Энергетический потенциал развития экономики во многом зависит от морского будущего нефти и газа. На этом настаивают углеводородные эксперты. В нашей стране промышленное освоение континентального шельфа заявлено как перспективное. Однако достижение результата предполагает согласованное решение целого ряда правовых, инвестиционных, геологоразведочных, инфраструктурных и экологических задач.
Рентабельность месторождений на шельфе, прежде всего, обусловлена применением эффективных технологий добычи и . При этом конечные потребители углеводородов всё большее значение придают возможностям нефтегазоподготовки как фактору достижения качества товарной продукции. Мировой опыт в этом направлении наращивается и сегодня приходит в Россию. Труднодоступные, но такие желанные углеводороды из подводных недр уже ждут промышленной добычи.
- Мировые запасы нефти и газа континентального шельфа.
- Распределение добычи нефти на континентальном шельфе по регионам мира.
- Распределение добычи газа на континентальном шельфе по регионам мира.
- Запасы углеводородов на континентальном шельфе России.
Морской континентальный шельф представляет собой подводное продолжение поверхности материка (с небольшим уклоном - примерно 1-2 м на 1 км). Ширина шельфа варьируется от 50 до 100 км, глубина внешней границы находится в пределах 120-150 м, подводный склон материка заканчивается подножием. Шельф имеет одинаковое с материком геологическое строение, что имеет принципиальное значение для его промышленной разработки.
Освоение месторождений у моря началось в середине 19 века на прибрежных территориях Каспия (Апшеронский полуостров в районе Баку). Здесь же менее 100 лет назад открылась промышленная эксплуатация буровых платформ на сваях. Начиная с 1960-х гг., широкое применение получает подводная добыча нефти и газа.
Разработка месторождений на морском шельфе - это наукоёмкий, сложный по технологиям и в то же время опасный процесс, когда оборудование устанавливается и эксплуатируется в экстремальных условиях окружающей среды (сильные шторма, приливы и отливы, морская соль, сероводород, критически низкие температуры и сложнейшая ледовая обстановка). Тем не менее, перспективы добычи на шельфах основаны на экономической целесообразности и подтверждаются исследованиями, по которым в недрах под морским дном содержится половина общемировых запасов углеводородов.
Прогнозы говорят о том, что более 60% площади континентального шельфа имеют запасы углеводородов. Каждый год в мире бурится около 1 тыс. поисково-разведочных и примерно 2 тыс. эксплуатационных скважин различного типа. Всего пробурено более 100 тыс. скважин. Разведано более 2 тыс. шельфовых месторождений нефти и газа, большинство из которых - гигантские и крупные по объёму запасов.
Основные подводные залежи нефти и газа сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Катар). Здесь находится более половины мировых запасов нефти. Крупнейшие месторождения углеводородов разрабатываются также в Гвинейском и Мексиканском заливе, в акватории Маракайбо (Венесуэла), в морях Юго-Восточной Азии, Бофорта и в Северном море (Норвегия). Добыча углеводородов в море составляет примерно треть от мировой добычи.
По данным IFP Energies nouvelles (IFPEN) и IHS Energy, мировые запасы нефти и газа континентального шельфа в 2010 г. оценивались примерно в 650 млрд. баррелей нефтяного эквивалента (или 650 Gboe, диаграмма 1 ). При этом доля запасов нефти составляла 275 Gboe, а газа - 375 Gboe. Суммарная добыча нефти в 2010 г. на морских шельфах нашей планеты составляла 23,6 млн. баррелей в сутки, а газа - 2,4 млрд.м 3 в сутки (диаграммы 2 и 3 ).
Россия находится на пороге промышленного освоения континентального шельфа (по территории - это более 6 млрд.км 2 , что составляет 22% площади шельфа Мирового океана). Это самый большой по площади шельф в мире, извлекаемые углеводородные ресурсы которого оцениваются в 98,7 млрд.т. в пересчёте на условное топливо. При этом около 85% разведанных запасов сосредоточено на шельфе арктической акватории (Баренцево море, Карское море). Континентальный шельф Дальнего Востока содержит примерно 12-14% запасов. На шельфах Балтийского, Каспийского, Чёрного, Азовского морей также отмечен ряд месторождений (диаграмма 4 ).
