Анонс книги Матвеева И.Е. «ЭНЕРГЕТИКА СТРАН СНГ: ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОСТЬ, ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ»
Матвеев И.Е. "Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе".
Dobicha-nefti-i-gaza-na-morskom-shelfe-v-2000-2018-gg-i-dalneishei-perspektive
Введение. На рубеже XX-XXI веков прирост мировых запасов углеводородов происходил в основном за счет открытия крупных морских залежей, в первую очередь на значительной глубине. Во второй половине 2000-х годов, до глобального финансово-экономического кризиса, на подобных участках было разведано больше нефти и газа, чем на суше и мелководье (на глубинах до 400 м) вместе взятых. В настоящее время на морском шельфе добывается около 40% нефти и 30% - газа. Основные центры глубоководной добычи (более 40% соответствующего мирового производства) сосредоточены внутри «треугольника» (в некоторых СМИ его иногда называют «золотым»), образованного шельфовыми структурами США (Мексиканский залив) – Бразилии - Анголы и Нигерии. С высокой долей вероятности в ближайшие 20-30 лет важнейшим источ¬ником расширения производства жидких и газообразных углеводородов станут месторождения, расположенные на значительном удалении от берега на больших («deepwater» – от 400 м до 1,5 км) и сверхбольших («ultra-deepwater» – более 1,5 км) глубинах. Россия ведет работы на морском шельфе в районе о. Сахалин (проекты «Сахалин 1-9») и в Арктике. Первые эффективные с точки зрения добычи сахалинские нефтегазовые проекты были начаты в 90-е годы. Успехи России в освоении шельфовых ресурсов Арктики связаны с проектами, реализуемыми на п-ове Ямал. В 2016 -2017 гг. в ЯНАО впервые за последние 12 лет был зафиксирован рост добычи нефти, что обусловлено расширением производства сырья на морских участках. Стратегия России по освоению запасов предполагает расширение добычи углеводородов вблизи береговых зон, островов или трассы Северного морского пути, а затем - на более удаленных от береговой линии структурах, доступных для разработки на текущем уровне развития отечественных технологий.
Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе.
На рубеже XX-XXI веков прирост мировых запасов углеводородов происходил в основном за счет открытия крупных морских залежей, в первую очередь на значительной глубине. Во второй половине 2000-х годов, до глобального финансово-экономического кризиса, на подобных участках было разведано больше нефти и газа, чем на суше и мелководье (на глубинах до 400 м) вместе взятых. В настоящее время на морском шельфе добывается около 40% нефти и 30% - газа. В странах, не входящих в ОПЕК, шельфовые проекты обеспечивают примерно 15% суммарного производства нефти, а к 2030 г. данный показатель может вырасти примерно в два раза. Основные центры глубоководной добычи (более 40% соответствующего мирового производства) сосредоточены внутри «треугольника» (в некоторых СМИ его иногда называют «золотым»), образованного шельфовыми структурами США (Мексиканский залив) – Бразилии - Анголы и Нигерии. С высокой долей вероятности в ближайшие 20-30 лет важнейшим источником расширения производства жидких и газообразных углеводородов станут месторождения, расположенные на значительном удалении от берега на больших («deepwater» – от 400 м до 1,5 км) и сверхбольших («ultra-deepwater» – более 1,5 км) глубинах.
Активизация работ по поиску залежей углеводородов и их добыче на морских глубинах более 400 м произошла в 90-х годах с выходом науки и техники на новые рубежи знаний и внедрением технологий, позволяющих проводить исследования геологической структуры Земли на глубинах до 12 км.
Заинтересованность нефтегазовых корпораций в разработке таких месторождений находится на высоком уровне - соответствующие запасы оцениваются в 60 млрд. барр. н. э. Вместе с тем, сдерживающим фактором является сложность производства топлива, требующего использования плавучих и подводных добывающих комплексов, способных функционировать в условиях низких температур и высокого давления.
