«Роснефть» и «Газпром» переносят геологоразведку и начало добычи на 31 месторождении нефти и газа на шельфе на срок от двух до 12 лет. В результате планы по добыче нефти в Арктике могут снизиться почти на 30%

Арктика, научно-исследовательская экспедиция (Фото: Валерий Мельников/РИА Новости)

Меньше нефти с шельфа

Роснедра согласовали «Роснефти» и «Газпрому» перенос сроков геологоразведки и начала добычи на 31 участке на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей, говорится в материалах ведомства (копия есть у РБК). По просьбе «Роснефти» скорректированы планы по геологоразведке на 19 участках, еще на 12 — для нужд «Газпрома» и его «дочки» «Газпром нефти». Речь идет о переносе сроков и объемов сейсморазведки в среднем на два—пять лет, сроков бурения скважин в среднем на три года по каждому случаю.

Самые значимые переносы ввода в разработку крупнейших месторождений — два участка Штокмановского месторождения «Газпрома» введут в строй не ранее 2025 года вместо планировавшегося ранее 2016 года. А Долгинское месторождение «Газпром нефти» с запасами в 200 млн т нефтяного эквивалента — с 2019 года на 2031 год. Наибольшее количество участков, где пересмотрены планы компаний, расположены в Печорском море (девять участков), восемь в Баренцевом море, семь в Охотском море, четыре в Карском море, два в Черном и один в Восточно-Сибирском. По остальным месторождениям сроки начала добычи и вовсе не указаны: их определят по итогам завершения геологоразведки.

Официальный представитель Минприроды подтвердил РБК, что Роснедра по просьбе компаний актуализировали лицензии на шельфе. «Изменения вносятся, когда это документально обосновано. Прежде всего речь идет об изменениях экономических и геологических условий проектов, в том числе незначительном изменении сроков бурения скважин», — сказал РБК руководитель пресс-службы Минприроды Николай Гудков. При этом компании перевыполняют обязательства по сейсморазведке на шельфе, утверждает он.

Представитель «Газпром нефти» сказал РБК, что перенос срока начала добычи на Долгинском месторождении обусловлен необходимостью его геологического доизучения, так как был обнаружен приток газа, а также экономическими причинами. Представители «Роснефти» и «Газпрома» не ответили на запросы РБК.

К 2035 году объем добычи нефти на шельфе Арктики составит 31-35 млн т, говорил замминистра энергетики Кирилл Молодцов на конференции «Арктика-2016» в феврале. Ранее в проекте Энергостратегии речь шла о достижении к этому сроку 35-36 млн т в Арктике, а в целом на шельфе — 50 млн т в год. К тому же к 2035 году на шельфе должно добываться не менее 10% всего газа ​в стране (общая добыча в стране составит 821-885 млрд куб. м), указано в документе. В 2015 году на российском шельфе компании добыли 18,8 млн т нефти, 16 млн т из них — на шельфе Охотского моря, преимущественно на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». А на шельфе Арктики было добыто всего 800 тыс. т на Приразломном месторождении (принадлежит «Газпром нефти»).

Из-за переноса сроков освоения месторождений на шельфе добыча в Арктике к 20 30 году составит лишь 13 млн т, что на 27,8% меньше запланир ованного объема (18 млн), подсчитал заведующий лабораторией «Шельф», замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. В итоге добыча нефти на российском шельфе Арктики в ближайшие 10-15 лет не сможет компенсировать падение добычи на действующих месторождениях на суше, сказал он РБК.

Шельф «Роснефти» и «Газпрома»

Согласно закону о недрах лицензии для работы на шельфе выдаются только госкомпаниям с соответствующим опытом, а именно «Газпрому» и «Роснефти». «Газпром», по данным корпоративного журнала, владеет 33 лицензиями на пользование недрами континентального шельфа России, еще четыре лицензии у его дочерней компании «Газпром нефть» как оператора. У «Роснефти», по данным компании, 55 лицензий на шельфе.

