Подводные технологии освоения арктического шельфа. Технология добычи шельфовой нефти


Технология добычи нефти - Технологии добычи нефти и газа на шельфе морей. ЗАО \

Страница 1 из 7

версия для печати

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РЕШЕННЫЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ МОРЕЙ СО СЛОЖНЫМИ ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ

В.И.Мищевич - Генеральный директор ЗАО "Нефтегазшельфпроект",

А.С.Тищенко - Генеральный директор ОАО "ВНИИОЭНГ",

Н.П.Уманчик - Генеральный директор ОАО "ВНИИнефтемаш".

С начала образования ЗАО «Нефтегазшельфпроект» деятельность осуществлялась в направлении разработки техники и технологии по добыче нефти и газа на шельфе морей с различными природно-климатическими условиями. За 2001 - 2010гг были осуществлены научно-исследовательские работы (НИОКР), получено 16 патентов на изобретения. Опубликованы статьи в журналах Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, ВНИИОЭНГ, № 4/2003, № 2/2008, № 4/2008, № 5/2010, № 5/2011.

Целью настоящей статьи является ознакомление инженерной общественности с основными научно-исследовательскими проблемами добычи нефти и газа на шельфе морей со сложными природно-климатическими условиями, которые, по нашему мнению, могут быть рекомендованы для их промышленного внедрения.

Поэтапно были выполнены следующие разделы научно-исследовательских работ.

1. С учетом осложнения природно-климатических условий среды, в том числе на шельфе морей и океанов мира, были проанализированы основные внешние нагрузки, представляющие наибольшую опасность для объектов сооружаемых на шельфе морей, где сосредоточены значительные запасы углеводородного сырья - нефти и газа - источников для получения моторного топлива и масел.

На рис. 1 представлены основные осложняющие факторы среды, которые должны учитываться при проектировании объектов в море.

На рис. 2 представлены данные сред характерные для основных океанов, где производятся или должны производиться работы по добыче нефти и газа.

На рис. 3 показаны наиболее опасные условия шельфовых зон морей и океанов, перспективных на шельф и газ.

На рис. 4 на основе многолетнего освоения морей и океанов во всех областях деятельности человека представлены "законы", о которых необходимо помнить в первую очередь специалистам в области создания технических средств и технологий в т.ч. непосредственно занимающихся созданием объектов по добыче нефти и газа на шельфе морей и океанов мира.

2. На основе НИОКР-1, НИОКР-2, НИОКР-3, НИОКР-4 и их анализа разработаны технические решения по созданию объектов по добыче нефти и газа не шельфе морей со сложными природно-климатическими условиями, новизна которых подтверждена 16 патентами на изобретения, 5 из которых включены Роспатентом в 100 лучших по Российской Федерации.

На рис.5 представлена последовательность проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по проблеме создания технических средств для добычи нефти и газа на шельфе морей.

На рис. 6, рис. 7 и рис. 8 - показаны технические схемы объектов, которые соответствуют всем 12 типам осложняющих условий среды мирового океана.

На рис.9 показана техническая схема сооружения объектов в море для глубин до 50 метров.

На рис. 10 показана техническая схема сооружения объектов в море для глубин от 50 до 1000 метров.

На рис. Ни рис. 12 представлены технические схемы для ведения разведочных работ и проведения работ по пробной эксплуатации на базе вариантов для добычи нефти и газа, т.е. с учетом подхода по созданию технических средств с их полной унификацией.

3. На основе разработанных технических решений по созданию объектов по добыче нефти и газа на шельфе морей с различными природно-климатическими условиями на рис.13 - техника и технология по обустройству нефтегазовых месторождений с учетом их работы в сезонном режиме:

• по непосредственному ведению всех работ в благоприятный период времени;

• по ведению работ только по добыче нефти, газа круглогодично при использовании береговых баз и возможностью использования трубопроводных систем от промысла до береговой базы;

• при работе в благоприятные периоды времени подготовка нефти, газа производится с плавсредств расположенных за пределами промысла.

В неблагоприятные периоды времени указанные средства уходят в безопасную зону или другие месторождения с благоприятными условиями.