В 2000-х годах на Атлантическом шельфе Южной Америки были открыты крупные запасы углеводородов. В Бразилии было обнаружено более 100 нефтяных и газовых месторождений, что позволило стране в течение 10 лет нарастить морскую добычу ископаемого топлива с 1,1 млн. до 2 млн. барр. н. э. в сутки, при этом наибольшую часть прироста обеспечили 5-ть глубоководных проектов производительностью по 100 тыс. барр./сут. и более. Разработка шельфовых структур на мелководье, а затем и сложных глубоководных месторождений, таких как «Марлим», «Ронкадор», «Барракуда» и «Альбакора», позволила национальной компании «Petrobras» создать и внедрить соответствующие технологии, приобрести необходимый опыт. С 1977 г. по 2003 г. глубина работ на шельфе (от уровня моря) выросла со 177 м до 1886 м.
В середине первого десятилетия в нефтегазоносной провинции южнее блока «Сантос» предприятие «Petrobras» приступило к работам на глубинах около 2 км и открыла месторождения «Тупи» и «Парати» (2006 г.), «Кариока» и «Карамба» (2007 г.), «Яра», «Юпитер», «Руара» и «Бем-Те-Ви» (2008 г.), «Азулао» (2009 г.). В 2010 г. в 183 км от шт. Рио-де-Жанейро было оконтурено крупнейшее нефтяное месторождение «Либра» (запасы - около 16 млрд. барр. н. э.). В настоящее время более 90% нефтедобывающих мощностей страны сосредоточено в бассейне Кампус (шт. Рио-де-Жанейро). Для защиты своих экономических интересов в акватории Южной Атлантики, изучения шельфовых структур, в частности «Amazоnia Azul» («Blue Amazon») с точки зрения наличия запасов углеводородов и с целью установления над ними контроля, и по другим причинам страна реализует программу создания атомного подводного флота.
Данные об основных крупных проектах, которые были начаты в мире в конце 2000-х годов, приведены ниже в таблице 1.
Масштабные инвестиции в реализацию таких проектов, как «Гольфино», «Марлим Лесте», «Альбакора Лесте», «Кашалот» («Petrobras») и «Фрейд» («Chevron» и «Petrobras»), обеспечили бразильской экономики высокие показатели экономического роста в условиях благоприятной мировой конъюнктуры. В июле 2009 г. концерн, состоящий из «Shell» (50%), «Petrobras» (35%) и индийской «ONGC» (15%), начал добычу сырья на блоке «Парке дас Кончас» (пров. Кампос). В 2010-2014 гг. расширилась добыча на таких структурах, как: «Кашалот», «Балея Франка», «Балея Азюл» и «Папа Тера», а также «Марлим Сул» (третья стадия), «Ронкадор» (третья и четвертая стадии) и «Джубарте» (вторая фаза).
На шельфе стран Западной Африки на больших и сверхбольших глубинах может находиться сырья в объеме не менее 20 млрд. барр. н. э. В 2000-2010 гг. инвестиции мировых ТНК в соответствующие кампании/проекты выросли с десять раз - 1,5 млрд. долл. США до 15,6 млрд. США. В первую очередь финансировались работы в рамках проектов «КЛОВ» (Ангола), «Боси» (Нигерия), а также «Джу-били» (Гана). В итоге в прошлом десятилетии региональная добыча увеличилась с 85 тыс. до 2,5 млн. барр./сут.
Ведущие позиции в этом региональном сегменте добычи занимают Ангола и Нигерия. В 1999 – 2016 гг. в Анголе добывающие мощности выросли в три раза - с 700 тыс. до 2,0-2,2 млн. барр./сут. Ведущие ТНК осуществляют деятельность вблизи северного анклава «Кабинда», где сосредоточено более 80% разведанных ресурсов нефти. Крупные проекты, реализуемые консорциумами западных компаний, включают разработку нефтегазовых месторождений «Далия», «Жирассод», «Томбуа-Ландана», «Кизомба». Благодаря сотрудничеству с ведущими мировыми участниками рынка, привлеченным технологиям и полученному опыту, в 2008 г. национальная «Sonangol» впервые в своей истории стала оператором разработки глубоководного месторождения «Гимбоа» (40-50 млн. барр. н. э.).