«Дальняя перспектива»

«К концу 2025 года на шельфе Баренцева моря «Газпром» должен выполнить 20 тыс. погонных километров сейсморазведки 2D и 9 тыс. кв. км — 3D, а также пробурить 12 поисково-разведочных скважин, — говорится в статье из корпоративного журнала «Газпром» (у РБК есть копия). — Специалисты «Газпрома» считают, что освоить такие объемы не только практически невозможно, но и нецелесообразно. Очевидно, что бурение на участках в Баренцевом море, исходя из существующей конъюнктуры, — достаточно дальняя перспектива». Дело в том, что с лета 2014 года цены на нефть Brent упали вчетверо (в январе 2016 достигнули минимума в $27 за баррель) и до конца не восстановились — сейчас нефть торгуется около $52 за баррель.

Однако в прошлом году «Газпром» полностью не свернул геологоразведку на шельфе, но сильно снизил ее темп, особенно в части бурения, следует из корпоративного журнала. По заказу «Газпрома» в 2015 году были проведены сейсморазведка только на 6,7 тыс. км, хотя за последние несколько лет было изучено 34 тыс. км в общей сложности. Прирост разведанных запасов углеводородов по итогам геологоразведки на суше и море, по данным «Газпрома», в 2015 году достиг 582 млн т условного топлива при плане 536 млн т.

«Роснефть» пока осваивает шельф более интенсивно, но бурит скважины только там, где она работает совместно с иностранными партнерами. Летом текущего года компания собирается пробурить две скважины на месторождении Магадан-1 в Охотском море совместно со Statoil. Но бурение в Карском море на Университетской-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер госкомпании Exxon не может участвовать в проекте из-за санкций.

Раньше 2025 года более вероятно будет начать добычу нефти на тех шельфовых месторождениях «Роснефти», где компания работает с западными или азиатскими партнерами: на Туапсинском прогибе и Западно-Черноморской площади (Exxon и Eni), Магадан-1 (Statoil), Университетская (Exxon), Медынско-Варандейский участок в Баренцевом море (CNPC) и Северо-Венинское месторождение в Охотском море (Sinopec). От партнеров зависит участие в финансировании, доступ к технологиям. Часть из проектов заморожена из-за санкций, говорит собеседник РБК в «Роснефти».

Самая дорогая и трудоемкая часть работ на шельфе — это бурение скважин. Среднюю стоимость бурения одной скважины на арктическом шельфе декан геологического факультета РГУ нефти и газа им. Губкина Сергей Лобусев оценил в $200-500 млн. К примеру, стоимость бурения скважины Университетская-1 «Роснефти» в Карском море для открытия месторождения «Победа» превысила $700 млн. Но для того, чтобы пробурить хоть одну скважину, необходимо еще и законтрактовать буровую установку. А санкции США и ЕС запрещают предоставлять России технологии и сервис по бурению на глубину свыше 130 м.

По словам Алексея Белогорьева, заместителя директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов, в Энергостратегии до 2035 года и Генсхеме развития нефтяной отрасли РФ до 2035 года прежние планы по добыче нефти и газа на шельфе будут пересматриваться в сторону снижения. По мнению эксперта, ранее 2025 года ожидать начала добычи нефти и газа на новых шельфовых месторождениях нет смысла. «Это будет экономически нерентабельно при ценах на нефть ниже $90 за баррель. Кроме того, для бурения в Арктике нет соответствующих технологий, а к западным доступ затруднен из-за санкций», — считает он. По мнению эксперта, заместить выпадающие объемы добычи нефти на шельфе можно за счет более интенсивной геологоразведки на суше и повышения коэффициента нефтеотдачи.

«Сейчас из-за низких цен на нефть и газ освоение шельфовых месторождений замедлилось во всем мире. Компании замораживают работу на шельфе. Для нас эта конъюнктурная задержка играет на руку. Мы подотстали с развертыванием нашего судостроительного кластера на Дальнем Востоке», — цитирует ТАСС выступление вице-премьера Дмитрия Рогозина на заседании Арктической комиссии в начале июня.