Обеспечение спецсредствами производится сервисными базами (бурение, капремонт,...).

4. Выполненные работы включают специальные разделы, связанные с использованием существующих технических средств нашедших широкое распространение при работах в Мексиканском заливе, Северном море, Охотском море, к которым отнесены:

• технологические платформы для незамерзающих морей при глубинах до 250м замерзающих до глубин 50-6- метров:

• плавучих буровых установок типов "СПБУ", "ППБУ", "БС".

Указанные типы технических средств использовались для проведения работ

• по разведке месторождений;

• по добыче нефти, газа включая пробную эксплуатацию.

На рис. 14 показаны технические схемы свайных и гравитационных платформ.

На рис. 15 показаны границы их использования по глубинам моря.

На рис. 16 показаны отличительные особенности гравитационных и универсальных технических средств.

На рис. 17 показан сравнительный вес перечисленных типов платформ с платформами разработанными ЗАО "Нефтегазшельфпроект":

• с искусственной гравитацией;

• универсальные.

Стоимость, как известно, находится в пропорциональной зависимости от их веса.

Вес и стоимость это существенная причина, по которой они не могут применяться в "сложных природно-климатических условиях" в следствии:

• ограничения по глубине 50-60 метров при потребностях до 1000м;

• не эффективному использованию оборудования располагаемого на платформе - бурения, добычи, подготовке нефти, газа, наличие терминала,...

• громадные капитальные затраты на их сооружение и эксплуатацию сводят к минимуму "прибыльной" нефти, газа;

• ненадежность платформ для замерзающих морей;

• ненадежность платформ в случае высокой сейсмики;

• ненадежность платформ в случае возникновения цунами;

• бесконечному удорожанию стоимости нефти на мировых рынках,...

5. Выполненными работами были проанализированы технические средства для ведения разведочных работ, имея ввиду бурение разведочных скважин Как хорошо известно ведение буровых работ, в том числе в районах со сложными природно-климатическими условиями, велись в благоприятные периоды времени (межледовые, межураганные,...).

Как показал опыт их работы, они имеют ограниченную область применения в районах северных морей с вечномерзлотными породами на дне моря.

К ограничению относятся и факторы, связанные с их конструкцией:

• ненадежная стабилизация на точке бурения при вибрации во время бурения с установки "СПБУ", якорную систему при бурении с установок ", "ГГЛБУ", динамическую стабилизацию при бурении с установок "БС".

• Жесткая связь с превенторами с помощью райзеров делает их опасными в случае отказа в работе систем стабилизации (случай ВР в Мексиканском заливе и ряде других...).

На рис. 18 на технических схемах показаны основные недостатки, которые не могут быть рекомендованы для их использования в сложных природно-климатических условиях.

На рис. 19 показан сравнительный анализ существующего состояния имеющихся технических средств и путь устранения их недостатков с помощью разработанной универсальной технологии.

На рис.20 и 21 рассмотрены варианты организации работ по освоению месторождений нефти, газа на шельфе морей и сервисного обслуживания с учетом сезонных периодов их работы.

6. В работе детально рассмотрены вопросы:

• универсальность технических средств:

• производства технических средств;

• специализации работ;

• сервисного обслуживания объектов;

• организационные вопросы.

К созданию технических средств могут быть подключены мощности существующих в стране производств машиностроения, судостроения, монтажных и строительных производств промышленности страны.

Не исключая в подготовке проектов привлечение проектных организаций и производств заинтересованных в развитии работ на шельфе.

В заключение следует отметить, что представленные предложения описаны в НИОКРах, патентах на изобретения с подробным обоснованием и которые могут быть использованы при выполнении последующих этапов работ:

• непосредственному проектированию;

• изготовлению и испытанию опытных образцов;

• производству технических средств;

• сервисному обслуживанию.

