Production pétrolière sur le plateau des grands fonds, réserves mondiales. Les ressources de la mer de Barents ont-elles été partagées fraternellement ? Pour les faibles profondeurs

Production offshore

Production pétrolière offshore

Nous sommes sur une plate-forme de forage - une structure technique complexe conçue pour la production pétrolière sur le plateau maritime. Les dépôts côtiers se poursuivent souvent sur la partie sous-marine du continent, appelée plateau. Ses limites sont le rivage et ce qu'on appelle le bord - un rebord clairement défini, derrière lequel la profondeur augmente rapidement. Habituellement, la profondeur de la mer au-dessus du bord est de 100 à 200 mètres, mais elle atteint parfois 500 mètres, voire jusqu'à un kilomètre et demi, par exemple dans la partie sud de la mer d'Okhotsk ou au large. la côte de la Nouvelle-Zélande.

Selon la profondeur, différentes technologies sont utilisées. Dans les eaux peu profondes, des « îles » fortifiées sont généralement construites, à partir desquelles elles mènent des opérations. C'est ainsi qu'on l'exploite depuis longtemps dans les champs caspiens de la région de Bakou. L’utilisation de cette méthode, notamment dans les eaux froides, comporte souvent le risque d’endommager les « îles » productrices de pétrole par les glaces flottantes. Par exemple, en 1953, une importante masse de glace qui s'est détachée du rivage a détruit environ la moitié des puits de pétrole de la mer Caspienne. Une technologie moins courante est utilisée lorsque la zone souhaitée est entourée de barrages et que l'eau est pompée de la fosse résultante. À des profondeurs de mer allant jusqu'à 30 mètres, des viaducs en béton et en métal étaient auparavant construits sur lesquels étaient placés des équipements. Le viaduc était relié à la terre ou était une île artificielle. Par la suite, cette technologie a perdu de sa pertinence.

Si le champ est situé à proximité de la terre ferme, il est logique de forer un puits incliné depuis le rivage. L'un des développements modernes les plus intéressants est télécommande forage horizontal.

Des spécialistes surveillent le passage du puits depuis le rivage. La précision du processus est si élevée que vous pouvez atteindre le point souhaité à une distance de plusieurs kilomètres. En février 2008, Exxon Mobil Corporation a établi un record mondial pour le forage de tels puits dans le cadre du projet Sakhalin-1. La longueur du puits de forage était ici de 11 680 mètres. a été réalisée d'abord verticalement puis horizontalement sous le fond marin du champ de Chaivo, à 8-11 kilomètres de la côte.

Plus l’eau est profonde, plus les technologies utilisées sont complexes. À des profondeurs allant jusqu'à 40 mètres, des plates-formes fixes sont construites, mais si la profondeur atteint 80 mètres, des plates-formes de forage flottantes équipées de supports sont utilisées. Jusqu'à 150-200 mètres fonctionnent des plates-formes semi-submersibles, maintenues en place à l'aide d'ancres ou d'un système de stabilisation dynamique complexe. Et les navires de forage peuvent forer à des profondeurs bien plus grandes. La plupart des « puits records » ont été réalisés dans le golfe du Mexique - plus de 15 puits ont été forés à une profondeur de plus d'un kilomètre et demi. Le record absolu de forage en eau profonde a été établi en 2004, lorsque le découvreur Deel Seas de Transocean et ChevronTexaco a commencé à forer un puits dans le golfe du Mexique (bloc 951 d'Alaminos Canyon) à une profondeur de 3 053 mètres. Dans les mers du nord, caractérisées par des conditions difficiles, on construit souvent des plates-formes fixes, maintenues au fond en raison de l'énorme masse de la base. Des « piliers » creux s’élèvent de la base, dans lesquels le pétrole ou l’équipement extrait peuvent être stockés. Tout d'abord, la structure est remorquée jusqu'à sa destination, inondée, puis, directement dans la mer, la partie supérieure est construite. L'usine où de telles structures sont construites est comparable en superficie à petite ville . Les appareils de forage installés sur de grandes plates-formes modernes peuvent être déplacés pour forer autant de puits que nécessaire. La tâche des concepteurs de telles plates-formes est d'installer un maximum d'équipements de haute technologie dans une zone minimale, ce qui rend cette tâche similaire à la conception. vaisseau spatial

Le développement de ces technologies est extrêmement important pour notre pays qui possède le plateau continental le plus étendu au monde. La majeure partie est située au-delà du cercle polaire arctique, et le développement de ces espaces hostiles est encore très, très lointain. Selon les prévisions, le plateau arctique pourrait contenir jusqu'à 25 % des réserves mondiales de pétrole.

Faits intéressants

La plate-forme norvégienne Troll-A, représentant frappant de la famille des grandes plates-formes nordiques, atteint 472 m de hauteur et pèse 656 000 tonnes.
Les Américains considèrent que la date du début du champ pétrolier offshore est 1896, et son pionnier est le pétrolier Williams de Californie, qui a foré des puits à partir d'un remblai qu'il a construit.
En 1949, à 42 km de la péninsule d'Absheron, un village entier appelé Neftyanye Kamni a été construit sur des viaducs construits pour extraire le pétrole du fond de la mer Caspienne. Les employés de l'entreprise y ont vécu pendant des semaines. Le viaduc d'Oil Rocks peut être vu dans l'un des films de James Bond : « Le monde ne suffit pas ».
La nécessité de maintenir les équipements sous-marins sur les plates-formes de forage a considérablement influencé le développement des équipements de plongée sous-marine.
Pour fermer rapidement un puits en cas d'urgence - par exemple, si une tempête empêche le navire de forage de rester en place - un type de bouchon appelé « empêcheur » est utilisé. La longueur de ces obturateurs atteint 18 m et leur poids est de 150 tonnes.
Le début du développement actif du plateau maritime a été facilité par la crise pétrolière mondiale qui a éclaté dans les années 70 du siècle dernier. Après l'annonce de l'embargo par les pays, il était urgent de sources alternatives approvisionnements en pétrole. En outre, le développement du plateau a été facilité par le développement de technologies qui avaient alors atteint un niveau permettant de forer à des profondeurs marines importantes.
Le gisement gazier de Groningue, découvert au large des Pays-Bas en 1959, est non seulement devenu le point de départ du développement du plateau continental de la mer du Nord, mais a également donné son nom à un nouveau terme économique. Les économistes ont qualifié l'effet Groningue (ou syndrome hollandais) d'augmentation significative de la valeur de la monnaie nationale, résultant de l'augmentation des exportations de gaz et ayant eu un impact négatif sur d'autres industries d'exportation et d'importation.