На шельфе Баренцева моря открыты богатые залежи нефти и газа, в числе которых получившее мировую известность Штокмановское газоконденсатное месторождение с запасами более 3 трлн. куб. м газа. Освоение только этого уникального месторождения в перспективе позволит удовлетворить потребности в газе всего северо-запада России на многие годы. Шельф Печорского моря относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических морей России. В настоящее время в этом регионе разведаны пять месторождений. Крупнейшее из них - Приразломное нефтяное месторождение с подтвержденным запасом нефти в 65,3млн.тонн.

Ведущими предприятиями в исследованиях нефтегазоносности Арктического шельфа и в производстве морского поисково-разведочного бурения являются мурманские предприятия и компании входящие в Aссоциацию "АрктикШельф":

На шельфе содержится четверть наших запасов нефти и половина запасов газа. Распределены они следующим образом: Баренцево море - 49%, Карское - 35%, Охотское - 15%. И лишь менее 1% находится в Балтийском море и на участке Каспия.

Наиболее благоприятные условия для формирования нефти – морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропель – глинистая почва, перемешанная с органическими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шла биохимическая стадия образования нефти. Микроорганизмы при ограниченном доступе кислорода перерабатывали белки, углеводы и т.д. При этом образовывался метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диагенез. Вследствие природных процессов дно моря опускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из-за природных разрушений или потоками воды сносились с гор. Органика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опустилась до глубины в 1,5 км, подземная температура достигла 100°C и стала достаточной для нефтеобразования. Начинаются химические реакции между веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль (в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) или глина. С увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до 1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5-8,5 км идет образование жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160°С. А на больших глубинах при температуре 150-200°С образуется метан. По мере уплотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом формирования самого месторождения.

Весь процесс занимает сотни миллионов лет. Таким образом происходило формирование нефти на шельфе Баренцева моря.

1 Ледовое газоконденсатное

2 Северо – Кильдинское

3Лудловхское гозовое

4 Штокмановское газоконденсатное

5 Мурманское газовое

Динамичное развитие и индустриализация современного общества неизбежно приводит к интенсивному росту потребления углеводородного сырья во всех сферах жизнедеятельности человека. Между тем, в большинстве нефтегазоносных районов материковой части ресурсы нефти истощены и возможность дальнейшей разработки месторождений требует применения дорогостоящих методов интенсификации добычи, что является целесообразным лишь при достаточно высокой рыночной стоимости углеводородных ресурсов.

Учитывая доминирующее влияние углеводородного сырья на развитие государства за последние десятилетия в развитых странах резко повысился интерес к проблеме освоения ресурсов нефти и газа континентального шельфа.

Континентальный шельф - морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы территориальных вод государства, имеющего выход к водам мирового океана, на всем протяжении естественного продолжения сухопутной территории государства до внешней границы подводной окраины материка или на расстоянии 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод государства, когда внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние. В случаях, когда подводная окраина материка простирается более, чем на 200 морских миль от исходных линий, то внешняя граница континентального шельфа проходит не далее 350 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориальных вод госуларства, или не далее 100 морских миль от 2500-метровой изобаты.

Поверхность Мирового океана составляет 71% поверхности Земного шара, из них 7% приходятся на континентальный шельф, в котором содержатся значительные потенциальные запасы углеводородного сырья. Материковая отмель, называемая континентальным шельфом, в геологическом и топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Эта зона расположена вокруг континента и измеряется от мелководья до глубины, на которой резко увеличивается уклон дна. Граница перехода - кромка континентального шельфа находится в среднем на глубине 200 м. Однако ее значения могут достигать более 400 или менее 130 м. Встречаются случаи, когда по протяженности зоны глубины расположения кромки слишком различны и имеют величины, намного превышающие типичные для шельфа. Такие участки называют "бордерлендом".