В Нигерии среди крупных проектов выделяются планы разработки таких глубоководных блоков, как «Боси» («Exxon Mobil»), «Егина» и «Усан» («Total»), «Нсико» («Chevron»), а также юго-западного и северо-западного участков месторождения «Бонга» («Shell»).
В Гане компания «Tallow Oil» разрабатывает крупнейшее в стране месторождение «Джубили» (запасы - 1,1 млрд. барр. н. э.). Специалисты «Tullow Oil» оценивают извлекаемые запасы углеводородов в акваториях Ганы и соседнего Кот-д-Ивуара не менее, чем в 3,5-4 млрд. барр. н. э.
Мексиканский залив США является одним из наиболее освоенных районов морской добычи нефти и газа. В регионе уже открыто около 700 промышленных залежей углеводородов, что составляет примерно половину всех известных шельфовых месторождений мирового океана. Этот сектор глобальной добычи долгое время лидировал по объемам капиталовложений в разведку и производство сырья, а также показателю роста эксплуатационных расходов. Амбициозные планы международных компаний были нарушены из-за аварии на нефтяной платформе «ВР» и введения временного моратория на глубоководное бурение в 2010 г. С целью дальнейшего развития глубоководной добычи в этом регионе компании «ExxonMobil», «ConocoPhillips», «Chevron» и «Shell» объявили, что готовы совместно инвестировать 1 млрд. долл. США в разработку новейших технологий, которые в будущем могут помочь им в борьбе с разливами нефти, что, по мнению ряда специалистов, явилось попыткой предоставить правительству США дополнительные гарантии экологической безопасности.
В Австралии во второй половине первого десятилетия нового века инвестиции в добычу углеводородов на шельфе стабильно увеличивались (в 2004 г. - 2,8 млрд. долл. США, в 2009 г. - 13,7 млрд. США). Это было обусловлено началом разработки газового месторождения «Плуто» и созданием завода по производству СПГ (оператор «Woodside»). В 2010 - 2011 гг. были вложены значительные средства в проекты по производству СПГ на основе ресурсов морских месторождений «Горгон», «Витстоун» (оператор «Chevron»), «Ичтис» («Inpex») и «Броуз» («Woodside»). В 2010 г. компания «ВНР Billiton» начала производство сырья в рамках проекта «Пиренеи», включающего освоение нефтяных месторождений «Кросби», «Рейвенсуорт» и «Стикли».
Отметим, ввиду притока значительных финансовых средств в шельфовые проекты отдельные страны АТР получили крупные заказы на строительство судов и платформ, при этом ведущие позиции в регионе заняли китайские верфи, опередив конкурентов из Республики Корея.
В России на Дальнем Востоке изучение морского шельфа ведется с XIX века. К числу первых работ относятся исследования А.Д. Дамского (1889 г.), а также С. С. Наметкина и В. Г. Пуцилло (1955 г.) и многих других ученых. Подробная информация о физико-химических характеристиках нефтей Сахалина, путях их переработки и применения приводится в работе Н. Е. Подклетнова (1967 г.).
На современном этапе первые успешные сахалинские нефтегазовые проекты были начаты в 1990-е годы на основе соглашений о разделе продукции (СРП). В настоящее время в рамках СРП ведется промышленная добыча сырья, однако основная часть планов освоения шельфа острова находится на начальных стадиях.
