Большой успех российского шельфа

IASV2411

Прошедший 2017 год был непростым для российской нефтянки. Рост добычи в целом остановился из-за падения мировых цен, санкций и сокращения в рамках сделки OPEC+. Однако эта тенденция не коснулась шельфовых проектов, где объемы добычи по итогам прошлого года выросли более чем в 1,5 раза. Кроме того, в результате ГРР самые крупные запасы на территории России в прошлом году были обнаружены именно на шельфе. Специалисты связывают это с появлением российских технологий для реализации шельфовых проектов и прогнозируют дальнейший рост добычи в российской акватории.

 

Ускорение роста

Добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года выросла гораздо больше, чем планировалось ранее. Еще в сентябре прошлого года заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов сообщил журналистам, что в министерстве ожидают роста добычи нефти на шельфе России в 2017 году по сравнению с 2016 годом на 16,6%, до 26 млн т, газа — на 3,3%, до 34 млрд м3. Однако уже в середине декабря Минэнерго скорректировало свои прогнозы и сообщило что добыча нефти на российском шельфе по итогам 2017 года вырастет на 61%, до 36 млн т.

В Минэнерго отмечают, что на ситуацию позитивно повлияло применение новых технологий в сфере нефтегазодобычи, в том числе в офшорных проектах. «Из общего количества технологий, а их насчитывается примерно 600, более 300 производятся в России. Более 200 имеют российские наработки и аналоги, то есть практически имеют стадию разработки проекта», — заявил Кирилл Молодцов, выступая с докладом осенью на Тюменской нефтегазовой конференции. «Есть технологии, которые нас сильно волнуют, и мы будем развивать их дальше. Это абсолютно автономные системы добычи, окончание морских месторождений, забуривание, возможности создания и развития проектов в Арктике», — отметил замминистра. Кирилл Молодцов также указал на то, что введенные против России в 2014 году санкции не оказали такого сильного негативного влияния на добычу на шельфе, как ожидалось.

«Некоторые события, которые произошли примерно в 2014 году, вроде бы должны были отрицательно повлиять, но подчеркну, что все компании, которые работают на шельфе и по проектам, которые были начаты, и по проектам, которые сейчас рассматриваются, фактически свои планы не поменяли», — пояснил Кирилл Молодцов. Он также добавил, что компании продолжают направлять средства на развитие морских проектов. Так, общий объем инвестиций в прошлом году только в шельф Арктики оценивается на уровне 150 млрд рублей.

Новые открытия

Стоит отметить, что наши недропользователи не только развивали уже действующие проекты, но также проводили ГРР, в результате которых были сделаны крупные открытия. Одно из крупнейших открытий принадлежит «Роснефти», которая обнаружила крупные запасы нефти по результатам бурения скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском лицензионном участке в Хатангском заливе моря Лаптевых.

В июне прошлого года компания объявила, что в результате ГРР на шельфе в Восточной Арктике пробурила скважину Центрально-Ольгинская-1, отбор керна из которой показал высокое насыщение нефтью. По данным сейсмической разведки, в этом районе могут залегать колоссальные запасы нефти, которые оцениваются в 9,5 млрд т. Уже в октябре по результатам бурения всего одной этой скважины Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) поставила на баланс государства месторождение нефти с извлекаемыми запасами 80,4 млн т.

Как говорится в сообщении «Роснефти», в результате бурения поисковой скважины Центрально-Ольгинская-1 с берега полуострова Хара-Тумус на шельфе Хатангского залива моря Лаптевых (Восточная Арктика) обнаружено, что полученный керн насыщен нефтью с преобладанием легких маслянистых фракций. На основании первичных исследований можно сделать вывод об открытии нового месторождения нефти, объем ресурсного потенциала которого увеличивается по мере продолжения буровых работ.

Открытое «Роснефтью» в Восточной Арктике месторождение может быть крупнейшим и уникальным на шельфе, заявил глава Министерства природных ресурсов и экологии России Сергей Донской. Еще одно крупное открытие на шельфе принадлежит «Газпром нефти», которая обнаружила нефтяные запасы в Охотском море в 55 км от береговой линии северо-восточной части шельфа острова Сахалин.

Месторождение Аяшское, позднее переименованное в Нептун, является частью проекта «Сахалин-3». «Газпром нефть» рассчитывает, что из геологических запасов нефти в 250 млн т объем извлекаемых запасов составит 70—80 млн т. Как говорится в корпоративном журнале «Газпром нефти», детальную оценку запасов компания планирует подготовить к середине 2018 года. На основании этих данных будет приниматься решение о доразведке Нептуна в 2019 году. Добычу нефти на месторождении компания планирует начать в 2025—2026 годах.

 

Сахалинский излом

Сахалинский излом Основная часть нефти на российском шельфе добывается в районе Сахалина. В прошлом году, согласно данным областной администрации, добыча нефти в регионе, включая газовый конденсат, составила 17,7 млн т, что 1,9% меньше, чем в 2016 году. Между тем добыча газа увеличилась на 3,2%, до 30,5 млрд м3.

