Добыча на шельфе
Добыча нефти на шельфе
Мы находимся на буровой платформе - сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка - четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.
В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют . Именно так издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.
Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок - дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.
Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе - более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.
В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ - установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.
Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.
- Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
- Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем - нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
- В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде - «И целого мира мало».
- Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования.
- Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации - например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, - используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес - 150 тонн.
- Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.
- Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. - М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .
Смотреть что такое "Добыча на шельфе" в других словарях:
Добыча нефти - (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И … Энциклопедия инвестора
Production, recovery, output Процесс извлечения нефти, газа и газового конденсата (как по отдельности, так и совместно) на поверхность земли для последующей транспортировки и переработки. * * * Экология добычи нефти Нефтедобывающая и… …
Подводная добыча - полезных ископаемых, разработка месторождений полезных, ископаемых под водами Мирового океана. Разработка поверхностных месторождений шельфа и ложа океана производится открытым способом через водную толщу. На поверхности шельфа… … Большая советская энциклопедия
Нефтегазовая микроэнциклопедия
Нефти Знакомый силуэт станка качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений. В природе нефть… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Нефти Знакомый силуэт станка качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений. В природе нефть… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
МЕСТОРОЖДЕНИЯ МОРСКИЕ - природные скопления полезных ископаемых (жидких, газообразных и твердых) в недрах и на поверхности дна океана. Наибольшее значение придается освоению М.М. нефти и газа. В 1984 г. из М.М. добывалось ежесуточно около 2 млн. т нефти (более 27%… … Морской энциклопедический справочник
Индия - (на яз. хинди Бхарат), Республика Индия, гос во в Юж. Азии в басс. Индийского ок. Входит в состав Содружества (брит.). Пл. 3,3 млн. км2. Нас. 722 млн. чел. (дек. 1983, оценка). Столица Дели. Состоит из 22 штатов и 9 союзных терр. Офиц.… … Геологическая энциклопедия
Природный газ - (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора Купить за 1342 руб электронная книга
«Роснефть» и «Газпром» переносят геологоразведку и начало добычи на 31 месторождении нефти и газа на шельфе на срок от двух до 12 лет. В результате планы по добыче нефти в Арктике могут снизиться почти на 30%
Арктика, научно-исследовательская экспедиция (Фото: Валерий Мельников/РИА Новости)
Меньше нефти с шельфа
Роснедра согласовали «Роснефти» и «Газпрому» перенос сроков геологоразведки и начала добычи на 31 участке на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей, говорится в материалах ведомства (копия есть у РБК). По просьбе «Роснефти» скорректированы планы по геологоразведке на 19 участках, еще на 12 — для нужд «Газпрома» и его «дочки» «Газпром нефти». Речь идет о переносе сроков и объемов сейсморазведки в среднем на два—пять лет, сроков бурения скважин в среднем на три года по каждому случаю.
Самые значимые переносы ввода в разработку крупнейших месторождений — два участка Штокмановского месторождения «Газпрома» введут в строй не ранее 2025 года вместо планировавшегося ранее 2016 года. А Долгинское месторождение «Газпром нефти» с запасами в 200 млн т нефтяного эквивалента — с 2019 года на 2031 год. Наибольшее количество участков, где пересмотрены планы компаний, расположены в Печорском море (девять участков), восемь в Баренцевом море, семь в Охотском море, четыре в Карском море, два в Черном и один в Восточно-Сибирском. По остальным месторождениям сроки начала добычи и вовсе не указаны: их определят по итогам завершения геологоразведки.
Официальный представитель Минприроды подтвердил РБК, что Роснедра по просьбе компаний актуализировали лицензии на шельфе. «Изменения вносятся, когда это документально обосновано. Прежде всего речь идет об изменениях экономических и геологических условий проектов, в том числе незначительном изменении сроков бурения скважин», — сказал РБК руководитель пресс-службы Минприроды Николай Гудков. При этом компании перевыполняют обязательства по сейсморазведке на шельфе, утверждает он.
Представитель «Газпром нефти» сказал РБК, что перенос срока начала добычи на Долгинском месторождении обусловлен необходимостью его геологического доизучения, так как был обнаружен приток газа, а также экономическими причинами. Представители «Роснефти» и «Газпрома» не ответили на запросы РБК.
К 2035 году объем добычи нефти на шельфе Арктики составит 31-35 млн т, говорил замминистра энергетики Кирилл Молодцов на конференции «Арктика-2016» в феврале. Ранее в проекте Энергостратегии речь шла о достижении к этому сроку 35-36 млн т в Арктике, а в целом на шельфе — 50 млн т в год. К тому же к 2035 году на шельфе должно добываться не менее 10% всего газа в стране (общая добыча в стране составит 821-885 млрд куб. м), указано в документе. В 2015 году на российском шельфе компании добыли 18,8 млн т нефти, 16 млн т из них — на шельфе Охотского моря, преимущественно на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». А на шельфе Арктики было добыто всего 800 тыс. т на Приразломном месторождении (принадлежит «Газпром нефти»).
