Нефть на континентальных шельфах. Нефть и газ — морское продолжение земной истории Для небольших глубин

Норвежцы объявили об открытии больших запасов нефти и газа, которые оказались на дне переданного Россией участка Баренцев а моря. Норвежцы потирают от радости руки, пока в российских СМИ проводят аналогии с под аренными ранее российскими территориями, на которых потом обнаруживались серьезные ресурсы. Но на самом деле не все так однозначно…

После соглашения 2010 года с Норвегией случилось что-то очень хорошее. Страна по уровню зависимости благосостояния от объемов экспорта нефти и газа очень схожа с Россией. Однако давно эксплуатируемые месторождения Северного моря уже истощились, а Норвегия медленно и верно катилась в унылое и бедное будущее.

"Представленные сегодня результаты доказывают, что юго-восток Баренцева моря — самый интересный из новых районов норвежского континентального шельфа", — радостно заявил в интервью BarentsObserver Геир Сельесет, менеджер по связям Норвежской нефтегазовой ассоциации.

Эти запасы очень выручают Норвегию. Объем добычи нефти в стране сокращается уже ряд лет. Пик по добыче нефти в Норвегии был пройден в 2000 году, когда он составлял 3,12 млн баррелей в день. К 2007 году ежесуточный уровень объемов добычи нефти на норвежском континентальном шельфе снизился до минимальных с 1994 года 2,6 млн баррелей. По итогам 2012 года составил менее половины от этого уровня — 1,53 млн баррелей в день. Ситуация с газом немного лучше. В прошлом году добыча выросла на 12 процентов, до 1,94 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Но теперь у норвежцев — планов громадье.

После двухлетнего сейсмического зондирования полученной территории норвежцы выяснили, что извлекаемые запасы углеводородов в количестве около 1,9 миллиарда баррелей в нефтяном эквиваленте — неплохая прибавка, если учитывать, что запасы нефти в Норвегии оцениваются в 8,5 млрд баррелей. Третья по объемам экспорта нефти страна мира после России и Саудовской Аравии обладает только 0,7 процентами от мировых запасов (18-е место в мире). Запасы газа в стране оцениваются в 2,5 млрд куб. м (1,2 процентов от мировых запасов, 13-е место).

История вопроса

Основные соглашения относительно статуса этих участков моря так или иначе включают в себя рассмотрение вопроса вокруг архипелага Шпицберген. По соглашению 1872 года, право на Шпицберген закреплялось одновременно за Россией и Швецией, куда в то время входила Норвегия. Но во время Гражданской войны в России, в феврале 1920 года восемь государств (США, Дания, Франция, Италия, Япония, Нидерланды, Великобритания и Швеция) без учета мнения России, которую эти страны успешно грабили, передали Норвегии суверенитет над Шпицбергеном.

Подарок был шикарный…но с подвохом. Норвегия получила право только на сушу. Море вокруг Шпицбергена и континентальный шельф оставались свободной зоной.

Более того, согласно договору, были заложены выгодные условиях для иностранных ТНК на тот случай, если когда-то и что-то в этом районе будут разрабатываться: экспортная пошлина на Шпицбергене не должна быть выше одного процента от максимальной стоимости вывозимых полезных ископаемых в пределах 100 тысяч тонн. А если объем вывоза еще больше, то должен работать понижающий коэффициент. В общем, собственно Норвегии от такого подарка ничего не перепадало.

В 30-е годы к соглашению от 1920 года присоединился СССР с правом ведения хозяйственной деятельности на острове. Хотя и считал для себя акт 20 года дискриминационным. В 1926 году Москва определила границы морских владений в этом районе, используя принцип секторного деления. Конечными пунктами выступали Северный полюс и крайняя точка сухопутной границы, между которыми проводилась прямая линия, разделявшая акваторию. При этом норвежцы использовали разграничение по срединной линии между островными владениями двух стран. В итоге получилась спорная зона площадью около 155 тысяч квадратных километров. Кусок, превышающий все норвежские морские владения в Северном море.

Несмотря на то, что Соглашение 1920 года не позволяет Норвегии рассматривать воды вокруг архипелага как свои территориальные, Осло всеми силами и местными национальными актами демонстрирует, что это его собственная территория. Тем самым Норвегия практически денонсирует договор 1920 года. Некоторые положения, подписанные Россией в 2010 году, также весьма двусмысленны. Например, в статье 2 российская сторона отказываются от "каких-либо суверенных прав или юрисдикции" РФ по другую сторону линии разграничения, где и находится Шпицберген.