Un bref ouvrage de référence électronique sur les termes de base du pétrole et du gaz avec un système de références croisées. - M. : russe université d'état pétrole et gaz nommé d'après. I. M. Gubkina. M.A. Mokhov, L.V. Igrevski, E.S. Novik. 2004 .

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Rosneft et Gazprom reportent l'exploration géologique et le début de la production de 31 champs pétroliers et gaziers offshore pour une période de deux à 12 ans. En conséquence, les projets de production pétrolière dans l’Arctique pourraient diminuer de près de 30 %

Arctique, expédition de recherche (Photo : Valéry Melnikov/RIA Novosti)

Moins d’huile en rayon

Rosnedra a convenu avec Rosneft et Gazprom de reporter les dates d'exploration géologique et le début de la production sur 31 sites situés sur le plateau continental des mers de l'Arctique, de l'Extrême-Orient et du Sud, selon les documents du ministère (RBC en possède une copie). À la demande de Rosneft, les plans d'exploration géologique sur 19 sites ont été adaptés et sur 12 autres pour les besoins de Gazprom et de sa filiale Gazprom Neft. Il s'agit de reporter le calendrier et la portée de l'exploration sismique de deux à cinq ans en moyenne, et le calendrier du forage des puits de trois ans en moyenne dans chaque cas.

Les retards les plus importants dans la mise en service des plus grands champs sont que deux sections du champ Shtokman de Gazprom seront mises en service au plus tôt en 2025 au lieu de 2016 initialement prévu. Et le champ Dolginskoye de Gazprom Neft avec des réserves de 200 millions de tonnes équivalent pétrole - de 2019 à 2031. Le plus grand nombre de zones où les plans des entreprises ont été révisés se trouvent dans la mer de Pechora (neuf zones), huit dans la mer de Barents, sept dans la mer d'Okhotsk, quatre dans la mer de Kara, deux dans la mer Noire et une à l'Est. Mer de Sibérie. Pour les autres champs, les dates de début de production ne sont pas du tout précisées : elles seront déterminées en fonction des résultats de fin de l'exploration géologique.

Un représentant officiel du ministère des Richesses naturelles a confirmé à RBC que Rosnedra à la demande des entreprisesles licences de conservation ont été mises à jour. « Les modifications sont apportées lorsqu’elles sont documentées. Tout d'abord, nous parlons de changements dans les conditions économiques et géologiques des projets, y compris un léger changement dans le calendrier de forage des puits.Nikolai Gudkov, chef du service de presse du ministère des Ressources naturelles, a déclaré à RBC.Dans le même temps, les entreprises dépassent leurs obligations en matière d’exploration sismique sur le plateau, affirme-t-il.

Un représentant de Gazprom Neft a déclaré à RBC que le report du démarrage de la production du champ de Dolginskoye était dû à la nécessité d'une étude géologique plus approfondie, suite à la découverte d'un afflux de gaz, ainsi qu'à des raisons économiques. Les représentants de Rosneft et de Gazprom n’ont pas répondu aux demandes de RBC.

D'ici 2035, la production pétrolière sur le plateau arctique atteindra 31 à 35 millions de tonnes, a déclaré le vice-ministre de l'Énergie Kirill Molodtsov lors de la conférence Arctic 2016 en février. Auparavant, le projet de stratégie énergétique prévoyait d'atteindre 35 à 36 millions de tonnes d'ici cette date dans l'Arctique, et en général sur le plateau - 50 millions de tonnes par an. En outre, d'ici 2035, au moins 10 % de tout le gaz du pays devrait être produit sur le plateau (la production totale du pays sera de 821 à 885 milliards de mètres cubes), indique le document. En 2015, les sociétés ont produit 18,8 millions de tonnes de pétrole sur le plateau russe, dont 16 millions de tonnes sur le plateau de la mer d'Okhotsk, principalement dans le cadre des projets Sakhalin-1 et Sakhalin-2. Et sur le plateau arctique, seules 800 000 tonnes ont été produites Champ Prirazlomnoye(propriété de Gazprom Neft).

En raison du report du développement des champs offshore, la production dans l'Arctique d'ici 20 30 l'année ne sera que de 13 millions de tonnes, soit 27,8% de moins que prévuvolume (18 millions), calculé Chef du Shelf Laboratory, directeur adjoint de l'Institut des problèmes pétroliers et gaziers de l'Académie des sciences de Russie Vasily Bogoyavlensky. En conséquence, la production pétrolière sur le plateau arctique russe au cours des 10 à 15 prochaines années ne sera pas en mesure de compenser la baisse de la production des champs terrestres existants, a-t-il déclaré à RBC.

Étagère de Rosneft et Gazprom

Selon la loi sur le sous-sol, les licences pour les travaux offshore ne sont délivrées qu'aux entreprises publiques possédant une expérience pertinente, à savoir Gazprom et Rosneft. Gazprom, selon le magazine d'entreprise, possède 33 licences pour utiliser le sous-sol du plateau continental russe et possède quatre autres licences. filiale Gazprom Neft en tant qu'opérateur. Rosneft, selon la société, dispose de 55 licences en stock.

"Longue perspective"

"D'ici fin 2025, en rayon Mer de Barents Gazprom doit réaliser 20 000 kilomètres linéaires de relevés sismiques 2D et 9 000 mètres carrés. km - 3D, et forez également 12 puits d'exploration, - dit un article du magazine d'entreprise Gazprom (RBC en a une copie). —Les spécialistes de Gazprom estiment qu'il est non seulement pratiquement impossible, mais également peu pratique, de développer de tels volumes. Il est évident que les forages dans les zones de la mer de Barents, compte tenu de la situation actuelle, constituent une perspective à assez long terme.» Le fait est que depuis l’été 2014, les prix du pétrole Brent ont quadruplé (en janvier 2016, ils ont atteint un minimum de 27 dollars le baril) et ne se sont pas complètement rétablis – le pétrole se négocie désormais autour de 52 dollars le baril.

Cependant, l'année dernière, Gazprom n'a pas complètement réduit l'exploration géologique sur le plateau, mais a considérablement réduit son rythme, notamment en termes de forage, comme le montre le magazine d'entreprise. Sur ordre de Gazprom, en 2015, l'exploration sismique n'a été réalisée que sur 6,7 mille km, bien qu'au cours des dernières années, un total de 34 mille km aient été étudiés. L'augmentation des réserves prouvées d'hydrocarbures basée sur les résultats de l'exploration géologique sur terre et sur mer, selon Gazprom, a atteint en 2015 582 millions de tonnes de carburant standard contre le plan de 536 millions de tonnes.

