http://www.kommersant.ru/doc/2345616
18.11.2013, 00:00
О том, как применять инновации в такой традиционной сфере, как добыча и переработка углеводородов, рассказал исполнительный вице-президент по технологиям и инновациям Royal Dutch Shell ДЖЕРАЛЬД СХОТМАН.
— Какие наиболее значимые достижения Shell в области инноваций вы можете выделить за последние два года?
— Мы работаем во многих областях. Инновации — это не то, что вы делаете один раз, это индустрия, это то, что вы делаете постоянно. Первое направление, которое я всегда отмечаю,— это геофизические исследования, и здесь мы существенно продвинулись и в том, как получить дешевле более качественные данные, особенно на месторождениях на суше, и в качестве интерпретации данных, их математической обработке. Благодаря этому мы можем получить лучшее представление об устройстве пласта месторождения. Мы добились большого прогресса в технологиях увеличения нефтеотдачи. Это касается применения не только поверхностно активных полимеров, но и других реагентов, а также термических и газовых методов увеличения нефтеотдачи.
Если мы говорим о газе, то я горд тем, как сейчас работает технология gas to liquids ("газ в жидкость", GTL). Особенно я горд концепцией плавучего завода по производству сжиженного газа (FLNG), который сейчас строится: многие компании могут показать картинки своих разработок, а мы можем показать фотографии! И говоря о заводе GTL в Катаре Pearl, там дело не только в технологии, потому что она существовала на протяжении последних 30 лет, но в увеличившихся инженерных возможностях, которые позволили реализовать этот большой проект и сделать его безопасным.
Есть другие вещи, которые мне очень нравятся, но мне сложно про них рассказать, и не потому, что это какая-то конфиденциальная информация, а потому, что они пока не реализованы. Вы начинаете с большим количеством идей, и вы знаете, что в процессе со многими из них вам придется покончить, и наконец вы достигаете прогресса в некоторых областях, но вам нужно подождать, насколько эффективными они в итоге окажутся. Так, мне очень нравятся наши разработки по технологии получения химических продуктов напрямую из газа, а не из нефти — когда вы конструируете молекулы углеводородов, а не разбиваете длинные молекулы на более мелкие. Другое направление — производство биотоплива, здесь у нас есть очень интересные разработки, как сделать это топливо эффективным.
Для развития технологий необходимы сотрудничество и партнерства. Так, в апреле в Shell был создан фонд Shell Technology Ventures, который предоставляет поддержку компаниям, занимающимся инновациями, связанными с разработкой материалов, геологоразведкой, методами увеличения нефтеотдачи и так далее. Стоит упомянуть и нашу программу Gamechanger, которая существует с 1996 года и в рамках которой мы поддерживаем инновационные идеи сторонних исследователей.
— Сколько Shell тратит на инновации?
— В 2012 году мы потратили $1,3 млрд на R&D (исследования и разработки) — это стабильный уровень наших расходов в последние годы ($1,1 млрд в 2011 году), и это крупнейший бюджет на исследования среди всех международных нефтяных компаний. Конечно, мы тратим значительно больше этой суммы на техническую и инженерную части, то есть на то, чтобы применить новые разработки на практике.
— Вы сейчас строите FLNG для месторождения Prelude в Австралии. Однако стоимость этого проекта в процессе реализации выросла в три раза и сейчас составляет около $13 млрд. Вы не разочаровались в идее FLNG?
— Я бы не хотел комментировать стоимость проекта, но если говорить о технологии, то она за несколько лет, прошедших с запуска этого проекта, стала нравиться мне даже больше. Прежде всего потому, что у технологии FLNG масса возможностей. Пока у нас только один проект — применение этого плавучего завода на месторождении Prelude в Австралии (см. материал про Prelude в приложении "Нефть и газ" от 20 ноября). Когда речь идет о первом проекте, говорим ли мы о полете на Луну или постройке FLNG, это всегда кривая расходов, которая постепенно идет вниз и дает вам в конечном счете большую гибкость. Скажем, если вы разрабатываете морское месторождение и хотите сжижать газ, у вас есть выбор: вы можете построить трубопровод на сушу и сжижать газ там, а можете использовать FLNG. Но есть крупные месторождения далеко в море, газ которых сейчас фактически не может выйти на мировой рынок, а рядом всегда есть сравнительно небольшие залежи, которые слишком дорого осваивать традиционным способом. Но с FLNG это возможно, потому что вы не привязаны к инфраструктуре. И здесь важно то, что с увеличением числа проектов мы сможем стандартизировать эту технологию, улучшить ее. С другой стороны, если вы посмотрите на крупные добычные проекты в последние годы, то все они сопровождаются значительным ростом расходов, но это связано скорее не с технологией, а с ростом цен на материалы.
— У вас есть планы заложить новые FLNG?
— У нас много планов. Я вижу много проектов, которые могли бы применять эту технологию, и, на мой взгляд, за последние два года перспективы улучшились. Могу сказать, что мы объявим о новых проектах, как только договоренности о них будут достигнуты. Я думаю, что FLNG — это длительная история.
— Какие технологии, на ваш взгляд, могли бы существенно снизить стоимость производства и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ)?
— Думаю, нужно смотреть на это с точки зрения капитальных и эксплуатационных затрат. Нужно повышение эффективности в плане капитальных затрат. Можно строить более "простые" и большие по размерам заводы. Здесь дело не в самой технологии сжижения, а в сопряженных с обслуживанием завода затратах. Кроме того, мне кажется, сейчас появляется новая тенденция на мировом рынке. До сих пор все проекты по сжижению шли по возрастающей — 1 млн, 3 млн, 5 млн тонн вплоть до нынешних линий мощностью 7,5 млн тонн СПГ, это экономика масштаба. Но сейчас, с разработкой газа плотных пород и сланцевого газа, появляется интерес к мини-СПГ. Это тоже не такие уж маленькие предприятия: они смогут производить 250-500 тыс. тонн СПГ в год. Но это модульные сооружения, которые можно перевозить в контейнерах по железной дороге и собирать на месторождении и снова разбирать, если месторождение оказалось не слишком перспективным — это дает вам гибкость. Я думаю, это одно из наиболее перспективных направлений сейчас, особенно с учетом того, что СПГ может в ряде случаев успешно заменить жидкое топливо для транспорта, особенно при бункеровке судов, но также и при заправке грузовиков, железнодорожных локомотивов, горнодобывающей техники. Помимо того что СПГ становится все более доступным и конкурирует по цене с жидким топливом, это еще и экологичное топливо, и вам не нужно его дополнительно перерабатывать и заботиться об уровне серы и так далее.
— Shell вместе с "Газпром нефтью" занимается разработкой баженовской свиты. Какие технологии вы применяете и каковы основные проблемы, с которыми вы сталкиваетесь?
— Мы будем применять все технологии, которые у нас есть, и еще немного больше. У нас есть успешный опыт добычи трудноизвлекаемой нефти в США и Канаде, и это большой вопрос для такой компании, как Shell, сможем ли мы прямо перенести этот опыт на месторождения в других частях света — Южной Африке, Австралии, Китае или России. Думаю, освоение баженовской свиты — это будет постепенный процесс обучения, и я не знаю, сколько времени нам понадобится. В конце текущего — начале следующего годов мы планируем пробурить пять разведочных скважин на баженовской свите (в рамках совместного с "Газпром нефтью" предприятия "Салым петролеум девелопмент"). Я всегда говорю: будем терпеливы, нам нужно время для изучения. Я видел это во многих частях света, люди думают: "О, это как в Мексиканском заливе, вперед-вперед", бурят две скважины и думают, что знают устройство месторождения. Но с трудноизвлекаемой нефтью это так не работает. Мы учимся быстро, и сейчас мы работаем над тем, как компьютеризировать и автоматизировать бурение скважин в наиболее перспективных местах. Например, в Северной Америке на ряде месторождений мы используем оптоволоконные датчики, устанавливая их в скважине до того, как провести гидроразрыв пласта. Анализ информации с этих датчиков помогает нам понять, насколько удачным может быть гидроразрыв в том или ином направлении, это помогает существенно экономить ресурсы. У нас есть совместное предприятие с китайской Petrochina, в рамках которого мы работаем над автоматизацией бурения скважин. Другое важное направление — прогнозирование дебитов скважин при добыче трудноизвлекаемой нефти, потому что в первые год-два дебит всегда очень высокий, но потом он резко падает до уровня плато. А ключевой вопрос в экономике скважин — сколько продлится это плато, и чтобы понять это, нужно много времени.
При разработке трудноизвлекаемых углеводородов всегда есть проблема в том, что и технический персонал, и государственное регулирование работают так, как будто это традиционные ресурсы. Но трудноизвлекаемые существенно отличаются как по геологическому устройству, способу извлечения, так и по экономике от традиционных нефтегазовых месторождений. И здесь нужны бизнес-инновации, другой взгляд на проблему, в том числе при взаимодействии государства и бизнеса — как вам максимально увеличить размер "пирога", а затем найти разумный способ поделить его.
— Вы объявили о постройке нового завода по технологии GTL в Луизиане, несмотря на то что это дорогая технология. Какие вы видите пути для снижения стоимости GTL?
— Прежде всего GTL — очень сложный процесс, и этим отчасти объясняется его стоимость. Во-вторых, это всегда вопрос экономики: если у вас есть страна с большими запасами газа, но с небольшими запасами нефти, как, например, Катар, то необходимость диверсификации становится для вас очень важной. Постройка завода в Луизиане — очень хорошая идея, потому что сейчас стоимость газа там снизилась из-за "сланцевой революции", но если посмотреть на цены десять лет назад, едва ли эта идея была бы осуществима. И здесь возникает вопрос, что будет с ценами через десять лет? То есть это вопрос экономической целесообразности. Вместе с тем я думаю, что сам по себе процесс производства жидкого топлива из газа можно существенно улучшить и повысить его эффективность, и мы в Shell активно работаем в этом направлении. Кроме того, мы сейчас думаем, можно ли применять технологию GTL для той же цели, что и мини-СПГ, то есть можно ли создать такие же модульные заводы и перерабатывать газ не в СПГ, а в жидкое топливо. Но эта идея пока только в стадии разработки.
Интервью взял Юрий Барсуков
Новые старые технологии
В отличие от первого дня форума "Открытые инновации", посвященного глобальным проблемам и взаимоотношениям власти и бизнеса, повестка второго дня — обсуждение прорывных технологий — сюрпризов не принесла. Как и в прошлом году, в центре внимания иностранных и российских участников было применение нанотехнологий в различных областях, анализ "больших данных" (Big Data), новые возможности промышленности при применении 3D-печати, феномен "гиперсвязанности" за счет все более широкого распространения интернета. Основные тренды развития технологий за год мало изменились.
Единственным существенным отличием от прошлогоднего форума стало более пристальное внимание к проблемам энергетики, для которой была выделена отдельная секция. На ней обсуждались не только традиционные для инновационного форума технологии — энергосбережение, "умные сети", альтернативная и биоэнергетика, но и высокотехнологичная добыча углеводородов. Технологические инновации, сделавшие возможной "сланцевую революцию" в США, открывают еще более серьезные перспективы, связанные с использованием керогена — органического вещества, представляющего собой недозревшую нефть. Геологическая служба США оценивает ресурсы нефти, содержащиеся в керогене нефтяных сланцев, в 400 млрд тонн — это вдвое больше, чем текущие мировые запасы традиционной нефти. Большие запасы керогена существуют и в России, и основные перспективы здесь связаны с разработкой баженовской свиты — уникального месторождения в Западной Сибири с ресурсами в 3,1 млрд тонн.
Юрий Барсуков
|