Из-за переноса сроков освоения месторождений на шельфе добыча в Арктике к 20 30 году составит лишь 13 млн т, что на 27,8% меньше запланир ованного объема (18 млн), подсчитал заведующий лабораторией «Шельф», замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. В итоге добыча нефти на российском шельфе Арктики в ближайшие 10-15 лет не сможет компенсировать падение добычи на действующих месторождениях на суше, сказал он РБК.
Шельф «Роснефти» и «Газпрома»
Согласно закону о недрах лицензии для работы на шельфе выдаются только госкомпаниям с соответствующим опытом, а именно «Газпрому» и «Роснефти». «Газпром», по данным корпоративного журнала, владеет 33 лицензиями на пользование недрами континентального шельфа России, еще четыре лицензии у его дочерней компании «Газпром нефть» как оператора. У «Роснефти», по данным компании, 55 лицензий на шельфе.
«Дальняя перспектива»
«К концу 2025 года на шельфе Баренцева моря «Газпром» должен выполнить 20 тыс. погонных километров сейсморазведки 2D и 9 тыс. кв. км — 3D, а также пробурить 12 поисково-разведочных скважин, — говорится в статье из корпоративного журнала «Газпром» (у РБК есть копия). — Специалисты «Газпрома» считают, что освоить такие объемы не только практически невозможно, но и нецелесообразно. Очевидно, что бурение на участках в Баренцевом море, исходя из существующей конъюнктуры, — достаточно дальняя перспектива». Дело в том, что с лета 2014 года цены на нефть Brent упали вчетверо (в январе 2016 достигнули минимума в $27 за баррель) и до конца не восстановились — сейчас нефть торгуется около $52 за баррель.
Однако в прошлом году «Газпром» полностью не свернул геологоразведку на шельфе, но сильно снизил ее темп, особенно в части бурения, следует из корпоративного журнала. По заказу «Газпрома» в 2015 году были проведены сейсморазведка только на 6,7 тыс. км, хотя за последние несколько лет было изучено 34 тыс. км в общей сложности. Прирост разведанных запасов углеводородов по итогам геологоразведки на суше и море, по данным «Газпрома», в 2015 году достиг 582 млн т условного топлива при плане 536 млн т.
«Роснефть» пока осваивает шельф более интенсивно, но бурит скважины только там, где она работает совместно с иностранными партнерами. Летом текущего года компания собирается пробурить две скважины на месторождении Магадан-1 в Охотском море совместно со Statoil. Но бурение в Карском море на Университетской-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер госкомпании Exxon не может участвовать в проекте из-за санкций.
Раньше 2025 года более вероятно будет начать добычу нефти на тех шельфовых месторождениях «Роснефти», где компания работает с западными или азиатскими партнерами: на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморской площади (Exxon и Eni), Магадан-1 (Statoil), Университетская (Exxon), Медынско-Варандейский участок в Баренцевом море (CNPC) и Северо-Венинское месторождение в Охотском море (Sinopec). От партнеров зависит участие в финансировании, доступ к технологиям. Часть из проектов заморожена из-за санкций, говорит собеседник РБК в «Роснефти».
Самая дорогая и трудоемкая часть работ на шельфе — это бурение скважин. Среднюю стоимость бурения одной скважины на арктическом шельфе декан геологического факультета РГУ нефти и газа им. Губкина Сергей Лобусев оценил в $200-500 млн. К примеру, стоимость бурения скважины Университетская-1 «Роснефти» в Карском море для открытия месторождения «Победа» превысила $700 млн. Но для того, чтобы пробурить хоть одну скважину, необходимо еще и законтрактовать буровую установку. А санкции США и ЕС запрещают предоставлять России технологии и сервис по бурению на глубину свыше 130 м.
По словам Алексея Белогорьева, заместителя директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов, в Энергостратегии до 2035 года и Генсхеме развития нефтяной отрасли РФ до 2035 года прежние планы по добыче нефти и газа на шельфе будут пересматриваться в сторону снижения. По мнению эксперта, ранее 2025 года ожидать начала добычи нефти и газа на новых шельфовых месторождениях нет смысла. «Это будет экономически нерентабельно при ценах на нефть ниже $90 за баррель. Кроме того, для бурения в Арктике нет соответствующих технологий, а к западным доступ затруднен из-за санкций», — считает он. По мнению эксперта, заместить выпадающие объемы добычи нефти на шельфе можно за счет более интенсивной геологоразведки на суше и повышения коэффициента нефтеотдачи.
«Сейчас из-за низких цен на нефть и газ освоение шельфовых месторождений замедлилось во всем мире. Компании замораживают работу на шельфе. Для нас эта конъюнктурная задержка играет на руку. Мы подотстали с развертыванием нашего судостроительного кластера на Дальнем Востоке», — цитирует ТАСС выступление вице-премьера Дмитрия Рогозина на заседании Арктической комиссии в начале июня.
Динамичное развитие и индустриализация современного общества неизбежно приводит к интенсивному росту потребления углеводородного сырья во всех сферах жизнедеятельности человека. Между тем, в большинстве нефтегазоносных районов материковой части ресурсы нефти истощены и возможность дальнейшей разработки месторождений требует применения дорогостоящих методов интенсификации добычи, что является целесообразным лишь при достаточно высокой рыночной стоимости углеводородных ресурсов.