Rosneft développe actuellement le plateau continental de manière plus intensive, mais ne fore des puits que là où elle travaille conjointement avec des partenaires étrangers. Cet été, la société prévoit de forer deux puits sur le champ Magadan-1 dans la mer d'Okhotsk en collaboration avec Statoil. Mais les forages dans la mer de Kara à Universitetskaya-1 ont été reportés sine die, car le partenaire de l'entreprise publique Exxon ne peut pas participer au projet en raison des sanctions.

Avant 2025, il sera plus probable que l'on commence à produire du pétrole dans les champs offshore de Rosneft où l'entreprise travaille avec des partenaires occidentaux ou asiatiques : dans le creux de Touapsé et dans la zone occidentale de la mer Noire (Exxon et Eni), Magadan-1 (Statoil) , Universitetskaya (Exxon), la zone Medynsko-Varandeysky dans la mer de Barents (CNPC) et le champ North-Veninskoye dans la mer d'Okhotsk (Sinopec). La participation au financement et l’accès à la technologie dépendent des partenaires. Certains projets ont été gelés en raison des sanctions, a indiqué l'interlocuteur de RBC chez Rosneft.

La partie la plus coûteuse et la plus longue des travaux offshore consiste à forer des puits. Le coût moyen du forage d'un puits sur le plateau arctique est estimé par le doyen de la Faculté de géologie de l'Université d'État russe du pétrole et du gaz. Sergueï Lobusev a estimé Gubkin entre 200 et 500 millions de dollars. Par exemple, le coût du forage du puits Universitetskaya-1 de Rosneft dans la mer de Kara pour ouvrir le champ de Pobeda a dépassé 700 millions de dollars. Mais pour forer au moins un puits, il faut aussi. nécessaire de contracter l'installation d'un appareil de forage. Et les sanctions américaines et européennes interdisent la fourniture à la Russie de technologies et de services permettant de forer à des profondeurs supérieures à 130 m.

Selon Alexeï Belogoriev, directeur adjoint de l'énergie à l'Institut de l'énergie et des finances, dans la stratégie énergétique jusqu'en 2035 et le schéma général pour le développement de l'industrie pétrolière de la Fédération de Russie jusqu'en 2035, les plans antérieurs de production pétrolière et gazière offshore être révisé à la baisse. Selon l’expert, il ne sert à rien d’attendre le démarrage de la production pétrolière et gazière à partir de nouveaux gisements offshore avant 2025. « Cela ne sera pas économiquement viable si le prix du pétrole est inférieur à 90 dollars le baril. De plus, il n’existe pas de technologies appropriées pour forer dans l’Arctique et l’accès aux technologies occidentales est difficile en raison des sanctions », estime-t-il. Selon l'expert, les volumes perdus de production pétrolière sur le plateau peuvent être remplacés par une exploration géologique plus intensive sur terre et par une augmentation du facteur de récupération du pétrole.

« Aujourd’hui, en raison de la faiblesse des prix du pétrole et du gaz, le développement des gisements offshore a ralenti partout dans le monde. Les entreprises gèlent le travail en rayon. Pour nous, ce retard opportuniste fait notre jeu. Nous avons pris du retard dans le déploiement de notre pôle de construction navale à Extrême Orient"", TASS cite le discours du vice-Premier ministre Dmitri Rogozine lors d'une réunion de la Commission de l'Arctique début juin.

Le développement dynamique et l'industrialisation de la société moderne conduisent inévitablement à une croissance intensive de la consommation de matières premières d'hydrocarbures dans toutes les sphères de l'activité humaine. Pendant ce temps, dans la plupart des régions pétrolières et gazières du continent, les ressources pétrolières sont épuisées et la possibilité de développer davantage les gisements nécessite le recours à des méthodes coûteuses d'intensification de la production, ce qui n'est conseillé que si la valeur marchande des ressources en hydrocarbures est suffisamment élevée.

Considérant l'influence dominante des matières premières d'hydrocarbures sur le développement de l'État au cours des dernières décennies en pays développés L'intérêt pour le problème du développement des ressources pétrolières et gazières sur le plateau continental s'est fortement accru.

plateau continental- les fonds marins et le sous-sol des zones sous-marines s'étendant au-delà des eaux territoriales d'un Etat ayant accès aux eaux de l'océan mondial, dans tout le prolongement naturel du territoire terrestre de l'Etat jusqu'à la limite extérieure de la limite sous-marine du continent ou à une distance de 200 milles marins des lignes de base à partir desquelles est mesurée la largeur des eaux territoriales de l'État, lorsque la limite extérieure de la limite sous-marine du continent ne s'étend pas sur une telle distance. Dans les cas où la bordure sous-marine du continent s'étend à plus de 200 milles marins des lignes de base, la limite extérieure du plateau continental ne dépasse pas 350 milles marins des lignes de base à partir desquelles est mesurée la largeur des eaux territoriales de l'État. ou pas plus de 100 milles marins de l’isobathe de 2 500 mètres.

La surface de l'océan mondial représente 71 % de la surface de la Terre, dont 7 % se trouvent sur le plateau continental, qui contient d'importantes réserves potentielles d'hydrocarbures.

Le plateau continental, appelé plateau continental, est géologiquement et topographiquement une extension des terres vers la mer. Cette zone est située autour du continent et s'étend des eaux peu profondes jusqu'aux profondeurs où la pente du fond augmente fortement. La limite de transition - le bord du plateau continental est située en moyenne à une profondeur de 200 m. Cependant, ses valeurs peuvent atteindre plus de 400 ou moins de 130 m. les profondeurs des bords sont trop différentes et ont des valeurs bien supérieures à celles typiques de l'étagère. Ces zones sont appelées « zones frontalières ».

À la suite d'études sur le plateau continental, il a été établi que sa largeur varie respectivement de 0 à 160 km, la largeur moyenne est de 80 km et la profondeur moyenne du bord sur toute la surface du globe est d'environ 120 m. , et la pente moyenne est comprise entre 1,5 et 2,0 m pour 1 km de distance du plateau à la côte du continent.

La théorie du développement du plateau continental affirme qu'il y a 18 à 20 000 ans, les glaciers continentaux contenaient plus d'eau qu'aujourd'hui, de sorte que le niveau de l'océan mondial était nettement inférieur à son état actuel. Le plateau continental moderne faisait à cette époque partie des continents. Plus tard, à cause de la fonte des glaces et, par conséquent, de la montée du niveau de la mer, il s'est retrouvé sous l'eau. Dans la théorie de la genèse du plateau continental, les théories suivantes sur la formation du plateau sont connues :

premières idées - les étagères sont des terrasses formées à la suite de l'érosion des vagues ;
idées ultérieures - les plateaux sont le produit du dépôt de roches sédimentaires.