ПерваяПредыдущая 1 2 3 4 5 6 7 Следующая > Последняя >>

neftegazshelf.ru

Подводные технологии освоения арктического шельфа

 

SSFMCImage1

Анализ опыта применения подводных технических средств добычи и транспортировки нефти и газа на арктическом шельфе показывает, что отечественная нефтегазовая отрасль в этом сегменте переживает явное технологическое отставание от мировых лидеров. В статье приводятся основные причины такого запаздывания и предлагаются пути интенсификации производства современных технических средств освоения шельфа, а также механизмы привлечения инвестиций в этот сектор промышленности.

Один из главных векторов развития мирового нефтегазового комплекса направлен на освоение углеводородных месторождений, расположенных на континентальных шельфах. Российская Федерация обладает самым большим по площади континентальным шельфом и крупнейшими ресурсами углеводородов. Для развития этого колоссального потенциала отечественного нефтегазового комплекса, интенсивного, эффективного и безопасного освоения шельфовых месторождений необходимо обеспечить опережающее технологическое развитие смежных отраслей промышленности, обеспечивающих производство нефтегазового и электротехнического оборудования, нефтепромыслового морского флота, а также научно-исследовательского, опытно-конструкторского и сервисного обеспечения.

Несмотря на некоторое объективное технологическое отставание сегодня, Россия всегда была лидером в освоении шельфовых месторождений углеводородов, ведь именно нашей стране принадлежат прорывные проекты мирового значения, открывшие возможность их освоения. Несмотря на реализацию прорывных шельфовых проектов в прошлом и отчасти в настоящем, отечественная нефтегазовая промышленность уже сегодня.

Парк подводных технических средств

Большая часть шельфа России является арктической с экстремальными природно-климатическими условиями. Главными проблемами при освоении арктического шельфа являются сложная ледовая обстановка, а именно опасность айсбергов, и отсутствие круглогодичного доступа плавучих технических средствк месторождениям, а значит, и отсутствие круглогодичной возможности разведки и разработки. Например, бурение с помощью платформы «Университетская-1» будет осуществляться в межледовый сезон (с августа по конец октября). В противном случае для обеспечения круглогодичного бурения требовалось строительство на месторождении ледостойкой платформы. Понятно, что и первый, и второй вариант усложняют проект и приводят к его удорожанию.

В этих условиях наиболее эффективными являются подводные технические средства освоения шельфа: подводные трубопроводы, подводные буровые установки, подводные перекачивающие комплексы, подводные комплексы подготовки углеводородов.

Мировые нефтегазовые компании, в том числе и российские, имеют большой опыт в строительстве и эксплуатации магистральных и промысловых подводных трубопроводов. Один из крупнейших подводных магистральных газопроводов «Северный поток» соединяет города Выборг и Грайфсвальд, с помощью него осуществляется транспортировка российского природного газа в Германию в обход стран-транзитеров. Подводные промысловые трубопроводы в Российской Федерации используются при освоении шельфа острова Сахалин, а, например, в Европе, сеть подводных трубопроводов построена в Северном море между Норвегией и Великобританией.Наибольший интерес для освоения арктического шельфа представляют подводные технические средства бурения разведывательных и добывающих скважин, а также средства сбора, подготовки и перекачки добытых на шельфе углеводородов по подводным трубопроводам без использования плавучих технических средств. Мировыми лидерами в области разработки и производства подводных технических средств различного назначения для шельфовых месторождений углеводородов являются норвежские компании FMC Technologies и Aker Solutions.Также разработки подводного оборудования и технологий осуществляют в компаниях Siemens и MAN. Лидером же по использованию подводных технологий является норвежская нефтегазовая компания Statoil.Подводные добычные комплексы. Сегодня компания Statoil использует подводные технологии на нескольких месторождениях. В качестве примера можно привести месторождение Ormen Lange, расположенное в Баренцевом море и осваиваемое с 2007 года. В начале его освоения, на этапе бурения добывающих скважин, на каждом устье куста была установлена донная плита с буровыми окнами, на которую после заканчивания скважин был помещен подводный добычной комплекс (ПДК). Он включает в себя манифольд и весь необходимый комплекс устьевого оборудования скважины для обеспечения безопасного извлечения углеводородного сырья. Внешний вид ПДК представлен на рисунке 1. Далее многофазовый поток углеводородов, состоящий из смеси углеводородов (нефти, газа и конденсата), песка и воды по 160-километровому подводному трубопроводу транспортируется на перерабатывающий комплекс, расположенный на острове вблизи города Hammerfest, где происходит разделение и очистка углеводородов. После этого газ сжижается и подготавливается к загрузке в танкеры, а отделенный углекислый газ закачивается обратно в скважины.