Несмотря на то, что большая часть континентального шельфа находится в северных и арктических районах, морская добыча нефти и газа в России выделена в качестве приоритетной деятельности, способствующей развитию нефтегазовой отрасли и экономики в целом. Государственные планы предусматривают к 2030 г. увеличить добычу нефти на шельфе в 5 раз - с текущих 13 млн.т. до 66,2 млн.т.; добычу газа планируется поднять в 4 раза - с 57 млрд.м 3 до 230 млрд.м 3 . Достижению этих показателей будет способствовать правительственная Программа освоения шельфа до 2030 г. Экономический эффект от её реализации рассчитан в сумме 8 трлн.руб.
Успех на шельфе куётся на земле
- Технологическая платформа с оборудованием для подготовки нефти и газа.
- Наземные установки обезвоживания природного газа и регенерации ТЭГ.
Добыча нефти на континентальном шельфе осуществляется с помощью специальных гидротехнических сооружений - буровых платформ. Эти платформы делятся на три типа: самоподъёмная, полупогружная и буровая платформа гравитационного типа. Применяются также буровые суда, технологические платформы и плавучие комплексы добычи, хранения и отгрузки нефти. Выбор типа платформы зависит от условий эксплуатации (удалённости от берега, глубины моря, климата) и способов разработки месторождения (сетка разбуривания скважин, дебит нефти).
Несмотря на различие в конструкции платформ, все они схожи в одном - это предельно компактные сооружения с необходимым производственным оборудованием «на борту». Для каждого месторождения разрабатывается свой проект комплектации буровой платформы. При этом в условиях ограниченного пространства тщательно оптимизируется размещение бурового, эксплуатационного, технологического и энергетического оборудования.
Профессионалы нефтегазовой отрасли относят к приоритетным задачам технологическое обеспечение подготовки добываемой нефти и газа. Нефтегазоподготовка - это обязательный этап, предваряющий транспортировку, хранение и переработку углеводородов. Как правило, подготовка состоит из ряда операций: разделение нефти и газа, сепарация, осушка, удаление соединений серы, ртути, углекислого газа и солей, компримирования и др.
К примеру, для достижения высокого товарного качества из пластовой нефти удаляется (ПНГ). Перед транспортировкой на переработку или использованием в виде топлива, ПНГ очищают от примесей, воды и сероводорода. Производятся расчёты температуры точки росы газа по воде и углеводородам, определяется теплотворная способность ПНГ и его компонентный состав.
Технологический опыт, накопленный на земле, последовательно внедряется при освоении морских месторождений.
Мировой опыт приходит в Россию
- Модульная установка осушки газа COMART.
- Система очистки шельфового газа от соединений серы COMART.
- Модульная установка COMART для регенерации ТЭГ.
Успех в промышленной добыче углеводородов во многом зависит от испытанного в деле технологического оборудования, создаваемого на основе оригинальных конструкторских разработок и инженерных решений. Мировой опыт выполнения таких проектов положен в основу создания систем нефтегазоподготовки для месторождений России и стран СНГ.
В условиях развёртывания промышленной добычи нефти на шельфах именно применение эффективных технологий нефтегазоподготовки помогает добиться необходимого качества товарной продукции, сократить издержки и повысить экономическую привлекательность конкретных месторождений. В этом направлении действует известная инжиниринговая компания COMART - признанный лидер в разработке современных систем подготовки нефти и газа.
Оборудованием COMART оснащены месторождения ведущих добывающих компаний, среди которых: ExxonMobil, BP, Shell, Eni, Saudi Aramco, Repsol YPF, Petrobras, NIOC, Maersk Oil, ONGC и др. Только на морских шельфах успешно реализованы 32 проекта нефтегазоподготовки, что позволяет гарантировать решение самых сложных технических задач и в экваториальных водах, и в северных морях.
На сайте могут быть опубликованы материалы из открытых источников (программные коды, изображения и др.). Все права на подобные материалы принадлежат их авторам. Если вы являетесь правообладателем таких материалов и не согласны с их использованием на этом сайте, пожалуйста, свяжитесь со мной.