Cependant, les données provenant d’études sur les sols du plateau continental ne concordent pas entièrement avec ces idées. Il est possible que dans certaines zones, le plateau se soit formé à la suite de l'érosion et dans d'autres à cause du dépôt de roches sédimentaires. On peut également supposer que ces deux facteurs ont influencé simultanément son origine.

Exploration et développement du plateau continental

Les travaux de prospection et d'exploration d'importants gisements d'hydrocarbures dans les zones côtières de l'océan mondial, menés régulièrement depuis la fin du siècle dernier, démontrent clairement que le sous-sol du plateau continental possède d'importantes réserves de pétrole et de gaz naturel.

À début des années 80 du XXe siècle environ 50 pays Part de la production pétrolière s'élevait à 21%, ou 631 millions de tonnes, Et plus de 15%, ou 300 milliards de m3, gaz.

À fin des années 90 du XXe siècle des recherches de pétrole et de gaz dans les zones du plateau continental ont été menées par la grande majorité des 120 pays ayant accès à la mer, et environ 55 pays ont déjà développé des gisements de pétrole et de gaz. Part de la production pétrolière provenant de gisements offshore dans le monde entier s'élevait à 26%, ou 680 millions de tonnes, Et plus de 18%, ou 340 milliards de m3, gaz.

Les principales zones de production pétrolière et gazière offshore comprennent le golfe du Mexique, le lac Maracaibo (Venezuela), la mer du Nord et le golfe Persique, qui représentent 75 % de la production pétrolière et 85 % de la production gazière.

Déjà à la fin du siècle dernier, le nombre de puits de production offshore dans le monde dépassait les 100 000, qui extraient du pétrole à des profondeurs supérieures à 300 m. Les forages d'exploration sont effectués à partir de 1 200 m dans le golfe du Mexique et jusqu'à 1 615 m. m sur l'île. Terre-Neuve (côte du Canada).

Des forages de prospection et d'exploration profondes dans les plans d'eau sont réalisés :
en eaux peu profondes - depuis des îles artificielles ;
à des profondeurs de mer allant jusqu'à 100 m - par des plates-formes de forage flottantes autoélévatrices (FDU) ;
à des profondeurs de mer allant jusqu'à 300 à 600 m - plates-formes de forage flottantes semi-submersibles (SSDR) ;

à de grandes profondeurs - à partir de navires de forage flottants.

La flotte d’appareils de forage est en croissance constante, comme en témoignent clairement les données présentées dans le tableau ci-dessous :	À compter du :	Navires de forage	Appareils de forage auto-élévateurs	Appareils de forage semi-submersibles	Appareils de forage submersibles	Barges de forage	Unités totales
Unités en construction	62	330	118	25	24	559	210
1982	74	370	132	28	41	645	300

1998 Plus d’un tiers de tous les puits d’exploration offshore sont forés sur le plateau continental Amérique du Nord

(les USA représentent 40 %), où plus de 300 gisements ont déjà été découverts et les recherches se poursuivent. Le développement des zones se poursuit à des profondeurs toujours plus grandes. Actuellement, le pétrole est extrait à partir de 300 m ou plus, pour lesquels des fondations de plates-formes fixes en acier et en béton sont construites, et pour le forage d'exploration à des profondeurs d'eau allant jusqu'à 900 et 1 800 m, des plates-formes de forage flottantes semi-submersibles et des navires de forage flottants, respectivement. Depuis 1980, en moyenne 3 500 à 4 000 puits offshore ont été forés chaque année à l'étranger, dont 500 à 600 sont des puits d'exploration et le reste sont des puits de production. Les travaux d'exploration sont effectués à toutes les latitudes et sont plus actifs dans les mers du Nord et de Barents, sur le plateau de Sakhaline. Ceci est dû de belles perspectives

potentiel pétrolier et gazier de ces grands bassins sédimentaires, ainsi que les avancées scientifiques et technologiques dans la conception et la construction de plateformes offshore.

Des travaux d'exploration pétrolière et gazière sont également menés dans de nombreuses zones du plateau européen. Pour les pays européens, la découverte d'extensions sous-marines de grands gisements de gaz, comme celui de Groningen (Pays-Bas), et d'un gisement situé dans la vallée du Pô (Italie), présente un intérêt.

Grâce à une exploration offshore réussie, l'augmentation des réserves de pétrole et de gaz dans les pays d'Afrique de l'Ouest et dans certains pays de la côte du golfe Persique et du sud de la péninsule arabique est obtenue de 35 à 50 % à partir des gisements offshore. Les forages au large des côtes de l’Afrique de l’Ouest ont lieu principalement au Nigeria et au Gabon.

Ainsi, à l'heure actuelle, les principales zones de forage offshore à l'étranger restent la mer du Nord, Partie asiatique zone de plateau continental de l'océan Pacifique et du golfe du Mexique (États-Unis).

L'exploration pétrolière et gazière est également réalisée dans de nombreuses zones des zones du plateau continental d'Europe, d'Asie, d'Australie, ainsi que sur le plateau continental de notre pays.

Les Norvégiens ont annoncé la découverte d'importantes réserves de pétrole et de gaz, qui se sont retrouvées au fond du tronçon de Barents transféré à la Russie. UNmers. Les Norvégiens se frottent les mains de joie tandis que les médias russes font des analogies avec territoires russes précédemment occupés, sur lesquels de sérieuses ressources ont ensuite été découvertes. Mais en réalité, tout n’est pas si simple…

Après l’accord de 2010, quelque chose de très positif s’est produit avec la Norvège. Le niveau de dépendance du bien-être du pays vis-à-vis des volumes d'exportations de pétrole et de gaz est très similaire à celui de la Russie. Cependant, les gisements longtemps exploités de la mer du Nord étaient déjà épuisés et la Norvège glissait lentement et sûrement vers un avenir morne et pauvre.

"Les résultats présentés aujourd'hui prouvent que le sud-est de la mer de Barents est la nouvelle zone la plus intéressante du plateau continental norvégien", a déclaré avec joie Geir Seljeseth, responsable des communications de l'Association norvégienne du pétrole, à BarentsObserver.

Ces réserves aident beaucoup la Norvège. La production pétrolière du pays est en déclin depuis plusieurs années. Le pic de production pétrolière en Norvège a été dépassé en 2000, lorsqu'il s'élevait à 3,12 millions de barils par jour. En 2007, la production quotidienne de pétrole sur le plateau continental norvégien était tombée à son plus bas niveau depuis 1994, soit 2,6 millions de barils. Fin 2012, il représentait moins de la moitié de ce niveau, soit 1,53 million de barils par jour. La situation du gaz est un peu meilleure. L'année dernière, la production a augmenté de 12 pour cent pour atteindre 1,94 million de barils équivalent pétrole. Mais les Norvégiens ont désormais de grands projets.