11111

На месторождении Tordis, расположенном в Северном море, компания Statoil при добыче углеводородов осуществляет подводную подготовку извлеченных углеводородов к дальнейшей транспортировке. Производится разделение нефти, газа и песка с помощью подводных сепараторов (рис. 2).

2222222222222222222

Подводные перекачивающие комплексы. Для транспортировки добытого на шельфе сырья в подавляющем большинстве случаев используются танкерные суда. Однако на некоторых месторождениях арктических морей используются подводные перекачивающие комплексы. Это обеспечивает круглогодичную эксплуатацию месторождений вне зависимости от ледовой обстановки. Например, на месторождении Asgard с 2013 года эксплуатируются подводные перекачивающие комплексы, а на месторождении Ormen Lange планируется их установка к 2017 году.

33333333333333333

Первый подводный перекачивающий комплекс был создан компанией General Electric мощностью 850 кВт, он был испытан в 1992 году в заводских условиях. Сегодня разработку таких комплексов осуществляют ведущие электротехнические компании. В Норвегии была испытана установка MAN Hofim-type (рис. 3), а в 2009 году проведены испытания компрессора Siemens ECO-II (рис. 4).

444444444444444444444

Подводные комплексы в России. В настоящее время в мире на более чем 130 морских месторождениях используются подводные технологии добычи углеводородов. В России первый ПДК установлен на шельфе Охотского моря в рамках обустройства Киринского месторождения, а в планах их использование при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Используемый на Киринском месторождении подводный добывающий комплекс обеспечивает эксплуатацию семи скважин, газ из которых поступает к манифольду, являющемуся центральным звеном комплекса. Добытый газ собирается на манифольде и затем по морскому трубопроводу транспортируется на береговой технологический комплекс. Транспортировка осуществляется без дополнительного компримирования, под действием давления пласта. На береговом технологическом комплексе, после подготовки к транспортировке, газ направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Производителем ПДК является компания FMC Technologies.

Причины отставания

У отечественных компаний есть опыт по кооперации и производству плавучих технических средств освоения шельфа, однако все достижения в этой области были совершены в других экономических условиях функционирования нашего государства. На сегодняшний день производство собственных законченных плавучих платформ ведется в недостаточных количествах. Однако технико-технологические наработки заводов, опыт ученых и специалистов, принимавших участие в их разработке и производстве, для нашей страны сегодня является бесценными. Также внимание, уделяемое отечественными компаниями подводным технологиям, не соответствует их значимости и перспективности использования для освоения арктического шельфа. Недоработки в обоих этих направлениях являются серьезным вызовом современной нефтегазовой отрасли страны.

Основными причинами отставания в области производства технических средств и подводных комплексов для освоения шельфа являются и сложность природно-климатических условий российских арктических морей, и большое количество континентальных месторождений с относительно легко извлекаемыми углеводородами, разработка которых полностью покрывает потребности внутреннего и зарубежного рынков. Все же главной причиной, по которой сегодня не удается обеспечить интенсивное строительство технических средств для разведки и добычи углеводородов на шельфе, служит отсутствие необходимой эффективной научно-исследовательской, опытно-конструкторской, производственно-испытательной и организационно-финансовой инфраструктуры. Необходимо понимать, что при решении проблем функционирования перечисленных элементов инновационной нефтегазовой инфраструктуры целесообразно опираться не только на отечественные разработки, но и обязательно учитывать и использовать положительный опыт иностранных компаний.