Учитывая доминирующее влияние углеводородного сырья на развитие государства за последние десятилетия в развитых странах резко повысился интерес к проблеме освоения ресурсов нефти и газа континентального шельфа.
Континентальный шельф - морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы территориальных вод государства, имеющего выход к водам мирового океана, на всем протяжении естественного продолжения сухопутной территории государства до внешней границы подводной окраины материка или на расстоянии 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод государства, когда внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние. В случаях, когда подводная окраина материка простирается более, чем на 200 морских миль от исходных линий, то внешняя граница континентального шельфа проходит не далее 350 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод госуларства, или не далее 100 морских миль от 2500-метровой изобаты.
Поверхность Мирового океана составляет 71% поверхности Земного шара, из них 7% приходятся на континентальный шельф, в котором содержатся значительные потенциальные запасы углеводородного сырья. Материковая отмель, называемая континентальным шельфом, в геологическом и топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Эта зона расположена вокруг континента и измеряется от мелководья до глубины, на которой резко увеличивается уклон дна. Граница перехода - кромка континентального шельфа находится в среднем на глубине 200 м. Однако ее значения могут достигать более 400 или менее 130 м. Встречаются случаи, когда по протяженности зоны глубины расположения кромки слишком различны и имеют величины, намного превышающие типичные для шельфа. Такие участки называют "бордерлендом".
Профиль континентального шельфа в обзем виде можно представить следующим образом: за береговой линией 1 расположен шельф 2, кромка 3 которого переходит в континентальный склон 4, резко спускающийся вглубь моря. В среднем начинается он со 120 м и может продолжаться до 200 - 3000 м. Его крутизна в основном составляет 5°, максимальная - 30° (у восточного побережья о. Шри Ланка). За подножием склона 5 находится область отложения осадочных пород, называемая континентальным подъемом 6, уклон которого меньше, чем склона 4. Далее располагается самая глубоководная равнинная часть моря 7.
В результате ислледований континентального шельфа установлено, что его ширина составляет от 0 до 160 км, соответсвтенно срднее значение ширины составляет 80 км, среднее значение глубины кромки по всей поверхности земного шара порядка 120 м, а средний уклон в интервале от 1,5 до 2,0 м на 1 км удаления шельфа от берега континента.
Теория развития континентального шельфа констатирует, что 18 - 20 тысяч лет назад в материковых ледниках содержалось большее количество воды,чем в настоящее время, поэтому уровень мирового океана был значительно ниже его текущего состояния. Современный континентальный шельф в те времена был частью материков. В дальнейшем в результате таяния льдов, и как следствие, повышения уровня моря, он оказался под водой. В теории генезиса континентального шельфа известны следующие теории формирования шельфа:
- ранние представления - шельфы - это террассы, образованными в результате волновой эрозии;
- более поздние представления - шельфы - это продукт отложения осадочных пород.
Однако данные исследований грунтов шельфа не согласуются полностью с этими представлениями. Возможно, что в одних районах шельф образовывался в результате эрозии, а в других - благодаря отложению осадочных пород. Можно также предположить, что и оба эти фактора одновременно влияли на его происхождение.
Разведка и разработка континентального шельфа
Поисково-разведочные работы на нилачие углеводородных месторождений в прибрежных районах Мирового океана, на регулярной основе проводимые с конца прошлого века, наглядно свидетельствуют, что недра континентального шельфа обладают большими запасами нефти и природного газа.
К началу 80-х годов XX века около 50 стран Доля добычи нефти составила 21% , или 631 млн. т , и более 15% , или 300 млрд. м 3 , газа.
К концу 90-х годов XX века поиски нефти и газа в районах континентального шельфа проводили подавляющее большинство из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 55 стран уже разрабатывали нефтяные и газовые месторождения. Доля добычи нефти из морских месторождений во всем мире составила 26% , или 680 млн. т , и более 18% , или 340 млрд. м 3 , газа.
Крупными районами морской добычи нефти и газа являются Мексиканский залив, озеро Маракайбо (Венесуэла), Северное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75% добычи нефти и 85% газа. Уже в конце прошлого века число морских добывающих скважин в мире превышало 100 тыс., нефть которыми извлекается с глубин более 300 м. Разведочное бурение ведется от 1200 м в Мексиканском заливе и до 1615 м на о. Ньюфаундленд (побережье Канады).
Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется:
- на мелководье - с искусственных островов;
- при глубинах моря до 100 м - самоподъемными плавучими буровыми установками (ПБУ);
- при глубинах моря до 300-600 м - полупогружными плавучими буровыми установками (ППБУ);
- на больших глубинах - с плавучих буровых судов.
Парк буровых установок неуклонно растет, о чем наглядно свидетельствуют данные педставленные в таблице ниже:
| По состоянию на: | Буровых судов | Самоподъемных буровых установок | Полупогружных буровых установок | Погружных буровых установок | Буровых барж | Итого единиц | Строится единиц |
| 1982 г. | 62 | 330 | 118 | 25 | 24 | 559 | 210 |
| 1998 г. | 74 | 370 | 132 | 28 | 41 | 645 | 300 |
Более трети всех морских поисковых разведочных скважин бурят на шельфе Северной Америки (на долю США приходится 40 - %), где уже открыто более 300 месторождений и поиски продолжаются. Освоение площадей идет на все больших глубинах. В настоящее время нефть добывают с 300 м и более, для чего сооружают стационарные стальные и бетонные основания платформ, а для ведения разведочного бурения на глубинах вод до 900 и 1800 м - соответственно полупогружными плавуче буровые установки и плавучие буровые суда.