Après deux années de sondages sismiques du territoire résultant, les Norvégiens ont constaté que les réserves récupérables d'hydrocarbures s'élevaient à environ 1,9 milliard de barils d'équivalent pétrole - une bonne augmentation, si l'on considère que les réserves de pétrole en Norvège sont estimées à 8,5 milliards de barils. Le troisième pays exportateur de pétrole au monde après la Russie et l’Arabie Saoudite ne dispose que de 0,7 % des réserves mondiales (18e place mondiale). Les réserves de gaz du pays sont estimées à 2,5 milliards de mètres cubes. m (1,2 pour cent des réserves mondiales, 13e place).

Arrière-plan

Les principaux accords concernant le statut de ces zones maritimes incluent d'une manière ou d'une autre la prise en compte de la question autour de l'archipel du Spitzberg. Selon l'accord de 1872, le droit au Spitzberg était attribué simultanément à la Russie et à la Suède, qui comprenait alors la Norvège. Mais pendant la guerre civile russe, en février 1920, huit États (États-Unis, Danemark, France, Italie, Japon, Pays-Bas, Grande-Bretagne et Suède), sans tenir compte de l'opinion de la Russie, que ces pays avaient pillée avec succès, transférèrent souveraineté sur le Spitzberg à la Norvège.

Le cadeau était magnifique... mais avec un piège. La Norvège n'a reçu que le droit d'atterrir. La mer autour du Spitzberg et du plateau continental est restée une zone libre.

De plus, selon l'accord, des promesses de dons ont été faites conditions favorables pour les STN étrangères, au cas où quelque chose se développerait dans ce domaine : les droits d'exportation sur le Svalbard ne devraient pas dépasser 1 pour cent de la valeur maximale des minéraux exportés dans la limite de 100 000 tonnes. Et si le volume des exportations est encore plus important, un facteur de réduction devrait alors fonctionner. En général, la Norvège elle-même n’a rien reçu d’un tel cadeau.

Dans les années 30, l'URSS a adhéré à l'accord de 1920 avec le droit de conduire activité économique sur l'île. Même si je considérais l’acte du 20 comme discriminatoire pour moi. En 1926, Moscou détermina les limites des possessions maritimes dans cette zone selon le principe de division sectorielle. Les points finaux étaient le pôle Nord et le point extrême de la frontière terrestre, entre lesquels une ligne droite était tracée divisant la zone d'eau. Dans le même temps, les Norvégiens utilisaient une ligne médiane de distinction entre les possessions insulaires des deux pays. Le résultat fut une zone contestée d'une superficie d'environ 155 000 kilomètres carrés. Une pièce plus grande que toutes les possessions maritimes de la Norvège en mer du Nord.

Même si l'accord de 1920 ne permet pas à la Norvège de considérer les eaux autour de l'archipel comme son propre territoire, Oslo démontre par tous les moyens et à travers des actes nationaux locaux qu'elle est son propre territoire. Ainsi, la Norvège dénonce pratiquement le traité de 1920. Certaines dispositions signées par la Russie en 2010 sont également assez ambiguës. Par exemple, à l’article 2, la partie russe renonce à « tout droit souverain ou juridiction » de la Fédération de Russie de l’autre côté de la ligne de démarcation, là où se trouve le Spitzberg.

Le problème juridique est que, voulant plus et refusant l’accord de 1920, la Norvège renonce également à sa souveraineté sur le Spitzberg, puisque c’est le seul accord en vertu duquel Oslo peut compter sur sa pleine juridiction sur l’île. Ainsi, la situation revient à l'accord de 1872, lorsque le statut du Spitzberg était déterminé par seulement deux États - la Russie et la Suède-Norvège. Même si Moscou n’a pas encore présenté publiquement d’arguments de ce type, la mise en œuvre de la stratégie pour la présence russe dans l’archipel du Spitzberg jusqu’en 2020 sera révélatrice.

Partagé l'étagère

Contrairement à l'association vivante et donc courante avec le célèbre héros de l'une des comédies populaires préférées, l'accord visant à transférer le territoire aquatique aux Norvégiens ne ressemble d'ailleurs pas au transfert du « Kemskaya volost » aux mêmes Suédois. ... Les deux pays se partageaient initialement les richesses du plateau et du sous-sol. Et Moscou savait qu’il y avait des réserves d’hydrocarbures dans cette zone. L'exploration sismique soviétique rendait régulièrement compte des réserves disponibles, bien qu'il n'y ait pas de données exactes. Cependant, le territoire n’était pas délimité et aucune des deux parties ne pouvait développer sereinement la production dans ce secteur.

Ce n'est pas un hasard si l'essentiel de l'accord est consacré aux hydrocarbures, et il est particulièrement détaillé sur la manière dont les parties utiliseront conjointement les gisements situés des deux côtés de la ligne de démarcation. Une telle attention suggère que les lignes de démarcation conditionnelles ont été tracées en tenant compte de la division consciente des gisements existants entre les secteurs russe et norvégien, afin d'organiser ensuite la production commune, qui fait l'objet de la majeure partie de l'accord.

L'accord entre les parties pose directement le principe selon lequel le champ traversé par la ligne de démarcation ne peut être exploité que conjointement et dans son ensemble. Cette approche permettra de résoudre à l’avance et efficacement d’éventuels désaccords sur la répartition des ressources en hydrocarbures. L'exploitation de tout gisement d'hydrocarbures s'étendant sur le plateau continental de l'autre partie ne peut être commencée que conformément aux dispositions de l'accord d'association, précise le traité.

De quel type d’accord d’unification il s’agit, on ne peut que le deviner. En fait, la volumineuse annexe numéro deux de l’accord signé est précisément la partie même pour laquelle tout a commencé. La Russie a lancé la course dans l'Arctique en 2007, lorsqu'un drapeau a été planté sur le fond marin, sous le pôle Nord. Cela a incité un certain nombre de pays ayant accès à l'Arctique à montrer leur activité et leur intérêt pour les terres arctiques, où elles sont inaccessibles et, apparemment, gisements géants les hydrocarbures.

Parmi eux se trouvait la Norvège, avec laquelle la Russie avait un conflit territorial de longue date. En 2010, la Russie a cédé à la Norvège une partie du territoire contesté de la mer de Barents, bénéficiant en échange de l'absence d'obstacles de la part des Norvégiens à la réalisation du Nord Stream et en retirant le différend territorial de l'ordre du jour.