Юридический казус в том, что желая большего и отказываясь от соглашения 1920 года, Норвегия отказывается и от суверенитета над Шпицбергеном, так как это единственное соглашение, по которому Осло может рассчитывать на свою полную юрисдикцию над островом. Таким образом, ситуация откатывается к соглашению 1872 года, когда статус Шпицбергена определялся лишь двумя государствами — Россией и Швецией-Норвегией. Хотя публично аргументы подобного рода Москва пока не излагала, показательной будет реализация Стратегии российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года

Делили шельф

Вопреки яркой, а потому расхожей ассоциации со знаменитым героем одной из любимых народных комедий, сделка по передаче норвежцам водной территории не напоминает передачу "Кемской волости", кстати, тем же шведам… Обе страны изначально делили именно шельф и подземные богатства. И Москва знала о том, что в этом районе имеются запасы углеводородов. Советская сейсморазведка исправно докладывала об имеющихся запасах, хотя и точных данных не было. Однако территория была не разграничена и ни одна из сторон не могла спокойно развивать добычу в этом секторе.

Неслучайно именно углеводородам посвящена большая часть соглашения и особенно подробно расписано, как стороны будут совместно использовать месторождения, которые находятся по обе стороны линии разграничения. Такое пристальное внимание позволяет предположить, что условные демаркационные линии были проложены с учетом сознательного раздела имеющихся месторождений на российский и норвежский сектора, с тем, чтобы потом организовать совместную добычу, которой посвящена большая часть соглашения.

В договоре между сторонами прямо прописан принцип, согласно которому месторождение, пересекаемое линией разграничения, может эксплуатироваться только совместно и как единое целое. Такой подход позволит заблаговременно и эффективно снимать возможные разногласия по вопросу распределения углеводородных ресурсов. Эксплуатация какого-либо месторождения углеводородов, которое простирается на континентальный шельф другой стороны, может быть начата только в соответствии с положениями Соглашения об объединении, утверждается в договоре.

Что это за соглашение об объединении, можно только догадываться. Собственно, объемное приложение номер два к подписанному соглашению является как раз той самой частью, ради которой все и затевалось. Россия начала арктическую гонку в 2007 году, когда был установлен флаг на дне под Северным полюсом. Это сподвигло ряд стран, имеющих выход в Арктику, проявлять активность и заинтересованность в арктических угодьях, где скрываются недоступные и, как представляется, гигантские месторождения углеводородов.

Среди них была и Норвегия, с которой у России был длящийся с давних времен территориальный спор. Россия в 2010 году уступила Норвегии часть спорной территории в акватории Баренцева моря, получив взамен отсутствие препон со стороны норвежцев в проведении "Северного потока" и сняв с повестки дня территориальный спор.

В 2012 году крупнейшие нефтедобывающие компании обеих стран, с превалирующей долей государственного участия, подписали соглашения о совместной работе. В мае 2012 года Роснефть и компании договорились о совместной работе на шельфе Баренцева и Охотского морей, причем как на российской территории, так и на норвежском шельфе. Уровень российского участия в добыче на переданной норвежцам территории будет самым верным индикатором эффективности данного соглашения для российской стороны. В таком случае соглашение РФ и Норвегии будет напоминать уговор между соседями поделить имеющиеся запасы на двоих.

А что же главные действующие лица соглашения 1920 года? Они ведь вряд ли будут довольны тем, как Осло и Москва отодвинули их в сторону собственным двусторонним соглашением. Оказывается, они уже в деле и, похоже, согласны на предложенные условия и тихую отмену соглашения 1920 года.

Партнерами "Роснефти" по работе на шельфе являются Exxon Mobil (США), ENI (Италия) и все та же норвежская Statoil, которая также работает с Exxon Mobil. Взамен иностранные партнеры оплачивают геологоразведку и предоставляют "Роснефти" возможность купить долю в своих зарубежных проектах. Что касается британцев, то осенью 2012 года "Роснефть" и BP договорились о выкупе доли последней в ТНК-BP. Кроме того, британская компания получит два места в совете директоров "Роснефти" из девяти.