Проект «Сахалин – 1» предусматривает освоение ресурсов нефти и газа на северо-восточном шельфе в акватории Охотского моря. Соглашение о разделе продукции с международным консорциумом было подписано 30 июня 1995 г. правительством РФ и администрацией Сахалинской обл. (вступило в силу в июне 1996 г.). Район разработки включает в себя три месторождения: «Чайво», «Одопту» и «Аркутун-Даги». По состоянию на 31 декабря 2009 г. доказанные запасы залежей «Сахалина – 1» составили 25,5 млн. т нефти и 106,7 млрд. куб. м газа. В этом секторе Охотского моря первая дебетовая нефтяная скважина была пробурена компанией «Сахалинморнефтегаз» в 1989 г. на участке «Аркутун-Даги». Оператором проекта «Сахалин – 1» является американский концерн «Exxon Mobil» (представлен дочерней компанией «Exxon Neftegas Ltd.» с долей в 30%). Другими участниками являются такие фирмы, как (участие в проекте, %): «Роснефть» (20%), «ONGC» (20%) и «SODEC0» (30%). В 1996 - 2001 гг. консорциумом был выполнен намеченный объем ГРР, уточнены структура и строение месторождений, запасы углеводородов. В 2002 г. начались работы по обустройству буровых площадок, объектов местной и региональной инфраструктуры. Согласно неоднократно корректировавшемуся плану, разработка лицензионных участков имеет несколько стадий.
На первом этапе предусматривается освоение запасов нефти месторождения «Чайво» и «Одопту». В октябре 2005 г. на месторождении «Чайво» были получены первые промышленные объемы нефти и газа. В I квартале 2007 г. добыча жидкого сырья вышла на проектный уровень; в целом за указанный год было произведено 11,2 млн. т данного энергоносителя, однако впоследствии этот показатель снизился (в 2008 г. - 9,6 млн., в 2009 г. - 8,2 млн.).
В ходе реализации этого проекта впервые в России был опробован ряд новых технологий морской добычи. Так, для освоения месторождения «Чайво» были созданы уникальные буровые сооружения, размещенные как на суше, так и на морском шельфе. В США для проекта «Сахалин – 1» была разработана и построена наземная буровая установка (БУ) «Ястреб», которая является одной из самых крупных в мире и предназначена для бурения скважин со значительным отходом забоя от вертикали. Начиная с 2003 г. с использованием БУ «Ястреб» были пробурены 20-ть скважин протяженностью более 11 км каждая с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения «Чайво» (с установлением мировых рекордов по протяженности бурения). В июле 2008 г. указанная БУ была транспортирована на новый участок - на «Одопту». Эта работа выполнялась в течение 7 месяцев с привлечением к работам 400 рабочих. Для перевозки оборудования было выполнено более 1,5 тыс. рейсов грузового автотранспорта. По сравнению с «Чайво», бурение на «Одопту» потребовало дальнейшей оптимизации конструкции скважин и применения новых технологий. Для преодоления характерных для месторождения «Одопту» более высоких значений крутящего момента по сравнению с «Чайво» (на 50%) и сил сопротивления, буровая установка «Ястреб» была модернизирована, в том числе за счет установки нового верхнего привода. В начале 2011 г., после выполнения необходимого объема работ, БУ была снова демонтирована и перевезена на новое место бурения, согласно плану работ на шельфе о. Сахалин.
В июле 2005 г. в юго-западной части месторождения «Чайво» установили морскую платформу «Орлан», которая уже в декабре указанного года была введена в эксплуатацию. Данное сооружение представляет собой сталебетонную конструкцию, где размещены буровой, жилой и технические модули. Конструкция БУ «Орлан» позволяет работать в северных условиях, когда ледяные льдины и торосы достигают 15 м. К концу 2010 г. с указанной платформы была пробурена 21 скважина (в среднем по 5,5 км). В 2006 г. были введены в эксплуатацию нефтепровод «Чайво - Де-Кастри» протяженностью 226 км, береговой комплекс подготовки сырья (мощность 34 тыс. т нефти и 22,4 млн. куб. м газа в сутки) и экспортный нефтяной терминал в порту Де-Кастри, из которого был начат экспорт углеводородов в Японию и Республику Корея. Для перевозки жидкого сырья (отгрузка осуществляется круглогодично) используется специализированный флот из нескольких танкеров класса «Афрамакс» (имеют двойной корпус, дедвейт - до 100 тыс. т). Газ, добываемый в рамках проекта, поставляется региональным потребителям по трубопроводу компании «Дальтрансгаз». В настоящее время рассматривается возможность строительства газопроводов в Китай и, в отдаленной перспективе, - в Японию, расширение генерации с использованием газовых станций и последующего экспорта электрической энергии (проекты - «Кольцо Японского моря», «Азиатско-Тихоокеанское суперкольцо», энергомост Россия – КНДР с перспективой продления ЛЭП до 38-й параллели и ниже и др.).