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
Проект по добыче первой российской арктической нефти вступил в активную фазу в середине 2013 года. «Приразломная» обеспечивает выполнение всех технологических операций, в том числе бурение скважин, добычу, хранение, подготовку и отгрузку нефти на танкеры. «Приразломная» - первая в мире стационарная платформа, с которой начали добывать нефть на шельфе Арктики в сложных условиях дрейфующих ледовых полей.
Опорное основание платформы - кессон - представляет собой уникальную разработку: он несет на себе основную нагрузку и от его надежности зависит надежность всей платформы. Именно кессонная часть позволяет «Приразломной» успешно противостоять арктическому климату, защищать все оборудование и обеспечивать безопасную работу персонала. Высота кессона составляет 24,3 метра, т.е. почти равна высоте девятиэтажного дома.
В кессоне МЛСП «Приразломная» находится состоящее из 16 отсеков нефтехранилище, а над ним расположены все остальные технологические комплексы и системы платформы. В танках--нефтехранилищах применяется «мокрый» способ хранения нефти – то есть они постоянно заполнены либо нефтью, либо водой. Такой способ хранения исключает образование любой взрывоопасной среды, что является дополнительным условием безопасности платформы.
МЛСП «Приразломная» оборудована двумя комплексами устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), работающими на основе крановой системы и позволяющими производить загрузку танкеров из нефтехранилища платформы. КУПОНы расположены на противоположных концах платформы, что делает возможным беспрепятственный подход танкеров к платформе в любых погодных и навигационных условиях.
Устройства КУПОН оборудованы специальным носовым приемным устройством. Отгрузка нефти осуществляется через одно из устройств в зависимости от направления внешних нагрузок (волнения, дрейфа льда, течения, ветра). КУПОН отслеживает перемещения танкера в секторе 180°. В случае его отклонения от сектора, обслуживаемого одним устройством, проводится отшвартовка танкера и переход к другому КУПОНу.
Схема отгрузки нефти
Особое внимание уделяется вопросам безопасности: отгрузка нефти начинается только при единовременном соблюдении 30 необходимых условий. Линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки и закрытия, которая в случае необходимости позволяет практически мгновенно остановить отгрузку - максимум за 7 секунд.
Перед началом отгрузочных операций челночные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», оборудованные носовой загрузочной системой, осуществляют бесконтактную швартовку, при которой расстояние от танкера до МЛСП «Приразломная» составляет 80 ±6 м. Для исключения непроизвольного столкновения с платформой они оснащены системой динамического позиционирования, которая, несмотря на ветер и волны, позволяет удерживать танкер на месте. Скорость загрузки танкера может доходить до 10 тыс. м3/час, что позволяет загрузить танкер нефтью ARCO за 8-9 часов. Постоянное дежурство рядом с платформой несут специализированные суда, оборудованные новейшими мощными комплексами аварийного нефтесборного оборудования для работы в зимних условиях.
Новый сорт нефти, добываемый на Приразломном месторождении, носит название ARCO – из начальных букв английских слов «Arctic» и «oil». Новый сорт нефти впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.
Нефть ARCO отличается высокой плотностью (около 24 АПИ) и содержанием серы около 2,3%, а также низким содержанием парафина. Относительно тяжёлая по сравнению с обычной российской экспортной нефтью, ARCO хорошо подходит для глубокой переработки на заводах северо-западной Европы. Из нее производятся уникальные химические продукты, которые могут использоваться в дорожном строительстве, шинном производстве, в космической и фармацевтической промышленностях.
Чтобы добыча углеводородов на шельфе превысила запланированные показатели, нефтегазовым компаниям придется обеспечить производственную кооперацию отечественных поставщиков необходимого оборудования.
Российский шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км и содержит свыше 110 млрд тонн ресурсов нефти и газа в пересчете на условное топливо. Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море – нефть, в Охотском – нефть и газ.
Согласно долгосрочной энергетической стратегии России, к 2035 году добыча нефти на континентальном шельфе должна возрасти до 50 млн тонн против около 17 млн тонн в 2015 году, в том числе 30–35 млн тонн составит арктическая нефть.
Заместитель министра энергетики РФ Кирилл МОЛОДЦОВ, выступая на конференции Offshore Marintec Russia, заявил, что освоение шельфа осуществляется в рамках 123 лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья.