Профиль континентального шельфа в обзем виде можно представить следующим образом: за береговой линией 1 расположен шельф 2, кромка 3 которого переходит в континентальный склон 4, резко спускающийся вглубь моря. В среднем начинается он со 120 м и может продолжаться до 200 - 3000 м. Его крутизна в основном составляет 5°, максимальная - 30° (у восточного побережья о. Шри Ланка). За подножием склона 5 находится область отложения осадочных пород, называемая континентальным подъемом 6, уклон которого меньше, чем склона 4. Далее располагается самая глубоководная равнинная часть моря 7.

В результате ислледований континентального шельфа установлено, что его ширина составляет от 0 до 160 км, соответсвтенно срднее значение ширины составляет 80 км, среднее значение глубины кромки по всей поверхности земного шара порядка 120 м, а средний уклон в интервале от 1,5 до 2,0 м на 1 км удаления шельфа от берега континента.

Теория развития континентального шельфа констатирует, что 18 - 20 тысяч лет назад в материковых ледниках содержалось большее количество воды,чем в настоящее время, поэтому уровень мирового океана был значительно ниже его текущего состояния. Современный континентальный шельф в те времена был частью материков. В дальнейшем в результате таяния льдов, и как следствие, повышения уровня моря, он оказался под водой. В теории генезиса континентального шельфа известны следующие теории формирования шельфа:

• ранние представления - шельфы - это террассы, образованными в результате волновой эрозии;
• более поздние представления - шельфы - это продукт отложения осадочных пород.

Однако данные исследований грунтов шельфа не согласуются полностью с этими представлениями. Возможно, что в одних районах шельф образовывался в результате эрозии, а в других - благодаря отложению осадочных пород. Можно также предположить, что и оба эти фактора одновременно влияли на его происхождение.

Разведка и разработка континентального шельфа

Поисково-разведочные работы на нилачие углеводородных месторождений в прибрежных районах Мирового океана, на регулярной основе проводимые с конца прошлого века, наглядно свидетельствуют, что недра континентального шельфа обладают большими запасами нефти и природного газа.

К началу 80-х годов XX века около 50 стран Доля добычи нефти составила 21% , или 631 млн. т , и более 15% , или 300 млрд. м 3 , газа.

К концу 90-х годов XX века поиски нефти и газа в районах континентального шельфа проводили подавляющее большинство из 120 стран, имеющих выход к морю, причем около 55 стран уже разрабатывали нефтяные и газовые месторождения. Доля добычи нефти из морских месторождений во всем мире составила 26% , или 680 млн. т , и более 18% , или 340 млрд. м 3 , газа.

Крупными районами морской добычи нефти и газа являются Мексиканский залив, озеро Маракайбо (Венесуэла), Северное море и Персидский залив, на долю которых приходится 75% добычи нефти и 85% газа. Уже в конце прошлого века число морских добывающих скважин в мире превышало 100 тыс., нефть которыми извлекается с глубин более 300 м. Разведочное бурение ведется от 1200 м в Мексиканском заливе и до 1615 м на о. Ньюфаундленд (побережье Канады).

Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется:

• на мелководье - с искусственных островов;
• при глубинах моря до 100 м - самоподъемными плавучими буровыми установками (ПБУ);
• при глубинах моря до 300-600 м - полупогружными плавучими буровыми установками (ППБУ);
• на больших глубинах - с плавучих буровых судов.

Парк буровых установок неуклонно растет, о чем наглядно свидетельствуют данные педставленные в таблице ниже:

Более трети всех морских поисковых разведочных скважин бурят на шельфе Северной Америки (на долю США приходится 40 - %), где уже открыто более 300 месторождений и поиски продолжаются. Освоение площадей идет на все больших глубинах. В настоящее время нефть добывают с 300 м и более, для чего сооружают стационарные стальные и бетонные основания платформ, а для ведения разведочного бурения на глубинах вод до 900 и 1800 м - соответственно полупогружными плавуче буровые установки и плавучие буровые суда.

Начиная с 1980 г. за рубежом бурят в среднем 3500 - 4000 морских скважин в год, из которых 500 - 600 относятся к разведочным, а остальные - к эксплуатационным. Поисково-разведочные работы ведутся на всех широтах и наиболее активно в Северном и Баренцевом морях, присахалинском шельфе. Это обусловлено большими перспективами нефтегазоносности этих крупных осадочных бассейнов, а также научно-техническими достижениями в области проектирования и строительства морских платформ.

Быстрые темпы развития нефтегазодобывающей промышленности в районе Северного моря позволили таким странам, как Великобритания и Норвегия, не только отказаться от импорта, но и экспортировать значительные количества нефти и газа в другие страны.

Разведочные работы на нефть и газ проводятся также во многих районах шельфа Европы. Для стран Европы представляет интерес открытие подводных продолжений крупных газовых месторождений, таких, как Гронинген (Нидерланды), и месторождение, приуроченное к долине реки По (Италия).

Благодаря успешной морской разведке прирост запасов нефти и газа в странах Западной Африки и некоторых странах на побережье Персидского залива и юге Аравийского полуострова на 35-50% обеспечивается за счет морских месторождений. Бурение у побережья Западной Африки ведется в основном в Нигерии и Габоне.

Таким образом, в настоящее время за рубежом основными районами морского бурения продолжают оставаться Северное море, Азиатская часть шельфовой зоны Тихого океана и Мексиканский залив (США).

Осуществляется также разведка на нефть и газ во многих районах шельфовых зон Европы, Азии, Австралии, а также на территории континентального шельфа нашей страны.

Реализация глубоководных проектов по добыче нефти и газа — жизненно важная задача, решение которой поможет удовлетворить растущий спрос на энергоносители в мире.

Более 27 млн. баррелей нефти в сутки добывалось на мировом шельфе в 2015 году, а доля морских месторождений составляла 29% от суммарной мировой добычи нефти.

В прогнозах экспертов отмечается, что положительная динамика продолжится, и доля морских месторождений в объеме мировой добычи нефти продолжит расти. Эксплуатация морских месторождений ведется в 50 странах по всему миру, но почти половина всей добычи сконцентрирована в 5-ти странах-лидерах: Саудовская Аравия, Бразилия, Мексика, Норвегия и США.

1. Саудовская Аравия

Мировой лидер по добыче нефти шельфовых месторождений располагает несколькими крупными нефтяными месторождениями, в том числе месторождение Safaniya (Сафания — Хафджи) с запасами нефти около 10,35 млрд. тонн и ежедневной добычей в районе 1,1 — 1,5 млн. барралей в сутки. Больше, чем на месторождении Safaniya не добывают ни на одном шельфовом месторождении в мире.

Государственная компания Saudi Aramco вкладывает колоссальные средства в поддержку программы разведки и разработки новейших технологий добычи, внедрение которых стало плодом сотрудничества новейшего Центра Исследований и Разработки (R&DC) и лучших академических институтов нефти и газа по всему миру.

Очередным персидским нефтяным гигантом стало месторождение Manifa (видео-презентация проекта на сайте компании ), которое заняло почетное 5-е место крупнейших нефтяных месторождений по версии Bloomberg. Разработка месторождения ведется сетью из 27-ми искусственных насыпных островов и при поддержке технологии GiGaPOWERS (мультфильм про технологию и историю Saudi Aramco ).

Видео-презентация проекта Manifa (Saudi Aramco)

Прикладываем статью журнала Offhore-technology.com: Saudi Arabia’s offshore mega projects (English) для более подробного освещения вопроса.

2. Бразилия

Добыча нефти на шельфе Бразилии в короткий промежуток между 2005 и 2015 годами показала 58% рост и на конец 2015 года занимала второе место по ежедневной добыче среди всех стран мира. Такой рост в значительной мере обусловлен введением в разработку морских месторождений в «подсолевой» зон е , ввод которых продолжит положительно влиять на глубоководную добычу нефти в стране.