Осло о нефти, Москва — о Шпицбергене

Некоторая синхронность в действиях правительств двух стран позволяет предположить, что стороны по-прежнему движутся в рамках единого плана. 27 февраля Норвежский нефтяной директорат представил оптимистичные данные относительно нефтегазовых запасов на новых территориях, упомянув, кстати, о том, что в начале марта вице-премьер Дворкович провел заседание правительственной комиссии по обеспечению российского присутствия на архипелаге Шпицберген. Россия планирует создать на острове многофункциональный научный центр и добывать полезные ископаемые, как это запланировано Стратегией российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года.

Минтрансу, Росморречфлоту, Ростуризму и гостресту "Арктикуголь" дано указание к апрелю 2013 года подготовить доклад о развитии транспортной системы и обеспечению безопасного судоходства в районе Шпицбергена.

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

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

Меньше нефти с шельфа

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

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

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

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

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

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

Шельф «Роснефти» и «Газпрома»

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

«Дальняя перспектива»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Разведка и разработка континентального шельфа

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

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

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

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

Глубокое поисково-разведочное бурение в акваториях ведется:

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

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

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.

«Газпром нефть шельф» - российская нефтяная компания , созданная для освоения морских нефтегазовых месторождений. Владеет лицензией на разработку Приразломного нефтяного месторождения , открытого в 1989 году на шельфе Печорского моря . Приразломное - единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата . «Газпром нефть шельф» является дочерним предприятием ПАО «Газпром нефть ».

Деятельность

В настоящий момент «Газпром нефть шельф» - единственная нефтяная компания , ведущая добычу нефти на арктическом шельфе России (месторождение «Приразломное »).

Отгрузка первого танкера с нефтью Приразломного месторождения состоялась в апреле 2014 года. Команду на отгрузку дал Президент России Владимир Путин . Новый сорт добытой на российском шельфе арктической нефти получил название ARCO (Arctic Oil) и впервые поступил на мировой рынок. В общей сложности с платформы «Приразломная » в 2014 году было отгружено 300 тыс. тонн нефти . На пике максимальный уровень добычи может достигать 5 млн тонн нефти в год.

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Первая добывающая скважина на месторождении была запущена 19 декабря 2013 года. Устья всех скважин находятся внутри платформы - таким образом ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Кроме того, установленное на скважинах специальное оборудование призвано предотвратить возможность неконтролируемого выброса нефти или газа - в случае необходимости скважина будет герметично перекрыта в течение 10 секунд.

МЛСП «Приразломная»

Особые гидрометеорологичсеские условия Арктики потребовали применения принципиально новых, уникальных технологий для освоения Приразломного месторождения .

Для реализации проекта была создана морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная », которая обеспечивает выполнение всех технологических операций: бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры, выработку тепловой и электрической энергии. При её проектировании был учтен опыт ведущих американских, канадских и норвежских нефтегазовых компаний, которые уже несколько десятилетий ведут добычу в подобных природно-климатических условиях. Платформа сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи в арктическом регионе и рассчитана на максимальные ледовые нагрузки.

В плане рассмотрены различные сценарии рисков, произведен расчет сил и средств для формирования аварийных подразделений. Также организованы профессиональные формирования по локализации и ликвидации возможных разливов, организовано взаимодействие с государственными профессиональными органами. Компанией закуплено специальное оборудование, которое позволит ликвидировать возможные разливы нефти в арктических условиях и сможет осуществлять сбор нефти в ледовых условиях.

В районе расположения платформы постоянно проводятся учебно-тренировочные занятия и комплексные учения, призванные обеспечить максимальную слаженность действий команды проекта в случае возникновения любых нештатных ситуаций. Тренировки выполняются как на море в ледовой обстановке, так и на суше - для защиты береговой полосы в районе пос. Варандей . С начала 2014 года компанией проведено более 100 учебно-тренировочных занятий по теме ЛРН, самым масштабным из которых стало учение по поиску и спасению людей, а также ликвидации разливов нефти «Арктика-2014» .

История

С мая 2014 года «Газпром нефть шельф» является дочерним обществом ПАО «Газпром нефть ».