En 2012, le plus grand les compagnies pétrolières les deux pays, avec une part prédominante participation de l'État, signé des accords sur travailler ensemble. En mai 2012, Rosneft et les sociétés ont convenu de travailler ensemble sur le plateau continental des mers de Barents et d'Okhotsk, tant sur le territoire russe que sur le plateau norvégien. Le niveau de participation russe à la production sur le territoire transféré aux Norvégiens sera pour la partie russe l'indicateur le plus fiable de l'efficacité de cet accord. Dans ce cas, l’accord entre la Fédération de Russie et la Norvège ressemblera à un accord entre voisins visant à diviser les réserves existantes entre deux.

Quels sont les principaux ? personnages accords de 1920 ? Il est peu probable qu’ils soient satisfaits de la façon dont Oslo et Moscou les ont écartés avec leur propre accord bilatéral. Il s’avère qu’ils sont déjà en activité et semblent accepter les conditions proposées et l’annulation discrète de l’accord de 1920.

Les partenaires de Rosneft dans les travaux offshore sont Exxon Mobil (États-Unis), ENI (Italie) et le même norvégien Statoil, qui travaille également avec Exxon Mobil. En retour partenaires étrangers financer l'exploration géologique et offrir à Rosneft la possibilité d'acquérir une participation dans ses projets à l'étranger. Du côté des Britanniques, à l’automne 2012, Rosneft et BP ont convenu de racheter la part de ce dernier dans TNK-BP. Par ailleurs, la société britannique obtiendra deux sièges sur neuf au conseil d'administration de Rosneft.

Oslo sur le pétrole, Moscou sur le Spitzberg

Une certaine synchronicité dans les actions des gouvernements des deux pays suggère que les parties évoluent toujours dans le cadre d'un plan unique. Le 27 février, la Direction norvégienne du pétrole a présenté des données optimistes concernant les réserves de pétrole et de gaz dans les nouveaux territoires, mentionnant d'ailleurs qu'au début du mois de mars, le vice-Premier ministre Dvorkovitch avait présidé une réunion de la commission gouvernementale chargée d'assurer la présence russe au Spitzberg. archipel. La Russie envisage de créer un centre scientifique multifonctionnel sur l'île et d'extraire des minéraux, comme le prévoit la Stratégie pour la présence russe dans l'archipel du Spitzberg jusqu'en 2020.

Le ministère des Transports, Rosmorrechflot, Rostourisme et le fonds d'État Arktikugol ont été chargés de préparer un rapport de développement d'ici avril 2013. système de transport et assurer la sécurité de la navigation dans la région du Spitzberg.

L’année 2017 n’a pas été facile pour l’industrie pétrolière russe. La croissance de la production s’est généralement arrêtée en raison de la chute des prix mondiaux, des sanctions et des réductions dans le cadre de l’accord OPEP+. Cependant, cette tendance n'a pas affecté les projets offshore, où les volumes de production à la fin de l'année dernière ont été multipliés par plus de 1,5. En outre, à la suite de l'exploration, les plus grandes réserves de Russie ont été découvertes l'année dernière sur le plateau. Les experts attribuent cela à l'émergence technologies russes pour la mise en œuvre de projets de plateau et prédire une nouvelle croissance de la production dans les eaux russes.

Accélération de la croissance

Fin 2017, la production pétrolière sur le plateau russe a augmenté bien plus que prévu. En septembre de l'année dernière, le vice-ministre de l'Énergie de la Fédération de Russie, Kirill Molodtsov, a déclaré aux journalistes que le ministère s'attend à une augmentation de la production de pétrole sur le plateau russe en 2017 par rapport à 2016 de 16,6%, à 26 millions de tonnes, et de la production de gaz de 3,3 %, jusqu'à 34 milliards de m3. Cependant, déjà à la mi-décembre, le ministère de l'Énergie a ajusté ses prévisions et a annoncé que la production pétrolière sur le plateau russe à la fin de 2017 augmenterait de 61 %, pour atteindre 36 millions de tonnes.

Le ministère de l'Énergie note que la situation a été influencée positivement par l'utilisation de nouvelles technologies dans le domaine de la production pétrolière et gazière, y compris dans les projets offshore. "Depuis nombre total technologies, et il y en a environ 600, dont plus de 300 sont produites en Russie. Plus de 200 d'entre eux ont des développements et des analogues russes, c'est-à-dire qu'ils sont pratiquement au stade du développement du projet», a déclaré Kirill Molodtsov lors de la conférence sur le pétrole et le gaz de Tioumen à l'automne. « Il y a des technologies qui nous passionnent beaucoup et nous allons les développer davantage. Il s'agit de systèmes de production absolument autonomes, de la réalisation de champs offshore, de forages, de la possibilité de créer et de développer des projets dans l'Arctique», a souligné le vice-ministre. Kirill Molodtsov a également souligné que les sanctions imposées à la Russie en 2014 n'avaient pas eu un impact aussi fort. influence négative pour la production offshore, comme prévu.

« Certains événements survenus autour de 2014 semblent avoir eu un impact négatif, mais je tiens à souligner que toutes les entreprises qui travaillent en suspens, tant sur les projets lancés que sur les projets actuellement à l'étude, n'ont pas réellement changé. leurs projets ", a expliqué Kirill Molodtsov. Il a également ajouté que les entreprises continuent d'allouer des fonds au développement de projets offshore. Ainsi, le volume total des investissements de l'année dernière dans le seul plateau arctique est estimé à 150 milliards de roubles.

Nouvelles découvertes

Il convient de noter que nos utilisateurs du sous-sol ont non seulement déjà développé projets en cours, mais a également mené des explorations géologiques, qui ont abouti à des découvertes majeures. L'une des découvertes les plus importantes appartient à Rosneft, qui a découvert d'importantes réserves de pétrole à la suite du forage du puits Tsentralno-Olginskaya-1 dans la zone sous licence de Khatanga, dans la baie de Khatanga de la mer de Laptev.

En juin dernier, la société a annoncé qu'à la suite d'une exploration géologique sur le plateau continental de l'est de l'Arctique, elle avait foré le puits Tsentralno-Olginskaya-1, dont les carottes ont montré une forte saturation en pétrole. Selon les données de l'enquête sismique, cette zone pourrait contenir des réserves de pétrole colossales, estimées à 9,5 milliards de tonnes. Déjà en octobre, sur la base des résultats du forage d'un seul puits, la Commission nationale des réserves (GKZ) a inscrit au bilan de l'État. état d'un gisement de pétrole avec des réserves récupérables de 80,4 millions de tonnes.