Практически весь объем углеводородов на Сахалине добывается в рамках двух шельфовых проектов — «Сахалин-1» («Роснефти» принадлежит 20%) и «Сахалин-2» (контрольный пакет у «Газпрома»),

Между акционерами этих двух проектов много лет существовали разногласия по поводу использования газа с месторождений «Сахалина-1». Оператор этого проекта в России, Exxon Neftegas, несколько лет пытается договориться с «Газпромом» о поставках газа, добываемого в рамках проекта, на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Однако «Газпром» всегда настаивал на поставках сырья на внутренний рынок, что не устраивало акционеров проекта «Сахалин-1» из-за низкой цены на внутреннем рынке. В результате газ с проекта закачивали обратно в пласты, а Exxon Neftegas за это время, по оценке экспертов, получил упущенную выгоду в размере $5 млрд.

В свою очередь, расширение завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» за счет строительства третьей очереди откладывалось год за годом из-за отсутствия ресурсной базы.

В конце прошлого года министр энергетики РФ Александр Новак сообщил в интервью газете «Коммерсантъ», что разногласия удалось урегулировать. Стороны договорились, что газ с проекта «Сахалина-1» будет поступать для третьей очереди СПГ-проекта «Сахалин-2», при этом «Газпром» будет поставлять газ для Восточной нефтехимической компании (ВНХК) «Роснефти». В начале февраля текущего года Главгосэкспертиза России сообщила о выдаче положительного заключения по проектной документации на реконструкцию завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Реконструкция необходима для возведения третьей технологической линии завода. Выдано положительное заключение на строительство второго причального комплекса для отгрузки СПГ мощностью 10 000 м3/час.

Расширение технологической части необходимо для оптимизации погрузки газа. Также будут произведены работы по строительству берегового укрепления, подходной эстакады, платформы отгрузки СПГ и других инфраструктурных объектов.

Остается надеяться, что ценовой вопрос, который много лет являлся камнем преткновения в разногласиях между акционерами двух крупнейший шельфовых проектов, на этот раз будет решен быстро и в этом деле наконец будет поставлена точка.

 

Удача для «ЛУКОЙЛа»

Право осваивать шельф России в 2008 году закреплено законодательно за государственными компаниями с пятилетним опытом работы на морских месторождениях. Этому критерию соответствуют только «Газпром», «Роснефть» и «Газпром нефть».

«ЛУКОЙЛ» — единственная частная компания, которая работает на российском шельфе. Дело в том, что компания получила право на освоение шельфовых месторождений на Каспии еще до ужесточения законодательства по условиям работы на шельфе. В 2000 году компания отрыла на шельфе Каспийского моря крупную нефтегазоносную провинцию. Сейчас там открыто 6 крупных месторождений и 10 перспективных структур.

На данном этапе запущено в эксплуатацию два месторождения — им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. Последнее является одним из крупнейших шельфовых нефтяных месторождений России с извлекаемыми запасами нефти 129 млн т и газа 30 млрд м3.

Промышленная добыча на месторождении им. Филановского началась в октябре 2016 года в результате ввода в эксплуатацию первой очереди обустройства, включающей в том числе ледостойкую стационарную платформу (ЛСП). В январе 2018 года компания сообщила, что завершила строительство и ввела в эксплуатацию первую скважину в рамках второй очереди освоения месторождения им. Филановского. В результате пуска скважины суточная добыча нефти на месторождении увеличена до 16,8 тыс. т.

Президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов сообщил журналистам, что на месторождении им. Филановского в текущем году планируется добыть 5,6—5,8 млн т нефти, а уже в 2019 году компания намерена выйти на проектную добычу нефти в 6 млн т и удерживать ее в течении 5 лет. Он также сказал, что в текущем году компания планирует завершить строительство блок-кондуктора для второй очереди месторождения им. Корчагина и завершить строительство третьей очереди месторождения им. Филановского.

Кроме того, Вагит Алекперов сообщил, что уже объявлен тендер на обустройство месторождения Ракушечное, которое будет следующим проектом компании на Северном Каспии. Это месторождение расположено в непосредственной близости от месторождения им. Филановского. Благодаря этому компания планирует использовать уже построенную инфраструктуру, что позволит сократить время и затраты на обустройство месторождения.

Глава «ЛУКОЙЛа» является одним из последовательных сторонников допуска частных компаний к освоению офшорных проектов, в том числе на российскомконтинентальном шельфе. В начале февраля в ходе встречи с президентом России Владимиром Путиным Вагит Алекперов назвал каспийский проект приоритетным и стратегически важным для компании. Он также напомнил российскому президенту, что «ЛУКОЙЛ» осваивает Восточно-Таймырский участок недр, расположенный близ устья Хатанги, и еще раз отметил заинтересованность компании в шельфовых проектах.

