Cele mai mari câmpuri petroliere de pe platforma continentală. Au fost împărțite fratern resursele Mării Barents? Natura platourilor continentale

Anul trecut 2017 nu a fost un an ușor pentru industria petrolieră rusă. Creșterea producției a stagnat, în general, din cauza scăderii prețurilor globale, a sancțiunilor și a reducerilor în cadrul acordului OPEC+. Totuși, această tendință nu a afectat proiectele offshore, unde volumele de producție au crescut de peste 1,5 ori anul trecut. În plus, ca urmare a explorării geologice, cele mai mari rezerve din Rusia anul trecut au fost descoperite tocmai pe raft. Experții atribuie acest lucru apariției tehnologiilor rusești pentru implementarea proiectelor offshore și prevăd creșterea în continuare a producției în apele rusești.

accelerarea creșterii

Producția de petrol pe raftul rusesc în 2017 a crescut mult mai mult decât era planificat anterior. În septembrie anul trecut, ministrul adjunct al Energiei al Federației Ruse, Kirill Molodtsov, a declarat reporterilor că ministerul se așteaptă la o creștere a producției de petrol pe raftul rusesc în 2017 față de 2016 cu 16,6%, la 26 de milioane de tone, gaze - cu 3,3% , până la 34 miliarde m3. Cu toate acestea, deja la jumătatea lunii decembrie, Ministerul Energiei și-a corectat previziunile și a anunțat că producția de petrol pe raftul rusesc în 2017 va crește cu 61%, la 36 de milioane de tone.

Ministerul Energiei notează că situația a fost afectată pozitiv de utilizarea noilor tehnologii în domeniul producției de petrol și gaze, inclusiv în proiecte offshore. „Din numărul total de tehnologii și există aproximativ 600 dintre ele, peste 300 sunt produse în Rusia. Peste 200 au dezvoltări și analogi rusești, adică au practic o etapă de dezvoltare a proiectului”, a spus Kirill Molodtsov, făcând o prezentare la conferința de petrol și gaze de la Tyumen din toamnă. „Există tehnologii de care suntem foarte încântați și le vom dezvolta în continuare. Sunt sisteme de producție absolut autonome, finalizarea câmpurilor offshore, foraje, posibilitatea de a crea și de a dezvolta proiecte în Arctica”, a menționat viceministrul. Kirill Molodtsov a mai subliniat că sancțiunile impuse Rusiei în 2014 nu au avut un impact negativ atât de puternic asupra producției offshore, așa cum era de așteptat.

„Unele dintre evenimentele care au avut loc în jurul anului 2014 ar fi trebuit să aibă un impact negativ, dar aș dori să subliniez că toate companiile care lucrează la raft atât la proiectele care au fost lansate, cât și la proiectele care sunt luate în considerare în prezent, nu s-au schimbat efectiv. planurile lor ", - a explicat Kirill Molodtsov. El a mai adăugat că companiile continuă să direcționeze fonduri pentru dezvoltarea proiectelor offshore. Astfel, volumul total al investițiilor anul trecut doar în raftul arctic este estimat la 150 de miliarde de ruble.

Noi descoperiri

Este de remarcat faptul că utilizatorii noștri de subsol nu doar au dezvoltat proiecte existente, ci au efectuat și explorări geologice, în urma cărora s-au făcut descoperiri majore. Una dintre cele mai mari descoperiri îi aparține lui Rosneft, care a descoperit rezerve mari de petrol ca urmare a forării puțului Tsentralno-Olginskaya-1 în zona autorizată Khatanga din golful Khatanga din Marea Laptev.

În luna iunie a anului trecut, compania a anunțat că, în urma explorării geologice de pe raftul din Arctica de Est, a forat puțul Tsentralno-Olginskaya-1, din care carotajarea a arătat o saturație mare de petrol. Potrivit datelor sondajului seismic, această zonă poate conține rezerve colosale de petrol, care sunt estimate la 9,5 miliarde de tone.Deja în octombrie, pe baza rezultatelor forării doar a unuia dintre aceste puțuri, Comisia de Rezerve de Stat (GKZ) a pus un câmp petrolier cu rezerve recuperabile de 80,4 milioane tone

După cum se precizează în mesajul lui Rosneft, în urma forării puțului de explorare Tsentralno-Olginskaya-1 de pe coasta peninsulei Khara-Tumus pe raftul golfului Khatanga din Marea Laptev (Arctica de Est), s-a constatat că miezul rezultat a fost saturat cu ulei cu predominanța fracțiilor uleioase ușoare. Pe baza unor studii primare, se poate concluziona că a fost descoperit un nou zăcământ de petrol, al cărui volum potențial de resurse crește pe măsură ce forajul continuă.

Câmpul descoperit de Rosneft în Arctica de Est poate fi cel mai mare și unic de pe raft, a declarat Sergey Donskoy, șeful Ministerului Resurselor Naturale și Ecologiei din Rusia. O altă descoperire majoră în larg îi aparține Gazprom Neft, care a descoperit rezerve de petrol în Marea Okhotsk, la 55 km de coasta părții de nord-est a raftului insulei Sahalin.

Câmpul Ayashskoye, redenumit ulterior Neptun, face parte din proiectul Sakhalin-3. Gazprom Neft se așteaptă ca din rezervele geologice de petrol de 250 de milioane de tone, volumul rezervelor recuperabile să fie de 70-80 de milioane de tone. După cum se precizează în revista corporativă Gazprom Neft, compania intenționează să pregătească o evaluare detaliată a rezervelor până la jumătatea anului. 2018. Pe baza acestor date, se va lua o decizie cu privire la explorarea suplimentară a lui Neptun în 2019. Compania intenționează să înceapă producția de petrol pe câmp în 2025-2026.

pauză Sakhalin

Pauza Sakhalin Majoritatea petrolului de pe raftul rusesc este produs în zona Sakhalin. Anul trecut, conform administrației regionale, producția de petrol din regiune, inclusiv gaze condensate, s-a ridicat la 17,7 milioane de tone, adică cu 1,9% mai puțin decât în 2016. Între timp, producția de gaz a crescut cu 3,2%, până la 30,5 bcm.

Aproape întregul volum de hidrocarburi din Sakhalin este produs în cadrul a două proiecte offshore - Sakhalin-1 (Rosneft deține 20%) și Sakhalin-2 (o participație de control în Gazprom),

Există dezacorduri între acționarii acestor două proiecte de mulți ani cu privire la utilizarea gazelor din zăcămintele Sakhalin-1. Operatorul acestui proiect din Rusia, Exxon Neftegas, încearcă de câțiva ani să negocieze cu Gazprom privind furnizarea de gaze produse în cadrul proiectului către piețele din regiunea Asia-Pacific. Cu toate acestea, Gazprom a insistat mereu asupra aprovizionării cu materii prime pe piața internă, ceea ce nu s-a potrivit pentru acționarii proiectului Sakhalin-1 din cauza prețului scăzut de pe piața internă. Drept urmare, gazul din proiect a fost pompat înapoi în rezervoare, iar Exxon Neftegas în acest timp, conform experților, a primit o pierdere de profit în valoare de 5 miliarde de dolari.

La rândul său, extinderea uzinei GNL din cadrul proiectului Sakhalin-2 prin construcția celei de-a treia etape a fost amânată an de an din cauza lipsei unei baze de resurse.

La sfârșitul anului trecut, ministrul rus al Energiei, Alexander Novak, a declarat într-un interviu pentru ziarul Kommersant că diferențele au fost rezolvate. Părțile au convenit că gazul din proiectul Sakhalin-1 va fi furnizat în etapa a treia a proiectului Sakhalin-2 LNG, în timp ce Gazprom va furniza gaz către Compania de Petrochimie de Est (VNKhK) din Rosneft. La începutul lunii februarie a acestui an, Glavgosexpertiza din Rusia a anunțat că a emis un aviz pozitiv cu privire la documentația de proiectare pentru reconstrucția uzinei de GNL, ca parte a proiectului Sakhalin-2. Reconstrucția este necesară pentru construcția celei de-a treia linii tehnologice a uzinei. O concluzie pozitivă a fost emisă pentru construcția unei a doua instalații de acostare pentru transportul de GNL cu o capacitate de 10.000 m3/oră.

Extinderea părții tehnologice este necesară pentru optimizarea încărcării cu gaz. De asemenea, se vor lucra la construcția unei fortificații de coastă, a unui pasaj superior de apropiere, a unei platforme de descărcare a GNL și a altor facilități de infrastructură.

Rămâne de sperat că problema prețurilor, care de mulți ani a constituit o piatră de poticnire în neînțelegerile dintre acționarii celor mai mari proiecte offshore, de data aceasta să fie rezolvată rapid și această chestiune va fi, în sfârșit, pusă capăt.

Succes pentru LUKOIL

Dreptul de a dezvolta raftul rusesc în 2008 este garantat prin lege pentru companiile de stat cu cinci ani de experiență în domenii offshore. Doar Gazprom, Rosneft și Gazprom Neft îndeplinesc acest criteriu.

LUKOIL este singura companie privată care operează pe raftul rusesc. Cert este că compania a primit dreptul de a dezvolta câmpuri offshore în Marea Caspică chiar înainte de înăsprirea legislației privind condițiile de lucru la raft. În 2000, compania a descoperit o mare provincie de petrol și gaze pe raftul Mării Caspice. Acum au fost descoperite acolo 6 zăcăminte mari și 10 structuri promițătoare.

În această etapă au fost puse în funcțiune două domenii - ele. Yu. Korchagin și ei. V. Filanovski. Acesta din urmă este unul dintre cele mai mari câmpuri petroliere offshore din Rusia, cu rezerve recuperabile de petrol de 129 de milioane de tone și gaze de 30 de miliarde de m3.

Productie industriala pe teren. Filanovsky a început în octombrie 2016 ca urmare a punerii în funcțiune a primei etape de dezvoltare, inclusiv, printre altele, o platformă fixă rezistentă la gheață (LSP). În ianuarie 2018, compania a anunțat că a finalizat construcția și a pus în funcțiune prima sondă ca parte a celei de-a doua etape a dezvoltării câmpului care poartă numele. Filanovski. Ca urmare a punerii în funcțiune a sondei, producția zilnică de petrol la câmp a crescut la 16,8 mii tone.

Președintele LUKOIL Vagit Alekperov a declarat reporterilor că pe teren. Filanovsky, este planificat să producă 5,6-5,8 milioane de tone de petrol în acest an, iar deja în 2019 compania intenționează să atingă producția de ulei de proiectare de 6 milioane de tone și să o păstreze timp de 5 ani. El a mai spus că anul acesta compania intenționează să finalizeze construcția unui bloc conductor pentru a doua etapă a Yu. Korchagin și finalizați construcția celei de-a treia etape a câmpului numit după. Filanovski.

În plus, Vagit Alekperov a spus că deja a fost anunțată o licitație pentru dezvoltarea zăcământului Rakushechnoye, care va fi următorul proiect al companiei în zona Caspică de Nord. Acest câmp este situat în imediata apropiere a câmpului numit după. Filanovski. Datorită acestui fapt, compania intenționează să folosească infrastructura deja construită, ceea ce va reduce timpul și costul dezvoltării câmpului.

Șeful LUKOIL este unul dintre susținătorii consecvenți ai permite companiilor private să dezvolte proiecte offshore, inclusiv cele de pe platoul continental rus. La începutul lunii februarie, în timpul unei întâlniri cu președintele rus Vladimir Putin, Vagit Alekperov a calificat proiectul Caspic drept prioritar și important din punct de vedere strategic pentru companie. El i-a amintit, de asemenea, președintelui rus că LUKOIL dezvoltă zona subsolului East Taimyr, situată în apropierea gurii Khatanga, și a remarcat încă o dată interesul companiei pentru proiectele offshore.

Singurul de pe raftul arctic

Prirazlomnoye este primul și până acum singurul proiect minier care funcționează pe raftul arctic rusesc. Producția de petrol ARCO, operată de Gazprom Neft de pe platforma Prirazlomnaya cu același nume, a crescut într-un ritm accelerat în cursul anului 2017 și a ajuns la 2,6 mmt. pe care compania le-a deținut în toamna anului trecut.

Potrivit serviciului de presă al Gazprom Neft, în 2017 un eveniment marcant pentru proiect a fost creșterea stocului de sonde cu 1 sondă de injecție și 4 de producție. În prezent, la zăcământul Prirazlomnoye au fost puse în funcțiune 13 sonde: 8 puțuri de producție, 4 de injecție și 1 de absorbție. În 2018, este planificată să foreze mai multe puțuri de producție și injecție.

În total, este planificată construirea a 32 de sonde în cadrul proiectului Prirazlomnoye, care va asigura un vârf anual de producție de aproximativ 5 milioane de tone de petrol după 2020. Anul acesta, Gazprom Neft se așteaptă să producă peste 3 milioane de tone pe teren, a declarat Andrey Patrushev, director general adjunct pentru dezvoltarea proiectelor offshore al Gazprom Neft, în cadrul unui discurs la cea de-a 13-a expoziție și conferință.

RAO/CIS Offshore. „Creșterea planificată a volumelor de producție presupune, printre altele, introducerea de noi tehnologii de construcție a puțurilor. Una dintre inovațiile cheie ale proiectului Prirazlomnoye a fost punerea în funcțiune a unui puț multilateral, a cărui tehnologie de construcție face posibilă reducerea volumului lucrărilor de producție și a costurilor de foraj. Astfel, nu numai producția, ci și eficiența financiară a proiectului este crescută ”, a spus Andrey Patrushev, citat pe site-ul Gazprom Neft Shelf.

Amintim că dezvoltarea industrială a domeniului a început în decembrie 2013. O nouă calitate de ulei - ARCO a intrat pentru prima dată pe piața mondială în aprilie 2014.

În total, peste 10 milioane de barili de petrol au fost deja expediați consumatorilor europeni de la începutul dezvoltării câmpului. La sfârșitul anului 2017, producția cumulată se ridica la aproximativ 6 milioane de tone. Potrivit lui Alexander Dyukov, președintele Consiliului de administrație al Gazprom Neft, compania intenționează să producă 4,5 milioane de tone de petrol pe an la Prirazlomnoye în 2019.

Este de remarcat faptul că Gazprom Neft se așteaptă să crească rezervele de petrol din această regiune prin explorări geologice în zonele adiacente Prirazlomnoye. După cum a spus Alexander Novak mai devreme, perspectiva producției la câmpul Prirazlomnoye este de 6,5 milioane de tone pe an.

Potrivit experților, aceasta este o sarcină foarte reală. După cum a raportat Gazprom Neft pe 20 februarie 2017, pentru prima dată s-a făcut o evaluare a resurselor promițătoare ale raftului arctic în zonele licențiate ale companiei. Potrivit lui DeGolyer și MacNaughton, volumele de resurse promițătoare ale raftului arctic s-au ridicat la: petrol - 1,6 miliarde de tone, gaze - 3 trilioane m3.

Vector multidirecțional

Despre perspectivele de dezvoltare a proiectelor offshore, mai ales în Arctica, experții și oficialii vorbesc mult și de bunăvoie. Părerile sunt unanime doar că raftul este potențialul strategic al țării. În toate celelalte privințe, acest subiect provoacă discuții aprinse între participanții de pe piață. Printre problemele cele mai discutate: dacă companiile private trebuie să li se permită să participe la dezvoltare, dacă moratoriul privind eliberarea de noi licențe ar fi ridicat, ce beneficii ar trebui oferite, cum să ocoliți sancțiunile, de unde să obțineți echipamente și ce tehnologii să folosiți.

În același timp, mulți experți sunt de acord că acum nu este cu adevărat cea mai bună perioadă din lume și economie internă pentru revitalizarea activităților offshore. Astfel, ministrul rus al Energiei, Alexander Novak, notează că activitatea de interes în rafturi, observată înainte de 2014, este acum mult mai scăzută, și leagă acest lucru cu o scădere a prețurilor mondiale la hidrocarburi. Comentând planurile de dezvoltare a platformei arctice într-un interviu acordat RT, ministrul a amintit că în prezent avem aproximativ 19 câmpuri descoperite acolo. „Acest lucru sugerează că în viitor, odată cu îmbunătățirea situației pieței, luăm în considerare, desigur, explorarea, forajul și punerea în funcțiune a câmpurilor mai active ca parte a strategiei noastre de dezvoltare energetică”, a spus ministrul și a subliniat încă o dată că Arctica este viitorul producției noastre de petrol și gaze.

Potrivit academicianului Alexei Kontorovich, explorarea activă a apelor arctice rusești va avea loc în 2030-2040. După cum a explicat într-un interviu pentru Reuters, Rusia va putea menține producția actuală de petrol cu rezervele dovedite disponibile până la mijlocul secolului XXI.

Mai mult, sunt necesare noi descoperiri pe raftul Arcticii, care are rezerve bogate de hidrocarburi. Astfel, potrivit specialistului, sarcina principală rămâne dezvoltarea tehnologiilor adecvate până în acest moment.

Orest Kasparov, adjunct al șefului Rosnedra, consideră că, pentru dezvoltarea economică viabilă a raftului arctic, costul petrolului ar trebui să depășească 80 de dolari pe baril. În opinia sa, tocmai din cauza prețului scăzut al petrolului, și nu din cauza sancțiunilor, companiile rusești amână dezvoltarea unor proiecte offshore.

Dezvoltarea dinamică și industrializarea societății moderne duce inevitabil la o creștere intensă a consumului de materii prime hidrocarburi în toate sferele vieții umane. Între timp, în majoritatea regiunilor de petrol și gaze ale continentului, resursele de petrol sunt epuizate, iar posibilitatea dezvoltării ulterioare a zăcămintelor necesită utilizarea unor metode costisitoare de intensificare a producției, care este oportună numai dacă valoarea de piață a resurselor de hidrocarburi este suficient de mare.

Având în vedere influența dominantă a materiilor prime de hidrocarburi asupra dezvoltării statului, în ultimele decenii, țările dezvoltate și-au sporit semnificativ interesul pentru problema dezvoltării resurselor de petrol și gaze pe platoul continental.

platou continental- fundul mării și subsolul zonelor submarine care se extind dincolo de apele teritoriale ale statului care are acces la apele oceanelor, pe toată continuarea naturală a teritoriului terestră al statului până la limita exterioară a marginii subacvatice a continentului sau la o distanță de 200 de mile marine față de liniile de bază de la care se măsoară lățimea apelor teritoriale ale statului, atunci când granița exterioară a marginii submarine a continentului nu se extinde până la o astfel de distanță. În cazurile în care marja continentală se extinde la mai mult de 200 de mile marine de liniile de bază, atunci limita exterioară a platformei continentale nu este mai mult de 350 de mile marine de liniile de bază de la care se măsoară lățimea apelor teritoriale ale statului sau nu. mai mult de 100 de mile marine de la izobata de 2500 de metri.

Suprafața Oceanului Mondial reprezintă 71% din suprafața Pământului, din care 7% se află pe platforma continentală, care conține rezerve potențiale semnificative de hidrocarburi. Platforma continentală, numită platformă continentală, în termeni geologici și topografici, este o continuare a pământului spre mare. Această zonă este situată în jurul continentului și este măsurată de la ape puțin adânci până la o adâncime la care panta de jos crește brusc. Limita de tranziție - marginea platformei continentale este în medie la o adâncime de 200 m. Cu toate acestea, valorile sale pot ajunge la mai mult de 400 sau mai puțin de 130 m. Există cazuri când, de-a lungul lungimii zonă, adâncimile marginii sunt prea diferite și au valori care sunt mult mai mari decât cele tipice pentru raft. Asemenea zone sunt numite „teritori de graniță”.

Profilul platformei continentale în forma solului poate fi reprezentat astfel: în spatele liniei de coastă 1 se află un platou 2, a cărui margine 3 trece în versantul continental 4, coborând brusc în adâncurile mării. În medie, începe de la 120 m și poate continua până la 200 - 3000 m. Abruptul său este în principal de 5 °, maxim - 30 ° (în largul coastei de est a Sri Lanka). În spatele piciorului pantei 5 se află o zonă de sedimentare numită înălțime continentală 6, a cărei pantă este mai mică decât panta 4. Mai departe se află cea mai adâncă parte plată a mării 7.

În urma studiilor asupra platformei continentale, s-a stabilit că lățimea acestuia este de la 0 la 160 km, respectiv, lățimea medie este de 80 km, adâncimea medie a marginii pe întreaga suprafață a globului este de aproximativ 120 m. , iar panta medie este în intervalul de la 1,5 la 2, 0 m pe 1 km de distanță de rafturi de la coasta continentului.

Teoria dezvoltării platformei continentale afirmă că în urmă cu 18 - 20 de mii de ani, ghețarii continentali conțineau mai multă apă decât în prezent, astfel încât nivelul oceanelor lumii era semnificativ mai scăzut decât starea actuală. Platforma continentală modernă în acele vremuri făcea parte din continente. Mai târziu, ca urmare a topirii gheții și, ca urmare, a creșterii nivelului mării, a fost sub apă. În teoria genezei platformei continentale, sunt cunoscute următoarele teorii ale formării platformei:

idei timpurii - rafturi - acestea sunt terase formate ca urmare a eroziunii valurilor;
idei ulterioare - rafturi - un produs al depunerii rocilor sedimentare.

Cu toate acestea, datele studiilor asupra solurilor de raft nu sunt pe deplin de acord cu aceste idei. Este posibil ca în unele zone raftul să se fi format ca urmare a eroziunii, în timp ce în altele să fi fost din cauza depunerii de roci sedimentare. De asemenea, se poate presupune că ambii acești factori i-au influențat simultan originea.

Explorarea și dezvoltarea platformei continentale

Lucrările de prospectare și explorare pentru descoperirea zăcămintelor de hidrocarburi în regiunile de coastă ale Oceanului Mondial, care au fost efectuate în mod regulat de la sfârșitul secolului trecut, indică clar că subsolul platformei continentale are rezerve mari de petrol. și gaze naturale.

La începutul anilor 1980 aproximativ 50 de țări Ponderea producției de petrol s-a ridicat la 21%, sau 631 milioane de tone, și mai mult de 15%, sau 300 miliarde m3, gaz.

La sfârșitul anilor 90 ai secolului XX Explorările de petrol și gaze în zonele platformei continentale au fost efectuate de marea majoritate a celor 120 de țări cu acces la mare și aproximativ 55 de țări zăcăminte de petrol și gaze deja dezvoltate. Ponderea producției de petrol din câmpuri offshore din întreaga lume s-a ridicat la 26%, sau 680 de milioane de tone, și peste 18%, sau 340 miliarde m3, gaz.

Zone mari de producție offshore de petrol și gaze sunt Golful Mexic, Lacul Maracaibo (Venezuela), Marea Nordului și Golful Persic, care reprezintă 75% din producția de petrol și 85% din gaze. Deja la sfârșitul secolului trecut, numărul puțurilor de producție offshore din lume depășea 100 de mii, care extrag petrol de la adâncimi de peste 300 m. Newfoundland (Coasta Canadei).

Se efectuează prospecțiuni profunde și foraje exploratorii în zone de apă:

în ape puțin adânci - din insule artificiale;
la adâncimi maritime de până la 100 m - instalații de foraj plutitoare cu cric (PBU);
la adâncimi maritime de până la 300-600 m - instalații de foraj plutitoare semisubmersibile (SSDR);
la adâncimi mari – de la navele de foraj plutitoare.

Flota de instalații de foraj este în continuă creștere, după cum reiese din datele prezentate în tabelul de mai jos:

Începând cu:	corăbii de foraj	Instalații de foraj cu cric	instalații de foraj semisubmersibile	Instalații de foraj submersibile	barje de foraj	Unități totale	Unitati in constructie
1982	62	330	118	25	24	559	210
1998	74	370	132	28	41	645	300

Mai mult de o treime din toate sondele exploratorii offshore sunt forate pe raftul Americii de Nord (SUA reprezintă 40%), unde au fost deja descoperite peste 300 de zăcăminte și explorarea continuă. Dezvoltarea zonelor se desfășoară la adâncimi din ce în ce mai mari. În prezent, petrolul este extras de la 300 m sau mai mult, pentru care se construiesc baze staționare de platforme din oțel și beton, iar pentru foraj de explorare la adâncimi de apă de până la 900 și 1800 m, instalații de foraj plutitoare semisubmersibile și, respectiv, vase de foraj plutitoare. .

Din 1980, în străinătate au fost forate în medie 3.500-4.000 de sonde offshore pe an, dintre care 500-600 sunt puțuri de explorare, iar restul sunt puțuri de producție. Lucrările de prospectare și explorare se desfășoară la toate latitudinile și sunt cele mai active în Marea Nordului și Mările Barents, raftul Sahalin. Acest lucru se datorează perspectivelor mari pentru potențialul de petrol și gaze ale acestor mari bazine sedimentare, precum și realizărilor științifice și tehnologice în proiectarea și construcția platformelor offshore.

Dezvoltarea rapidă a industriei de petrol și gaze din regiunea Mării Nordului a permis unor țări precum Regatul Unit și Norvegia nu numai să refuze importurile, ci și să exporte cantități semnificative de petrol și gaze către alte țări.

Lucrări de explorare pentru petrol și gaze sunt, de asemenea, efectuate în multe zone ale platformei europene. Pentru țările europene, este de interes descoperirea extinderilor subacvatice ale zăcămintelor mari de gaze, precum Groningen (Olanda) și a unui zăcământ limitat la Valea Po (Italia).

Datorită explorărilor offshore de succes, creșterea rezervelor de petrol și gaze în țările din Africa de Vest și în unele țări de pe coasta Golfului Persic și în sudul Peninsulei Arabice cu 35-50% este asigurată de zăcămintele offshore. Forajul în largul coastei Africii de Vest se efectuează în principal în Nigeria și Gabon.

Astfel, în prezent, Marea Nordului, partea asiatică a zonei platformei Pacificului și Golful Mexic (SUA) continuă să fie principalele zone de foraj offshore în străinătate.

Explorările pentru petrol și gaze se desfășoară, de asemenea, în multe zone din zonele de platformă din Europa, Asia, Australia, precum și pe teritoriul platformei continentale a țării noastre.

Perspective pentru explorarea și producția de hidrocarburi pe rafturile lumii și rusești în revizuirea analitică a „LUKOIL” „Principalele tendințe în dezvoltarea piețelor globale de petrol și gaze până în 2025”.

Vladimir Akramovski

A devenit de multă vreme o tradiție ca o serie de companii petroliere globale să facă publice periodic propriile cercetări și previziuni privind dezvoltarea industriei de petrol și gaze. Anul acesta, pentru prima dată, compania rusă LUKOIL a prezentat publicului larg propria evaluare a tendințelor globale în dezvoltarea piețelor de petrol și gaze. O echipă de analiști de la unul dintre liderii ruși efectuează în mod regulat cercetări în acest domeniu. Anterior, o astfel de revizuire a fost pregătită exclusiv în scopul actualizării strategiei de dezvoltare și al formării programului de investiții al LUKOIL. Astăzi, potrivit analiștilor companiei, întreaga industrie rusă de petrol și gaze trebuie să actualizeze în mod obiectiv strategia de dezvoltare. În revizuirea publicată a tendințelor globale, se acordă o atenție deosebită analizei problemelor stringente ale industriei de petrol și gaze din Rusia. Printre principalele „provocări” pentru țară se numără și o scădere naturală a producției la câmpurile vechi în următorii ani, care poate fi compensată în totalitate printr-un set de măsuri, legate în principal de utilizarea pe scară largă a noilor tehnologii. Pentru Rusia, în condițiile actuale, una dintre „resursele cheie ale creșterii” este activarea explorării și producției de hidrocarburi pe raft, care necesită utilizarea cunoștințelor și tehnologiilor unice.

CONCENTRAȚI-VĂ PE RAFTUL MÂRII ADÂNCI
Tendințele globale sunt de așa natură încât, pe măsură ce rezervele tradiționale de petrol de pe uscat se epuizează, resursele de raft joacă un rol din ce în ce mai proeminent în satisfacerea consumului în creștere. Și dacă descoperirea unor noi zăcăminte gigant nu mai este așteptată pe uscat, atunci perspectivele pentru raft în acest sens sunt foarte promițătoare. Potrivit oamenilor de știință, doar rezervele mondiale de petrol dovedite de pe raft se ridică la 280 de miliarde de barili. În ultimii ani, cele mai multe descoperiri pe uscat au fost în zăcăminte de dimensiuni mici și mijlocii. „În ultimii 20 de ani, numărul descoperirilor majore de pe raft a depășit numărul descoperirilor majore pe uscat, iar producția offshore atinge aproape 30% din totalul mondial”, subliniază recenzia analitică a lui Lukoil.

"Odată cu dezvoltarea tehnologiei, adâncimea câmpurilor maritime dezvoltate este, de asemenea, în creștere. Tehnologiile moderne permit forarea chiar și la adâncimi care depășesc 3.000 m. Aproximativ 27% din producția offshore cade acum pe ape adânci, iar ponderea acesteia va continua să crească", spune recenzia. Accidentul de la platforma Deepwater Horizon din Golful Mexic a forțat multe companii să-și reconsidere abordările pentru asigurarea siguranței forajelor offshore. Ca urmare, măsurile suplimentare de prevenire a situațiilor de urgență duc în mod natural la o creștere a costului producției de hidrocarburi offshore. Povara fiscală ridicată din unele țări, cum ar fi Angola și Nigeria, crește, de asemenea, costurile dezvoltării apelor adânci.

Implementarea unor proiecte offshore complexe implică costuri financiare uriașe. Cu toate acestea, prețurile ridicate ale petrolului vor încuraja astfel de investiții. Potrivit analiștilor LUKOIL, prețul petrolului pentru dezvoltarea profitabilă a rezervelor de apă adâncă ar trebui să fie de la 50 la 90 de dolari, în funcție de adâncimea și regiunea de producție.

Luând în considerare tendințele globale - creșterea populației și motorizarea în Asia, epuizarea bazei tradiționale a resurselor de hidrocarburi, o rată moderată de creștere a producției de petrol în America de Nord și Irak, cheltuielile bugetare mari planificate ale țărilor OPEC și, ca urmare, , limitele producției de către acesta din urmă pentru a menține prețurile la un nivel nu mai mic de 100 USD pe baril - o scădere semnificativă a prețurilor petrolului pe termen mediu este puțin probabilă.

Ultimul deceniu a fost caracterizat de o creștere fără precedent a costurilor de explorare și producție la nivel mondial. Potrivit estimărilor LUKOIL, de la începutul anilor 2000, cheltuielile companiilor pentru explorare, dezvoltare și producție s-au mai mult decât triplat. Cererea în creștere pentru hidrocarburi obligă companiile să dezvolte rezerve neconvenționale din ce în ce mai costisitoare. În special, să desfășoare producția pe raftul de adâncime. În prezent, costul producției profitabile pe zi este de aproximativ 15 milioane de barili - mai mult de 70 de dolari pe baril.

„Cea mai mare creștere a producției va veni din raftul de apă adâncă, rezervoarele cu permeabilitate scăzută din Statele Unite, petrolul greu din Canada și Venezuela”, subliniază recenzia.

În ceea ce privește creșterea producției de gaze, aici, alături de progresul în dezvoltarea resurselor de șist, noile regiuni de producție tradițională de gaze vor juca un rol important până la începutul următorului deceniu. În special, în Europa, „raftul Mediteranei de Est până la începutul următorului deceniu ar putea deveni o nouă sursă globală de GNL. Resursele totale recuperabile ale platoului mediteranean din Israel, Cipru, Liban și Egipt, conform diverselor estimări. , se ridică la câteva trilioane de metri cubi de gaz”.

O creștere semnificativă a producției de petrol, așa cum se arată într-un studiu al LUKOIL, este așteptată după 2015, când vor fi puse în funcțiune noi câmpuri mari.

PROVOCĂRI PENTRU RUSIA
Potrivit Ministerului Energiei al Federației Ruse, rezervele geologice de petrol ale Rusiei se ridică la 74,3 miliarde de tone, iar resursele - 157,1 miliarde de tone. Cu toate acestea, conchide revizuirea LUKOIL, capabilitățile tehnice moderne limitează considerabil potențialul puternic de resurse al țării. Astfel, rezervele recuperabile de pe teritoriul Federației Ruse sunt estimate la 22 de miliarde de tone Evaluarea rezervelor conform clasificării internaționale, care ține cont de economia proiectelor de dezvoltare a câmpului, este de aproximativ două ori mai mică decât cea din Rusia. . Inițierea de către stat a unor stimulente economice suplimentare pentru dezvoltarea domeniilor care sunt în prezent neprofitabile va contribui la formarea rezervelor conform clasificației internaționale.

La majoritatea câmpurilor rusești, există o scădere naturală a producției din cauza epuizării rezervelor. Cea mai mare parte a producției de petrol rusești se desfășoară în câmpurile din Siberia de Vest, unde primele descoperiri majore au fost făcute încă din anii 1960. „...90% din petrolul din Federația Rusă este produs din câmpuri descoperite înainte de 1988 și doar 10% din câmpuri descoperite în anii 1990 și 2000”, notează recenzia. În anii 2000, rata de scădere a producției din stocul de puțuri reportate a crescut semnificativ, atingând un nivel anual de 11%. Explorarea activă și intensificarea producției din 2009 au permis stabilizarea ratei de declin, cu toate acestea, aceste rate sunt încă ridicate.

O anumită dinamică pozitivă a producției, realizată în 2010, a fost în mare parte rezultatul punerii în funcțiune a noi câmpuri. Cea mai mare creștere a producției a venit din câmpurile mari de pe uscat din Siberia de Est - Vankorskoye, Talakanskoye și Verkhnechonskoye. Pentru a depăși pe deplin scăderea naturală a producției, este necesară punerea în funcțiune a 3-4 câmpuri anual, comparabile ca mărime cu câmpul Vankor (aproximativ 500 de milioane de tone), - acesta este rezultatul revizuirii.

Dacă luăm în considerare licitația din 2012 a ultimelor trei zăcăminte mari de petrol nealocate de pe uscat, atunci astăzi putem afirma în sfârșit că în viitor vor fi puse în funcțiune noi zăcăminte mari rusești tocmai la raft.

ARCTICA ESTE O RESURSĂ CHEIE PENTRU CREȘTERE
Posibilitatea de a dezvolta rezerve uriașe de petrol pe uscat la un cost de producție relativ scăzut (comparativ cu proiectele offshore) pentru o lungă perioadă de timp a influențat în mod natural „decalajul” Rusiei în dezvoltarea câmpurilor offshore. Cu toate acestea, astăzi țara este deja obligată obiectiv să se implice mai activ în dezvoltarea raftului. Rezervele inițiale de petrol, conform „Strategiei energetice a Rusiei pentru perioada până în 2025”, au fost deja dezvoltate cu peste 50%, în partea europeană - cu 65%, inclusiv în regiunea Ural-Volga - cu mai mult. peste 70%. Gradul de epuizare a rezervelor de depozite mari dezvoltate activ se apropie de 60%.

„Dezvoltarea raftului arctic poate deveni o sursă semnificativă de creștere a producției pe termen lung”, subliniază recenzia. Până în prezent, resursele totale de hidrocarburi de pe platforma arctică rusă sunt estimate la 76,3 miliarde de tone de combustibil de referință (tep) și pot fi recuperate - la 9,6 miliarde de tone echivalent combustibil. Cea mai mare parte a acestor resurse (aproximativ 70%) se află pe platforma continentală a mărilor Barents, Pechora și Kara.

Explorarea resurselor de hidrocarburi ale platoului continental rus este nesemnificativă și în majoritatea zonelor nu depășește 10%. În același timp, explorarea resurselor de petrol și gaze ale platformei continentale a mărilor Caspice, Barents și Okhotsk depășește 15%. Majoritatea rezervelor dezvoltate sunt gaze naturale.

Reamintim, conform estimărilor prezentate în „Strategia energetică a Rusiei pentru perioada până în 2030”, resursele de gaze prognozate pe platforma continentală a Federației Ruse depășesc 60 de trilioane m 3, din care rezervele explorate de gaze industriale. categoriile A + B + C 1 sunt de aproximativ 7 trilioane. Condițiile dure din Arctica: condiții dificile de gheață, temperaturi scăzute, lipsa infrastructurii - toate acestea necesită utilizarea cunoștințelor și tehnologiilor unice. Dacă forarea puțurilor de explorare într-o perioadă scurtă a verii arctice este o sarcină rezolvabilă, atunci problemele sistemului pentru dezvoltarea lor și producția ulterioară sunt mult mai complexe.

Experiența unică a lucrării lui LUKOIL pe Varandey, pe rafturile Mării Caspice și Baltice, precum și pe platforma străină de adâncime ar putea fi foarte utilă pentru proiectele arctice. Cu toate acestea, legislația actuală limitează accesul companiilor private la dezvoltarea câmpurilor offshore în Rusia. Astăzi, doar companiile de stat au dreptul de a extrage petrol în Arctica rusă.

„Eliminarea acestei restricții ar putea da un impuls suplimentar activităților de explorare din regiune, ar putea promova difuzarea tehnologiei și ar putea răspândi riscurile la un număr mai mare de participanți”, concluzionează analiza analitică.

UNDE ESTE IESIREA?
În timp ce se mențin condițiile actuale de admitere a companiilor să lucreze pe raft, subliniază autorii recenziei, producția pe raftul arctic va fi de aproximativ 12 milioane de tone.

Revizuirea analitică ia în considerare opțiuni pentru dezvoltarea întregii industrii, în timp ce cu tact nu menționează planurile Lukoil în sine. Ce curs va urma majorul rus în strategia sa offshore? Pentru companie, pe baza situației actuale, două căi de ieșire sunt evidente. Primul este să așteptăm schimbări pozitive în legislație. În mod obiectiv, nu este în interesul statului să limiteze numărul companiilor care doresc și sunt capabile să investească în explorarea offshore, iar ulterior să dezvolte aceste noi zăcăminte cât mai curând posibil, implicându-le rapid în cifra de afaceri, aducând impozite către stat și oferirea de noi locuri de muncă.

Dacă acest lucru nu se întâmplă, pentru un jucător atât de important ca LUKOIL, va exista o a doua opțiune - să se concentreze pe noi proiecte străine potențial eficiente pe rafturile de apă adâncă ale Norvegiei, Braziliei, Venezuelei și țărilor din Africa de Vest. Compania este pregătită să implementeze un astfel de scenariu - astăzi este implicată activ în proiecte de explorare pe rafturile din Vietnam, Ghana, Côte d'Ivoire, Norvegia, România, Sierra Leone și Uzbekistan.

Autorii revizuirii subliniază: „Pentru a menține producția durabilă pe termen lung, sunt necesari pași suplimentari pentru reformarea sistemului de impozitare a producției de petrol. În caz contrar, se poate aștepta o scădere a producției începând din 2016–2017”.

Cu toate acestea, experiența trecută indică capacitatea guvernului de a răspunde în mod adecvat la scăderea producției de „aur negru”. „Măsurile oportune de atenuare a sarcinii fiscale au făcut posibilă asigurarea unui nivel stabil de producție după perioada de criză 2008–2009. În special, în 2010–2011, cota taxei la export a fost redusă, s-au acordat beneficii TEP, taxă preferențială la export au fost introduse rate pentru câmpurile din Siberia de Est și platoul nordic al Caspicului, precum și sistemul preferențial 10-10-10 pentru a stimula producția de ulei extra-vâscos”, notează recenzia.

Mai mult, în iulie 2013, președintele Rusiei a semnat o lege care prevede diferențierea cotei taxei de extracție pentru rezervele de petrol greu de recuperat. În conformitate cu legea, guvernul Federației Ruse va avea dreptul de a stabili formule pentru calcularea ratelor taxelor vamale de export pentru un astfel de ulei. A fost stabilită procedura de determinare și aplicare a unui coeficient care caracterizează gradul de complexitate al producției de petrol și epuizarea unui anumit zăcământ de hidrocarburi. În special, pentru producția din zăcămintele productive Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanik, acest coeficient va fi egal cu zero.

Deci, primele modificări legislative progresive în această direcție au fost deja făcute. Acum următoarea în linie este o problemă la fel de importantă - stimularea dezvoltării efective a raftului mărilor rusești.

Pentru ca producția de hidrocarburi offshore să depășească cifrele planificate, companiile de petrol și gaze vor trebui să asigure cooperarea industrială între furnizorii interni de echipamente necesare.

Raftul rusesc are cea mai mare suprafață din lume - peste 6 milioane de metri pătrați. km și conține peste 110 miliarde de tone de resurse de petrol și gaze în ceea ce privește combustibilul convențional. Principalele resurse de hidrocarburi (aproximativ 70%) sunt concentrate în măruntaiele mărilor Barents, Pechora, Kara și Ohotsk. În același timp, gazul și condensul predomină în adâncurile mărilor Barents și Kara, petrolul în Marea Pechora și petrolul și gazul în Marea Okhotsk.

Conform strategiei energetice pe termen lung a Rusiei, până în 2035 producția de petrol pe platforma continentală ar trebui să crească la 50 de milioane de tone față de aproximativ 17 milioane de tone în 2015, inclusiv 30-35 de milioane de tone de petrol arctic.

Ministrul adjunct al Energiei al Federației Ruse, Kirill MOLODTSOV, vorbind la conferința Offshore Marintec Rusia, a declarat că dezvoltarea raftului se realizează în cadrul a 123 de licențe de explorare geologică, explorare și producere de hidrocarburi.

– Toate companiile – Gazprom, Gazprom Neft, Rosneft, LUKOIL – dezvoltă activ zonele de licență existente… În momentul de față ne așteptăm ca în 2016 Rusia să crească producția de petrol cu peste 2,2 milioane de tone și astfel vom depăși rata de creștere a producției medii în Federația Rusă, vom adăuga mai mult de 11% din producție”, spune el.

Dacă discutăm despre platforma arctică ca zonă promițătoare de producție de hidrocarburi, atunci proiectul emblematic este dezvoltarea zăcământului petrolier Prirazlomnoye, situat în Marea Pechora, la 60 km de coastă. Rezervele sale recuperabile sunt de peste 70 de milioane de tone. La zăcământul Prirazlomnoye, un nou grad de petrol, ARCO, este produs de pe o platformă staționară rezistentă la gheață offshore, care a intrat pentru prima dată pe piața mondială în primăvara anului 2014.

– Până în prezent, din Prirazlomnaya au fost transportați peste 17 milioane de barili de petrol, au fost forate 8 sonde (4 de producție, 3 de injecție și 1 de absorbție). Petrolul este livrat cu cisterne de gheață”, spune Sergey MATROSOV, șeful Departamentului pentru Dezvoltarea Afacerilor și Reglementarea Statului de pe raftul Gazprom Neft PJSC. – Avantajele uleiului ARCO în comparație cu alte grade sunt conținutul ridicat de bitum și reziduurile scăzute de cocs. Uleiul este foarte potrivit pentru prelucrarea în profunzime la rafinăriile din nord-vestul Europei.

După cum a remarcat Serghei Matrosov, pe lângă dezvoltarea zăcământului petrolier Prirazlomnoye, portofoliul offshore al Gazprom Neft include trei proiecte în Mările Pechora, Barents și Siberia de Est, aflate în stadiul de explorare. În special, în Marea Pechora, acestea sunt câmpul Dolginskoye la adâncimi de 21–46 m și zona de licență de nord-vest la adâncimi de până la 187 m.

„Le combinăm într-un singur proiect, deoarece ne așteptăm la oportunități largi de sinergie între cele două situri, atât în domeniul explorării geologice, cât și în domeniul dezvoltării, transportului hidrocarburilor și utilizării unei infrastructuri terestre comune.” a explicat un reprezentant al Gazprom Neft.

În Marea Barents, compania operează în zona de licență Kheysovsky cu o suprafață de peste 83.000 mp. km, iar în Marea Siberiei de Est - la situl Severo-Vrangelevsky, care, potrivit Gazprom Neft, are un potențial imens pentru producerea de hidrocarburi.

- Deci, pe suprafața site-ului, care este de 117.000 de metri pătrați. km, volumul resurselor geologice este estimat provizoriu la peste 3 miliarde de tone echivalent petrol. Adâncimea mării variază de la 20 la 90 m, ceea ce face posibilă dotarea câmpului cu nivelul actual de dezvoltare a tehnologiilor relevante”, a spus Serghei Matrosov, adăugând că Gazprom Neft consideră dezvoltarea platformei arctice ca una dintre domenii strategice de activitate.

Geografia producției

Aceleași priorități le urmează și Gazprom, care are astăzi 38 de licențe pentru dreptul de studiu geologic, explorare și producție de hidrocarburi pe raftul rusesc.

– Gazprom consideră dezvoltarea raftului în deplină concordanță cu doctrina maritimă națională, iar interesele urmărite de Rusia sunt pe deplin în concordanță cu sarcinile și obiectivele companiei... Desfășurăm principalele lucrări în Arctica, în regiunea Kamchatka, zona Peninsula Yamal. - Notă ed.), - a declarat Valery GOLUBEV, Vicepreședintele Consiliului de Administrație al Gazprom. Printre cele mai interesante obiecte, el a numit, în special, câmpul Yuzhno-Lunskoye din zona promițătoare Kirinsky a proiectului Sakhalin-3 din Marea Okhotsk, precum și câmpul Kamennomysskoye-Sea din apele din golful Ob.

După cum a raportat Gazprom în septembrie, în cursul explorării geologice în zona prospectivă Kirinsky a proiectului Sakhalin-3 din Marea Okhotsk, forarea unui puț de evaluare la structura Yuzhno-Lunskoye a dus la un flux semnificativ de gaz și condensat, ceea ce indică descoperirea unui nou câmp. Potrivit lui Valery Golubev, o sondă exploratorie în acest domeniu „a dat rezultate foarte bune”. La rândul său, Vsevolod CHEREPANOV, membru al consiliului de administrație al Gazprom, citat de RIA Novosti, a declarat reporterilor în toamnă că rezervele de gaze ale zăcământului Yuzhno-Lunskoye, care aparține categoriei de gaze condensate, conform datelor preliminare, variază de la 40 de miliarde de metri cubi. m.

Potrivit Gazprom dobycha Yamburg, câmpul Kamennomysskoe-Sea, numit după satul din apropiere Cape Kamenny, a fost descoperit în 2000. Rezervele sunt de 535 de miliarde de metri cubi. m de gaze naturale. Instalarea unei platforme rezistente la gheață și instalarea conductelor de gaze este planificată să fie realizată în 2018-2019, iar producția comercială va începe aproximativ în 6-7 ani. În viitor, mai multe câmpuri din vecinătatea orașului Yamburg (Kamennomysskoye-Sea, Severo-Kamennomysskoye, Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye, Antipayutinskoye, Chugoryakhinskoye, Obskoye, Parusovoye, Severo-Parusovoye) vor fi dezvoltate printr-un complex interconectat de tranzit gazos printr-un complex tehnologic interconectat. capacitățile existente la câmpul Yamburgskoye.

Pe lângă companiile cu participare de stat, LUKOIL este destul de activ pe raftul rusesc, dezvoltând, în special, zăcăminte în mările Caspice, Baltice și Azov.

– Prima lucrare de explorare la scară largă a fost începută în 1995 pe raftul Mării Caspice, ulterior au fost lucrări în Marea Baltică, în Marea Azov... În regiunea Caspică au fost descoperite 9 câmpuri în 1995– 2015 (luând în considerare acțiunile LUKOIL în asocierile în participațiune) cu rezerve de 1, 1 miliard de tone de combustibil standard - aproximativ 50 până la 50 pentru petrol și gaze. De asemenea, au fost pregătite structuri prospective cu resurse de circa 500 de milioane de tone. Producția cumulată este deja de 6,5 milioane de tone, doar investițiile în lucrări de explorare se ridică la 46 de miliarde de ruble, - a declarat Ilya MANDRIK, vicepreședintele PJSC LUKOIL, la o conferință la Sankt Petersburg.

El consideră că dezvoltarea câmpului Filanovsky din Marea Caspică este unul dintre cele mai de succes proiecte, cu o investiție de circa 87 de miliarde de ruble. După cum și-a amintit Ilya Mandrik, în septembrie, primele două sonde au fost puse în funcțiune la acest câmp, cu o producție de petrol estimată de 6 milioane de tone.

– În septembrie au fost puse în funcțiune primele sonde, se lucrează la identificarea oportunităților suplimentare, a regimului optim de sondă, a rulării echipamentelor de proces… De fapt, prima etapă a fost deja implementată, inclusiv instalații onshore… În în total, peste 3.000 de oameni și peste 100 de întreprinderi”, a spus el, precizând că firmele rusești au lucrat ca antreprenori principali.

Echipament rusesc prioritar

Nu doar LUKOIL consideră că este necesară implicarea producătorilor autohtoni în implementarea proiectelor offshore, ci și a altor companii implicate în extracția materiilor prime de hidrocarburi. Potrivit lui Valery Golubev, cooperarea industrială între întreprinderile rusești este indispensabilă, de exemplu, în construcția unei platforme rezistente la gheață pentru câmpul Kamennomysskoye-Sea.

„Aici ne propunem să aplicăm cooperarea de producție între fabricile care există astăzi în Rusia”, spune el. Potrivit acestuia, construirea de complexe subacvatice pentru extracția materiilor prime hidrocarburi este unul dintre domeniile prioritare pentru concernul de gaze, unde este necesară intensificarea lucrărilor în domeniul substituirii importurilor.

Potrivit lui Valery Golubev, în Gazprom s-a format deja o structură specializată, care este angajată în proiecte în domeniul înlocuirii importurilor pentru a asigura participarea întreprinderilor industriale ruse la fabricarea echipamentelor necesare producției subacvatice offshore.

- A fost creată o întreprindere specială, care a fost numită Gazprom 335. Acesta ar trebui să fie principalul consolidator în dezvoltarea cerințelor tehnologice, luând în considerare posibilitățile capacităților de producție rusești ... Sarcinile imediate includ formarea unei liste de echipamente critice, toate hărțile tehnologice necesare, măsuri de minimizare a riscurilor tehnologice, o scenariu de localizare profundă și altele asemenea”, a spus el.

Pe termen mediu, a menționat Valery Golubev, noua structură va deveni un centru de competență pentru a sprijini dezvoltarea și producția de echipamente, iar apoi va îndeplini funcțiile de întreținere a serviciului.

– Astfel, am pus bazele pentru crearea producției industriale a complexelor de producție subacvatice în Rusia. Baza de producție existentă astăzi în țară și o anumită voință (a statului), precum și potențialul Gazprom, fac posibilă organizarea acestei lucrări, - este sigur vicepreședintele consiliului de administrație al concernului de gaze.

Departamentele federale, la rândul lor, susțin puternic dezvoltarea substituirii importurilor în domeniul producției de hidrocarburi la raft.

„Aceste sarcini sunt aplicate, de zi cu zi, iar autoritățile federale, împreună cu companiile, vor continua să le rezolve activ”, promite Kirill Molodtsov. Potrivit acestuia, astăzi au fost alocate pentru cercetare și dezvoltare peste 1,3 miliarde de ruble, care sunt legate, în special, de îmbunătățirea tehnologiilor de explorare geologică, precum și de optimizarea sistemelor pentru asigurarea dezvoltării durabile a câmpului, inclusiv în Zona arctică. Potrivit lui Kirill Molodtsov, autoritățile federale au în vedere și peste 20 de proiecte de cercetare care vizează rezolvarea problemelor de dezvoltare a tehnologiilor de producție, dezvoltarea infrastructurii, construcția platformelor de producție, construcția de nave, care, după înțelegerea noastră, în 2017 se pot califica pentru finanțare. în valoare de peste 3 miliarde de ruble.

Implementarea proiectelor de petrol și gaze de adâncime este o sarcină vitală, a cărei soluție va contribui la satisfacerea cererii tot mai mari de resurse energetice din lume.

Peste 27 de milioane de barili de petrol au fost produși pe raftul mondial în 2015, iar ponderea câmpurilor offshore a fost de 29% din producția totală de petrol mondială.

Experții prevăd că dinamica pozitivă va continua, iar ponderea câmpurilor offshore în volumul producției mondiale de petrol va continua să crească. Câmpurile offshore sunt exploatate în 50 de țări din întreaga lume, dar aproape jumătate din toată producția este concentrată în 5 țări lider: Arabia Saudită, Brazilia, Mexic, Norvegia și SUA.

1. Arabia Saudită

Liderul mondial în producția de petrol offshore are mai multe zăcăminte mari de petrol, inclusiv Safaniya (Safaniya - Khafji) cu rezerve de petrol de aproximativ 10,35 miliarde de tone și producție zilnică în regiune de 1,1 - 1,5 milioane de barili pe zi. Mai mult decât peCâmpul Safaniya nu sunt exploatate în niciun câmp offshore din lume.

Compania de stat Saudi Aramco investește masiv pentru a sprijini explorarea și dezvoltarea celor mai noi tehnologii de producție, a căror implementare a fost rezultatul cooperării celor mai recenteCentrul de Cercetare și Dezvoltare (R&DC) și cele mai importante instituții academice de petrol și gaze din întreaga lume.

Următorul gigant petrolier persan a fost câmpul Manifa ( prezentare video a proiectului pe site-ul companiei ), care a ocupat onorabilul loc 5 dintre cele mai mari câmpuri petroliere conform Bloomberg. Dezvoltarea câmpului este realizată de o rețea de 27 de insule artificiale în vrac și cu sprijinul tehnologiei GiGaPOWERS (desen animat despre tehnologia și istoria Saudi Aramco ).

Prezentarea video a proiectului Manifa (Saudi Aramco)

Atașăm un articol din revista Offhore-technology.com:Megaproiectele offshore ale Arabiei Saudite (engleză) pentru o acoperire mai detaliată a problemei.

2. Brazilia

Producția de petrol offshore brazilian în perioada scurtă dintre 2005 și 2015 a înregistrat o creștere de 58%, iar la sfârșitul anului 2015 s-a clasat pe locul al doilea în producția zilnică dintre toate țările lumii. Această creștere se datorează în mare măsură introducerii în dezvoltare a câmpurilor offshore înzone „pre-sare”. e , a cărui introducere va continua să aibă un impact pozitiv asupra producției de petrol de adâncime din țară.

Videoclip despre „zonele pre-sare” din Brazilia (rezervele de petrol pre-sare ale Braziliei)

DIN conform GlobalData , Brazilia intenționează să devină lider în producția de petrol offshore în viitorul apropiat, numărul de proiecte tocmai puse în dezvoltare este uimitor: peste 40 de proiecte vor fi puse în funcțiune până în 2025 (236 sunt planificate a fi puse în funcțiune la nivel mondial). Petroleo Brasileiro S.A (Petrobras - ) conduce și la numărul de proiecte planificate - în total 35 (34 petrol, 1 gaz), spre comparație, urmăritorii Petroleos Mexicanos și Chevron Corporation au 9, respectiv 8 proiecte.

Rezervele braziliene din zona „pre-sare” sunt o bucată delicioasă pentru giganții mondiali de petrol și gaze. Guvernul a încercat să reglementeze cu strictețe dezvoltarea acestora de către corporațiile străine, astfel încât, până în 2016, dezvoltarea zăcămintelor în zona „pre-sare” de pe raft nu a fost permisă fără o participare de 30% a companiei de stat Petrobras, ci o serie de Scandalurile politice și de corupție, combinate cu criza economică atât din țară, cât și din Petrobras în special, au dus la abrogarea legii, făcând Brazilia în centrul știrilor corporative din întreaga lume.(articol RIA NOVOSTI „Brazilia deschide câmpuri petroliere pentru companiile străine”) .

În special, gigantul de petrol și gaze Royal Dutch Shell Ca parte a noii strategii de dezvoltare, intenționează să-și concentreze eforturile pe sectoarele producției de gaze naturale lichefiate și petrol de adâncime. Acumproducția de apă adâncă în Brazilia este de 13% din producția totală a corporației de 1,8 milioane de barili pe zi. Și Shell a devenit al doilea mare producător de hidrocarburi din țară după Petrobras (7,6% din producția totală a Braziliei).

Toate proiectele offshore braziliene în infografic Halliburton.

3. Mexic

În ciuda unei scăderi semnificative a producției offshore (cu 31% între 2005 și 2015), Mexicul deține poziția a treia în clasament cu 2 milioane de barili pe zi, ceea ce reprezintă 7% din producția mondială.

Industria petrolului și gazelor din Mexic a fost naționalizată în mod repetat, dar în 2013, ca urmare a unei serii de reforme, s-a încheiat hegemonia monopolului de stat PEMEX, iar compania a primit o serie de libertăți atât din punct de vedere administrativ, cât și economic. Așadar, pentru prima dată după mult timp, companii străine au participat la licitația pentru 10 zone de licență mexicane: Shell, Chevron, ExxonMobil, BP, Total SA, Repsol, Statoil, Eni, Russian LUKOIL și, bineînțeles, Pemex însuși. .

Particularitatea acestor licitații este că corporațiile se unesc în consorții și aplică în comun pentru zonele licențiate. LUKOIL, la rândul său, a cooperat cu ENI și, spre regretul nostru, a pierdut. Citiți rezultatele licitației în articolul revistei TECHNOBLOG.

Reformele industriei mexicane de petrol și gaze

4. Norvegia

Platforma continentală norvegiană include apele Mării Nordului, Norvegiei și Barents. Principala activitate de petrol și gaze este concentrată pe raftul Mării Nordului, în prezent fiind dezvoltate acolo 60 de zăcăminte de petrol și gaze. Spre comparație, există 16 proiecte active în Marea Norvegiei și doar unul în Marea Barents (Shohvit). Harta completă a câmpurilor raftului norvegian:

În perioada 2005-2010 s-a vorbit că timpul pentru petrolul norvegian se scurge (perioada respectivă a fost marcată de o scădere a producției cu 28%), dar în 2010, datorită utilizării celor mai noi tehnologii și a punerii în funcțiune. a proiectelor noi, producția de petrol din proiectele offshore s-a stabilizat și a constituit 7% din producția mondială (micele creșteri ale producției sunt înlocuite cu mici scăderi).

Producția de gaz, condens, GNL și petrol în Norvegia

S-au făcut investiții uriașe pentru a limita ritmul de scădere a producției, atât în dezvoltarea și căutarea de noi câmpuri, cât și în dezvoltarea celor existente, pentru a crește producția de petrol și a prelungi durata de viață a câmpului. Este de remarcat faptul că investițiile chiar și într-un proiect minor de pe raft pot fi comparabile cu cele mai mari proiecte de pe continent, fonduri uriașe sunt investite în explorare, dezvoltarea câmpului, infrastructura de transport și diverse facilități auxiliare de infrastructură pe uscat.

Investiții în proiecte offshore în Norvegia pe ani