Национальный консорциум

Производственно-испытательная основа нефтегазовой промышленности в части проектирования, строительства и испытания технических средств нефтепромыслового морского флота формируется «Объединенной судостроительной корпорацией». Есть надежда, что такая координация усилий государства по разработке, производству и испытанию как надводного флота, так и подводного парка технических средств освоения шельфа сможет обеспечить эффективное развитие и внедрение этих технологий.

Для решения проблем, связанных с развитием образовательной, научно-исследовательской, опытно-конструкторской инфраструктуры и повышением ее эффективности, могут быть использованы ресурсы Национального научно-образовательного инновационно-технологического консорциума вузов минерально-сырьевого и топливно-энергетического комплексов, созданного с участием ведущих отраслевых вузов страны. Участники консорциума при поддержке российских нефтегазовых компаний могут покрыть все потребности отечественной нефтегазовой отрасли не только в подготовке высококвалифицированных специалистов и их переподготовке, но и в проведении НИР и ОКР, а также в трансфере и адаптации иностранных технологий.

Как показывает практика, при создании консорциумов и совместных предприятий отечественными и иностранными нефтегазовыми компаниями для реализации отдельных шельфовых проектов все импортируемые технологии не получают глубокого изучения и дальнейшего широкого распространения. Также трудности функционированию таких «союзов» могут создать и политические мероприятия правительств иностранных государств, что может повлечь полную остановку отечественных шельфовых проектов с их участием. И наоборот, при работе российских нефтегазовых компаний с российским Национальным консорциумом вузов выпускаемые ими специалисты и ученые будут иметь необходимые знания и навыки работы с современным внедряемым оборудованием и технологиями. Создание этого консорциума, с учетом сегодняшних политических условий, является весьма своевременным и перспективным.

Сегодня в России функционирует целый ряд добывающих консорциумов отечественных и иностранных нефтегазовых компаний. Консорциум Sakhalin Energy Investment Company Ltd создан для реализации проекта «Сахалин-2» и состоит из компаний «Газпром», Royal Dutch Shell, Mitsui и Mitsubishi. Другой пример – консорциум Exxon Neftegas Ltd, членами которого являются компании «Роснефть» и ExxonMobil: под его управлением реализуется проект «Сахалин-1». Примером технологического зарубежного консорциума служит объединение компа-ний FMC Technologies, Anadarko, BP, ConocoPhillips и Shell, преследующее цель разработки нового поколения подводной техники, которая будет стандартизована для решения типовых задач, стоящих перед разработчиками шельфовых месторождений

Норвежский опыт

Скорость развития и создания перспективных технических средств освоения шельфа и, следовательно, эффективность и безопасность шельфовых проектов в арктических морях определяют финансово-организационные условия и механизмы, обеспечиваемые правительствами стран, обладающих доступом к шельфу. При создании финансово-организационных условий и поддержке отечественных промышленных компаний нет никаких сомнений, что они смогут обеспечить освоение российской части шельфа Арктики. При этом, конечно, необходимо изучать и учитывать опыт стран-лидеров в этой области.

Одной из них является Норвегия, которая в 1970–80-е годы при практически нулевой технологической готовности, путем привлечения иностранных инвестиций и технологий, смогла обеспечить эффективное и безопасное освоение собственных шельфовых месторождений углеводородов. Затем создать производственный потенциал и трансформировать его в крупную промышленность, производящую необходимые технические средства для освоения шельфа. Обеспечить развитие и становление ведущих в мире производственных и сервисных нефтегазовых компаний. Совершить экспансию на мировой рынок надводных технических средств и стать лидером в области разработок, испытания и внедрения подводных технических средств освоения шельфа. Сегодня норвежский шельф Северного и Норвежского морей, по существу, являются глобальной «лабораторией» по разработке, производству и испытанию современных и перспективных технических средств освоения шельфовых месторождений.

Основным институтом развития норвежской нефтегазовой отрасли является Исследовательский совет Норвегии, который формулирует и осуществляет координацию всех отраслей промышленности, связанных с нефтегазовым комплексом. Финансирование Исследовательского совета осуществляет правительство Норвегии. Исследовательский совет обеспечивает сопровождение национально значимых проектов развития нефтегазовых технологий, среди них PETROMAKS – программа финансирования научных проектов нефтяного сектора, GASSMAKS – программа финансирования научных проектов газового сектора, DEMO2000 – программа финансирования развития новых нефтегазовых технологий и их коммерциализации, RENERGI – программа финансирования экологических проектов для энергетического сектора, CLIMIT – программа финансирования проекта экологически чистого природного газа.