 

Единственный на шельфе Арктики

Приразломное — первый и пока единственный действующий добычной проект на российском арктическом шельфе. Добыча нефти сорта ARCO, которую ведет «Газпром нефть» с одноименной платформы «Приразломная», в течение 2017 года росла ускоренными темпами и достигла 2,6 млн т. «Газпром нефть» сумела сохранить темпы роста, несмотря на техническое перевооружение Приразломного месторождения, которое компания провела осенью прошлого года.

Как рассказали в пресс-службе «Газпром нефти», в 2017 году знаковым событием для проекта стало увеличение фонда скважин на 1 нагнетательную и 4 добывающие скважины. В настоящее время на Приразломном месторождении введены в эксплуатацию 13 скважин: 8 добывающих, 4 нагнетательные и 1 поглощающая. В 2018 году планируется пробурить еще несколько добывающих и нагнетательных скважин.

Всего в рамках проекта «Приразломное» планируется строительство 32 скважин, что обеспечит после 2020 года пиковую годовую добычу около 5 млн т нефти. В текущем году «Газпром нефть» рассчитывает добыть на месторождении более 3 млн т, сказал заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрей Патрушев в ходе выступления на 13-й выставке и конференции

RAO/CIS Offshore. «Плановое наращивание объемов добычи подразумевает в том числе внедрение новых технологий строительства скважин. Одной из ключевых инноваций в проекте «Приразломное» стал ввод в эксплуатацию многозабойной скважины, технология строительства которой позволяет уменьшить объемы производственных работ и расходов на бурение. Таким образом, повышается не только производственная, но и финансовая эффективность проекта», — приводятся слова Андрея Патрушева на сайте компании «Газпром нефть шельф».

Напомним, что промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 года. Новый сорт нефти — ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года.

Всего с начала разработки месторождения европейским потребителям отгружено уже более 10 млн баррелей нефти. Накопленная добыча по состоянию на конец 2017 года составила порядка 6 млн т. Как говорил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков, уже в 2019 году компания планирует добывать на Приразломном 4,5 млн т нефти в год.

Стоит отметить, что «Газпром нефть» рассчитывает прирастить запасы нефти в этом регионе за счет геологоразведки на соседних с Приразломным площадях. Как сообщил ранее Александр Новак, перспектива добычи на Приразломном месторождении составляет 6,5 млн т в год.

По оценкам экспертов это вполне реальная задача. Как сообщила «Газпром нефть» 20 февраля, в 2017 году впервые была проведена оценка перспективных ресурсов Арктического шельфа на лицензионных участках компании. По оценке DeGolyer and MacNaughton объемы перспективных ресурсов Арктического шельфа составили: нефти – 1,6 млрд т, газа – 3 трлн м3.

 

Разнонаправленный вектор

О перспективах разработки шельфовых проектов, особенно арктических, эксперты и чиновники говорят много и охотно. Мнения едины только в том, что шельф — это стратегический потенциал страны. Во всем остальном эта тема вызывает острые дискуссии среди участников рынка. В числе самых обсуждаемых вопросов: нужно ли допускать частные компании к участию в разработке, стоит ли отменять мораторий на выдачу новых лицензий, какие предоставлять льготы, как обходить санкции, где брать оборудование и какие применять технологии.

В то же время многие эксперты сходятся во мнении, что сейчас действительно не лучший период в мировой и отечественной экономике для активизации деятельности на шельфе. Так, министр энергетики РФ Александр Новак отмечает, что активность интереса к шельфам, наблюдавшаяся до 2014 года, сейчас намного ниже, и связывает это со снижением мировых цен на углеводороды. Комментируя в интервью телеканалу RT планы по освоению шельфа Арктики, министр напомнил, что у нас на сегодняшний день там около 19 открытых месторождений. «Это говорит о том, что в будущем при улучшении конъюнктуры мы, безусловно, рассматриваем в рамках нашей стратегии развития энергетики более активное исследование, бурение, ввод в эксплуатацию месторождений», — сказал министр и еще раз подчеркнул, что Арктика — это будущее нашей нефтедобычи и газодобычи.

По мнению академика Алексея Конторовича, активная геологоразведка российской арктической акватории будет проходить в 2030—2040 годах. Как он пояснил в интервью агентству Reuters, Россия сможет поддерживать текущую нефтедобычу с имеющимися разведанными запасами до середины XXI века.

Далее нужны новые открытия на шельфе Арктики, которая обладает богатыми запасами углеводородов. Таким образом, по мнению специалиста, главной задачей остается разработка к этому времени соответствующих технологий.

Заместитель руководителя Роснедр Орест Каспаров считает, что для экономически целесообразной разработки шельфа Арктики стоимость нефти должна превышать $80 за баррель. По его мнению, именно из-за низких цен на нефть, а не из-за санкций российские компании откладывают развитие некоторых шельфовых проектов.

Автор: Елена Забелло, Offshore Russia

Offshore Russia февраль 2018



Print This Post Print This Post
©2018 Pro-arctic.ru