1 июня 2009 года ООО «Севморнефтегаз», 100 % акций которого принадлежат «Газпрому », было переименовано в ООО «Газпром нефть шельф». В октябре того же года Роснедра переоформили лицензии на Приразломное месторождение с ООО «Севморнефтегаз» на ООО «Газпром нефть шельф».

29 декабря 2004 года «Газпром » стал единственным владельцем компаний, связанных с освоением

Перспективы разведки и добычи углеводородов мирового и российского шельфов в аналитическом обзоре "ЛУКОЙЛа" "Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года".

Владимир Акрамовский

© "ЛУКОЙЛ"

Для ряда мировых нефтяных мэйджоров давно стало традицией периодически делать достоянием общественности собственные исследования и прогнозы развития нефтегазовой отрасли. В этом году впервые российская компания "ЛУКОЙЛ" также представила широкой публике собственную оценку мировых тенденций развития нефтегазовых рынков. Команда аналитиков одного из российских лидеров регулярно проводит исследования в данном направлении. Прежде подобный обзор готовился исключительно в целях актуализации стратегии развития и формирования инвестиционной программы "ЛУКОЙЛа". Сегодня в актуализации стратегии развития, по мнению аналитиков компании, объективно нуждается и вся российская нефтегазовая промышленность. В опубликованном обзоре мировых тенденций особое внимание уделяется анализу насущных проблем нефтегазовой отрасли России. В числе основных "вызовов" для страны – естественное падение уже в ближайшие годы добычи на старых месторождениях, полноценно компенсировать которое способен комплекс мер, главным образом связанный с масштабным применением новых технологий. Для России в нынешних условиях один из ключевых "ресурсов роста" – это активизация разведки и добычи углеводородов на шельфе, требующих применения уникальных знаний и технологий.

В ЦЕНТРЕ ВНИМАНИЯ – ГЛУБОКОВОДНЫЙ ШЕЛЬФ
Мировые тенденции таковы, что по мере истощения традиционных запасов нефти на суше ресурсы шельфа играют всё более заметную роль в обеспечении растущего потребления. И если на суше уже не ожидается открытия новых гигантских месторождений, то перспективы шельфа в этом отношении весьма многообещающи. По оценкам учёных, только доказанные мировые запасы нефти на шельфе составляют 280 млрд баррелей. В последние годы большинство открытий на суше приходятся на мелкие и средние месторождения. "За последние 20 лет количество крупных открытий на шельфе превысило число крупных открытий на суше, а добыча на морских месторождениях достигает почти 30% от общемировой", – подчёркивается в аналитическом обзоре "ЛУКОЙЛа".

"С развитием технологий увеличивается и глубина осваиваемых шельфовых месторождений. Современные технологии позволяют бурить даже на глубинах, превышающих 3000 м. Около 27% шельфовой добычи сейчас приходится на глубоководье, и её доля продолжит расти", – говорится в обзоре. Авария на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе заставила многие компании пересмотреть свои подходы к обеспечению безопасности при бурении на шельфе. В результате дополнительные меры по предотвращению нештатных ситуаций естественным образом ведут к увеличению себестоимости морской добычи углеводородов. Высокая налоговая нагрузка в отдельных странах, таких как Ангола и Нигерия, также способствует росту затрат на освоение глубоководья.

Реализация сложных шельфовых проектов предполагает огромные финансовые затраты. Вместе с тем, высокие цены на нефть будут стимулировать подобные инвестиции. По оценке аналитиков "ЛУКОЙЛа", цена нефти для рентабельной разработки глубоководных запасов должна составлять от 50 до 90 долларов в зависимости от глубины и региона добычи.

С учётом же глобальных тенденций – роста населения и автомобилизации в Азии, истощения традиционной базы углеводородных ресурсов, умеренного темпа роста добычи нефти в Северной Америке и Ираке, запланированных высоких бюджетных расходов стран ОПЕК и, как следствие, ограничений последними объёмов добычи для поддержания цен на уровне не менее 100 долларов за баррель – существенное снижение цен на нефть в среднесрочной перспективе маловероятно.

Последнее десятилетие характеризовалось беспрецедентным ростом затрат в мире на геологоразведку и добычу. По оценкам "ЛУКОЙЛа", с начала 2000-х годов затраты компаний на геологоразведку, разработку и добычу увеличились более чем в три раза. Растущий спрос на углеводороды заставляет компании осваивать всё более дорогостоящие нетрадиционные запасы. В частности, вести добычу на глубоководном шельфе. В настоящее время стоимость рентабельной добычи в сутки примерно 15 млн баррелей – выше 70 долларов за баррель.