В Российской Федерации до 2012 года действовала федеральная целевая программа «Мировой океан», главной долгосрочной целью которой являлось комплексное решение проблемы изучения, освоения и эффективного использования ресурсов и пространств Мирового океана в интересах экономического развития и обеспечения безопасности страны. В настоящее время аналогичной по целям и задачам программы нет.

Показателен опыт Норвегии и в развитии организационного аспекта на законодательном уровне. Например, в процессе привлечения инвестиций и технологий в шельфовые проекты были разработаны следующие типовые соглашения: «Пятидесятипроцентный» (50% Agreement), «Финансовый» (Financial Agreement), «Доброй воли» (Goodwill Agreement). Первый тип соглашений предусматривает, что иностранные компании при освоении месторождения обязуются выполнить на территории Норвегии минимум 50% всех исследовательских работ, необходимых для разработки этого месторождения. Такие соглашения до сих пор являются неотъемлемой частью договоров о разработке норвежского шельфа, а контроль за их исполнением лежит непосредственно на Министерстве топлива и энергетики Норвегии. К примеру, компания Shell, которая была оператором первой фазы месторождения Troll, 73% средств на научно-исследовательские проекты потратила на услуги норвежских компаний и институтов, а в рамках проекта Draugen – 80%. Второй тип соглашений, финансовый, обязывал иностранные компании выполнять НИР и ОКР на территории Норвегии в течение установленного соглашением времени с заранее установленным бюджетом (как правило, долей дохода от освоения месторождения). Третий тип соглашений обязывал иностранные компании проводить в Норвегии столько научно-технических исследований, сколько это возможно, без жестких юридических обязательств, однако требовал от иностранных компаний представлять годовые отчеты о проделанной работе Исследовательскому совету.

Сотрудничество в рамках этих соглашений позволило обеспечить проведение в Норвегии широкого круга исследований в области изучения морей, в сфере энергетики, машиностроения и других связанных с развитием шельфовой нефтегазовой промышленности. Необходимо отметить, что контролирующей стороной таких соглашений в Норвегии всегда является государство в лице Министерства топлива и энергетики.

Заключение

Россия обладает уникальным по своему нефтегазовому потенциалу шельфом арктических морей и высокоинтеллектуальными человеческими ресурсами. В сегодняшних политических и финансовых условиях у РФ появился последний, долгое время отсутствовавший, стимул к интенсивному развитию собственных современных и перспективных нефтегазовых технологий и созданию передовой отечественной нефтегазовой промышленности – запрет на импорт иностранных технологий освоения шельфовых месторождений углеводородов. Несомненным является тот факт, что при правильном и своевременном создании стимулирующих финансово-организационных условий со стороны государства и национальных нефтегазовых компаний на российском шельфе будут реализовываться крупнейшие в мире нефтегазовые проекты с наивысшими показателями по эффективности и безопасности и с использованием отечественной инновационной техники и технологий.

Автор : Богдан Васильев, к.э.н. Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург

/Offshore Russia,  февраль 2016/

pro-arctic.ru

Добыча нефти и газа на морском шельфе в 2000-2018 гг. и дальнейшей перспективе.

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.

Крупные проекты добычи на шкльфе, реализация которых началась в 2010-2011 гг.

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.

Данные об отдельных наиболее протяженных в мире нефтегазовых скважинах с отходом забоя от вертикали

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.       

 

 

 

matveev-igor.ru

Перспективы добычи нефти в Арктике

добыча нефти в АрктикеВ последнее десятилетие интерес к Арктике в первую очередь был обусловлен ценами на нефть и газ, а также просто невероятными объемами их добычи. US Geological Survey утверждает что там, запасы углеводородов, составили 412,2 млрд. баррелей, в нефтяном эквиваленте, или примерно 22% мировых технически добываемых ресурсов нефти и газа.