– Все компании – Газпром, «Газпром нефть», Роснефть, ЛУКОЙЛ – активно разрабатывают существующие лицензионные участки… В настоящий момент мы ожидаем, что в 2016 году Россия прирастет объемами добычи по нефти более чем в 2,2 млн тонн и таким образом мы опередим темпы прироста средней добычи в Российской Федерации, прибавим более 11% добычи, – говорит он.
Если обсуждать арктический шельф как перспективную зону добычи углеводородного сырья, то флагманом выступает проект разработки Приразломного нефтяного месторождения, расположенного в Печорском море в 60 км от берега. Его извлекаемые запасы составляют более 70 млн тонн. На Приразломном месторождении с морской ледостойкой стационарной платформы добывается новый сорт нефти – ARCO, впервые поступивший на мировой рынок весной 2014 года.
– На сегодняшний момент с «Приразломной» отгружено более 17 млн баррелей нефти, пробурено 8 скважин (4 добывающие, 3 нагнетательные и 1 поглощающая). Отгрузка нефти происходит с помощью танкеров ледового класса, – говорит начальник департамента по развитию бизнеса и государственному регулированию на шельфе ПАО «Газпром нефть» Сергей МАТРОСОВ. – Преимущества нефти ARCO по сравнению с другими сортами – высокое содержание битумов и низкий показатель коксового остатка. Нефть очень хорошо подходит для глубокой переработки на НПЗ в Северо-Западной части Европы.
Как отметил Сергей Матросов, помимо разработки Приразломного нефтяного месторождения, шельфовый портфель «Газпром нефти» включает три проекта в Печорском, Баренцевом и Восточно-Сибирском морях, находящихся в стадии геологоразведки. В частности, в Печорском море это Долгинское месторождение на глубинах 21–46 м и Северо-Западный лицензионный участок на глубинах до 187 м.
– Мы объединяем их в единый проект, поскольку ожидаем широких возможностей для синергии двух участков как в области геологоразведочных работ, так и в сфере обустройства, транспортировки углеводородов и использования общей наземной инфраструктуры, – пояснил представитель «Газпром нефти».
В Баренцевом море компания работает на Хейсовском лицензионном участке площадью более 83 000 кв. км, а в Восточно-Сибирском море – на Северо-Врангелевском участке, который, по оценке «Газпром нефти», обладает огромным потенциалом добычи углеводородного сырья.
– Так, на площади участка, которая составляет 117 000 кв. км, объем гео-логических ресурсов предварительно оценивается в более чем 3 млрд тонн нефтяного эквивалента. Глубина моря варьируется от 20 до 90 м, что позволяет обустраивать месторождение при текущем уровне развития соответствующих технологий, – сообщил Сергей Матросов, добавив, что «Газпром нефть» рассматривает освоение арктического шельфа в качестве одного из стратегических направлений деятельности.
География добычи
Тех же приоритетов придерживается Газпром, у которого сегодня 38 лицензий на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на российском шельфе.
– Газпром рассматривает освоение шельфа в полном соответствии с национальной морской доктриной, и интересы, которые преследует Россия, полностью отвечают задачам и целям компании… Основную работу мы ведем в Арктике, в Камчатском регионе, на Сахалине и в Обско-Тазовской губе (Карское море в районе полуострова Ямал. – Прим. ред.), – заявил заместитель председателя правления Газпрома Валерий ГОЛУБЕВ. В числе наиболее интересных объектов он назвал, в частности, Южно-Лунское месторождение на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море, а также месторождение Каменномысское-море в акватории Обской губы.
Как сообщал в сентябре Газпром, в ходе проведения геологоразведочных работ на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море в результате бурения поисково-оценочной скважины на Южно-Лунской структуре получен значительный приток газа и конденсата, что свидетельствует об открытии нового месторождения. По словам Валерия Голубева, разведочная скважина на этом месторождении «дала очень хорошие результаты». В свою очередь, член правления Газпрома Всеволод ЧЕРЕПАНОВ, слова которого приводит РИА Новости, осенью сообщал журналистам, что запасы газа Южно-Лунского месторождения, которое относится к категории газоконденсатных, по предварительным данным, составляют от 40 млрд куб. м.