Comme indiqué dans le message de Rosneft, à la suite du forage du puits d'exploration Tsentralno-Olginskaya-1 depuis la côte de la péninsule de Khara-Tumus sur le plateau de la baie de Khatanga de la mer de Laptev (Arctique oriental), il a été découvert que le Le noyau résultant était saturé d’huile avec une prédominance de fractions huileuses légères. Sur la base de recherches primaires, on peut conclure qu'un nouveau gisement de pétrole a été découvert, dont le volume de ressources potentielles augmente à mesure que le forage se poursuit.

Le gisement découvert par Rosneft dans l'est de l'Arctique pourrait être le plus grand et le plus unique du plateau continental, a déclaré Sergueï Donskoï, chef du ministère russe des Ressources naturelles et de l'Environnement. Une autre découverte majeure sur le plateau appartient à Gazprom Neft, qui a découvert des réserves de pétrole dans la mer d'Okhotsk, à 55 km du littoral de la partie nord-est du plateau de l'île de Sakhaline.

Le champ Ayashskoye, rebaptisé plus tard Neptune, fait partie du projet Sakhalin-3. Gazprom Neft s'attend à ce que sur des réserves géologiques de pétrole de 250 millions de tonnes, le volume des réserves récupérables soit de 70 à 80 millions de tonnes. Comme indiqué dans le magazine d'entreprise Gazprom Neft, la société prévoit de préparer une évaluation détaillée des réserves d'ici la mi-2018. . Sur la base de ces données, une décision sera prise concernant une exploration supplémentaire de Neptune en 2019. La société prévoit de commencer la production pétrolière sur le champ en 2025-2026.

Pause Sakhaline

Fracture de Sakhaline La majeure partie du pétrole du plateau russe est produite dans la région de Sakhaline. L'année dernière, selon l'administration régionale, la production pétrolière dans la région, y compris les condensats de gaz, s'est élevée à 17,7 millions de tonnes, soit 1,9 % de moins qu'en 2016. Parallèlement, la production de gaz a augmenté de 3,2%, pour atteindre 30,5 milliards de m3.

La quasi-totalité du volume d'hydrocarbures à Sakhaline est produite dans le cadre de deux projets de plateau - Sakhaline-1 (Rosneft en détient 20 %) et Sakhaline-2 (participation majoritaire dans Gazprom),

Des désaccords existent depuis de nombreuses années entre les actionnaires de ces deux projets concernant l'utilisation du gaz des champs Sakhaline-1. L'opérateur de ce projet en Russie, Exxon Neftegas, tente depuis plusieurs années de parvenir à un accord avec Gazprom sur la fourniture du gaz produit dans le cadre du projet aux marchés de la région Asie-Pacifique. Cependant, Gazprom a toujours insisté pour fournir des matières premières au marché intérieur, ce qui ne convenait pas aux actionnaires du projet Sakhaline-1 en raison du bas prix sur le marché intérieur. En conséquence, le gaz du projet a été réinjecté dans les formations et, pendant ce temps, Exxon Neftegas, selon les experts, a subi un manque à gagner de 5 milliards de dollars.

À son tour, l'expansion de l'usine de GNL dans le cadre du projet Sakhaline-2 grâce à la construction de la troisième étape a été reportée d'année en année en raison du manque de ressources.

À la fin de l'année dernière, le ministre russe de l'Energie Alexandre Novak a déclaré dans une interview au journal Kommersant que les différends avaient été résolus. Les parties ont convenu que le gaz du projet Sakhaline-1 serait fourni à la troisième étape du projet GNL Sakhaline-2, tandis que Gazprom fournirait du gaz à la Compagnie pétrochimique orientale (VNHK) de Rosneft. Au début du mois de février de cette année, Glavgosexpertiza de Russie a annoncé l'émission d'une conclusion positive sur documentation du projet pour la reconstruction de l'usine de GNL dans le cadre du projet Sakhaline-2. La reconstruction est nécessaire pour la construction du troisième ligne technologique usine Une conclusion positive a été émise pour la construction d'un deuxième complexe de quais pour le transport de GNL d'une capacité de 10 000 m3/heure.

L'expansion de la partie technologique est nécessaire pour optimiser le chargement des gaz. Des travaux seront également réalisés sur la construction de fortifications côtières, d'un viaduc d'accès, d'une plate-forme de chargement de GNL et d'autres infrastructures.

Nous ne pouvons qu'espérer que la question des prix, qui a été pendant de nombreuses années une pierre d'achoppement dans les désaccords entre les actionnaires des deux plus grands projets offshore, sera cette fois résolue rapidement et que cette affaire sera enfin réglée.

Bonne chance pour LUKOIL

Le droit de développer le plateau russe en 2008 a été inscrit dans la loi pour entreprises d'État avec cinq ans d'expérience dans les domaines offshore. Seuls Gazprom, Rosneft et Gazprom Neft répondent à ce critère.

LUKOIL est le seul entreprise privée, qui opère sur le plateau russe. Le fait est que l'entreprise a obtenu le droit de développer des gisements offshore dans la mer Caspienne avant même que la législation sur les conditions de travail sur le plateau ne soit renforcée. En 2000, la société a découvert une vaste province pétrolière et gazière sur le plateau de la mer Caspienne. Aujourd'hui, 6 grands gisements et 10 structures prometteuses y ont été découverts.

A ce stade, deux champs ont été mis en service - nommés d'après. Yu. Korchagin et eux. V. Filanovsky. Ce dernier est l'un des plus grands gisements pétroliers offshore de Russie, avec des réserves de pétrole récupérables de 129 millions de tonnes et des réserves de gaz de 30 milliards de m3.

Production industrielle sur le terrain qui porte son nom. Filanovsky a débuté en octobre 2016 à la suite de la mise en service de la première étape de construction, comprenant une plate-forme stationnaire résistante au gel (ISP). En janvier 2018, la société a annoncé avoir achevé la construction et mis en service le premier puits dans le cadre de la deuxième étape de développement du champ du même nom. Filanovsky. Grâce à la mise en service du puits, la production quotidienne de pétrole sur le champ a augmenté jusqu'à 16,8 mille tonnes.

Le président de LUKOIL, Vagit Alekperov, a déclaré aux journalistes que c'était sur le terrain nommé d'après. Filanovsky prévoit de produire 5,6 à 5,8 millions de tonnes de pétrole cette année, et déjà en 2019, la société a l'intention d'atteindre la production pétrolière projetée de 6 millions de tonnes et de la maintenir pendant 5 ans. Il a également indiqué que cette année, l'entreprise envisage d'achever la construction d'un bloc conducteur pour la deuxième étape du champ portant son nom. Korchagin et achever la construction de la troisième étape du champ du nom. Filanovsky.