Видео про «подсолевые зоны» в Бразилии (Brazil’s pre-salt oil reserves)

С огласно данным фирмы GlobalData , Бразилия намерена стать лидером по добыче нефти шельфовых месторождений в ближайшее время, количество проектов только что введенных в разработку поражает: более 40 проектов будут введены в эксплуатацию к 2025 году (так во всем мире планируется ввести 236). Petroleo Brasileiro S.A (Petrobras — ) также лидирует по количеству запланированных проектов — всего 35 (34 — нефтяные, 1 — газовый), для сравнения у преследователей Petroleos Mexicanos и Chevron Corporation 9 и 8 проектов соответственно.

Бразильские запасы «подсолевой» зоны — лакомый кусок для мировых нефтегазовых гигантов. Правительство пыталось жестко регулировать их разработку со стороны иностранных корпораций Так до 2016 года не допускалась разработка месторождений «подсолевой» зоны на шельфе без 30% участия государственной компании Petrobras, но череда политических и коррупционных скандалов в совокупности с экономическим кризисом как в стране, так и в Petrobras в частности, привело к отмене закона, сделав Бразилию центром внимания корпоративных новостей по всему миру (статья РИА НОВОСТИ «Бразилия открывает месторождения нефти для иностранных компаний») .

В частности, нефтегазовый гигант Royal Dutch Shell в рамках новой стратегии развития намерен сосредоточить свои усилия на секторах сжиженного природного газа и глубоководной нефтедобычи. Уже сейчас добыча на глубоководных горизонтах Бразилии составляет 13% от общего производства корпорации в 1,8 млн. баррелей в сутки. А Shell стала вторым по величине производителем углеводородов в стране после Petrobras (7,6 % от всего производства Бразилии).

Все проекты бразильского шельфа в инфографике Halliburton .

3. Мексика

Несмотря на значительное снижение добычи с шельфовых активов (на 31% в период с 2005 по 2015), Мексика удерживает третью позицию в рейтинге с 2 миллионами баррелей в день, что составляет 7% от мирового производства.

Нефтегазовая индустрия в Мексике неоднократно национализировалась, но в 2013 году в результате ряда реформ гегемония государственной монополии PEMEX закончилась, и компания получила ряд свобод как в административном, так и в экономическом плане. Так, впервые за долгое время, в торгах по 10 мексиканским лицензионным участкам приняли участие иностранные компании: Shell, Chevron, ExxonMobil, BP, Total SA, Repsol, Statoil, Eni, российский ЛУКОЙЛ и, конечно, сам Pemex.

Особенность этих аукционов в том, что корпорации объединяются в консорциумы и вместе претендуют на лицензионные участки. ЛУКОЙЛ в свою очередь скооперировался с ENI и, к нашему сожалению, проиграл. Результаты аукциона читайте в статье журнала ТЕХНОБЛОГ .

Реформы Мексиканской нефтегазовой отрасли

4. Норвегия

Норвежский континентальный шельф включает в себя акватории Северного, Норвежского и Баренцева морей. Основная нефтегазовая деятельность сконцентрирована именно на шельфе Северного моря, в данный момент там разрабатываются 60 месторождений нефти и газа. Для сравнения в Норвежском море 16 действующих проектов, а в Баренцевом море только один (Shohvit). Полная карта месторождений Норвежского шельфа:

В период с 2005 по 2010 год шли разговоры, что время норвежской нефти уходит (тот период ознаменовался падением добычи в 28%), но в 2010 за счет применения новейших технологий и введения в строй новых проектов добыча нефти с шельфовых проектов стабилизировалась и составляла 7% от мировой добычи (небольшие приросты добычи сменяются небольшими падениями).

Добыча газа, конденсата, СПГ и нефти в Норвегии

Для сдерживания темпов падения добычи были вложены колоссальные инвестиции, как в разработку и поиск новых месторождений, так и в разработку действующих, с целью увеличить добычу нефти и продлить срок жизни месторождения. Стоит заметить, что инвестиции даже во второстепенный проект на шельфе могут быть сравнимы с крупнейшими проектами на большой земле, огромные средства вкладываются в разведку, разработку месторождения, транспортную инфраструктуру и различные вспомогательные объекты инфраструктуры на суше.

Инвестиции в шельфовые проекты в Норвегии по годам