"Наибольший прирост добычи будет приходиться на глубоководный шельф, низкопроницаемые коллекторы в США, тяжёлую нефть Канады и Венесуэлы", – подчёркивается в обзоре.

Что касается прироста добычи газа, то здесь, наряду с прогрессом в освоении сланцевых ресурсов, большую роль к началу следующего десятилетия будут играть новые регионы добычи традиционного газа. В частности, в Европе "шельф Восточного Средиземноморья к началу следующего десятилетия может стать новым глобальным источником СПГ. Суммарные извлекаемые ресурсы средиземноморского шельфа Израиля, Кипра, Ливана и Египта, по разным оценкам, составляют несколько триллионов кубических метров газа".

Существенный прирост добычи нефти, как отмечается в исследовании "ЛУКОЙЛа", ожидается после 2015 г., когда будут введены в эксплуатацию новые крупные месторождения.

ВЫЗОВЫ ДЛЯ РОССИИ
По данным Министерства энергетики РФ, геологические запасы нефти России составляют 74,3 млрд т, а ресурсы – 157,1 млрд тонн. Однако, резюмируется в обзоре "ЛУКОЙЛа", современные технические возможности заметно ограничивают мощный ресурсный потенциал страны. Таким образом, извлекаемые запасы на территории РФ оцениваются в 22 млрд т. Оценка же запасов по международной классификации, учитывающей экономику проектов разработки месторождений, примерно в два раза ниже, чем по российской. Инициирование со стороны государства дополнительных экономических стимулов для разработки месторождений, которые в настоящий момент являются нерентабельными, будет способствовать наращиванию запасов по международной классификации.

На большинстве месторождений России происходит естественное падение добычи за счёт истощения запасов. Большая часть российской добычи нефти ведётся на месторождениях Западной Сибири, где первые крупные открытия были сделаны ещё в 1960-х годах. "…90% нефти в РФ добывается на месторождениях, открытых до 1988 года, и лишь 10% – на месторождениях, открытых в 1990-е и 2000-е годы", – отмечается в обзоре. В 2000-е годы темпы падения добычи по переходящему фонду скважин существенно возросли, достигнув ежегодного уровня в 11%. Активная геологоразведка и интенсификация добычи, начиная с 2009 г., позволили стабилизировать темпы падения, вместе с тем эти темпы всё ещё остаются высокими.

Определённая положительная динамика добычи, достигнутая в 2010 г., во многом явилась следствием ввода в разработку новых месторождений. Наибольший прирост добычи пришёлся на крупные месторождения на суше в Восточной Сибири – Ванкорское, Талаканское и Верхнечонское. Для полноценного преодоления естественного падения добычи необходимо ежегодно вводить 3–4 месторождения, сопоставимых по размерам с Ванкорским (порядка 500 млн тонн), – таков итог обзора.

Если же учесть реализацию на аукционе в 2012 г. трёх последних нераспределённых крупных нефтяных месторождений на суше, то сегодня можно окончательно констатировать, что в перспективе новые крупные российские месторождения будут вводиться именно на шельфе.

АРКТИКА – КЛЮЧЕВОЙ РЕСУРС РОСТА
Возможности разработки огромных запасов нефти на суше при относительно невысокой себестоимости добычи (сравнительно с шельфовыми проектами) долгое время естественным образом влияли на "отставание" России в освоении шельфовых месторождений. Однако сегодня страна уже объективно вынуждена активнее включаться в разработку шельфа. Начальные запасы нефти, согласно "Энергетической стратегии России на период до 2025 года", уже выработаны более чем на 50%, в европейской части – на 65%, в том числе в Урало-Поволжье – более чем на 70%. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60%.

"Разработка арктического шельфа может стать существенным источником роста добычи в долгосрочной перспективе", – подчёркивается в обзоре. К настоящему моменту суммарные ресурсы углеводородов на арктическом шельфе России оцениваются в 76,3 млрд тонн условного топлива (т. у. т.), а извлекаемые – в 9,6 млрд т у. т. Основная часть этих ресурсов (около 70%) приходится на континентальный шельф Баренцева, Печорского и Карского морей.

Разведанность ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и в большинстве районов не превышает 10%. При этом разведанность ресурсов нефти и газа континентального шельфа Каспийского, Баренцева и Охотского морей превышает 15%. Большую часть освоенных запасов составляет природный газ.

Напомним, согласно оценкам, представленным в "Энергетической стратегии России на период до 2030 года", прогнозные ресурсы газа на континентальном шельфе РФ превышают 60 трлн м 3 , из них разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А+В+С 1 – около 7 трлн. Суровые условия Арктики: сложная ледовая обстановка, низкие температуры, отсутствие инфраструктуры – всё это требует применения уникальных знаний и технологий. Если бурение разведочных скважин за короткий период арктического лета – задача решаемая, то вопросы системы их обустройства и последующей добычи значительно более сложные.

Уникальный опыт работы "ЛУКОЙЛа" на Варандее, на шельфах Каспия и Балтики, а также на зарубежном глубоководном шельфе мог бы быть весьма полезным для арктических проектов. Однако действующее законодательство ограничивает доступ частных компаний к разработке шельфовых месторождений в России. Сегодня добывать нефть в российской Арктике имеют право лишь государственные компании.

"Снятие этого ограничения могло бы придать дополнительный импульс геологоразведочной деятельности в регионе, способствовать распространению технологий, а также распределить риски между большим числом участников", – резюмируется в аналитическом обзоре.

ГДЕ ЖЕ ВЫХОД?
При сохранении действующих условий по допуску компаний к работе на шельфе, подчеркивают авторы обзора, добыча на арктическом шельфе составит около 12 млн тонн.

Аналитический обзор рассматривает варианты развития всей отрасли, при этом в нём тактично не упоминаются планы самого "ЛУКОЙЛа". Какого же курса будет придерживаться российский мэйджор в своей шельфовой стратегии? Для компании, исходя из сложившейся ситуации, очевидны два выхода. Первый – дождаться позитивных перемен в законодательстве. Объективно не в интересах государства ограничивать количество компаний, которые хотят и могут вкладывать деньги в геологоразведку на шельфе, а впоследствии в кратчайшие сроки осваивать эти новые месторождения, быстро вовлекая их в оборот, принося государству налоги и обеспечивая новые рабочие места.

Если этого не произойдёт, для такого крупного игрока, как "ЛУКОЙЛ", останется второй вариант – ориентироваться на новые потенциально эффективные зарубежные проекты на глубоководных шельфах Норвегии, Бразилии, Венесуэлы, стран Западной Африки. К реализации подобного сценария компания готова – уже сегодня она активно участвует в геологоразведочных проектах на шельфах Вьетнама, Ганы, Кот-д"Ивуара, Норвегии, Румынии, Сьерра-Леоне и Узбекистана.

Авторы обзора подчёркивают: "Для поддержания устойчивой добычи в долгосрочном периоде необходимы дополнительные шаги по реформированию системы налогообложения нефтедобычи. В противном случае снижение добычи можно будет ожидать, начиная с 2016–2017 гг.".

Впрочем, прошлый опыт свидетельствует о способности правительства адекватно реагировать на падение объёмов добычи "чёрного золота". "Своевременные меры по смягчению налоговой нагрузки позволили обеспечить стабильный уровень добычи после кризисного периода 2008–2009 гг. В частности, в 2010–2011 гг. была снижена ставка экспортной пошлины, предоставлены льготы по НДПИ, введены льготные ставки по экспортной пошлине для месторождений Восточной Сибири и шельфа Северного Каспия, а также льготная система "10-10-10" для стимулирования добычи сверхвязкой нефти", – отмечается в обзоре.

Более того, в июле 2013 г. Президент России подписал закон, который предусматривает дифференциацию ставки налога на добычу для трудноизвлекаемых запасов нефти. В соответствии с законом правительство РФ будет иметь право устанавливать формулы расчёта ставок вывозных таможенных пошлин на подобную нефть. Установлен порядок определения и применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти и выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. В частности, для добычи из баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений данный коэффициент будет равен нулю.

Итак, первые прогрессивные законодательные изменения в этом направлении уже сделаны. Теперь на очереди не менее важный вопрос – стимулирование эффективной разработки шельфа российских морей.