En outre, Vagit Alekperov a indiqué qu'un appel d'offres avait déjà été annoncé pour le développement du champ Rakushechnoye, qui sera le prochain projet de la société dans la mer Caspienne du Nord. Ce gisement est situé à proximité immédiate du gisement qui porte son nom. Filanovsky. Grâce à cela, l'entreprise prévoit d'utiliser les infrastructures déjà construites, ce qui réduira le temps et les coûts de développement du champ.

Le patron de LUKOIL est l'un des partisans constants de l'autorisation des entreprises privées de développer des projets offshore, y compris sur le plateau continental russe. Début février, lors d'une rencontre avec le président russe Vladimir Poutine, Vagit Alekperov a qualifié le projet caspien de prioritaire et d'importance stratégique pour l'entreprise. Il a également rappelé au président russe que LUKOIL développe la zone souterraine de l'Est de Taimyr, située près de l'embouchure de Khatanga, et a une fois de plus souligné l'intérêt de l'entreprise pour les projets de plateau.

Le seul sur le plateau arctique

Prirazlomnoye est le premier et jusqu'à présent le seul projet minier en activité sur le plateau arctique russe. La production de pétrole ARCO, réalisée par Gazprom Neft à partir de la plateforme du même nom de Prirazlomnaya, a augmenté à un rythme accéléré en 2017 et a atteint 2,6 millions de tonnes. Gazprom Neft a réussi à maintenir le taux de croissance, malgré le rééquipement technique de l'entreprise. le champ Prirazlomnoye, que la société détenait l'automne dernier.

Comme l'a indiqué le service de presse de Gazprom Neft, en 2017, un événement important pour le projet a été l'augmentation du stock de puits de 1 puits d'injection et de 4 puits de production. Actuellement, 13 puits ont été mis en service sur le champ de Prirazlomnoye : 8 de production, 4 d'injection et 1 d'absorption. En 2018, il est prévu de forer plusieurs autres puits de production et d'injection.

Au total, dans le cadre du projet Prirazlomnoye, il est prévu de construire 32 puits, qui assureront une production annuelle maximale d'environ 5 millions de tonnes de pétrole après 2020. Cette année, Gazprom Neft espère produire plus de 3 millions de tonnes à partir du champ, a déclaré le député directeur général sur le développement des projets offshore de Gazprom Neft Andrey Patrushev lors d'un discours à la 13ème exposition et conférence

RAO/CIS Offshore. « L'augmentation prévue des volumes de production comprend également l'introduction de nouvelles technologies de construction de puits. L'une des innovations clés du projet Prirazlomnoye a été la mise en service d'un puits multilatéral dont la technologie de construction permet de réduire le volume de travail de fabrication et les frais de forage. Ainsi, non seulement l'efficacité de la production, mais aussi l'efficacité financière du projet augmentent », a déclaré Andreï Patrouchev sur le site Internet de la société Gazprom Neft Shelf.

Rappelons que le développement industriel du domaine a débuté en décembre 2013. Une nouvelle qualité de pétrole, ARCO, est entrée pour la première fois sur le marché mondial en avril 2014.

Au total, plus de 10 millions de barils de pétrole ont déjà été expédiés aux consommateurs européens depuis le début du développement du champ. La production cumulée à la fin de 2017 s'élevait à environ 6 millions de tonnes, comme l'a déclaré le président du conseil d'administration de Gazprom Neft, Alexandre Dyukov, dès 2019, la société prévoit de produire 4,5 millions de tonnes de pétrole par an à Prirazlomnoye.

Il convient de noter que Gazprom Neft prévoit d'augmenter les réserves de pétrole dans cette région grâce à l'exploration géologique dans les zones adjacentes à Prirazlomnoye. Comme Alexander Novak l'a déjà signalé, les perspectives de production du champ de Prirazlomnoye sont de 6,5 millions de tonnes par an.

Selon les experts, il s’agit d’une tâche bien réelle. Comme l'a rapporté Gazprom Neft le 20 février 2017, pour la première fois, une évaluation des ressources prometteuses du plateau arctique dans les zones autorisées par l'entreprise a été réalisée. Selon DeGolyer et MacNaughton, les volumes de ressources prometteuses du plateau arctique s'élevaient à : pétrole - 1,6 milliard de tonnes, gaz - 3 000 milliards de m3.

Vecteur multidirectionnel

Experts et responsables parlent beaucoup et volontiers des perspectives de développement des projets du plateau continental, notamment arctiques. Les avis sont unanimes uniquement dans la mesure où l'étagère est potentiel stratégique pays. Sinon, ce sujet suscite des discussions animées parmi les acteurs du marché. Parmi les questions les plus discutées figurent : la question de savoir si les entreprises privées doivent être autorisées à participer au développement, si le moratoire sur la délivrance de nouvelles licences doit être levé, quels avantages offrir, comment contourner les sanctions, où se procurer des équipements et quelles technologies utiliser.

Dans le même temps, de nombreux experts s’accordent sur le fait que ce n’est vraiment pas la meilleure période dans l’économie mondiale et nationale pour intensifier l’activité en magasin. Ainsi, le ministre de l'Énergie de la Fédération de Russie Alexander Novak note que l'activité d'intérêt sur les étagères, observée avant 2014, est désormais bien moindre, et l'associe à une baisse des prix mondiaux des hydrocarbures. Commentant dans une interview avec RT les projets de développement du plateau arctique, le ministre a rappelé qu'aujourd'hui nous y disposons d'environ 19 champs ouverts. "Cela suggère qu'à l'avenir, à mesure que les conditions s'améliorent, nous envisageons certainement, dans le cadre de notre stratégie de développement énergétique, des recherches, des forages et des mises en service de champs plus actifs", a déclaré le ministre, soulignant une fois de plus que l'Arctique est l'avenir. de notre production pétrolière et de notre production gazière.

Selon l'académicien Alexeï Kontorovitch, l'exploration géologique active des eaux arctiques russes aura lieu dans les années 2030-2040. Comme il l'a expliqué dans une interview à Reuters, la Russie sera en mesure de maintenir la production pétrolière actuelle avec les réserves prouvées existantes jusqu'au milieu du 21e siècle.

Ensuite, nous avons besoin de nouvelles découvertes sur le plateau arctique, qui possède de riches réserves d’hydrocarbures. Ainsi, selon le spécialiste, la tâche principale reste à l’heure actuelle le développement de technologies appropriées.

Le directeur adjoint de Rosnedra, Orest Kasparov, estime que pour un développement économiquement viable du plateau arctique, le coût du pétrole devrait dépasser 80 dollars le baril. Selon lui, c'est précisément à cause de la faiblesse des prix du pétrole, et non à cause des sanctions. Entreprises russes retarder le développement de certains projets offshore.