Согласно материалам компании «Газпром добыча Ямбург», месторождение Каменномысское-море, названное так по имени находящегося рядом села Мыс Каменный, открыто в 2000 году. Запасы составляют 535 млрд куб. м природного газа. Установку ледостойкой платформы и монтаж газопроводов планируется осуществить в 2018–2019 годах, промышленная добыча начнется ориентировочно через 6–7 лет. В перспективе несколько месторождений в окрестностях Ямбурга (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Чугорьяхинское, Обское, Парусовое, Северо-Парусовое) будут разрабатываться взаимосвязанным технологическим комплексом с транзитом газа через имеющиеся мощности на Ямбургском месторождении.
Помимо компаний с госучастием, на шельфе России достаточно активно работает ЛУКОЙЛ, осваивающий, в частности, месторождения в Каспийском, Балтийском и Азовском морях.
– Первые крупномасштабные геологоразведочные работы были начаты еще в 1995 году на шельфе Каспийского моря, впоследствии были работы на Балтике, в Азовском море… В Каспийском регионе за 1995–2015 годы открыто 9 месторождений (с учетом долей ЛУКОЙЛа в совместных предприятиях) с запасами 1,1 млрд тонн условного топлива – примерно 50 на 50 по нефти и газу. Также подготовлены перспективные структуры с ресурсами около 500 млн тонн. Накопленная добыча уже составляет 6,5 млн тонн, инвестиции только в геологоразведочные работы – 46 млрд рублей, – рассказал на конференции в Петербурге вице-президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Илья МАНДРИК.
Одним из наиболее успешных проектов он считает разработку месторождения имени Филановского в Каспийском море с объемом инвестиций около 87 млрд рублей. Как напомнил Илья Мандрик, в сентябре на этом месторождении с проектной добычей нефти на уровне 6 млн тонн начата эксплуатация первых двух скважин.
– В сентябре первые скважины запущены в опытную эксплуатацию, идет работа по определению дополнительных возможностей, оптимальному режиму скважин, обкатка технологического оборудования… По сути, первая очередь уже реализована, включая береговые сооружения… Всего в обустройстве этого месторождения было задействовано более 3000 человек и свыше 100 предприятий, – сообщил он, уточнив, что в качестве основных подрядчиков работали российские компании.
Российское оборудование в приоритете
Привлечение отечественных производителей к реализации шельфовых проектов считает необходимым не только ЛУКОЙЛ, но и другие компании, занимающиеся добычей углеводородного сырья. По мнению Валерия Голубева, без производственной кооперации российских предприятий не обойтись, например, при строительстве ледостойкой платформы для месторождения Каменномысское-море.
– Здесь мы предлагаем применить производственную кооперацию между существующими сегодня в России заводами, – говорит он. По его оценке, сооружение подводных комплексов по добыче углеводородного сырья является для газового концерна одним из приоритетных направлений, где нужно активизировать работу в области импортозамещения.
Как рассказал Валерий Голубев, в Газпроме уже сформирована специализированная структура, которая занимается проектами в области импортозамещения с тем, чтобы обеспечить участие российских промышленных предприятий в изготовлении оборудования, необходимого для подводной добычи на шельфе.
– Создано специальное предприятие, которое получило название «Газпром 335». Именно оно и должно быть основным консолидатором по выработке технологических требований, рассмотрению возможностей российских производственных мощностей… В ближайших задачах – формирование перечня критического оборудования, все необходимые технологические карты, меры по минимизации технологических рисков, сценарий глубокой локализации и тому подобное, – сообщил он.
В среднесрочной перспективе, отметил Валерий Голубев, новая структура станет центром компетенций для сопровождения разработки и производства оборудования, а далее будет выполнять функции сервисного обслуживания.
– Таким образом, мы заложили основу для создания промышленного производства в России подводных добычных комплексов. Существующая сегодня в стране производственная база и определенная воля (государства), а также потенциал Газпрома вполне позволяют организовать эту работу, – уверен зампред правления газового концерна.
Федеральные ведомства со своей стороны всячески поддерживают развитие импортозамещения в сфере добычи углеводородного сырья на шельфе.