Начиная с 1980 г. за рубежом бурят в среднем 3500 - 4000 морских скважин в год, из которых 500 - 600 относятся к разведочным, а остальные - к эксплуатационным. Поисково-разведочные работы ведутся на всех широтах и наиболее активно в Северном и Баренцевом морях, присахалинском шельфе. Это обусловлено большими перспективами нефтегазоносности этих крупных осадочных бассейнов, а также научно-техническими достижениями в области проектирования и строительства морских платформ.
Быстрые темпы развития нефтегазодобывающей промышленности в районе Северного моря позволили таким странам, как Великобритания и Норвегия, не только отказаться от импорта, но и экспортировать значительные количества нефти и газа в другие страны.
Разведочные работы на нефть и газ проводятся также во многих районах шельфа Европы. Для стран Европы представляет интерес открытие подводных продолжений крупных газовых месторождений, таких, как Гронинген (Нидерланды), и месторождение, приуроченное к долине реки По (Италия).
Благодаря успешной морской разведке прирост запасов нефти и газа в странах Западной Африки и некоторых странах на побережье Персидского залива и юге Аравийского полуострова на 35-50% обеспечивается за счет морских месторождений. Бурение у побережья Западной Африки ведется в основном в Нигерии и Габоне.
Таким образом, в настоящее время за рубежом основными районами морского бурения продолжают оставаться Северное море, Азиатская часть шельфовой зоны Тихого океана и Мексиканский залив (США).
Осуществляется также разведка на нефть и газ во многих районах шельфовых зон Европы, Азии, Австралии, а также на территории континентального шельфа нашей страны.
Норвежцы объявили об открытии больших запасов нефти и газа, которые оказались на дне переданного Россией участка Баренцев а моря. Норвежцы потирают от радости руки, пока в российских СМИ проводят аналогии с под аренными ранее российскими территориями, на которых потом обнаруживались серьезные ресурсы. Но на самом деле не все так однозначно…
После соглашения 2010 года с Норвегией случилось что-то очень хорошее. Страна по уровню зависимости благосостояния от объемов экспорта нефти и газа очень схожа с Россией. Однако давно эксплуатируемые месторождения Северного моря уже истощились, а Норвегия медленно и верно катилась в унылое и бедное будущее.
"Представленные сегодня результаты доказывают, что юго-восток Баренцева моря — самый интересный из новых районов норвежского континентального шельфа", — радостно заявил в интервью BarentsObserver Геир Сельесет, менеджер по связям Норвежской нефтегазовой ассоциации.
Эти запасы очень выручают Норвегию. Объем добычи нефти в стране сокращается уже ряд лет. Пик по добыче нефти в Норвегии был пройден в 2000 году, когда он составлял 3,12 млн баррелей в день. К 2007 году ежесуточный уровень объемов добычи нефти на норвежском континентальном шельфе снизился до минимальных с 1994 года 2,6 млн баррелей. По итогам 2012 года составил менее половины от этого уровня — 1,53 млн баррелей в день. Ситуация с газом немного лучше. В прошлом году добыча выросла на 12 процентов, до 1,94 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Но теперь у норвежцев — планов громадье.
После двухлетнего сейсмического зондирования полученной территории норвежцы выяснили, что извлекаемые запасы углеводородов в количестве около 1,9 миллиарда баррелей в нефтяном эквиваленте — неплохая прибавка, если учитывать, что запасы нефти в Норвегии оцениваются в 8,5 млрд баррелей. Третья по объемам экспорта нефти страна мира после России и Саудовской Аравии обладает только 0,7 процентами от мировых запасов (18-е место в мире). Запасы газа в стране оцениваются в 2,5 млрд куб. м (1,2 процентов от мировых запасов, 13-е место).
История вопроса
Основные соглашения относительно статуса этих участков моря так или иначе включают в себя рассмотрение вопроса вокруг архипелага Шпицберген. По соглашению 1872 года, право на Шпицберген закреплялось одновременно за Россией и Швецией, куда в то время входила Норвегия. Но во время Гражданской войны в России, в феврале 1920 года восемь государств (США, Дания, Франция, Италия, Япония, Нидерланды, Великобритания и Швеция) без учета мнения России, которую эти страны успешно грабили, передали Норвегии суверенитет над Шпицбергеном.
Подарок был шикарный…но с подвохом. Норвегия получила право только на сушу. Море вокруг Шпицбергена и континентальный шельф оставались свободной зоной.
Более того, согласно договору, были заложены выгодные условиях для иностранных ТНК на тот случай, если когда-то и что-то в этом районе будут разрабатываться: экспортная пошлина на Шпицбергене не должна быть выше одного процента от максимальной стоимости вывозимых полезных ископаемых в пределах 100 тысяч тонн. А если объем вывоза еще больше, то должен работать понижающий коэффициент. В общем, собственно Норвегии от такого подарка ничего не перепадало.
В 30-е годы к соглашению от 1920 года присоединился СССР с правом ведения хозяйственной деятельности на острове. Хотя и считал для себя акт 20 года дискриминационным. В 1926 году Москва определила границы морских владений в этом районе, используя принцип секторного деления. Конечными пунктами выступали Северный полюс и крайняя точка сухопутной границы, между которыми проводилась прямая линия, разделявшая акваторию. При этом норвежцы использовали разграничение по срединной линии между островными владениями двух стран. В итоге получилась спорная зона площадью около 155 тысяч квадратных километров. Кусок, превышающий все норвежские морские владения в Северном море.
Несмотря на то, что Соглашение 1920 года не позволяет Норвегии рассматривать воды вокруг архипелага как свои территориальные, Осло всеми силами и местными национальными актами демонстрирует, что это его собственная территория. Тем самым Норвегия практически денонсирует договор 1920 года. Некоторые положения, подписанные Россией в 2010 году, также весьма двусмысленны. Например, в статье 2 российская сторона отказываются от "каких-либо суверенных прав или юрисдикции" РФ по другую сторону линии разграничения, где и находится Шпицберген.
Юридический казус в том, что желая большего и отказываясь от соглашения 1920 года, Норвегия отказывается и от суверенитета над Шпицбергеном, так как это единственное соглашение, по которому Осло может рассчитывать на свою полную юрисдикцию над островом. Таким образом, ситуация откатывается к соглашению 1872 года, когда статус Шпицбергена определялся лишь двумя государствами — Россией и Швецией-Норвегией. Хотя публично аргументы подобного рода Москва пока не излагала, показательной будет реализация Стратегии российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года
Делили шельф
Вопреки яркой, а потому расхожей ассоциации со знаменитым героем одной из любимых народных комедий, сделка по передаче норвежцам водной территории не напоминает передачу "Кемской волости", кстати, тем же шведам… Обе страны изначально делили именно шельф и подземные богатства. И Москва знала о том, что в этом районе имеются запасы углеводородов. Советская сейсморазведка исправно докладывала об имеющихся запасах, хотя и точных данных не было. Однако территория была не разграничена и ни одна из сторон не могла спокойно развивать добычу в этом секторе.
Неслучайно именно углеводородам посвящена большая часть соглашения и особенно подробно расписано, как стороны будут совместно использовать месторождения, которые находятся по обе стороны линии разграничения. Такое пристальное внимание позволяет предположить, что условные демаркационные линии были проложены с учетом сознательного раздела имеющихся месторождений на российский и норвежский сектора, с тем, чтобы потом организовать совместную добычу, которой посвящена большая часть соглашения.
В договоре между сторонами прямо прописан принцип, согласно которому месторождение, пересекаемое линией разграничения, может эксплуатироваться только совместно и как единое целое. Такой подход позволит заблаговременно и эффективно снимать возможные разногласия по вопросу распределения углеводородных ресурсов. Эксплуатация какого-либо месторождения углеводородов, которое простирается на континентальный шельф другой стороны, может быть начата только в соответствии с положениями Соглашения об объединении, утверждается в договоре.
Что это за соглашение об объединении, можно только догадываться. Собственно, объемное приложение номер два к подписанному соглашению является как раз той самой частью, ради которой все и затевалось. Россия начала арктическую гонку в 2007 году, когда был установлен флаг на дне под Северным полюсом. Это сподвигло ряд стран, имеющих выход в Арктику, проявлять активность и заинтересованность в арктических угодьях, где скрываются недоступные и, как представляется, гигантские месторождения углеводородов.
Среди них была и Норвегия, с которой у России был длящийся с давних времен территориальный спор. Россия в 2010 году уступила Норвегии часть спорной территории в акватории Баренцева моря, получив взамен отсутствие препон со стороны норвежцев в проведении "Северного потока" и сняв с повестки дня территориальный спор.
В 2012 году крупнейшие нефтедобывающие компании обеих стран, с превалирующей долей государственного участия, подписали соглашения о совместной работе. В мае 2012 года Роснефть и компании договорились о совместной работе на шельфе Баренцева и Охотского морей, причем как на российской территории, так и на норвежском шельфе. Уровень российского участия в добыче на переданной норвежцам территории будет самым верным индикатором эффективности данного соглашения для российской стороны. В таком случае соглашение РФ и Норвегии будет напоминать уговор между соседями поделить имеющиеся запасы на двоих.
А что же главные действующие лица соглашения 1920 года? Они ведь вряд ли будут довольны тем, как Осло и Москва отодвинули их в сторону собственным двусторонним соглашением. Оказывается, они уже в деле и, похоже, согласны на предложенные условия и тихую отмену соглашения 1920 года.
Партнерами "Роснефти" по работе на шельфе являются Exxon Mobil (США), ENI (Италия) и все та же норвежская Statoil, которая также работает с Exxon Mobil. Взамен иностранные партнеры оплачивают геологоразведку и предоставляют "Роснефти" возможность купить долю в своих зарубежных проектах. Что касается британцев, то осенью 2012 года "Роснефть" и BP договорились о выкупе доли последней в ТНК-BP. Кроме того, британская компания получит два места в совете директоров "Роснефти" из девяти.
Осло о нефти, Москва — о Шпицбергене
Некоторая синхронность в действиях правительств двух стран позволяет предположить, что стороны по-прежнему движутся в рамках единого плана. 27 февраля Норвежский нефтяной директорат представил оптимистичные данные относительно нефтегазовых запасов на новых территориях, упомянув, кстати, о том, что в начале марта вице-премьер Дворкович провел заседание правительственной комиссии по обеспечению российского присутствия на архипелаге Шпицберген. Россия планирует создать на острове многофункциональный научный центр и добывать полезные ископаемые, как это запланировано Стратегией российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года.
Минтрансу, Росморречфлоту, Ростуризму и гостресту "Арктикуголь" дано указание к апрелю 2013 года подготовить доклад о развитии транспортной системы и обеспечению безопасного судоходства в районе Шпицбергена.
Прошедший 2017 год был непростым для российской нефтянки. Рост добычи в целом остановился из-за падения мировых цен, санкций и сокращения в рамках сделки OPEC+. Однако эта тенденция не коснулась шельфовых проектов, где объемы добычи по итогам прошлого года выросли более чем в 1,5 раза. Кроме того, в результате ГРР самые крупные запасы на территории России в прошлом году были обнаружены именно на шельфе. Специалисты связывают это с появлением российских технологий для реализации шельфовых проектов и прогнозируют дальнейший рост добычи в российской акватории.
Ускорение роста
Добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года выросла гораздо больше, чем планировалось ранее. Еще в сентябре прошлого года заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов сообщил журналистам, что в министерстве ожидают роста добычи нефти на шельфе России в 2017 году по сравнению с 2016 годом на 16,6%, до 26 млн т, газа - на 3,3%, до 34 млрд м3. Однако уже в середине декабря Минэнерго скорректировало свои прогнозы и сообщило что добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года вырастет на 61%, до 36 млн т.
В Минэнерго отмечают, что на ситуацию позитивно повлияло применение новых технологий в сфере нефтегазодобычи, в том числе в офшорных проектах. «Из общего количества технологий, а их насчитывается примерно 600, более 300 производятся в России. Более 200 имеют российские наработки и аналоги, то есть практически имеют стадию разработки проекта», - заявил Кирилл Молодцов, выступая с докладом осенью на Тюменской нефтегазовой конференции. «Есть технологии, которые нас сильно волнуют, и мы будем развивать их дальше. Это абсолютно автономные системы добычи, окончание морских месторождений, забуривание, возможности создания и развития проектов в Арктике», - отметил замминистра. Кирилл Молодцов также указал на то, что введенные против России в 2014 году санкции не оказали такого сильного негативного влияния на добычу на шельфе, как ожидалось.
«Некоторые события, которые произошли примерно в 2014 году, вроде бы должны были отрицательно повлиять, но подчеркну, что все компании, которые работают на шельфе и по проектам, которые были начаты, и по проектам, которые сейчас рассматриваются, фактически свои планы не поменяли», - пояснил Кирилл Молодцов. Он также добавил, что компании продолжают направлять средства на развитие морских проектов. Так, общий объем инвестиций в прошлом году только в шельф Арктики оценивается на уровне 150 млрд рублей.
Новые открытия
Стоит отметить, что наши недропользователи не только развивали уже действующие проекты, но также проводили ГРР, в результате которых были сделаны крупные открытия. Одно из крупнейших открытий принадлежит «Роснефти», которая обнаружила крупные запасы нефти по результатам бурения скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском лицензионном участке в Хатангском заливе моря Лаптевых.
В июне прошлого года компания объявила, что в результате ГРР на шельфе в Восточной Арктике пробурила скважину Центрально-Ольгинская-1, отбор керна из которой показал высокое насыщение нефтью. По данным сейсмической разведки, в этом районе могут залегать колоссальные запасы нефти, которые оцениваются в 9,5 млрд т. Уже в октябре по результатам бурения всего одной этой скважины Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) поставила на баланс государства месторождение нефти с извлекаемыми запасами 80,4 млн т.
Как говорится в сообщении «Роснефти», в результате бурения поисковой скважины Центрально-Ольгинская-1 с берега полуострова Хара-Тумус на шельфе Хатангского залива моря Лаптевых (Восточная Арктика) обнаружено, что полученный керн насыщен нефтью с преобладанием легких маслянистых фракций. На основании первичных исследований можно сделать вывод об открытии нового месторождения нефти, объем ресурсного потенциала которого увеличивается по мере продолжения буровых работ.
Открытое «Роснефтью» в Восточной Арктике месторождение может быть крупнейшим и уникальным на шельфе, заявил глава Министерства природных ресурсов и экологии России Сергей Донской. Еще одно крупное открытие на шельфе принадлежит «Газпром нефти», которая обнаружила нефтяные запасы в Охотском море в 55 км от береговой линии северо-восточной части шельфа острова Сахалин.
Месторождение Аяшское, позднее переименованное в Нептун, является частью проекта «Сахалин-3». «Газпром нефть» рассчитывает, что из геологических запасов нефти в 250 млн т объем извлекаемых запасов составит 70-80 млн т. Как говорится в корпоративном журнале «Газпром нефти», детальную оценку запасов компания планирует подготовить к середине 2018 года. На основании этих данных будет приниматься решение о доразведке Нептуна в 2019 году. Добычу нефти на месторождении компания планирует начать в 2025-2026 годах.
Сахалинский излом
Сахалинский излом Основная часть нефти на российском шельфе добывается в районе Сахалина. В прошлом году, согласно данным областной администрации, добыча нефти в регионе, включая газовый конденсат, составила 17,7 млн т, что 1,9% меньше, чем в 2016 году. Между тем добыча газа увеличилась на 3,2%, до 30,5 млрд м3.
Практически весь объем углеводородов на Сахалине добывается в рамках двух шельфовых проектов - «Сахалин-1» («Роснефти» принадлежит 20%) и «Сахалин-2» (контрольный пакет у «Газпрома»),
Между акционерами этих двух проектов много лет существовали разногласия по поводу использования газа с месторождений «Сахалина-1». Оператор этого проекта в России, Exxon Neftegas, несколько лет пытается договориться с «Газпромом» о поставках газа, добываемого в рамках проекта, на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Однако «Газпром» всегда настаивал на поставках сырья на внутренний рынок, что не устраивало акционеров проекта «Сахалин-1» из-за низкой цены на внутреннем рынке. В результате газ с проекта закачивали обратно в пласты, а Exxon Neftegas за это время, по оценке экспертов, получил упущенную выгоду в размере $5 млрд.
В свою очередь, расширение завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» за счет строительства третьей очереди откладывалось год за годом из-за отсутствия ресурсной базы.
В конце прошлого года министр энергетики РФ Александр Новак сообщил в интервью газете «Коммерсантъ», что разногласия удалось урегулировать. Стороны договорились, что газ с проекта «Сахалина-1» будет поступать для третьей очереди СПГ-проекта «Сахалин-2», при этом «Газпром» будет поставлять газ для Восточной нефтехимической компании (ВНХК) «Роснефти». В начале февраля текущего года Главгосэкспертиза России сообщила о выдаче положительного заключения по проектной документации на реконструкцию завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Реконструкция необходима для возведения третьей технологической линии завода. Выдано положительное заключение на строительство второго причального комплекса для отгрузки СПГ мощностью 10 000 м3/час.
Расширение технологической части необходимо для оптимизации погрузки газа. Также будут произведены работы по строительству берегового укрепления, подходной эстакады, платформы отгрузки СПГ и других инфраструктурных объектов.
Остается надеяться, что ценовой вопрос, который много лет являлся камнем преткновения в разногласиях между акционерами двух крупнейший шельфовых проектов, на этот раз будет решен быстро и в этом деле наконец будет поставлена точка.
Удача для «ЛУКОЙЛа»
Право осваивать шельф России в 2008 году закреплено законодательно за государственными компаниями с пятилетним опытом работы на морских месторождениях. Этому критерию соответствуют только «Газпром», «Роснефть» и «Газпром нефть».
«ЛУКОЙЛ» - единственная частная компания, которая работает на российском шельфе. Дело в том, что компания получила право на освоение шельфовых месторождений на Каспии еще до ужесточения законодательства по условиям работы на шельфе. В 2000 году компания отрыла на шельфе Каспийского моря крупную нефтегазоносную провинцию. Сейчас там открыто 6 крупных месторождений и 10 перспективных структур.
На данном этапе запущено в эксплуатацию два месторождения - им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. Последнее является одним из крупнейших шельфовых нефтяных месторождений России с извлекаемыми запасами нефти 129 млн т и газа 30 млрд м3.
Промышленная добыча на месторождении им. Филановского началась в октябре 2016 года в результате ввода в эксплуатацию первой очереди обустройства, включающей в том числе ледостойкую стационарную платформу (ЛСП). В январе 2018 года компания сообщила, что завершила строительство и ввела в эксплуатацию первую скважину в рамках второй очереди освоения месторождения им. Филановского. В результате пуска скважины суточная добыча нефти на месторождении увеличена до 16,8 тыс. т.
Президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов сообщил журналистам, что на месторождении им. Филановского в текущем году планируется добыть 5,6-5,8 млн т нефти, а уже в 2019 году компания намерена выйти на проектную добычу нефти в 6 млн т и удерживать ее в течении 5 лет. Он также сказал, что в текущем году компания планирует завершить строительство блок-кондуктора для второй очереди месторождения им. Корчагина и завершить строительство третьей очереди месторождения им. Филановского.
Кроме того, Вагит Алекперов сообщил, что уже объявлен тендер на обустройство месторождения Ракушечное, которое будет следующим проектом компании на Северном Каспии. Это месторождение расположено в непосредственной близости от месторождения им. Филановского. Благодаря этому компания планирует использовать уже построенную инфраструктуру, что позволит сократить время и затраты на обустройство месторождения.
Глава «ЛУКОЙЛа» является одним из последовательных сторонников допуска частных компаний к освоению офшорных проектов, в том числе на российскомконтинентальном шельфе. В начале февраля в ходе встречи с президентом России Владимиром Путиным Вагит Алекперов назвал каспийский проект приоритетным и стратегически важным для компании. Он также напомнил российскому президенту, что «ЛУКОЙЛ» осваивает Восточно-Таймырский участок недр, расположенный близ устья Хатанги, и еще раз отметил заинтересованность компании в шельфовых проектах.
Единственный на шельфе Арктики
Приразломное - первый и пока единственный действующий добычной проект на российском арктическом шельфе. Добыча нефти сорта ARCO, которую ведет «Газпром нефть» с одноименной платформы «Приразломная», в течение 2017 года росла ускоренными темпами и достигла 2,6 млн т. «Газпром нефть» сумела сохранить темпы роста, несмотря на техническое перевооружение Приразломного месторождения, которое компания провела осенью прошлого года.
Как рассказали в пресс-службе «Газпром нефти», в 2017 году знаковым событием для проекта стало увеличение фонда скважин на 1 нагнетательную и 4 добывающие скважины. В настоящее время на Приразломном месторождении введены в эксплуатацию 13 скважин: 8 добывающих, 4 нагнетательные и 1 поглощающая. В 2018 году планируется пробурить еще несколько добывающих и нагнетательных скважин.
Всего в рамках проекта «Приразломное» планируется строительство 32 скважин, что обеспечит после 2020 года пиковую годовую добычу около 5 млн т нефти. В текущем году «Газпром нефть» рассчитывает добыть на месторождении более 3 млн т, сказал заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрей Патрушев в ходе выступления на 13-й выставке и конференции
RAO/CIS Offshore. «Плановое наращивание объемов добычи подразумевает в том числе внедрение новых технологий строительства скважин. Одной из ключевых инноваций в проекте «Приразломное» стал ввод в эксплуатацию многозабойной скважины, технология строительства которой позволяет уменьшить объемы производственных работ и расходов на бурение. Таким образом, повышается не только производственная, но и финансовая эффективность проекта», - приводятся слова Андрея Патрушева на сайте компании «Газпром нефть шельф».
Напомним, что промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 года. Новый сорт нефти - ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.
Всего с начала разработки месторождения европейским потребителям отгружено уже более 10 млн баррелей нефти. Накопленная добыча по состоянию на конец 2017 года составила порядка 6 млн т. Как говорил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, уже в 2019 году компания планирует добывать на Приразломном 4,5 млн т нефти в год.
Стоит отметить, что «Газпром нефть» рассчитывает прирастить запасы нефти в этом регионе за счет геологоразведки на соседних с Приразломным площадях. Как сообщил ранее Александр Новак, перспектива добычи на Приразломном месторождении составляет 6,5 млн т в год.
По оценкам экспертов это вполне реальная задача. Как сообщила «Газпром нефть» 20 февраля, в 2017 году впервые была проведена оценка перспективных ресурсов Арктического шельфа на лицензионных участках компании. По оценке DeGolyer and MacNaughton объемы перспективных ресурсов Арктического шельфа составили: нефти – 1,6 млрд т, газа – 3 трлн м3.
Разнонаправленный вектор
О перспективах разработки шельфовых проектов, особенно арктических, эксперты и чиновники говорят много и охотно. Мнения едины только в том, что шельф - это стратегический потенциал страны. Во всем остальном эта тема вызывает острые дискуссии среди участников рынка. В числе самых обсуждаемых вопросов: нужно ли допускать частные компании к участию в разработке, стоит ли отменять мораторий на выдачу новых лицензий, какие предоставлять льготы, как обходить санкции, где брать оборудование и какие применять технологии.
В то же время многие эксперты сходятся во мнении, что сейчас действительно не лучший период в мировой и отечественной экономике для активизации деятельности на шельфе. Так, министр энергетики РФ Александр Новак отмечает, что активность интереса к шельфам, наблюдавшаяся до 2014 года, сейчас намного ниже, и связывает это со снижением мировых цен на углеводороды. Комментируя в интервью телеканалу RT планы по освоению шельфа Арктики, министр напомнил, что у нас на сегодняшний день там около 19 открытых месторождений. «Это говорит о том, что в будущем при улучшении конъюнктуры мы, безусловно, рассматриваем в рамках нашей стратегии развития энергетики более активное исследование, бурение, ввод в эксплуатацию месторождений», - сказал министр и еще раз подчеркнул, что Арктика - это будущее нашей нефтедобычи и газодобычи.
По мнению академика Алексея Конторовича, активная геологоразведка российской арктической акватории будет проходить в 2030-2040 годах. Как он пояснил в интервью агентству Reuters, Россия сможет поддерживать текущую нефтедобычу с имеющимися разведанными запасами до середины XXI века.
Далее нужны новые открытия на шельфе Арктики, которая обладает богатыми запасами углеводородов. Таким образом, по мнению специалиста, главной задачей остается разработка к этому времени соответствующих технологий.
Заместитель руководителя Роснедр Орест Каспаров считает, что для экономически целесообразной разработки шельфа Арктики стоимость нефти должна превышать $80 за баррель. По его мнению, именно из-за низких цен на нефть, а не из-за санкций российские компании откладывают развитие некоторых шельфовых проектов.
