Компания занимается технологиями очистки и калибровки внутренней поверхности полости труб, магнитной диагностикой и дефектоскопией, анализом данных. «Беремся за выполнение нестандартных заданий, – продолжил Юрий Бельский, – например за диагностику труб с толстой стенкой. Компания выполняла работы не только в России, но и в Китае, Малайзии, Индии при глубине залегания трубопроводов до 200 м. Главные риски – застывание диагностического оборудования под водой. У китайцев был опыт: доставали около года, и стоило это более полумиллиона долларов». Он добавил, что «Нефтегазперспектива» прошла аудит мирового гиганта Shell.
Технологиями обеспечения целостности трубопроводов занимается компания «АКОРД-Технолоджи». «Внешние нагрузки приводят к развитию локальных дефектов, меняющих свойства трубопровода. Если внешние нагрузки превышают допустимые пределы, возможна авария. Бесконтактная магнитометрическая диагностика позволяет оценить состояние трубопровода, провести расчет параметров безопасной эксплуатации и обеспечить его целостность», – рассказал генеральный директор компании Денис Воейков.
Метод магнитной томографии применяют на различных глубинах. Оборудование для томографии производит непосредственно «АКОРД-Технолоджи», которая также работает на рынке Индии, Ирана, Нигерии. «Наше оборудование работает в том числе под водой, на глубинах до 15 м, мы можем обследовать до 20 км в сутки. На 1 км трубопровода выявляется более 218 аномалий», – рассказал специалист.
Директор по развитию Инжинирингового центра «Кронштадт» Андрей Резников рассказал, что его компания основана всего 2 года назад, но в ней трудится уже 1760 сотрудников, и есть более 100 заказчиков из отрасли ТЭК. Конкретная задача центра – замещать импортное оборудование, и в этом он достиг успехов: здесь есть лаборатория обратного инжиниринга, собственный центр по ремонту газовых турбин, и основная задача компании – инжиниринг деталей и комплектующих.
«Все, что сложнее болта или шайбы, мы исследуем и разрабатываем», — сказал он. У компании есть подключение к одному из двух российских суперкомпьютеров. Инжиниринг деталей ведется как в собственной лаборатории, так и на складах заказчика (если он на Сахалине, нет смысла возить детали туда-обратно).
Инжиниринговый центр «Кронштадт» уже разработал 25 тыс. чертежей и произвел 45 тыс. деталей оборудования, есть в компании и цех по ремонту газовых турбин, где досконально разбирают, очищают и восстанавливают работу турбин мощностью до 16 МВт. «Измеряем геометрию деталей с точностью до 2 микрон, определяем материал и подбираем аналоги», – рассказывает Андрей Резников. У компании работает 55 станков по всей стране, в одном из сложных случаев удалось восстановить турбину за 33 дня. Кроме восстановления турбин, компания ремонтирует оборудование для добычи газы и бурения скважин.
Главный инженер проектов ОПА и КТНПА НИЦ «Курчатовский институт» Андрей Богданов рассказал о самых интересных сервисах для подводных газовых месторождений. Разработки института – обитаемые и необитаемые подводные аппараты, которые напоминают оборудование из фантастических фильмов – мини-подводные лодки со сферическим корпусом. Это небольшие полностью оснащенные аппараты, которые вместе с членами экипажа или без них могут опускаться на глубину более 2 тыс. м. Они обследуют шельф, трубопроводы, делают фото- и видеосъемку. Сложный полностью оснащенный комплекс собран и готовится к испытаниям, а также получает свидетельства и патенты. В следующем сезоне предполагаются испытания с выходом на планируемую глубину. В разработке института есть и другие аппараты, например спуско-подъемные устройства. Испытания будут проводить на Ладоге. Одно из условий разработки – отказ от импортных технологий и оборудования.
Исполнительный директор АНО «Центр подводных исследований Русского географического общества» Сергей Фокин также рассказал об аналогичное разработке – обитаемом подводном аппарате (ОПА) «Ясон», который заложен в Северодвинске по заказу «Газпрома» и не имеет аналогов. Изделие представляет собой мини-субмарину, способную выполнять широкий спектр работ на глубинах в пределах 2250 м. В частности, аппарат предназначен для обследования объектов подводной газотранспортной инфраструктуры, изучения морского дна, геологоразведки, охраны полезных ископаемых и монтажа различных конструкций. Сейчас этот функционал возложен на водолазов и телеуправляемые необитаемые комплексы. «Обитаемая подводная техника, как чудо-чудное», – сказал Сергей Фокин и добавил, что многие сомневаются до сих пор, что она может существовать. «Рост вызовов и потребностей подводных пространств будет необходимым для ее развития», – добавил ученый.
Итоги сессии подвела директор по подводно-технологическим операциям АО «Газпром шельфпроект» Дарья Гедмин. В своем выступлении она сделала акцент на том, что бесперебойная и безопасная эксплуатация месторождений обеспечивается через системный и комплексный подход, своевременные и управленческие решения в области стратегического планирования, а также консолидацию ресурсов и эффективное взаимодействие всех участников операционно-технологического процесса эксплуатации месторождения – заказчиков, операторов и сервисных организаций. В числе ключевых принципов была обозначена философия партнерства, предполагающая коллективную ответственностью за конечный результат.
«Итого, что нужно для обеспечения всего комплекса сервисных услуг в период эксплуатации? Нужен флот, нужны подводные аппараты, нужен специализированный инструмент, качественно локализированные МТР и ЗИП, нам нужно сохранить имеющиеся компетенции, сохранить их и преумножить. Реализовать это может единый центр ответственности и компетенции, потому как все эти ресурсы необходимо правильно и заблаговременно планировать с учетом их специфики и с соответствующей организацией процесса заключения контрактов», – сказала Дарья Гедмин.
Она подчеркнула необходимость круглогодичного поддержания работоспособности всего оборудования, как для плановых операций, так и для нештатных ситуаций. «Для этого необходимо иметь в наличии и в правильной локации весь ЗИП и компетентных специалистов для работы с оборудованием. Не менее важным аспектом здесь является наличие правильно оборудованных сервисных баз. У «Газпром шельфпроекта» есть две такие базы, которые уже более 10 лет профильно занимаются сервисными услугами по работе с оборудованием подводных добычных комплексов», – сказала она. Среди приоритетных направлений Дарья Гедмин выделила сохранение и развитие профессиональных компетенций, а также расширение единой базы знаний, консолидированной для компаний ПАО «Газпром» и всех привлеченных сервисных структур, что позволит эффективно использовать накопленный опыт и минимизировать технологические риски.
«Отрасль сейчас движется к интеграции сервисных функций, от технического обслуживания и ремонта нам необходимо планомерно готовиться к проактивной оптимизации жизненного цикла оборудования, к прогнозированию отказов. Консолидация всех этих ресурсов и правильное планирование как раз и есть базис для обеспечения безопасной и бесперебойной эксплуатации месторождений», – заключила Дарья Гедмин.