В мае 2009 г. было начато бурение на береговом комплексе подготовки «Одопту». Это месторождение находится примерно на таком же расстоянии от побережья, что и «Чайво», однако оно является мелководным. В сентябре 2010 г. на «Одопту» началось промышленное производство нефти и газа, которые транспортируются на БКП «Чайво» в виде одной фракции по новому трубопроводу протяженностью около 70 км. Поэтапный подход к разработке месторождения «Одопту» был разработан в условиях неопределенности показателей коллекторских свойств пластов (ввиду невысокого качества данных, полученных на этапе поисково - разведочных работ). В ходе реализации первой очереди добычи было запланировано бурение 7 скважин с использованием двух первых скважин для оценки гипсометрического положения межфлюидных контактов, а боковые стволы были пробурены в нефтяную часть залежи. Последовательная разработка месторождений «Чайво» и «Одопту» призвана максимально извлечь все рентабельные запасы углеводородов.
Второй этап реализации проекта «Сахалин – 1» начался в 2014 г., когда концерн приступил к эксплуатации газовых ресурсов месторождения «Чайво». Для этого потребовалось пробурить дополнительные газовые скважины и расширить мощности действующих береговых и морских площадок.
Синхронно была начата разработка запасов нефти месторождения «Аркутун-Даги», расположенного в 25 км от северо-восточной береговой линии Сахалина, восточнее «Чайво». В этом секторе моря глубина воды составляет 15 - 40 м. Отметим, эти работы относятся к третьему этапу проекта «Сахалин-1». Работы на «Аркутун-Даги» будут вестись поэтапно, начиная с самой северной его части. Для выполнения поставленной задачи задействована ледостойкая стационарная нефтегазовая платформа (НГП) «Беркут» (самая крупная в РФ). Конструкция НГП «Беркут» представляет основание гравитационного типа (ОГТ), на котором установлены верхние строения (оборудование для бурения, жилые, технические модули и другие необходимые объекты). НГП «Беркут» является первой платформой компании «Exxon Mobil» с качающимися упорами - изоляторами, снабженными узлами трения, что обеспечит повышенную сейсмическую стабильность. Верхний модуль весом около 28 тыс. т – один из мощнейших в отрасли. В радиусе 7 км от платформы намечено пробурить несколько скважин с отходом забоя от вертикали. Добытое сырье транспортируется по 25-км трубопроводу на БКП «Чайво», а затем - по магистральному нефтепроводу – на терминал в п. Де-Кастри. Отметим, на «Агкутун-Даги» (как и на «Одопту») используется однолинейный трубопровод, в который поступает нефтегазовая смесь.
В ходе реализации проекта «Сахалин – 1» были применены уникальные технологии, запатентованные «Exxon Mobil», такие как: «Integrated Hole Quality», обеспечение устойчивости ствола), «Fast Drill» (метод ускоренного бурения) и др. Жизненный цикл проекта «Сахалин – 1» составляет более 30-ти лет (до 2040 - 2050 гг.). Наиболее протяженные в мире нефтегазовые скважины с отходом забоя от вертикали приведены ниже в таблице 2.
В России крупным рабочим проектом является «Сахалин-2». Соответствующие переговоры по нему начались еще в 1988 г., а СРП было подписано в 1996 г. Оператором «Сахалина – 2» стала компания «Sakhalin Energy» (консорциум, доля в уставном капитале, %): ПАО «Газпром» (50,0 плюс одна акция), «Shell» (27,5), «Mitsui» (12,5), «Mitsubishi» (10,0). Данный проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: «Пильтун-Астохского» (содержит в основном ПНГ) и «Лунского» (преимущественно газовое и газоконденсатное, с нефтяной оторочкой). Суммарные запасы в этом районе морского шельфа оцениваются в 182,4 млн. т нефти и 633,6 млрд. куб. м газа. Первый этап проекта был ориентирован на сезонную разработку «Пильтун-Астохского» месторождения. В 1999 г. в море установили производственно-добывающий комплекс «Витязь», в состав которого вошла первая в России нефтедобывающая платформа «Мolicpuk». До декабря 2008 г. производство сырья осуществлялось в безледовой период (около 6 месяцев в году), однако на втором этапе, после установки дополнительного модуля и строительства берегового комплекса подготовки, работы стали вестись круглогодично. В июле 2010 г. на «Пильтун-Астохском» участке компания «Sakhalin Energy» провела 4D-сейсмопрофилирование, что позволило получить более детальную информацию о состоянии месторождения с целью оптимизации дальнейших работ. На второй стадии проекта также были введены в эксплуатацию две морские платформы («Пильтун-Астохская – Б» и «Лунская – А»), подводные трубопроводы cуммарной протяженностью 300 км, соединяющие все платформы с береговым комплексом, наземные нефте- и газопроводы длиной 800 км, терминал отгрузки нефти. Общая сумма затрат на выполнение второго этапа составила 6,7 млрд. долл. США.
Третий проект на о. Сахалин – «Сахалин – 3», в рамках которого разрабатываются четыре негефтегазовых блока: «Киринский», «Венинский», «Аяшский» и «Восточно-Одоптинский», расположенные на шельфе Охотского моря. Их прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн. т нефти и 1,3 млрд. куб. м газа. В 1993 г. конкурс на право освоения трех из них («Киринского», «Восточно – Одоптинского» и «Аяшского») выиграл консорциум компаний «ExxonMobil» и «Texaco» (затем вошла в состав «Chevron»). Однако соответствующее СРП так и не было заключено, а инвесторам лицензии не были выданы. В мае 2008 г. правительство РФ, руководствуясь соображениями государственной безопасности, приняло решение передать ПАО «Газпром» «Киринское нефтегазоконденсатное месторождение» (часть Киринского блока) без проведения конкурса, а затем «Киринский», «Аяшский» и «Восточно-Одоптинский» участки.
В 2010 г. на «Киринском газоконденсатном месторождении» («КГКМ») были пробурены две разведочные скважины; сейсморазведочные работы 3D были выполнены в объеме 150 кв. км. Согласно плану освоения «КГКМ», эксплуатация блока продлится 30 лет, при этом период максимальной добычи (3,9 - 4,2 млн. куб. м газа в год) составит примерно 9 лет (до 2025-2030 гг. – прим автора). Предполагается, что добыча углеводородного сырья будет полностью автоматизирована и осуществляться с помощью подводных комплексов. На месторождении планируется пробурить 6 эксплуатационных скважин, при этом каждая из них будет подключена индивидуальным трубопроводом к подводному блоку – монифольду, который, в свою очередь, будет соединен с береговым технологическим комплексом, размещенным в 40 км от подводного комплекса добычи. Сырье будет транспортироваться на берег в многофазном состоянии.
В сентябре 2010 г. «Газпром» объявил об открытии нового месторождения в пределах Киринского блока. Приток газа был получен при испытании перспективных объектов в поисковой скважине № 1, пробуренной до глубины 2795 м. В 2010 – 2015 гг. были проведены работы по доразведке месторождения и уточнению объемов запасов. В 2016 г. все основные задачи по его освоению данной структуры были выполнены: добыт первый миллиард кубометров газа, построены две скважины, а еще две эксплуатационные скважины пробурены до продуктивного горизонта. Следующий этап освоения «КГКМ» (работы ведет компания «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск») предполагает постройку трех эксплуатационных скважин с проектным уровнем добычи газа в 5,5 млрд. куб. м в год. Месторождения, разрабатываемые в рамках проектов «Сахалин-3» и «Сахалин-2» являются основной ресурсной базой для местных российских потребителей, которым топливо поставляется по газотранспортной системе «Сахалин - Хабаровск – Владивосток».
Вблизи п. Пригородное действуют две линии завода по производству СПГ. Ввод в эксплуатацию завода по производству СПГ был осуществлен 18 февраля 2009 г., а 29 марта первая партия груза была отправлена в Японию. В 2010 г. мощность завода СПГ достигла 9,6 млн. т в год. Планы по наращиванию мощности предприятия путем строительства третьей линии отложены до 2023-2024 гг. по экономическим и конъюнктурным соображениям, ввиду нехватки сырья.
Что касается Венинского блока, то в июне 2005 г. консорциум, состоящий из компании «Роснефть» (74,9%) и китайской нефтехимической корпорации «Sinopec» (25,1%), подписали протокол о создании совместного предприятия для геологической разведки и изучения данного участка. Оператором и владельцем лицензии на разработку стало ООО «Венинефть». В 2006 г. была пробурена первая поисковая скважина на «Южно-Аяшской» площади, вскрыты перспективные нефтегазоносные пласты, проведены испытания, подтвердившие наличие углеводородов. Бурение осуществлялось при помощи плавучей полупогружной буровой установки «Kантан-3» («Shanghai Offshore Drilling Co.»). В 2008 г. было открыто «Северо - Венинское месторождение» с запасами по газу - 49,02 млрд. куб. м, по газовому конденсату - 1,21 млн. т. В 2010 г. была введена в эксплуатацию буровая платформа ледового класса «Kантан-6», что позволило повысить эффективность поисковых работ. По состоянию начало 2011 г. прогнозные извлекаемые ресурсы Венинского блока составили по нефти - 17,2 млн т, по газу - 238 млрд куб. м.
Блок «Сахалин – 4» включает Западно-Шмидтовский участок шельфа (структуры «Медведь», «Кролик», «Северо-Эспенбергская», «Таeжная», «Южно-Таежная» и «Тойская»). До 2008 г. лицензией на его освоение обладало совместное предприятие ЗАО «Восток-Шмидт Нефтегаз» («Роснефть» - 51%, «ВР» - 49%), которое на значительной части лицензионной территории провело сейсмическую съемку и пробурило две скважины («Медведь» и «Тойская»), однако притока сырья не был получен, при этом затраты составили примерно 100 тыс. долл. США. После окончания срока действия лицензии (в ноябре 2008 г.) компания отказалась от его продления по причине нерентабельности работ. По мнению ряда экспертов, данный проект является коммерчески привлекательным при мировой цене нефти не ниже 100 долл. США/барр. В конце 2009 г. интерес к «Сахалину – 4» проявил «Газпром».
Проект «Сахалин – 5» предполагает разведку и разработку двух лицензионных участков шельфа: «Восточно-Шмидтовского» и «Кайганско-Васюканского» (суммарные запасы нефти оцениваются в 550 млн/ т, газа – в 41 млрд. куб. м). В 2004 - 2007 гг. компанией «Восток - Шмидт Нефтегаз» был выполнен значительный объем сейсморазведочных работ 2D и 3D, а также ряд инженерных и экологических исследований. В итоге было обнаружено 12 перспективных структур. В 2009 г. в по итогам комплексного анализа геологических данных было принято решение об отказе от бурения разведочных скважин на «Восточно-Шмидтовском участке» и досрочному возврату лицензии. Таким образом, в настоящее время ЗАО «Восток-Шмидт Нефтегаз» обладает одной лицензией на разработку «Кайганско-Васюканского участка», где в 2004 г. была пробурена первая разведочная скважина, вскрывшая залежь «Пела Лейч», а в 2005 г. был обнаружен еще один продуктивный пласт. В 2006 г. завершилось бурение поисковых скважин на структурах «Южно-Васюканская» и «Савицкая». В марте 2007 г. было получено свидетельство об установлении факта открытия месторождения «Кайганско - Васюканское-море» с извлекаемыми запасами в 16,14 млн. т нефти и газового конденсата по кате¬гориям ABС1. В 2008 г. была выполнена морская сейсмическая 2D съемка в 2,1 тыс. км, а в 2009 г. - 235 погонных км в 2D и 917 кв. км в 3D.
В участок «Cахалин – 6» (наиболее крупный на о. Сахалин) входят 5 структур: «Керосинная», «Восточно-Окружная», «Окружная морская», «Центрально-Пограничная» и «Богатинская», а также два месторождения («Низкое» и «Северо – Богатинское»). С 2001 г. лицензия на геологическое изучение участков «Сахалина – 6» принадлежит ЗАО «Петросах» (владелец – компания «Альфа – Эко»). В феврале 2002 г. «Роснефть» и «Альфа – Эко» подписали соглашение о совместном освоении запасов пограничного блока, однако в 2003 г. «Роснефть» вышла из проекта ввиду его экономической неэффективности. В 2004 г. долю «Альфа-Эко» выкупила британская компания «Urals Energy» (стоимость сделки - 45 млн. долл. США). В феврале 2006 г. лицензия на пограничный блок была продлена еще на пять лет.
Участок «Сахалин – 7» объединяет перспективные блоки на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения (запасы могут составить до 563 млн. т н. э.). Их возможно разрабатывать как методом горизонтального бурения с берега, так и с помощью морских платформ. Шельфовые участки «Сахалин – 8» («Изыльметьевское месторождение») и «Сахалин – 9» («Монеронский участок») расположены в Татарском проливе и работы по ним пока не ведутся.
Первые успехи России в освоении шельфовых ресурсов Арктики связаны с проектами, реализуемыми на п-ове Ямал. В 2016 -2017 гг. в ЯНАО впервые за последние 12 лет был зафиксирован рост добычи нефти, что обусловлено расширением производства сырья на морских участках.
Общая площадь Арктики, уже принадлежащей России, включая морские пространства, превышает 6 млн. кв. км. Основные разведанные ресурсы углеводородов сосредоточены в Баренцевом, Печорском и Карском морях. При этом в недрах первых двух преобладают газ и конденсат, а в последнем - нефть. Наша страна лидирует по многим направлениям развития добычи углеводородов в этой части Земли, в том числе на шельфе северных морей. Как отмечает А.Э. Конторович, «ни США, ни другие арктические страны опыта освоения подобных газовых феноменов не имеют». Сложные природно-климатические условия, неразвитость нефтегазовой и общей промышленной и транспортной инфраструктуры приморских территорий накладывают жесткие экономические ограничения на разработку арктических ресурсов. Исследование и разработка месторождений на арктическом шельфе РФ достаточно проблематична ввиду отсутствия у российских компаний необходимого опыта и технологий - пилотные образцы подводных автоматизированных комплексов («ПАК»), которые будет возможно применять при освоении арктического шельфа, могут быть созданы к середине следующего десятилетия.
Согласно действующему законодательству, вести поиск и добычу полезных ископаемых на шельфе имеют право только государственные компании – ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть». Стратегия России по освоению запасов предполагает расширение добычи углеводородов вблизи береговых зон, островов или трассы Северного морского пути, а затем - на более удаленных от береговой линии структурах, доступных для разработки на текущем уровне развития отечественных технологий.
Таким образом, в долгосрочной перспективе в странах Южной Америки, Западной Африки, возможно – в США и России основной прирост производства углеводородов с большой долей вероятности будут обеспечивать морские проекты по добыче нефти и газа на больших и сверхбольших глубинах, в Арктике.
Читайте эту и другие мои статьи в Янденс.Дзен. Подписывайтесь на мой канал и получайте анонсы статей первыми!