Но стоит заметить, что это только технические ресурсы, а не те, которые поставлены на баланс в качестве коммерческих запасов.  Из них лишь малая часть станет рентабельной.  Около 80% запасов газа и нефти, находятся на шельфе северных морей, таких как, к примеру, Баренцево, Карское, Печерское, Бофорт. Это очень сильно утруждает добычу, что конечно отражается на стоимости ресурсов. Согласно оценкам, на территории России расположено (только в зоне арктического шельфа), расположено примерно 40% нефти, и около 70% газа.

Российские перспективы добычи нефти в Арктике были очень радужными, особенно в период, когда цена возросла до 100 долларов за баррель. При таких условиях добыча нефти в данной зоне рентабельно, при условии, если активно помогает государство льготами, а западные нефтяные компании обеспечивают оборудованием, имея за спиной многолетний опыт шельфовых разработок. В период 2010-2014 гг. активно развивалось партнерство с рядом западных компаний, таких как Тоталь, Эксон и др., в планы которых входило до 2025 года развить нефтедобычу в Арктике до высокого уровня, что позволило бы добывать несколько десятков миллионов тонн нефти за год. но в 2014 году все планы начали рушиться по двум причинам. Первой стала добыча сланцевой нефти, а также снижение спроса в Китае. Вторым же можно назвать тот факт, что ряд стран Евросоюза, а также США ввели санкции в отношении Российской шельфовой нефтедобычи.

Санкции против шельфовой добычи нефти

Секторальные услуги, и в том числе в отношении нефтегазовой отрасли вводились в две стадии странами ЕС, а также США.

Первая стадия затронула поставки оборудования после введения в конце июля – начале августа 2014 года.  Второй этап был введен в начале сентября.

Санкции распространились не только на продажу оборудования, но и на предоставление услуг, обмен технологиями и информацией с партнерами из России, а также на участие в самых лучших проектах по добыче.

31 июля и 1 августа 2014 был введен первый этап санкций со стороны ЕС и США. Именно в этот этап был получен запрет на поставки оборудования и обмен технологиями.

При этом санкции со стороны Соединенных Штатов куда жестче, чем со стороны ЕС.

Они заключаются в лицензировании оборудования, которое работает на глубине более 500 футов, добычи углеводородов, разработки арктического шельфа, сланцевого запаса нефти, а также газа.

Кроме того, санкции и коснулись и глубоководной добычи, но в этом запрете нет ни слова о глубине добычи.

Запрещенное оборудование к ввозу в Россию согласно санкциям США, имеет широкий список. Таким образом, запрещено использование:

  • бурового оборудования
  • деталей для горизонтального бурения
  • бурового оборудования, а также оборудования для окончания скважины
  • морского оборудования, которое необходимо для добычи ресурсов в Арктике
  • оборудования для каротажа
  • скважинных насосов
  • бурильных и обсадных труб
  • ПО для гидравлического разрыва пласта
  • насосов высокого давления
  • оборудования необходимого для сейсморазведки
  • подводных аппаратов управляемых дистанционно
  • компрессоров
  • инструментов для развальцовки
  • распределительных кранов
  • райзеров

Список оборудования, которое запретил ввозить в Россию Европейский союз меньше. В него вошло оборудование для шельфовых проектов, разведки месторождений в Арктике, а также глубоководного бурения. Кроме того, ЕС, запретил использовать оборудование для разработки сланцевых проектов.

Санкции ЕС составили такой список запрещенного оборудования:

  • трубы, которые используются для нефтяного, а также газового трубопровода, с разным размером
  • насосно-компрессорные трубы, которые необходимы для бурения скважин, а также нужные для данной цели инструменты
  • насосы для жидкостей

кроме того, ЕС ввел предварительное рассмотрение и одобрение сделок, на поставки оборудования РФ. Такие разрешения, как правило, должны будут выдаваться госорганами стран, которые являются экспортерами.