– Это задачи прикладные, каждодневные, и федеральные органы власти совместно с компаниями будут продолжать их активно решать, – обещает Кирилл Молодцов. По его словам, сегодня выделено более 1,3 млрд рублей на научно-исследовательские работы, которые связаны, в частности, с совершенствованием технологий геологоразведки, а также с оптимизацией систем обеспечения устойчивой разработки месторождений, в том числе и в Арктической зоне. По словам Кирилла Молодцова, на рассмотрении федеральных органов власти также находятся более 20 научно-исследовательских работ, направленных на решение вопросов разработки технологий добычи, обустройства, строительства добычных платформ, строительства судов, которые в нашем понимании в 2017 году могут претендовать на финансирование в объеме более 3 млрд рублей.
Арктика - зона стратегических интересов РФ. Россия заинтересована в Арктике по многим причинам. Одна из главных – материальная. Регион, как считается, содержит 30% мировых неразведанных запасов газа и 13% – нефти (оценка Геологической службы США). Эти ресурсы, помимо прочего, могли бы стать потенциальным источником привлечения инвестиций в российскую экономику.
Проходящий через Арктику Северный морской путь (в 2014 году по нему были перевезены рекордные 4 млн тонн грузов) также заключает в себе экономический потенциал – в том числе для развития северных регионов России.
Нефтяные и газовые месторождения во многих регионах мира находятся в фазе истощения. Арктика же, напротив, остаётся одним из немногих районов планеты, где энергетические компании почти не вели активную добычу. Это связано с тяжёлыми климатическими условиями, которые затрудняли извлечение ресурсов.
В Арктике, между тем сконцентрировано до 25% мировых запасов углеводородов. По оценке геологической службы США, в регионе залегают 90 млрд баррелей нефти, 47,3 трлн куб. м газа и 44 млрд баррелей газового конденсата. Контроль над этими запасами позволит арктическим государствам в будущем обеспечить высокие показатели темпов роста национальных экономик. Более подробно о российских мы уже писали здесь.
Сегодня поговорим о другом — почему добыча нефти в Арктике — это плохая идея. На официальном сайте Гринпис России указываются 10 причин, указывающих на опасность и недальновидность действий со стороны любых стран, заинтересованных в добыче нефти в арктической зоне.
Разберем на примере единственной стационарной нефтяной платформе — «Приразломная», ведущая добычу нефти на российском арктическом шельфе. Первая партия арктической нефти сорта ARCO (Arctic oil) была отгружена в апреле 2014 года, а в сентябре 2014 года на «Приразломной» был добыт миллионный баррель нефти.
Платформа находится в 55 км к северу от посёлка Варандей в Ненецком автономном округе и в 320 км к северо-востоку от города Нарьян-Мар.
Лицензия на Приразломное месторождение принадлежит компании ООО «Газпром нефть шельф» (дочернее общество ОАО «Газпром нефть»). Платформа создана специально для разработки месторождения и осуществляет все необходимые технологические операции - бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры, выработку тепловой и электрической энергии. Уникальность «Приразломной» в том, что впервые в мире добыча углеводородов на арктическом шельфе ведётся со стационарной платформы в сложных условиях дрейфующих ледовых полей. Платформа рассчитана на эксплуатацию в экстремальных природно-климатических условиях, отвечает самым жестким требованиям безопасности и способна выдержать максимальные ледовые нагрузки.
Несмотря на все вышесказанное, и заверения нефтедобывающей компании о максимальной безопасности и способности выдерживать любые нагрузки, Гринпис России, по роду своей деятельности, считает добычу нефти на «Приразломной» опасным занятием.
Итак, что же это за причины:
1. Нефть арктического шельфа слишком дорогая.
Себестоимость добычи нефти на «Приразломной» - 30 долларов за баррель. Это примерно в 3 раза дороже, чем добывать нефть на суше. На страхование экологических рисков «Газпром» - одна из самых преуспевающих компаний в мире - заложил 175 тысяч долларов. Для сравнения авария в Мексиканском заливе обошлась в 41,3 млрд долларов.
2. Убрать нефть в Арктике крайне сложно.
