Sakhalin’s subsea potential

Today, to meet the demands of deeper and more remote reservoirs, the emphasis for oil and gas companies is firmly on improving production and enhancing recovery rates. And as exploration pushes further into hostile operating environments, subsea processing is increasingly seen as a viable solution to the myriad issues involved in accessing hard-to-reach reserves.

Nowhere is this more true than in Russia's far east. Talk to anyone about Russian oil and gas, and the conversation inevitably ends up discussing the Sakhalin Island shelf located in the Sea of Okhotsk. And with good reason: total hydrocarbon deposits around Sakhalin Island are estimated at almost 14 billion barrels of oil and 2.7 trillion cubic meters of natural gas.

Within this resource-rich region, the Gazprom-led Sakhalin III project represents one of the most potentially rewarding. Of the four blocks situated within Sakhalin III, Gazprom holds the licences for three: Kirinskoye, Ayashsky and Vostochno-Odoptinsky; it also holds a license for the Kirinskoye gas and condensate field. The total area offers around 5.1 billion barrels of crude oil and 1.3 trillion cubic metres of natural gas.

The bulk of these gas reserves are concentrated in the Kirinsky block, and in order to successfully develop the reserves Gazprom is planning to perform over 3000 square kilometres of 3D seismic work by 2020 and construct some 20 exploration wells. The reserves are forecast to grow by some 600 million tons of fuel equivalent, including approximately 500 billion cubic meters of gas.

Nonetheless, the successful development of these resources faces a number of significant challenges - not least factors such as ice and extreme weather. Environmental issues in such a pristine wilderness also become a key concern. And this is where subsea technologies are increasingly playing a key role. With no above-water elements, robust subsea processing systems could enable oil and gas firms to recover reserves from under the ice or in key fishing grounds and produce direct-to-shore, neatly side-stepping many of the environmental issues often associated with production in sensitive areas.

It's an approach that Gazprom's Head of Offshore Field Development Technology, Vladimir Vovk, is particularly keen to try at Sakhalin given the technique's considerable success in other parts of the world. Subsea production technologies allow a number of significant risks inherent in operating in adverse natural and climatic conditions to be avoided. Indeed, Vovk believes that in the freezing seas of Russia, which have a navigable period of just three or four months, there is very often no other option but to use subsea systems. In this interview, he outlines why subsea technologies are so critical to the development of not just Sakhalin III, but also to Russia's other major offshore projects.

Why has Gazprom decided to move the commissioning of the Kirinskoye gas and condensate field over from 2014 to 2011?

Vladimir Vovk. The gas and condensate field commissioning is synchronised with the end of the trunkline construction in 2011, determining the need of its development within the shortest timeframe, which is quite reasonable.

Why was the decision taken in favour of the subsea production system?

VV. The development of subsea hydrocarbon production technologies began in the mid 1970s. The subsea wellhead equipment was used in the Gulf of Mexico for the first time ever. Having shown reliability in engineering solutions for subsea production after several years of service, the respective equipment was widely used in various offshore areas - from northern seas to southern latitudes.

According to analysts, there is an ever-increasing demand for subsea production systems. This is a fact that speaks well both for the reliability of the equipment and the economic efficiency of its utilisation.

The use of subsea production technologies enables companies to avoid significant risks in adverse natural and climatic conditions, such as typhoons in South-East Asia and icebergs off the shores of Canada. In the freezing seas of Russia, with a navigable period of just three to four months, we simply have no other option but to use these subsea systems.

This technology is unprecedented in Russia. Do you feel confident about its efficiency and safety?

VV. One shouldn't be under the delusion that Gazprom has taken a hasty decision over the implementation of subsea production technologies; this issue has been studied over a long period of time. In 2000, the company's management resolved to create a Subsea Engineering and Deepwater Technology Division, which since then has been engaged in subsea production technologies research along with analysis of the world's most innovative developments in this field in order to justify their implementation in Gazprom's promising offshore projects.

The accident in the Gulf of Mexico remains fresh in the minds of many around the world. Does the use of subsea production systems present the risk of similar accidents occurring?

VV. What happened in the Gulf of Mexico is quite different. As has since been shown, the reason for the accident at BP's drilling rig was, to a large extent, down to human error. A lot of mistakes had been made in terms of human resource management and many wrong decisions had been taken that finally triggered the tragedy.

We will certainly factor the risk of any such mistakes that may occur, but at the same time we are convinced that the utilisation of subsea production systems is safe. It is obvious that such sophisticated new technologies require highly qualified personnel. Therefore, when recruiting staff for such projects, we favour engineers with vast operational experience.

You selected FMC Kongsberg Subsea AS to provide the subsea technology. Are there any examples of similar projects with FMC equipment? How long has it been used and is it reliable?

VV. I should note that there are several companies manufacturing subsea production equipment around the world. These are FMC Kongsberg Subsea AS, Aker Solutions, GE Vetco Gray and Cameron. Each of them would like to operate offshore Russia. In this specific case, the selection was made in favour of FMC Kongsberg Subsea AS, but it doesn't mean that other contenders have lost an opportunity to participate in Russia's offshore projects. The companies compete in a free market. All of them manufacture reliable, time-proven subsea production equipment and may bid for the equipment supply tender.

So far as it concerns the use of subsea production equipment within existing projects, one can give many examples, but this equipment is widely used for gas, gas condensate and oil production.

For instance, such equipment is used in the Norwegian Ormen Lange gas and condensate field, with a sea depth varying from 800-1100 metres at a distance of 120km off the coast. Having considered several options with a view to achieving economic efficiency, a decision was taken to develop the field using a fully submerged production system with multi-phase flow transmission onshore. 24 subsea well completions on four seafloor templates are connected through a manifold and two 30-inch gas pipelines with an onshore gas treatment facility in Nihamne. Further on, gas is conveyed to Great Britain via the 1200km-long offshore pipeline. The field was put onstream in 2005. A subsea compressor station is to be installed in Ormen Lange in 2015 to ensure the gas production plateau. A prototype of the subsea compressor station designed by Aker Solutions is currently being tested.

Elsewhere, the subsea production equipment of FMC Kongsberg Subsea AS has been used since 2001 in the oilfield of the Angolan Girassol shelf, which features sea depths reaching 1400 metres. The field development plan envisages implementation of a floating storage and offloading unit. Fully submerged production technology is also being implemented at the Norwegian Shøhvit offshore field. The equipment for this project was delivered by GE Vecto Gray, while subsea production systems by Aker Solutions were delivered to the Norwegian Goliat offshore field.

There are over 130 offshore fields in the world now that use subsea production technologies combined with gravity-based or floating fully submerged production platforms - and the amount of equipment alternatives is increasing every year. Subsea production technologies are feasible, reliable and environmentally safe, as evidenced by accident-free operations in various regions of the world over the course of many years. However, the reliable operation of subsea production systems is ensured not by engineering solutions and manufacturing quality alone, but also by a complex system of service maintenance as well.

Will Gazprom implement similar technologies in other fields?

VV. Certainly. The gas industry research and design institutes are working to find the most efficient and reliable techniques for offshore fields development. The Shtokman field development project envisages the implementation of subsea production technologies, and subsea production equipment suppliers are currently bidding for the tender held by Shtokman Development AG. These technologies were also studied for further implementation in the field development projects offshore Yamal. Subsea hydrocarbon production technologies are promising for the Caspian Sea shelf fields, as well.

Will the application of foreign state-of-the-art technologies contribute to realising Russia's technological potential?

VV. I wish I could answer this question unambiguously, but as these technologies are a quantum leap for Russian science and the industry in general, it is not that simple. It is not just hard work in engineering and production that stands behind the statement about the Russian scientific and technological potential development. We need to work out multiple regulatory and managerial issues, including those at the state level. The implementation of innovative technologies that approach the reliability levels achieved in the space industry is a delicate intellectual process that requires every point to be worked out in advance.

For the full interview, please visit: www.gazprom.com/press/reports/

Kirinskoye GCF

The Kirinskoye gas and condensate field (GCF) is a top development priority in the Kirinsky block. Located 28 kilometres off the Sakhalin Island shore in the Sea of Okhotsk (sea depth: 90 metres), the field was discovered in 1992. The ABC1+C2 reserves of the Kirinskoye GCF amount to 100 billion cubic metres of gas and 11.4 million tons of gas condensate.

The Kirinskoye field is Gazprom's top development priority offshore Sakhalin. Gas will be produced from the field by Russia's first subsea production complex. Gazprom is predeveloping the field at the moment and recently decided to bring forward the startup date to later this year from 2014.

The subsea promise

Subsea technology has been around since the 1960s but it has only really taken off as a viable form of oil production over the last few years.

Technical barriers, the high cost of building and installing the right systems and difficulties with integrating them into existing infrastructure on the sea floor held subsea production back for years. However, the demand for more oil driven by high commodity prices, rising water production from mature fields and increasing surface facility costs have combined with advances in technology to push oil extraction onto the seabed.

Now, companies like Aker Solutions, Baker Hughes, FMC Technologies, Schlumberger and ABB are producing equipment that allows oil companies to carry out subsea separation and boosting without such high risk and cost implications.

Not only does subsea equipment compare favourably with surface facilities in terms of initial outlay, it also offers potential economic benefits once in operation. The separating and pressure boosting technology of subsea production allows users to dramatically reduce expenditure on offshore platforms and, it is anticipated, may one day remove the need for offshore platforms entirely.

Подводный потенциал Сахалина

На сегодняшний день, для удовлетворения требований, которые ставят более глубокие и удаленные газоносные слои, основной упор нефтедобывающих и газовых компаний делается на улучшение условий добычи и увеличение ее темпа. И, по мере дальнейшего перемещения поисково-разведочных работ во все более неблагоприятные среды, все чаще на подводную добычу смотрят как на способ эффективного решения многих проблем, связанных с доступом к труднодоступным запасам стратегического сырья.

Это особенно актуально для Дальнего Востока России. Спросите любого человека в России о нефти и газе, и дискуссия непременно будет сведена к обсуждению шельфовых запасов острова Сахалин, расположенного в Охотском море. И на это имеется весомая причина: общие запасы углеводородов вокруг Сахалина оцениваются в почти 14 млрд баррелей нефти и 2,7 трлн куб. метров природного газа.

На территории этого богатого ресурсами региона возглавляемый "Газпромом" проект "Сахалин-3" представляется как один из самых потенциально оправданных. Из четырех месторождений, разрабатываемых в рамках "Сахалина-3", "Газпром" обладает тремя лицензиями на разработку Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского месторождений; он также имеет лицензию на Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ). Запасы только данного района определяются приблизительно в 5,1 млрд баррелей сырой нефти и 1,3 трлн куб. метров природного газа.

Основная часть этих газовых запасов сосредоточена на Киринском месторождении, и, с целью успешной разработки этих запасов, "Газпром" планирует к 2020 году осуществить трехмерную сейсморазведку на более чем 3000 кв. км и пробурить 20 поисково-разведочных скважин. Прогнозируемый рост разведанных запасов предполагается на уровне 600 млн тонн в топливном эквиваленте, включая приблизительно 500 млрд куб. метров природного газа.

Тем не менее, для успешной разработки этих запасов необходимо преодолеть не одно препятствие. И не в самую последнюю очередь это относится к таким факторам, как лед и экстремальные погодные условия. Основная тревога связана с экологией этого нетронутого уголка нашей планеты. И вот здесь-то подводные технологии начинают играть все более ключевую роль. Надежное в эксплуатации подводное добычное оборудование без каких-либо надводных конструкций может дать нефтяным и газовым компаниям возможность добывать углеводороды подо льдом или в основных промысловых районах моря, направляя их напрямую в прибрежные районы, что позволяет аккуратно лавировать среди множества проблем, связанных с охраной окружающей среды в этих чувствительных к вмешательству человека регионах.

Это тот подход, к которому начальник управления техники и технологии разработки морских месторождений "Газпрома", Владимир Вовк, проявляет особый интерес на Сахалине, принимая во внимание значительный успех, который эта технология показала в других частях мира. Технологии подводной добычи позволяют избежать многих значительных рисков, присущих таким работам в неблагоприятных природных и климатических условиях. Владимир Вовк верит, что в условиях замерзающих морей России, навигация на которых осуществляется только в течение трех или четырех месяцев, не остается ничего другого, как прибегнуть к прокладке подводных систем. В этом интервью он вкратце описывает, почему подводные технологии являются такими определяющими не только для разработки проекта "Сахалин-3", но и для других крупных шельфовых проектов России.

Почему "Газпром" решил перенести ввод Киринского ГКМ с 2014 на 2011 год?

Владимир Вовк: Пуск месторождения синхронизирован с завершением строительства транспортного магистрального трубопровода в 2011 году, это и обусловило необходимость его освоения в максимально короткие сроки, что вполне логично.

Почему был сделан выбор в пользу подводного добычного комплекса?

ВВ: Подводные технологии добычи углеводородов начали развиваться с середины 70-х годов прошлого века. Впервые подводное устьевое оборудование начало эксплуатироваться в Мексиканском заливе. После ряда лет эксплуатации, показав надежность технических решений подводной добычи, подводное добычное оборудование получило широкое применение практически во всех регионах морской добычи, от шельфа северных морей, до южных широт.

Анализ поставок подводных добычных комплексов, по данным аналитических агентств, показывает все более увеличивающуюся потребность в них. Это и является показателем, как надежности такого оборудования, так и экономической эффективности его применения.

В регионах со сложными природно-климатическими условиями подводные технологии добычи позволили избежать значительных рисков. Например, в регионах Юго-Восточной Азии тайфунов, на шельфе Канады - айсбергов. В замерзающих регионах России, где навигационный период ограничен 3-4 месяцами, альтернативы подводным добычным комплексам просто нет.

Это первый опыт применения данной технологии в России. Есть ли уверенность в эффективности и безопасности ее применения?

ВВ: Не стоит заблуждаться в том, что "Газпром" принял скоропалительное решение о применении подводных технологий добычи. Данный вопрос тщательно изучается значительный период времени. В 2000 году менеджментом компании было принято решение о создании отдела подводно-технических работ и глубоководных технологий, основной обязанностью которого является изучение подводных технологий добычи, анализ мировых инновационных разработок в данной области, обоснование их применения в перспективных морских проектах ОАО "Газпром" и нормативное обеспечение.

Все еще очень хорошо помнят аварию в Мексиканском заливе. Существуют ли риски возникновения подобных происшествий при использовании подводных добычных комплексов?

ВВ: То, что случилось в Мексиканском заливе - совсем другая история. Ведь, как известно, во многом причиной аварии на буровой платформе BP стал человеческий фактор. Было сделано много ошибок связанных с управлением персоналом, было принято много неверных решений, которые в итоге и привели к трагедии. Конечно, мы будем учитывать риск возникновения подобных ошибок.

Вместе с тем мы уверены, что использование подводных добычных комплексов является безопасным. Безусловно, такие сложные современные технологии требуют персонала самой высокой квалификации. И поэтому мы при подборе кадров для подобных проектов отдаем предпочтение инженерам с большим опытом работы на промыслах.

Вы выбрали компанию FMC Kongsberg Subsea AS для поставки оборудования, используемого в подводной технологии. Не можете ли Вы привести примеры аналогичных проектов с применением оборудования компании FMC? Сколько лет оно эксплуатируется, и насколько оно надежно?

ВВ: Следует отметить, что в мире существует несколько компаний-производителей подводного добычного оборудования. Это - FMC Kongsberg Subsea AS, Aker Solutions, GE Vetco Gray, Cameron. Каждая из них хотела бы работать на российском шельфе. В данном конкретном случае выбор был сделан в пользу компании FMC Kongsberg Subsea AS. Однако это не значит, что другие претенденты потеряли возможность участия в российских шельфовых проектах. Компании конкурируют на свободном рынке. Каждая производит надежное апробированное подводное добычное оборудование и может участвовать в тендерах на поставку своей продукции.

В отношении действующих проектов с применением подводного добычного оборудования можно назвать достаточно много примеров. Следует отметить, что данное оборудование широко применяется как для добычи газа и газового конденсата, так и нефти.

Так, такое оборудование используется на газоконденсатном месторождении норвежского шельфа Ормен Ланге, с глубиной моря в диапазоне 800-1100 м, на расстоянии 120 км от берега. После рассмотрения нескольких вариантов обустройства, для достижения экономической эффективности, был принят вариант разработки месторождения с полностью подводной системой добычи и транспортировкой многофазного потока продукции на берег. Размещенные на 4-х опорных донных плитах 24 подводных устьевых заканчивания, через манифольд, соединены двумя 30-ю дюймовыми трубопроводами с береговым комплексом по подготовке газа к транспортировке в Нихамне. Далее газ по 1200 километровому морскому трубопроводу транспортируется в Великобританию. Месторождение введено в эксплуатацию в 2005 году. В 2015 году для обеспечения стабильной полки добычи планируется к установке на Ормен Ланге подводная компрессорная станция. Разработанный компанией Aker Solutions опытный образец подводной компрессорной станции в настоящее время проходит испытания.

Подводное добычное оборудование компании FMC Kongsberg Subsea AS используется с 2001 года на нефтяном месторождении шельфа Анголы Жирассол, с глубинами моря до 1400 м. Схема разработки месторождения предусматривает применение плавучего терминала-накопителя нефти. На месторождении норвежского шельфа Snohvit применена полностью подводная добыча. Оборудование для этого проекта поставила компания GE Vetco Gray. На месторождении норвежского шельфа Goliat поставку подводных систем добычи осуществляла компания Aker Solutions.

В настоящее время в мире насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологии подводной добычи как в комплексе с гравитационными и плавучими добычными платформами, так и полностью подводной схемой добычи. Объемы поставок данного оборудования год от года увеличиваются. Технологии подводной добычи надежны, позволяют достигать обоснованных показателей экономической эффективности, экологически безопасны, о чем свидетельствуют долгие годы безаварийной эксплуатации в различных регионах шельфа мирового океана. Тем не менее, надежная работа подводных систем добычи обеспечивается не только техническими решениями и высоким качеством изготовления, но и комплексной системой сервисного обслуживания.

Будут ли аналогичные технологии применяться на других месторождениях "Газпрома"?

ВВ: Естественно. Отраслевые научно исследовательские и проектные институты проводят работу по наиболее эффективным и надежным способам и методам освоения морских месторождений. В проекте освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения планируется применять подводные технологии добычи. В настоящее время компании-поставщики подводного добычного оборудования участвуют в тендерных процедурах проводимых оператором проекта - компанией Shtokman Development AG. Данные технологии изучались для применения в проектах разработки месторождений Приямальского шельфа. Перспективны подводные технологии добычи углеводородов и для месторождений шельфа Каспия.

Поможет ли привлечение передовой зарубежной технологии развитию российского технологического потенциала?

ВВ: На данный вопрос хотелось бы ответить однозначно, так как данные технологии - это качественный скачок в будущее для российской науки и промышленности в целом, однако не все так просто. За утверждением о развитии российского научного и технологического потенциала стоит кропотливая работа не только в технической и производственной сфере. Предстоит проработать множество правовых и организационных вопросов, в том числе на государственном уровне. Ведь внедрение таких инновационных, граничащих с космическими по надежности технологий - это тонкий интеллектуальный процесс, где необходимо просчитать и предусмотреть все до мелочей.

Текст всего интервью доступен на сайте: www.gazprom.ru/press/reports/

Киринское ГКМ

Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ) является первоочередным объектом освоения на Киринском блоке. Расположенное в 28 км от побережья о. Сахалин в Охотском море (глубина моря - 90 метров), это месторождение было открыто в 1992 году. Запасы Киринского ГКМ по категории АВС1+С2 составляют 100 млрд куб. м газа и 11,4 млн т газового конденсата.

Киринское месторождение является для "Газпрома" первоочередным объектом освоения сахалинского шельфа. Добыча на месторождении впервые в российской практике будет проводиться с использованием подводного добывающего комплекса. В настоящее время "Газпром" уже ведет обустройство месторождения и недавно принял решение о переносе даты ввода его в эксплуатацию с 2014 года уже на этот год.

Подводная перспектива

Подводная технология добычи нефти стала применяться в мире с 60-х годов, но только за последние несколько лет она сумела оторваться от земли и расправить крылья.

Технические барьеры, высокие расходы на строительство и монтаж необходимых систем и трудности их интеграции в существующую подводную инфраструктуру на годы задержали развитие подводной добычи. Несмотря на это, все возрастающая потребность в нефти, подстегиваемая высокими ценами на товары, повышающийся водоприток из зрелых месторождений и увеличивающаяся стоимость обустройства нефтяного промысла служат стимулом для использования последних достижений в области технологий для продвижения добычи нефти со дна морей.

Сегодня, такие компании как Aker Solutions, Baker Hughes, FMC Technologies, Schlumberger и ABB производят оборудование, которое позволяет нефтяным компаниям производить подводную сепарацию и прокачку нефти без высокого риска и финансовых последствий.

Подводное добычное оборудование не только выгодно отличается от наземного по своим первоначальным затратам, но оно также предлагает потенциальные экономические преимущества при его эксплуатации. Технологии сепарации и прокачки под давлением позволяют значительно сократить расходы на буровые морские платформы и, как прогнозируется, могут однажды полностью исключить необходимость в использовании таких платформ.