Подобное оборудование не производится на территории Российской Федерации, а также не знает аналогов на территории стран, которые не ввели санкций против нее.

Прогнозы добычи нефти и газа на шельфе Балтийского, а также арктических морей.

На развитие добычи нефти на шельфе, прежде всего, будет оказывать влияние макроэкономические показатели, а также все факторы, перечисленные выше, возникшие из-за ввода санкций против России.  Кроме того, немаловажное значение имеет и мировые показатели цен на нефть.

Но не стоит забывать и о выробатонности некоторых месторождений главных российских нефтедобывающих компаний. Тут немаловажное значение имеет и государственная стимуляция добычи нефти, даже в условиях санкций и низких цен на нефть, которые позволят ввести в эксплуатацию хотя бы некоторые нефтяные месторождения на шельфе. Таким образом, можно будет оправдать ранее данные прогнозы, и не упустить возможность добывать нефть в прежних темпах.

До 2025 года, в перспективе, главным источником добычи нефти, является акватория Баренцева и Печорского моря. При этом главным месторождением для выработки станет Приразломное месторождение.

В  данное время в Балтийском море на Кравцовском месторождении, можно будет наблюдать в этот период резкий спад добычи нефти.

Из месторождения Обской и Тазовской губы, промышленная разработка будет начата только Северо-Каменномыского месторождения.

Прогноз необходимости оборудования для реализации шельфовых проектов, а арктических морях, а также Балтийском море.

Во время ввода новых месторождений, в том числе и шельфовых, приходится технически разрабатывать и транспортную инфраструктуру.  При этом в первую очередь необходимо прокладывать промысловые, подводящие, а иногда и магистральные трубопроводы; строить УПН, НПС, УКПГ, а также объектов энергетики, и т.д.

Именно поэтому ввод новых объектов, будет плотно связан с созданием промышленной инфраструктуры, перечисленными выше.

Кроме этого, геологическая разведка на шельфе арктических морей, подразумевает под собой и эксплуатацию судов для двухмерного и трехмерного исследования и сейсморазведки, а также буровых, морских платформ.

Сейсмика

Из-за ограничения российских компаний после санкций к дешевому западному финансированию крупных проектов, а также ухудшению состояния курса рубля, начали резко сокращаться инвестиционные программы, от чего в первую очередь пострадали некоторые шельфовые проекты.  Они оказались наименее перспективными в современной макроэкономической обстановке.

Если сравнивать в прошлыми планами, то наиболее пострадает 3Д сейсмика, которую будет сокращать большинство крупных компаний. В первую очередь это коснется акватории Баренцева и Печорского моря. Ее максимум попадет на 2016-2019 года, для того чтобы поддержать процесс освоения месторождения. В самом худшем случае, лицензия на процесс освоения будет отозвана.

Уже к 2025 году объем сейсмики сократится до 18000 пог. км. для 2D бурения и до 2000 км, для бурения 3D.

 По сравнению с первым сценарием, сократится 3D разведка в акваториях.

Для того чтобы представить достаточное количество сейсморазведочных работ, необходимо будет предоставить от 25 до 27 судов.

Обсадные трубы

В 2015-2025 годах, суммарный размер обсадных труб составит 282 километра, что меньше тех же прогнозов год назад почти в три раза.

Потребность в акватории Печорского, Баренцева моря, а также Обской и Тазовской губы, составит около 90% от общей потребности труб на шельфе западных арктических морей России, а также Балтийского моря.

Добычные и буровые платформы

Предположительно, эксплуатационное бурение в акватории Печорского и Баренцева моря начнется примерно в 2025 году.  Приразломное месторождение не входит в их число, ведь в 2014 году тут уже начата добыча товарной нефти, и поэтому нет ни какой необходимости в возведении новых платформ.

Именно так потребность в добычных морских платформах будет формироваться уже после 2025 года.

Самый максимальный пик потребности в буровых установках всех типов, будет в 2020 году, что составит в сумме около шести, для южных морей Балтийского моря, а также западных морей арктических морей Российской Федерации.

Похожие публикации

okzrusholding.ru


Смотрите также