В мире нет эффективных методов уборки нефтепродуктов во льдах. Последний опыт ликвидации аварии был у Норвегии. Но и там, используя самые современные методы, смогли собрать только половину разлившегося мазута.
3. Артика охлаждает климат нашей планеты.
Сжигание нефти провоцирует изменение климата и таяние арктических льдов, а без них солнечная радиация отражается все хуже, и Земля нагревается быстрее.
4. Нефть уже загрязняет Арктику.
Ежегодно российские реки выносят в Северный Ледовитый океан до 500 000 тонн нефтепродуктов, которые образовались, в том числе в результате аварий при добыче и транспортировке нефти.
5. Нефть из Арктики нам не нужна.
Россия первая страна в мире по количеству аварий на трубопроводах. Сначала нам стоит устранить утечки нефти, а затем сосредоточиться на развитии энергоэффективных технологий. Если внедрить их у нас к 2020 году, это поможет сэкономить нефти в 8 раз больше, чем предполагается добывать на платформе «Приразломная».
6. К бурению не готовы.
Первая буровая платформа в Арктике - «Приразломная» принадлежит дочерней компании «Газпрома». Она запущена с большим количеством технических недоработок и без эффективного плана ликвидации аварийных разливов.
7. К аварии не готовы.
В этом плане обозначены также 7 судов для борьбы с разливами. У компании Shell, которая собирается бурить на шельфе Аляски, в распоряжении имеется 9 судов, у Cairn Energy, работавшей в Гренландии, - 14. Для сравнения, чтобы устранить последствия разлива нефти в Мексиканском заливе, было задействовано 6000 судов.
8. Животные страдают от промышленного освоения Арктики.
Даже сейсморазведка нефтяных запасов может вызывать гибель мальков рыб и зоопланктона, патологические болезни у китов и других животных. Разлив нефти на платформе «Приразломная» может привести к массовой гибели тюленей, полярных медведей, птиц и других животных.
9. Запасов нефти хватит на три года.
По информации геологоразведочной службы США, в Арктике сосредоточено до 90 млрд баррелей нефти. Цифра немалая. Однако она обеспечит общемировой спрос на нефть всего на три года.
10. Последствия любой катастрофы будут сказываться десятилетия.
Шторма, туманы и полярная ночь затрудняют любые работы по уборке нефти, значит, ее большая часть неизбежно осядет на дно и останется на берегах. В холоде нефть разлагается дольше. Более 20 лет прошло с момента крупной аварии танкера Эксон Валдис, а на побережье Аляски до сих пор находят нефть.
Авария на «Приразломной»: зона риска
Авария на платформе «Приразломная» может нанести серьезный урон природе - пострадают акватория и побережье Печорского моря, несколько заповедных территорий. Как будет распространяться пятно нефти в случае возможного разлива, зависит от многих факторов: времени года и суток, направления и скорости ветра, ледовой обстановки. По расчетам ученых, в зону риска попадёт огромная площадь: 140 000 квадратных километров акватории Печорского моря (это примерно четыре Байкала!) и свыше 3 000 километров береговой линии. От нефти могут пострадать заповедник «Ненецкий», а также заказники «Вайгач» и «Ненецкий», которые находятся всего в 50-60 км от «Приразломной». Это значит, авария может нанести серьезный ущерб популяциям таких животных, как белуха, морж, гренландский тюлень, белый медведь.
Сценарий возможного разлива
Ученые рассмотрели десятки тысяч возможных сценариев разлива. На этой карте - один из них. Если авария будет крупной (в море попадет 10 000 тонн нефти), то при соответствующем направлении ветра и течений, уже через сутки нефть достигнет острова Долгий. А спустя еще четыре дня на берегу окажется свыше 100 тонн нефти. Западное побережье острова Долгий - часть заповедника «Ненецкий», место обитания моржа, а также множества птиц: малого лебедя, белощекой казарки, гаги-гребенушки, сапсана, орлана-белохвоста, беркута, кречета. Нефтью может быть загрязнено до 40 км побережья. Но никаких средств для спасения животных в аварийном плане оператора «Приразломной» не предусмотрено, а для уборки берега в арсенале компании значится 15 лопат, 15 ведер, 1 кувалда…
А теперь более наглядно: