Rafturile mărilor unde are loc producția de petrol. Producția de petrol offshore. Unde sunt necesari „păianjenii minieri”?

Perspectivele de explorare și producție 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

© „LUKOIL”

A fost de multă vreme o tradiție pentru un număr de mari petrolieri mondiali să își facă periodic propriile cercetări și previziuni pentru dezvoltarea industriei de petrol și gaze la dispoziția publicului. 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 își actualizeze în mod obiectiv strategia de dezvoltare. Într-o revizuire publicată a tendințelor globale Atentie speciala este dedicat analizei problemelor presante ale industriei ruse de petrol și gaze. Printre principalele „provocări” pentru țară se numără scăderea naturală a producției la câmpurile vechi în următorii ani, care poate fi pe deplin compensată printr-un set de măsuri, legate în principal de utilizarea pe scară largă a noilor tehnologii. Pentru Rusia, în condițiile actuale, una dintre „resursele de creștere” cheie este intensificarea explorării și producției de hidrocarburi pe raft, care necesită utilizarea cunoștințelor și tehnologiilor unice.

CONCENTRAȚI-VĂ PE RAPTUL DE APĂ ADĂNCI
Tendințele globale sunt de așa natură încât, pe măsură ce rezervele tradiționale de petrol onshore sunt epuizate, resursele offshore joacă un rol din ce în ce mai important în asigurarea 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. Oamenii de știință estimează că doar rezervele dovedite de petrol din larg se ridică la 280 de miliarde de barili. ÎN anul trecut Cele mai multe descoperiri pe uscat sunt în zăcăminte de dimensiuni mici și mijlocii. „În ultimii 20 de ani, numărul descoperirilor mari de pe raft a depășit numărul descoperirilor mari pe uscat, iar producția din câmpurile offshore atinge aproape 30% din totalul global”, subliniază LUKOIL în revizuirea sa analitică.

„Odată cu dezvoltarea tehnologiei, crește și adâncimea câmpurilor de raft dezvoltate. Tehnologii moderne permite forarea chiar și la adâncimi care depășesc 3000 m. Aproximativ 27% din producția offshore are loc acum în ape adânci, iar ponderea acesteia va continua să crească”, spune recenzia Accidentul de pe platforma Deepwater Horizon din Golful Mexic reconsidera abordările lor pentru asigurarea siguranței în timpul forajului pe raft. Prin urmare, măsurile suplimentare pentru prevenirea situațiilor de urgență duc în mod natural la o creștere a costului producției de hidrocarburi în larg contribuie la creșterea costurilor dezvoltării în ape adânci.

Implementarea unor proiecte offshore complexe implică costuri financiare uriașe. În același timp, prețul ridicat al petrolului va stimula astfel de investiții. Potrivit analiștilor LUKOIL, prețul petrolului pentru dezvoltarea profitabilă a rezervelor de adâncime 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 de resurse de hidrocarburi, rata moderată de creștere a producției de petrol în America de Nordși Irak, cheltuielile bugetare mari planificate ale țărilor OPEC și, în consecință, restricțiile acestora din urmă asupra volumelor de producție pentru a menține prețurile la un nivel de cel puțin 100 USD pe baril - o scădere semnificativă a prețului petrolului pe termen mediu este puțin probabilă.

Ultimul deceniu a fost caracterizat de creșteri fără precedent ale costurilor globale de explorare și producție. Potrivit estimărilor LUKOIL, de la începutul anilor 2000, costurile companiei pentru explorarea, dezvoltarea și producția geologică s-au triplat cu mult. Cererea în creștere pentru hidrocarburi obligă companiile să dezvolte rezerve neconvenționale din ce în ce mai scumpe. În special, pentru a desfășura 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 de la 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 major până la începutul următorului deceniu. În special, în Europa, „platul mediteranean de est ar putea deveni o nouă sursă globală de GNL până la începutul următorului deceniu. la câteva trilioane de metri cubi de gaz.”

O creștere semnificativă a producției de petrol, așa cum se arată în studiul LUKOIL, este așteptată după 2015, când noi depozite mari.

PROVOCĂRI PENTRU RUSIA
Potrivit Ministerului Energiei al Federației Ruse, rezervele geologice de petrol din Rusia se ridică la 74,3 miliarde de tone, iar resursele – 157,1 miliarde de tone. Cu toate acestea, așa cum este rezumat în revizuirea LUKOIL, capabilitățile tehnice moderne limitează semnificativ 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 guvern a unor stimulente economice suplimentare pentru dezvoltarea zăcămintelor care în prezent sunt neprofitabile va contribui la creșterea 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 materialul rulant de sonde a crescut semnificativ, atingând un nivel anual de 11%. Explorarea geologică activă și intensificarea producției, începând din 2009, au făcut posibilă stabilizarea ritmului de declin, cu toate acestea, aceste rate rămân în continuare ridicate.

Dinamica pozitivă sigură a producției realizată în 2010 a fost în mare parte o consecință a punerii în funcțiune a noi câmpuri. Cea mai mare creștere a producției a avut loc pe câmpurile mari de pe uscat din Siberia de Est - Vankorskoye, Talakanskoye și Verkhnechonskoye. Pentru a depăși pe deplin scăderea naturală a producției, este necesar să se pună în funcțiune anual 3-4 câmpuri comparabile ca dimensiuni cu Vankor (aproximativ 500 de milioane de tone), aceasta este concluzia revizuirii.

Dacă luăm în considerare vânzarea la licitație în 2012 a ultimelor trei zăcăminte mari de petrol nealocate pe uscat, atunci astăzi putem afirma în sfârșit că în viitor vor fi introduse noi câmpuri mari rusești pe 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 forțată în mod 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 epuizate cu peste 50%, în partea europeană - cu 65%, inclusiv în regiunea Ural-Volga - cu mai mult de 70%. Gradul de epuizare a rezervelor din câmpurile 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 echivalent combustibil (tep), iar cele recuperabile - la 9,6 miliarde tep. t. Cea mai mare parte a acestor resurse (aproximativ 70%) se află pe platforma continentală a mărilor Barents, Pechora și Kara.

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

Să reamintim că, 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 de m3, din care rezervele dovedite de sold de gaze industriale. categoriile A+B+C 1 sunt de aproximativ 7 trilioane. Condițiile dure ale Arcticii: condiții dificile de gheață, temperaturi scăzute, lipsa infrastructurii - toate acestea necesită utilizarea unor cunoștințe și tehnologii unice. Dacă forarea puțurilor de explorare într-o perioadă scurtă a verii arctice este o sarcină rezolvabilă, atunci problemele sistemului pentru amenajarea lor și producția ulterioară sunt mult mai complexe.

Experiența unică a LUKOIL în Varandey, pe rafturile Caspice și Baltice, precum și pe rafturile străine de apă adâncă ar putea fi foarte utilă pentru proiectele arctice. Cu toate acestea, legislația actuală restricționează 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 oferi un impuls suplimentar activităților de explorare din regiune, ar putea facilita răspândirea tehnologiei și, de asemenea, ar putea distribui riscurile între un număr mai mare de participanți”, rezumă analiza analitică.

UNDE ESTE IESIREA?
La salvare condițiile actuale Odată ce companiilor li se permite să lucreze pe raft, subliniază autorii recenziei, producția pe raftul arctic va fi de aproximativ 12 milioane de tone.

Revizuirea analitică examinează opțiunile de dezvoltare a întregii industrii, în timp ce nu menționează cu tact planurile LUKOIL în sine. Ce curs va urma majorul rus în strategia sa offshore? Pentru companie, pe baza situației actuale, două opțiuni sunt evidente. Primul este să așteptăm schimbări pozitive în legislație. Obiectiv, nu este în interesul statului să limiteze numărul companiilor care doresc și pot investi bani în explorarea geologică pe raft, iar ulterior în cât mai repede posibil dezvoltarea acestor noi zăcăminte, aducându-le rapid în producție, aducând impozite către stat și oferind noi locuri de muncă.

Dacă acest lucru nu se întâmplă, pentru un jucător atât de mare precum LUKOIL, a doua opțiune va rămâne - 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 geologică pe rafturile din Vietnam, Ghana, Coasta de Fildeș, Norvegia, România, Sierra Leone și Uzbekistan.

Autorii revizuirii subliniază: „Pentru a menține o producție 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”.

In orice caz, experiență din trecut 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 din 2008–2009 În special, în 2010–2011, a fost redusă cota taxei la export, au fost oferite beneficii fiscale pentru extracția minerală. Au fost introduse taxe preferențiale la export pentru câmpurile din Siberia de Est și platoul nordic al Caspicului, precum și sistemul preferențial „10-10-10” pentru a stimula producția de ulei ultravâscos”, notează recenzia.

Mai mult, în iulie 2013, președintele Rusiei a semnat o lege care prevede diferențierea cotei impozitului pe producție pentru rezervele de petrol greu de recuperat. În conformitate cu legea, guvernul Federației Ruse va avea dreptul de a stabili formule pentru calcularea ratelor de export taxe vamale pentru ulei similar. S-a stabilit o procedură pentru determinarea și aplicarea 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, primul progresist modificări legislative au fost deja făcute în această direcție. Acum vine o problemă la fel de importantă - stimularea dezvoltare eficientă raftul mărilor rusești.

Norvegienii au anunțat descoperirea unor mari rezerve de petrol și gaze, care au ajuns la fundul secțiunii Barents transferate în Rusia. Amărilor. Norvegienii își frecă mâinile de bucurie în timp ce mass-media rusă face analogii cu under teritoriile ruse ocupate anterior, pe care au fost descoperite ulterior resurse serioase. Dar, în realitate, nu totul este atât de simplu...

După acordul din 2010, ceva foarte bun s-a întâmplat cu Norvegia. Nivelul de dependență al bunăstării țării de volumele exporturilor de petrol și gaze este foarte asemănător cu Rusia. Cu toate acestea, câmpurile de mult exploatate ale Mării Nordului fuseseră deja epuizate, iar Norvegia aluneca încet și sigur într-un viitor plictisitor și sărac.

„Rezultatele prezentate astăzi demonstrează că sud-estul Marea Barents„Cea mai interesantă zonă nouă de pe platforma continentală norvegiană”, a declarat fericit Geir Seljeseth, manager de comunicații la Asociația Norvegiană a Petrolului, pentru BarentsObserver.

Aceste rezerve ajută foarte mult Norvegia. Producția de petrol din țară este în scădere de câțiva ani. Vârful producției de petrol din Norvegia a fost depășit în anul 2000, când s-a ridicat la 3,12 milioane de barili pe zi. Până în 2007, producția zilnică de petrol pe platoul continental norvegian a scăzut la cel mai scăzut nivel din 1994, 2,6 milioane de barili. La sfârșitul anului 2012, era mai puțin de jumătate din acest nivel - 1,53 milioane de barili pe zi. Situația cu gazul este puțin mai bună. Anul trecut, producția a crescut cu 12%, la 1,94 milioane de barili echivalent petrol. Dar acum norvegienii au planuri uriașe.

După doi ani de sondare seismică a teritoriului rezultat, norvegienii au constatat că rezervele recuperabile de hidrocarburi se ridicau la aproximativ 1,9 miliarde de barili echivalent petrol – o creștere bună, având în vedere că rezervele de petrol din Norvegia sunt estimate la 8,5 miliarde de barili. A treia țară exportatoare de petrol din lume, după Rusia și Arabia Saudită, are doar 0,7% din rezervele mondiale (locul 18 în lume). Rezervele de gaze din țară sunt estimate la 2,5 miliarde de metri cubi. m (1,2 la sută din rezervele mondiale, locul 13).

fundal

Principalele acorduri privind statutul acestor zone ale mării într-un fel sau altul includ luarea în considerare a problemei din jurul arhipelagului Spitsbergen. Conform acordului din 1872, dreptul la Spitsbergen a fost atribuit simultan Rusiei și Suediei, care la acea vreme includeau Norvegia. Dar în timpul Războiului Civil Rus, în februarie 1920, opt state (SUA, Danemarca, Franța, Italia, Japonia, Țările de Jos, Marea Britanie și Suedia), fără a ține cont de opinia Rusiei, pe care aceste țări o jefuiseră cu succes, au transferat suveranitatea asupra Spitsbergen către Norvegia.

Cadoul a fost superb... dar cu o captură. Norvegia a primit dreptul doar la pământ. Marea din jurul Spitsbergen și platforma continentală au rămas o zonă liberă.

În plus, conform acordului, au fost stabilite condiții favorabile pentru CTN străine în cazul în care într-o zi s-ar dezvolta ceva în acest domeniu: taxă la export pe Svalbard nu trebuie să depășească un procent din cost maxim a exportat minerale în limita a 100 de mii de tone. Și dacă volumul de export este și mai mare, atunci ar trebui să funcționeze un factor de reducere. În general, Norvegia însăși nu a primit nimic dintr-un astfel de cadou.

În anii 1930, URSS a aderat la acordul din 1920 cu dreptul de a desfășura activități economice pe insulă. Deși am considerat actul de 20 ca fiind discriminatoriu pentru mine. În 1926, Moscova a determinat limitele posesiunilor maritime din această zonă folosind principiul diviziunii sectoriale. Destinaţiile finale au fost Polul Nord şi punct extrem frontieră terestră, între care s-a trasat o linie dreaptă care împarte zona apei. În același timp, norvegienii au folosit o distincție de linie mediană între posesiunile insulare ale celor două țări. Rezultatul a fost o zonă disputată cu o suprafață de aproximativ 155 de mii de kilometri pătrați. O bucată mai mare decât toate exploatațiile maritime ale Norvegiei din Marea Nordului.

În ciuda faptului că Acordul din 1920 nu permite Norvegiei să considere apele din jurul arhipelagului ca pe propriul său teritoriu, Oslo demonstrează prin toate mijloacele și prin acte naționale locale că este propriul teritoriu. Astfel, Norvegia denunta practic tratatul din 1920. Unele prevederi semnate de Rusia în 2010 sunt, de asemenea, destul de ambigue. De exemplu, în articolul 2, partea rusă renunță la „orice drept suveran sau jurisdicție” a Federației Ruse de cealaltă parte a liniei de demarcație, unde se află Spitsbergen.

Problema juridică este că, dorind mai mult și refuzând acordul din 1920, Norvegia renunță și la suveranitatea asupra Spitsbergen, deoarece acesta este singurul acord în baza căruia Oslo poate conta pe jurisdicția sa deplină asupra insulei. Astfel, situația se întoarce la acordul din 1872, când statutul Spitsbergen a fost determinat de doar două state - Rusia și Suedia-Norvegia. Deși Moscova nu a prezentat încă public argumente de acest fel, implementarea Strategiei pentru prezența Rusiei în arhipelagul Spitsbergen până în 2020 va fi orientativă.

A împărțit raftul

Spre deosebire de asocierea vie și, prin urmare, comună cu celebrul erou a uneia dintre comediile populare preferate, acordul de a transfera teritoriul de apă către norvegieni nu seamănă cu transferul „volost-ului Kemskaya”, apropo, acelorași suedezi. ... Ambele țări au împărțit inițial raftul și bogăția subterană. Și Moscova știa că există rezerve de hidrocarburi în această zonă. Explorările seismice sovietice au raportat în mod regulat rezervele disponibile, deși nu existau date exacte. Cu toate acestea, teritoriul nu a fost delimitat și niciuna dintre părți nu a putut dezvolta cu calm producția în acest sector.

Nu este o coincidență că cea mai mare parte a acordului este dedicată hidrocarburilor și este descris în detaliu modul în care părțile vor folosi în comun câmpurile care sunt situate de ambele părți ale liniei de demarcație. O astfel de atenție sugerează că liniile de demarcație condiționată au fost trase ținând cont de împărțirea conștientă a câmpurilor existente în sectoarele rus și norvegian, pentru a organiza apoi producția în comun, care face obiectul majorității acordului.

Acordul dintre părți stabilește în mod direct principiul că câmpul traversat de linia de demarcație nu poate fi exploatat decât în ​​comun și ca un întreg. Această abordare va face posibilă soluționarea în avans și eficient a eventualelor dezacorduri privind distribuția resurselor de hidrocarburi. Exploatarea oricărui zăcământ de hidrocarburi care se extinde pe platforma continentală a celeilalte părți nu poate fi începută decât în ​​conformitate cu prevederile Acordului de Asociere, se precizează în tratat.

Ce fel de acord de unificare este acesta, se poate doar ghici. De fapt, voluminosul apendice numărul doi la acordul semnat este tocmai partea pentru care totul a fost început. Rusia a început cursa arctică în 2007, când un steag a fost plantat pe fundul mării de sub Polul Nord. Acest lucru a determinat o serie de țări cu acces la Arctica să manifeste activitate și interes pentru ținuturile arctice, unde sunt ascunse zăcăminte de hidrocarburi inaccesibile și aparent gigantice.

Printre aceștia s-a numărat și Norvegia, cu care Rusia a avut o dispută teritorială care durează de mult. În 2010, Rusia a cedat Norvegiei o parte din teritoriul disputat din Marea Barents, primind în schimb absența obstacolelor de la norvegieni în realizarea Nord Stream și înlăturând disputa teritorială de pe ordinea de zi.

În 2012, cele mai mari companii producătoare de petrol din ambele țări, cu o pondere predominantă a participării statului, au semnat acorduri de lucru în comun. În mai 2012, Rosneft și companiile au convenit să lucreze împreună pe raftul Mărilor Barents și Okhotsk și ambele teritoriul rusesc, și pe raftul norvegian. Nivelul participării Rusiei la producția pe teritoriul transferat norvegienilor va fi cel mai de încredere indicator al eficacității acestui acord pentru partea rusă. În acest caz, acordul dintre Federația Rusă și Norvegia va semăna cu un acord între vecini de împărțire a rezervelor existente între doi.

Care sunt principalele? personaje acordurile din 1920? Este puțin probabil ca aceștia să fie mulțumiți de modul în care Oslo și Moscova i-au împins deoparte cu propriul lor acord bilateral. Se dovedește că sunt deja în afaceri și par să fie de acord cu termenii propuși și anularea liniștită a acordului din 1920.

Partenerii lui Rosneft în activitatea offshore sunt Exxon Mobil (SUA), ENI (Italia) și același norvegian Statoil, care lucrează și cu Exxon Mobil. În schimb, partenerii străini plătesc pentru explorarea geologică și oferă lui Rosneft posibilitatea de a cumpăra o participație în proiectele lor străine. În ceea ce privește britanicii, în toamna lui 2012, Rosneft și BP au convenit să cumpere acțiunile acestuia din urmă la TNK-BP. În plus, compania britanică va primi două locuri în consiliul de administrație al Rosneft din nouă.

Oslo despre petrol, Moscova despre Spitsbergen

O anumită sincronicitate în acțiunile guvernelor celor două țări sugerează că părțile se mișcă încă în cadrul unui singur plan. Pe 27 februarie, Direcția Petrolului din Norvegia a prezentat date optimiste cu privire la rezervele de petrol și gaze din noile teritorii, menționând, de altfel, că la începutul lunii martie, vicepremierul Dvorkovich a prezidat o ședință a comisiei guvernamentale pentru asigurarea prezenței Rusiei în Spitsbergen. arhipelag. Rusia intenționează să creeze un centru științific multifuncțional pe insulă și să extragă minerale, așa cum este planificat de Strategia pentru prezența Rusiei în arhipelagul Spitsbergen până în 2020.

Ministerul Transporturilor, Rosmorrechflot, Rostourism și Arktikugol State Trust au primit instrucțiuni să pregătească un raport până în aprilie 2013 privind dezvoltarea sistemului de transport și asigurarea unei navigații sigure în zona Spitsbergen.

Recent, problema epuizării rapide a rezervelor de hidrocarburi a devenit din ce în ce mai acută în lume. Pentru Rusia, perspectiva epuizării chiar și a rezervelor continentale este o chestiune de viitor îndepărtat: multe câmpuri sunt dezvoltate cu jumătate de inimă, iar lucrările la unele (de exemplu, Kovykta în regiunea Irkutsk) nu au început cu adevărat. Dar tendințele globale sunt de așa natură încât producția de petrol și gaze de pe continent se deplasează din ce în ce mai mult la raft. Rusia nu este cu siguranță un lider în această industrie: doar aproximativ 3% din petrolul rusesc este produs de la raft.

Raftul arctic s-a dovedit a fi literalmente încărcat cu hidrocarburi. Până la sfârșitul anului 2002, 15 zăcăminte de petrol și gaze au fost descoperite în mările Barents, Kara și Pechora, precum și în zona Ob Bay. După clasa de mărime, trei depozite sunt clasificate ca unice, nouă sunt clasificate ca mari, două sunt clasificate ca mijlocii și unul este clasificat ca mic. Potrivit estimărilor actuale, până la 80% din rezervele potențiale de hidrocarburi ale Rusiei sunt concentrate pe platforma arctică.

Mai devreme sau mai târziu, țara se va confrunta cu problema extragerii „rezervei de urgență” - petrol de pe raftul arctic, care este foarte, foarte greu de accesat. În Rusia acum nu există nici tehnologia necesară, nici echipament special pentru gheață, nici bani pentru dezvoltarea de noi depozite de raft. În nord nu există practic infrastructură: rețele electrice, căi ferate, aerodromuri.

Unele dintre aceste probleme, de exemplu, lipsa transportului și a infrastructurii, se confruntă și cu proiecte continentale, aceeași Kovykta, a căror dezvoltare a fost limitată, printre altele, de lipsa transportului, și Timan-Pechora, care este nefiind dezvoltată nici măcar la jumătate din capacitate, din nou din cauza lipsei capacității de transport.

Cu toate acestea, companiile sunt dornice să dezvolte zăcăminte arctice și, în primul rând, cele mai bogate dintre ele - Prirazlomnoye și Shtokmanovskoye - din regiunea Murmansk. Dar aceste zăcăminte sunt și cele mai greu de dezvoltat.

Rusia are deja o experiență negativă de a lucra la raft în condiții climatice dificile - pe Sahalin, unde ritmul accelerat de dezvoltare a dus la mai multe accidente: nici măcar dezastrul de mediu din Golful Piltun nu i-a făcut pe lucrătorii petrolier și nici pe oficiali să se gândească de două ori.

–> Sakhalin
Istoria proiectelor offshore din Rusia a început recent. Prima experiență în construcția de platforme de foraj a fost în Marea Caspică, unde funcționează un consorțiu internațional de producție de petrol. Al doilea este Sakhalin, o regiune cu condiții climatice, fără îndoială, mai severe. Cinci proiecte aparținând diferitelor companii produc sau plănuiesc să producă petrol pe Sakhalin.

Operatorul unuia dintre primele proiecte Sakhalin, Sakhalin-2, Sakhalin Energy, s-a confruntat deja cu multe probleme, inclusiv cu cele de mediu.

De exemplu, problema popoarelor mici din Nord. În comunicatele sale de presă, compania indică că acordă atenție acestei probleme și se plânge de imperfecțiuni Legislația rusă, care nu oferă despăgubiri directe pentru daunele cauzate de impactul asupra terenurilor aflate în folosirea tradițională a terenurilor. Adică, popoarele care au trăit de mii de ani în detrimentul păstoririi, vânătorii și pescuitului de reni, în caz de pagubă, trebuie să scrie o plângere către companie, iar aceasta, ca act de bunăvoință, le poate plăti despăgubiri. Sau poate să nu plătească din cauza lipsei dovezilor de vinovăție.

Potrivit oficialilor, producția de petrol nu este atât de înfricoșătoare pe cât se crede. Potrivit majorității oficialilor guvernamentali care au legătură într-un fel sau altul cu mediul înconjurător, funcționarea centralelor în regim normal, în general, nu dăunează mediului. Numai situațiile de urgență sunt periculoase.

Astfel, șeful Departamentului de Monitorizare a Poluării Mediului din Roshydromet, Valery Chelyukanov, susține că, în timpul controalelor constante, nici în apa și nici în aerul Sahalinului în afara zonei sanitare a instalațiilor, nu a fost detectat nici un exces de concentrații maxime admise pentru niciun fel. indicator care depinde de foraj. El consideră că posibilele scurgeri de petrol reprezintă principalul pericol pentru ecologia zonelor de producție a petrolului. În același timp, Valery Chelyukanov nu vede niciun pericol special din procesul de foraj în sine: „Fliidele de foraj nu sunt atât de toxice. Au un impact negativ, dar din punct de vedere al mediului nu este atât de periculos pe cât posibil deversările.”

Producția de petrol fără probleme este ceva din science fiction. În realitate, companiile nu sunt pregătite să răspundă prompt la accidente, ele suprimă informații despre ceea ce s-a întâmplat - și acest lucru este deja plin de dezastru.

–> În iunie 1999, în Golful Piltun, la nord-est de Insula Sakhalin, a avut loc o moarte fără precedent de hering din Pacific, care a fost spălată pe mal. Peștele a mers să depună icre, dar nu a avut timp. Rezultatul trist al dezastrului a fost o reducere bruscă a capturii de hering. Unde cândva erau prinși cu plasele, acum se prind doar câțiva pești odată.

Autoritățile oficiale din Sakhalin au explicat dezastrul de mediu ca o îngheț de gheață, dar angajații Centrului de Supraveghere Sanitară și Epidemiologică de Stat din Yuzhno-Sakhalin au găsit mostre de pește care au depășit concentrațiile maxime admise de DDT de 20 de ori. Al treilea rezultat a fost primit de organizațiile publice „Sakhalin Environmental Watch” și „Greenpeace Rusia”.

Potrivit ecologiștilor, motivul epuizării totale a stocurilor de hering din Golful Piltun a fost un accident la platforma de foraj Molikpaq, deținută de compania Sakhalin Energy.

Dar ecologistii nu au cum să dovedească implicarea companiei în dezastru: pentru a face acest lucru, este necesar să analizăm uleiul Molikpaq și să-l comparăm cu analiza produselor petroliere conținute în carcasele heringului mort. Desigur, Sakhalin Energy nu a furnizat uleiul pentru analiză. Rezultatele unei investigații independente a ecologiștilor au rămas fără comentarii din partea structurilor oficiale. Cu toate acestea, în procesul de pregătire a acestui articol, au fost intervievați mai mulți ecologisti oficiali. Toți și-au exprimat neîncrederea față de rezultatele Greenpeace, explicând că nu se știe cum și în ce laboratoare au efectuat cercetările ecologiști independenți. Aceste cuvinte pun la îndoială dacă oficialii au văzut într-adevăr materialele Greenpeace Rusia și Sakhalin Environmental Watch - în rapoartele lor, aceste organizații indică atât laboratoarele în care au fost efectuate analizele, cât și metodele utilizate. Îmi amintesc de plângerile lui Sakhalin Energy despre imperfecțiunea legii cu privire la drepturile națiunilor mici... La urma urmei, dezastrul din Golful Piltun a schimbat modul tradițional de viață al mai multor triburi ale acelorași mici națiuni.

Al doilea dezastru care s-a lovit de Sahalin a fost accidentul navei belgiene de dragare Christopher Columbus, care a avut loc la 8 septembrie 2004 în apele Kholmsk (coasta de sud-vest a insulei Sahalin).

În timpul unei furtuni, nava a ajuns la mal. Aproximativ 200 de tone de combustibil s-au scurs din trei rezervoare avariate în mare. În urma accidentului, șase kilometri de coastă, inclusiv plajele orașului, au fost contaminați cu produse petroliere. Lucrările de localizare a consecințelor accidentului au început doar 57 de ore mai târziu. Scurgerile de combustibil de la nava avariată au continuat.

Acest accident a arătat că companiile operatoare ale proiectului Sakhalin-2 nu sunt pregătite să facă față nici măcar deversări relativ mici de produse petroliere. Organizațiile naționale și internaționale de mediu l-au chemat pe șeful Shell (de asemenea, un participant la proiectul Sakhalin-2), Lord Oxburgh, să declare un moratoriu asupra tuturor tipurilor de marine. activitati de productie legate de implementarea proiectului Sakhalin-2, până la implementarea unui plan de prevenire a scurgerilor de petrol aprobat la nivel internațional și a acțiunilor de eliminare a consecințelor unor astfel de scurgeri, acoperind toate etapele operațiunilor de producție. Nu a existat niciun moratoriu.

Luând în considerare experiența accidentului lui Cristofor Columb, Rosprirodnadzor pentru Regiunea Sakhalin a propus modificări ale programului de răspuns la scurgerile de petrol (OSR) pentru a obține o mai mare eficiență în caz de urgență. Trebuie spus că programul OSR existent a fost de natură foarte generală. Cu toate acestea, în timp ce vorbeau despre cum să îmbunătățească legislația de mediu, oficialii au uitat de adevărata problemă: la momentul redactării acestui articol, nava, în ciuda tuturor promisiunilor Shell și Sakhalin Energy, este încă eșuată. Scurgerile de produse petroliere din vas continuă. Date de stare mediu inconjurator după accident și amploarea impactului vaporilor de petrol asupra sănătății cetățenilor nu au fost încă făcute publice.

În timpul operațiunilor offshore, Arctica va trebui să treacă prin aceleași probleme care au apărut deja pe Sakhalin. Pericolul de mediu va fi crescut din cauza condițiilor dificile de gheață (riscul accidentelor și, mai ales, a deversărilor de hidrocarburi crește), a dificultăților de eliminare a consecințelor scurgerilor și a condițiilor de temperatură scăzută, care încetinește descompunerea poluanților. Ecologiștii sunt, de asemenea, îngrijorați de pericolul în dezvoltarea raftului pentru natura nordică vulnerabilă.

Harta locala
Multe structuri și zăcăminte de petrol și gaze au fost descoperite în Oceanul Arctic. Iată doar cele mai importante dintre ele.

Câmp de condens de gaz Shtokman
Din companii străine, a cărui participare este probabilă la proiectul de producție de la câmpul Shtokman din Marea Barents, doar patru au elaborat un studiu de fezabilitate: americanii Chevron și ConocoPhilips și norvegianele Statoil și NorskHydro. Potrivit ziarului Kommersant, toate proiectele se bazează pe scheme de producție de gaze similare în mod fundamental și prevăd livrarea acestuia la țărm printr-una din trei opțiuni posibile: conducta cu lungimea de 550 km; stabilizare gaze pe platformă în zona câmpului și livrare prin conductă; varianta mixta cu instalarea unei platforme la mijloc intre tarm si camp. Statoil oferă, de asemenea, încă două opțiuni care implică utilizarea navelor maritime.

În funcție de schema aleasă, costul primei etape a proiectului de dezvoltare Shtokman este estimat la Morneftegaz la 6 până la 10 miliarde dolari.

În cazul opțiunii de conductă, gazul va fi livrat la țărm de-a lungul fundului Mării Barents până la Golful Korabelnaya, lângă satul Teriberka din Peninsula Kola.

Câmpul este foarte dificil de dezvoltat din cauza distanței sale semnificative față de coastă, adâncimii mării, condițiilor climatice dure, topografiei complexe a fundului mării și probabilității de apariție a hidraților de gaz și a permafrostului în sedimentele de fund. Ecologiștii sunt, de asemenea, îngrijorați de lipsa unor observații și informații suficiente în general cu privire la condițiile hidrometeorologice ale zonei de apă și experiența de lucru în condiții similare.

O decizie tehnică cu privire la câmpul Shtokman nu a fost încă luată. Sunt luate în considerare opțiunile „cel mai potrivite” și combinațiile acestora. Dar, din moment ce nimeni nu a lucrat vreodată în astfel de condiții, iar unele dintre echipamentele care sunt planificate să fie folosite la câmpul Shtokman nu au fost niciodată folosite de nimeni, există un risc ridicat de apariție a tot felul de probleme asociate atât cu condițiile climatice atipice, cât și cu lipsa de experiență a oamenilor în manipularea cu tehnologii similare.

În zona de teren au fost efectuate lucrări de proiectare exploratorie și de mediu, dar rezultatele acestora pot fi considerate doar orientative din cauza cantității insuficiente de cunoștințe acumulate (în special, astfel de studii au fost efectuate pentru prima dată în zona de coastă).

Din punctul de vedere al specialiștilor de la Institutul de Biologie Marină din Murmansk al Academiei Ruse de Științe și al proprietarului licenței de dezvoltare a domeniului, compania Sevmorneftegaz, este necesar să se efectueze cercetări suplimentare, precum și să se schimbe semnificativ mediul și mediul. cerinte tehnice la dezvoltarea câmpurilor de raft.

Acesta din urmă este deosebit de important datorită faptului că au fost elaborate cerințele actuale (SP-11-102-97) pentru implementarea proiectelor pe teren. Pur și simplu nu există standarde pentru lucrul pe raft în Rusia. În plus, lucrările la dezvoltarea orașului Shtokman se vor desfășura într-o zonă nelocuită, ceea ce înseamnă că flora și fauna Mării Barents vor experimenta o creștere semnificativă a presiunii antropice. Din cauza cercetărilor insuficiente, va fi dificil să se evalueze impactul real al proiectului asupra mediului.

Pentru a efectua o evaluare a impactului asupra mediului (evaluarea impactului unui proiect asupra mediului), este necesar să se dezvolte un program de inginerie marină, de coastă și pe uscat și studii de mediu pe o perioadă de 5-10 ani, un program tactic de anchete anuale, ajustat pe baza rezultatelor lucrărilor deja finalizate, testate de aceeași echipă de specialiști. Înainte de începerea lucrărilor de construcție, este necesar să se creeze baze de date privind starea mediului, precum și flora și fauna în zona de posibilă contaminare a câmpului de condens de gaz Shtokman.

Astfel, justificarea de mediu pentru dezvoltarea câmpului Shtokman, potrivit ecologiștilor, va necesita mai mulți ani. În același timp, Gazprom a ajuns deja la un acord cu compania norvegiană Norsk Hydro privind consultările tehnice privind dezvoltarea Shtokman. Hydro se așteaptă la un pachet de 15% din Shtokman în schimbul activelor de petrol și gaze din Norvegia.

Câmpul Prirazlomnoye
În timpul expediției Institutului de Oceanologie al Academiei Ruse de Științe în zona câmpului Prirazlomnoye din regiunea Murmansk, care a avut loc în toamna anului 2003, a fost dezvăluită o variabilitate puternică atât în ​​compoziția chimică a apei, cât și în planctonic. organisme.

Acest lucru face posibilă utilizarea datelor de expediție pentru a monitoriza eco-mediul în timpul construcției și exploatării platformei, dar nu permite evaluarea gradului de impact antropic asupra mediului. Adică, datele expediției nu au valoare practică pentru ecologisti. Studiile asupra biotei bentonice au arătat, de asemenea, variabilitate.

Cercetătorii au acordat o atenție deosebită faptului că organismele de fund mor adesea din cauze naturale, de exemplu, din cauza desalinării apei după o inundație puternică. Cercetătorii dintr-un raport dat la conferința „Petrol și gaze ale raftului arctic” din noiembrie 2004, la Murmansk, subliniază cunoașterea insuficientă a zonei de coastă a mărilor arctice ale Rusiei și faptul că organizațiile de mediu adesea nu acordă atenție posibilității a schimbărilor naturale ale mediului, florei sau faunei. Cu toate acestea, din anumite motive, ei uită să tragă concluzia că ar trebui mai întâi să studieze în detaliu ecologia zonei, care va fi supusă unui impact antropic puternic, și apoi să înceapă lucrari de constructie. O astfel de abordare poate deveni în viitor asigurare în caz de accident sau dezastru ecologic (amintiți-vă de cazul morții heringului în Golful Piltun de pe Sakhalin).

După cum se poate observa din faptele de mai sus, ambele depozite necesită un studiu suplimentar. Cu toate acestea, conform planului industriei petroliere, producția de petrol la zăcământul Prirazlomnoye ar trebui să înceapă la sfârșitul anului 2006, în 2009-2010. - pe Medynsky lângă coasta Mării Barents.

Planurile muncitorilor din petrol: interese financiare şi politici publice
Companiile miniere și companiile producătoare de echipamente încearcă să aducă cât mai aproape posibil începutul producției. În februarie 2005, Gazprom a promis să creeze un consorțiu internațional pentru dezvoltarea sa până la mijlocul verii: dacă acest lucru nu se va face, compania nu va putea începe să furnizeze gaz lichefiat SUA în șase ani.

În prima etapă, este planificat să producă 30 de miliarde de metri cubi la câmpul Shtokman. m de gaze naturale. 22-24 miliarde de metri cubi m de materii prime din aceste volume vor fi utilizați pentru a produce 15 milioane de tone de gaze naturale pe an, care vor fi exportate în SUA. Gazprom intenționează să construiască o fabrică pentru producția de gaz lichefiat și un terminal pentru exportul său în America în Regiunea Leningrad. Alexander Ryazanov, vicepreședintele consiliului de administrație al Gazprom, a menționat că o decizie cu privire la acest proiect ar putea fi luată și până la jumătatea acestui an. Costul total al implementării primei etape de dezvoltare a câmpului Shtokman este planificat la 10 miliarde de dolari.

Gazprom are deja acorduri preliminare privind participarea la dezvoltarea zăcământului Shtokman cu americanii ExxonMobil, ChevronTexaco și ConocoPhillips și norvegianele Norsk Hydro și Statoil. După cum a spus Ryazanov, până la jumătatea acestui an, Gazprom dorește să cadă de acord cu cel puțin unul dintre ei asupra implementării proiectului. În total, Gazprom intenționează să atragă doi sau trei parteneri străini pentru dezvoltarea câmpului Shtokman.

Astfel, fragila natură nordică se dovedește a fi ostatică pentru lucrătorii petrolieri care vor să obțină super-profituri cu orice preț, în ciuda faptului că există zone mai accesibile pe același raft arctic. Potrivit guvernatorului regiunii Murmansk, Yuri Evdokimov, dezvoltarea secțiunii Kola a raftului Mării Barents va necesita investiții cu un ordin de mărime mai mici decât Shtokman.

În opinia sa, acest obiect cu rezerve totale estimate la 150-200 de milioane de tone, după confirmarea sa, se poate dovedi a fi cel mai atractiv pentru investiții și, ca urmare, rapid realizat. Situl este situat relativ aproape de coastă, într-o zonă fără îngheț, și este posibil să se lucreze acolo pe tot parcursul anului. Datorită acestui fapt, dezvoltarea sa ar putea deveni cea mai rapidă din Marea Barents. Dar Gazprom are nevoie de aprovizionare cu gaze către Statele Unite. Contractul a fost semnat, sunt în joc sume uriașe... Numai Shtokman poate salva compania de întreruperea aprovizionării.

Dar este doar o chestiune de contract? Se pare că oficialii din ministerul anterior resurse naturale... „am uitat” de întocmirea unui program de licitații pentru explorarea și dezvoltarea zonelor din platforma arctică.

Potrivit Ministerului Resurselor Naturale, în prezent licențele de explorare geologică în Marea Barents sunt deținute de Întreprinderea Unitară de Stat Sevmorneftegeofizika, Întreprinderea Unitară de Stat Arktikmorneftegazrazvedka, CJSC Arktikshelfneftegaz, OJSC Northern Oil and Gas Company (Severneftegaz), RAO Gazprom și CJSC Gazprom. . Anul acesta ar trebui să aibă loc distribuirea licențelor pentru blocul Dolginsky.

Pregătirea unui program de licitație pentru zonele de pe platforma Mării Barents, care a început în urmă cu câțiva ani, s-a oprit în stadiul identificării zonelor. Potrivit guvernatorului adjunct al Regiunii Murmansk, Alexander Selin, acum există următoarele zone care sunt pregătite pentru licitații pentru explorare și explorare suplimentară. Acestea sunt Zapadnomatveevsky (explorarea seismică a fost efectuată, a fost descoperită o structură interesantă din punct de vedere al producției de petrol), Severorussky (explorarea seismică a fost efectuată fără a ține cont cerințe moderne, forajul nu a fost efectuat), Severodolginsky (explorarea a fost efectuată până acum numai prin metode geofizice) și Yuzhnodolginsky. În această zonă, la solicitarea Gazprom, Arktikmorneftegazrazvedka a forat o sondă, care a dat rezultate foarte bune.

Yuzhnodolginsky este o zonă cu rezerve mari. Se învecinează cu câmpul Prirazlomnoye. Cel mai probabil, când licitația pentru aceste zone va fi anunțată în sfârșit, zona Yuzhnodolginsky va merge din nou la Gazprom, deoarece depozitul a fost descoperit pe cheltuiala acestei companii.

Cu toate acestea, companiile sunt acum dotate cu resurse și nu caută să pună în funcțiune noi facilități, mai ales având în vedere noua politică a Ministerului Resurselor Naturale, care, odată cu numirea lui Iuri Trutnev în funcția de ministru, a început să monitorizeze mai atent. respectarea termenilor licențelor (de exemplu, TNK-BP încearcă acum să nu piardă câmpul Kovyktinskoye, lucru la care practic nu s-a lucrat după ce compania a primit o licență de producție).

Deși la conferința „Petrol și gaze ale raftului arctic”, desfășurată la Murmansk în noiembrie 2004, filiala Gazprom, Gazflot, a prezentat un program amplu de lucrări de explorare geologică pe platforma arctică: în perioada 2004-2010, compania intenționează să finalizeze explorarea câmpurilor de condensat de gaz Severo-Kamennomyskoye, Kamennomysskoye Sea și Ob și începerea punerii lor în dezvoltare. Principalele lucrări de prospectare și explorare se vor concentra pe zonele Aderpayutinskaya și Yuzhno-Obskaya, precum și pe zăcămintele de gaze Semakovskoye și Antipayutinskoye. Va fi efectuată o explorare suplimentară a părții offshore a câmpului Kharasaveyskoye. Se plănuiește continuarea explorării lui Dolginsky în Marea Pechora câmp petrolier.

Ce este aceasta - o speranță că Ministerul Resurselor Naturale va înceta în curând să persecute companiile producătoare de petrol, o încercare de a crea o rezervă strategică, pur și simplu pusă - pentru a „punge” zăcăminte - este necunoscut.

Noi tehnologii
Rusia nu este pregătită pentru dezvoltarea raftului nu numai din cauza subexplorarii regiunii. Țara nu are nici tehnologia, nici echipamentul pentru a dezvolta raftul arctic.

Șef Departament Analitică companie de investiții„Regiune” Anatoly Khodorovsky vede următoarele probleme în dezvoltarea raftului arctic: „Pentru a dezvolta raftul arctic, sunt necesare tehnologii potențial diferite decât cele care există acum”

Rezervele offshore pot fi ușor consolidate dacă sunt dovedite. Dezvoltarea raftului nu este o chestiune de un an, ci uneori de zeci de ani. Și necesită investiții financiare mari.

„Acum companiile petroliere rusești, care, potrivit acestora, sunt gata să vină la raft, nu au sumele necesare: Gazprom are doar datorii, și la fel și cu Rosneft. Având în vedere că costurile de dezvoltare a raftului sunt cerute în primul rând de infrastructură, iar aceste costuri durează foarte mult până se plătesc, este imposibil să spunem că vom ajunge în curând la raft”, a declarat Anatoly Khodorovsky corespondentului nostru.

„Având în vedere lipsa de experiență în lucrul în condiții de gheață, este logic să presupunem că dezvoltarea platformei arctice va necesita (și necesită deja) investiții semnificative în Cercetare științifică geologia raftului, condițiile de gheață. Mihail Khodorkovsky a dat o mulțime de bani pentru aceste scopuri, acum nu există investitori de acest nivel în Rusia. O intrebare separata - suport tehnic dezvoltarea platformei arctice. Experiența în construirea platformelor în Rusia este mică: am construit doar platforme pentru Marea Caspică. În ceea ce privește alte țări, doar norvegienii încep să construiască echipamente pentru lucrul în condiții de gheață ( zăcământ de gaze„Albă ca Zăpada”, operator - Statoil),” spune analistul.

Desigur, situația gheții din zona Albă ca Zăpada este foarte diferită de condițiile în care este planificată dezvoltarea câmpurilor rusești, dar aceasta este varianta cea mai apropiată din punct de vedere al complexității. Tehnologiile norvegiene pot fi aplicate fără modificări în alte domenii, licențe pentru care nu au fost încă distribuite.

Compania declară principiul zero daune aduse mediului. Printre tehnici se numără purificarea și reinjectarea apei produse, reducerea emisiilor din exploatarea platformelor. Pompat în subteran și dioxid de carbon pentru a reduce eliberarea acestuia în atmosferă.

„Rusia are două opțiuni. Primul este să-i invităm în Arctic pe cei care au tehnologie, aceiași norvegieni, și lucrează după standardele lor, inclusiv pe cele de mediu. Al doilea este să vă dezvoltați propriile tehnologii, dar apoi costul proiectului și perioada de implementare a acestuia cresc semnificativ”, spune Anatoly Khodorovsky.

Rusia are experiență în nord, dar numai în domeniul încărcării petrolului de coastă în tancuri fără a instala o dană permanentă. De câțiva ani încoace, pe insula Kolguev funcționează un site pilot de producție a petrolului din districtul autonom Nenets (NAO), iar în plus, Lukoil transportă petrol cu ​​nave-cisternă de la terminalul din Varandey, tot la NAO, lângă Marea Barents. Dar ambele proiecte implică producția continentală ulei.

„De fapt, fără tehnologii străine nu vom ridica proiecte arctice. Astfel de tehnologii pur și simplu nu există, deoarece nimeni nu a lucrat la raft în condiții non-arctice”, spune Anatoly Khodorovsky.

Deoarece nu există metode dovedite de lucru în condițiile câmpurilor Shtokman și Prirazlomnoye. În plus, este evident că pentru transportul petrolului stabil și sigur pentru mediu, vor fi necesare mai multe tancuri, nu doar clasa gheață, ci și clasa Arctic, EC-10 și EC-15. Nu există astfel de tancuri în Rusia și sunt mult mai scumpe decât navele care există. Dintre acestea, cele mai apropiate specificatii tehnice tancuri din clasa 1A Super către navele solicitate. Sovcomflot are trei dintre ele, iar Primorsky Shipping Company are și trei și sunt folosite pe Sakhalin.

Sovcomflot a negociat cu Compania marină din Orientul Îndepărtat, care furnizează componente marine pentru dezvoltarea zăcământului Prirazlomnoye, despre construcția a două astfel de tancuri din clasa Arctic, dar acest proces va dura 3-4 ani.

Cu exceptia echipamentul necesar, proiectele de dezvoltare atât pentru câmpurile Prirazlomnoye, cât și pentru Shtokman necesită o infrastructură dezvoltată de alimentare cu energie și transport. Multe câmpuri continentale, inclusiv regiunea Tyumen, au toate acestea, iar infrastructura de acolo a fost construită sub Uniunea Sovietică și cu banii statului. Din acest motiv, companiile primesc acum super profituri.

„Pe Sakhalin, investițiile în aceeași infrastructură sunt mult mai puține. Iar în Arctica, pe lângă faptul că va trebui să reconstruim întreaga infrastructură de la zero, ne vom trezi și obligați de cerințele de mediu ale altor state. Astfel, tehnologic, tehnic, infrastructural, proiectul nu este gata”, susține analistul.

„Este nevoie de explorare suplimentară. Costul proiectului de dezvoltare a platformei arctice și momentul implementării acestuia sunt necunoscute. Sunt sigur că în studiul de fezabilitate totul va arăta diferit, dar faptele indică faptul că aceste probleme există cu adevărat. Prin urmare, presupun că câmpurile Prirazlomnoye și Shtokman pot deveni efectiv operaționale nu mai devreme de 2025, cu excepția cazului în care proiectul de dezvoltare Prirazlomnoye începe să fie accelerat în mod nejustificat, ceea ce este spre ce se îndreaptă totul”, spune Hodorovski.

Toate organizațiile interesate de problemă susțin utilizarea echipament modern, îndeplinind cerințele impuse de condițiile climatice dificile, vorbesc despre necesitatea creării unei structuri de coordonare unificate pentru spargerea gheții și sprijinul de remorcare pentru producția, transbordarea și transportul petrolului, care, potrivit angajaților companiei de transport maritim Murmansk, va reduce probabilitatea de apariție a mediului. dezastre pe mare și optimizarea costurilor companiilor producătoare .

Amenințare pentru Arctica
Angajat al Institutului de Oceanologie numit după. P.P. Shirshov RAS Nikita Kucheruk nu vede niciun pericol pentru pește în timpul dezvoltării depozitelor de pe platforma arctică: „Toți peștii sunt concentrați în zonele estuarelor cu apă salmară, nimic nu îi amenință atunci când se dezvoltă depozite pe platforma arctică. În plus, Marea Pechora și o parte a Mării Barents la est de Kolguev sunt fantastic de sărace în pește. Singurii oameni expuși riscului de scurgeri sunt păsările.”

„La vest de Kolguev se află doar câmpul de condens de gaz Shtokman. Permiteți-mi să vă reamintesc: metanul este practic insolubil în apă și nu reprezintă un pericol pentru flora și fauna marine. Fântâna de metan a existat de mai bine de șase luni în Marea Azov fără nicio consecință asupra mediului”, a declarat Kucheruk corespondentului nostru.

Doar câmpul Shtokman îl preocupă pe ecologist: „Nu cunosc compoziția condensatului de gaz din acest câmp”, spune Kucheruk, „dar dacă există hidrogen sulfurat acolo, atunci în cazul unei scurgeri, aceasta reprezintă o pericol foarte mare pentru creaturi marine. Hidrogenul sulfurat este foarte toxic și foarte solubil în apa de mare. O concentrație sub 1 ml pe litru de apă este suficientă pentru ca întreaga faună dintr-o anumită zonă să dispară.”

În ciuda previziunilor optimiste ale oamenilor de știință și deși dezvoltarea raftului arctic nu a început încă, probleme ecologice au afectat deja regiunea.

Astfel, în primăvara anului 2003, pe insulă a fost descoperită o expediție a Rezervației de stat Nenets. O lungă istorie a scurgerilor de petrol. Păsările au murit în rezervație. Potrivit datelor neverificate (informațiile despre dezastru au fost ascunse, niciuna dintre companii nu s-a grăbit să-și asume responsabilitatea), cauza deversării de petrol a fost o situație de urgență în timpul operațiunilor de foraj efectuate de una dintre filialele Gazprom.

Nikita Kucheruk susține că dezastrul ecologic de pe insulă. Perioada lungă nu poate fi asociată cu forajul în Marea Pechora, deoarece echipamentele de foraj au fost instalate acolo (dar nu au început forarea) abia la mijlocul lunii iulie. Oceanologul nu exclude posibilitatea unei legături între situația de urgență și îndepărtarea gheții din Pechora (de exemplu, bazinul Usinsk) sau cu spălarea instalațiilor de foraj de pe coasta tundrei Bolshezemelskaya.

Situația amintește de dezastrul din Golful Piltun. Cineva este de vină, dar nu este clar cine. Iar acest lucru confirmă încă o dată că este necesar să se ia măsuri urgente pentru a armoniza legislația de mediu cu cerințele realității, pentru a întări controlul de stat asupra activităților companiilor petroliere.

Este necesar să se facă mai deschisă informația despre activitățile companiilor, să se legalizeze controlul asupra muncii de către public organizatii de mediu. Mai mult de o regiune de petrol și gaze s-a confruntat deja cu problema ascunderii informațiilor de mediu și cu reticența companiilor de a se curăță după sine. Nordul are nevoie de o experiență atât de tristă?

Ministerul Resurselor Naturale urmează să reconcilieze mediul cu economia
Deși companiile producătoare de petrol încearcă să forțeze lucrurile, speranța că raftul va fi dezvoltat cel puțin parțial în conformitate cu bunul simț este inspirată din declarația din februarie a ministrului rus al resurselor naturale, Yuri Trutnev.

„Rusia se apropie de stadiul în care va fi necesar să meargă la raft, dar acest lucru nu se va întâmpla înainte de 2015”, a declarat Trutnev pe 2 februarie 2005 la Oslo (Norvegia), la o conferință de presă comună cu ministrul norvegian al industriei petroliere. și Energy Thorhild Vidvey.

Yuri Trutnev a mai remarcat că proiectele legate de studiul și dezvoltarea zăcămintelor offshore sunt cele mai promițătoare în cooperarea dintre cele două țări în sectorul petrolului și gazelor.

Acest lucru ne permite să sperăm la o mai bună schimbare a legislației ruse în domeniul utilizării subsolului, la elaborarea unui nou cod de mediu și la o politică dură a Ministerului Resurselor Naturale în raport cu companiile producătoare de petrol.

Conform noii legi „Cu privire la subsol”, unele noi cerințe vor fi prezentate companiilor miniere străine care operează în Rusia. Potrivit lui Yuri Trutnev, nu este exclusă participarea companiilor străine la dezvoltarea domeniilor strategice, dar statul intenționează să controleze acest proces, în primul rând, împiedicând concentrarea unui pachet de control în mâinile companiilor străine. Totodată, ministrul subliniază că pentru proiectele offshore, care sunt mult mai intensive în capital și mai complexe în tehnologie, sunt posibile scheme ușor diferite de participare a străinilor, ceea ce va face proiectele mai atractive.

Yuri Trutnev susține că nu există nicio contradicție între economie și ecologie în domeniul dezvoltării raftului, trebuie doar să abordați procesul de dezvoltare a subsolului cu multă responsabilitate. Deși Rusia are cerințe de mediu extrem de stricte (de exemplu, proiectul Chaivo-6 a fost amânat cu un an din cauza faptului că Exson Mobile a considerat cerințele legislației ruse ca fiind prea stricte și practic imposibil de implementat), acestea nu stipulează specificul producției offshore și, în general, abordează problemele de ecologie a zăcămintelor continentale.

Pentru dezvoltarea raftului, sunt necesare cerințe fundamental diferite. Pentru a avea grijă adecvată de ecologia raftului de petrol și gaze, Trutnev își propune să atragă investiții străine și în așa fel încât, pe lângă companiile rusești au inclus și reprezentanți ai mai multor mari corporații străine.

Se așteaptă ca acest lucru să crească interesul tuturor participanților la proiect pentru respectarea cerințelor de mediu (de exemplu, reprezentanții Norvegiei vor face în mod clar mult pentru a menține curată zona apei, deoarece, dacă nu se face acest lucru, consecințele poluării vor afecta ecologia ale țării lor) și să stimuleze implementarea în producția rusă de petrol cele mai noi tehnologiiși standardele de mediu.

Cu toate acestea, sosirea companiilor străine pe raftul rus este departe de a fi un panaceu. Acest lucru nu va da rezultate până când legislația rusă nu va fi pusă în ordine.

Interesele regiunilor nordice
Există speranță că statul va adopta o abordare rațională a dezvoltării platformei arctice. Dar nu există încă nicio speranță că dezvoltarea va avea un efect benefic asupra regiunilor din nord.

Viceguvernatorul Regiunii Murmansk, Alexander Selin, pledează pentru dezvoltarea platformei arctice, dar se așteaptă ca aceasta să ducă la gazificarea regiunii. Acest lucru va reduce costul de producție în regiune. și, prin urmare, va contribui la creșterea bunăstării sale economice. Liderii regiunii Arhangelsk au probabil aceleași speranțe.

Pentru ca regiunile din nord să înceapă să se dezvolte, sunt necesare alte scheme de distribuție financiară, care să țină cont de interesele periferiei, și nu doar de bugetul național.

„Statul ar trebui să se gândească la acest teritoriu, ar trebui să considere locuitorii regiunii Murmansk drept cetățeni ai Rusiei, și nu cetățeni doar ai regiunii Murmansk”, a spus Selin. Între timp, oamenii fug din regiunea Murmansk. La un climat mai bun, la salarii mai mari.

Petrolul a făcut din Norvegia una dintre cele mai bogate țări din lume. Același petrol a transformat Nigeria într-o țară de trafic de droguri. Ce va face petrolul din raftul arctic nordului Rusiei? Judecând după experiența dezvoltărilor continentale, aproape nimic nu se va schimba în regiunile în sine. Cu excepția apariției unui pericol constant pentru mediu - din nerespectarea tehnologiei, din transportul uzat și, în cele din urmă, din eroarea umană. Și faptul că companiile care au venit în Nord pentru un dolar lung nu sunt pregătite să protejeze acest Nord.

Pentru ca producția de hidrocarburi de pe raft să depășească nivelurile planificate, companii de petrol și gaze va trebui să ofere cooperare de producție 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 termeni de echivalent combustibil. Principalele resurse de hidrocarburi (aproximativ 70%) sunt concentrate în adâncurile mărilor Barents, Pechora, Kara și Ohotsk. În același timp, gazele și condensul predomină în adâncurile Mării Barents și Kara, petrolul predomină în Marea Pechora, iar petrolul și gazele predomină 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, comparativ cu 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 spus că dezvoltarea raftului se realizează în cadrul a 123 de licențe pentru studiul geologic, explorarea și producerea 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 își mărească volumele de producție de petrol cu ​​peste 2,2 milioane de tone și astfel vom fi în fața creșterii. rata de producție medie în Federația Rusă, vom adăuga mai mult de 11% din producție”, spune el.

Dacă discutăm despre platforma arctică ca zonă promițătoare pentru producția de hidrocarburi, proiectul emblematic este dezvoltarea zăcământului petrolier Prirazlomnoye, situat în Marea Pechora, la 60 km de coastă. Rezervele sale recuperabile se ridică la peste 70 de milioane de tone. La zăcământul Prirazlomnoye, un nou tip de petrol este produs de pe o platformă staționară offshore rezistentă la gheață - ARCO, 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 folosind cisterne de gheață, spune Sergey MATROSOV, șeful departamentului pentru dezvoltarea afacerilor și reglementări guvernamentale de pe raftul Gazprom Neft PJSC. – Avantajele uleiului ARCO în comparație cu alte tipuri sunt conținutul ridicat de bitum și reziduurile scăzute de cocs. Uleiul este foarte potrivit pentru prelucrarea în profunzime la rafinăriile din partea de nord-vest a 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 geologică. 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 pentru că ne așteptăm la oportunități largi de sinergie între cele două zone, atât în ​​domeniul explorării geologice, cât și în domeniul dezvoltării, transportului hidrocarburilor și utilizării infrastructurii comune”, a explicat un reprezentant. a Gazprom Neft.

În Marea Barents, compania operează în zona de licență Kheisovsky cu o suprafață de peste 83.000 de metri pătrați. km, iar în Marea Siberiei de Est - în zona North Wrangel, care, conform Gazprom Neft, are un potențial enorm pentru producerea de hidrocarburi.

– Deci, pe suprafața șantierului, care este de 117.000 mp. 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 dezvoltarea domeniului la nivelul actual de dezvoltare a tehnologiilor relevante, a spus Serghei Matrosov, adăugând că Gazprom Neft consideră dezvoltarea platformei arctice ca una dintre zonele sale strategice de activitate.

Geografia producției

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

– Gazprom consideră dezvoltarea raftului în deplină concordanță cu doctrina maritimă națională, iar interesele urmărite de Rusia corespund pe deplin sarcinilor și scopurilor companiei... Ne desfășurăm activitatea principală în Arctica, în regiunea Kamchatka , pe Sakhalin și în golful Ob-Taz (Marea Kara în zona peninsulei Yamal. - Ed.), - a declarat vicepreședintele Consiliului de administrație al Gazprom Valery GOLUBEV. 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 timpul lucrărilor de explorare geologică de la situl promițător Kirinsky al proiectului Sakhalin-3 din Marea Okhotsk, ca urmare a forării unui puț de prospecțiune și evaluare la structura Yuzhno-Lunskaya, un aflux semnificativ de s-a obţinut gaz şi condensat, ceea ce indică descoperirea unui nou câmp. Potrivit lui Valery Golubev, sondele de explorare din acest câmp „a dat rezultate foarte bune”. La rândul său, membrul consiliului de administrație al Gazprom Vsevolod CHEREPANOV, 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 materialelor companiei Gazprom Dobycha Yamburg, câmpul Kamennomysskoe-Sea, numit după satul din apropiere Cape Kamenny, a fost descoperit în 2000. Rezervele se ridică la 535 de miliarde de metri cubi. m de gaze naturale. Instalarea unei platforme rezistente la gheață și instalarea conductelor de gaze sunt planificate să fie realizate în 2018–2019, producția industrială va începe aproximativ în 6–7 ani. În viitor, mai multe câmpuri din vecinătatea Yamburgului (Kamennomysskoye-more, Severo-Kamennomysskoye, Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye, Antipayutinskoye, Chugoryakhinskoye, Obskoye, Parusovoye, Severo-Parusovoye) vor fi dezvoltate printr-un complex interconectat cu tranzit tehnologic de gaze. capacitățile existente la câmpul Yamburgskoye.

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

– Prima lucrare de explorare geologică la scară largă a început în 1995 pe raftul Mării Caspice, iar ulterior s-au lucrat în Marea Baltică, în Marea Azov... În regiunea Caspică în 1995–2015, 9 au fost descoperite zăcăminte (luând în considerare acțiunile LUKOIL în joint ventures) cu rezerve de 1,1 miliard de tone de combustibil standard – aproximativ 50/50 pentru petrol și gaze. Au fost pregătite și structuri promițătoare cu resurse de circa 500 de milioane de tone. Producția acumulată se ridică deja la 6,5 ​​milioane de tone, investițiile doar în explorarea geologică se ridică la 46 de miliarde de ruble”, a declarat Ilya MANDRIK, vicepreședintele PJSC LUKOIL, la o conferință la Sankt Petersburg.

Una dintre cele mai proiecte de succes el consideră că dezvoltarea câmpului Filanovsky din Marea Caspică necesită un volum de investiții de aproximativ 87 de miliarde de ruble. După cum și-a amintit Ilya Mandrik, în septembrie a început exploatarea primelor două sonde în acest câmp, cu o producție de petrol estimată de 6 milioane de tone.

– În septembrie au fost puse în funcțiune primele puțuri, se lucrează la stabilire caracteristici suplimentare, condiţii optime de puţ, rodaj echipamente tehnologice... De fapt, prima etapă a fost deja implementată, inclusiv structuri onshore... În total, peste 3.000 de oameni și peste 100 de întreprinderi au fost implicate în dezvoltarea acestui domeniu”, a spus el, clarificând că companiile rusești au lucrat ca antreprenorii principali.

Echipamentul rusesc este o prioritate

Nu numai LUKOIL, ci și alte companii implicate în producția de hidrocarburi consideră că este necesară atragerea producătorilor autohtoni către implementarea proiectelor offshore. Potrivit lui Valery Golubev, este imposibil să se facă fără cooperarea industrială între întreprinderile rusești, de exemplu, în timpul construcției unei platforme rezistente la gheață pentru câmpul Kamennomysskoye-Sea.

„Aici ne propunem să folosim cooperarea de producție între fabricile existente astăzi în Rusia”, spune el. Potrivit acestuia, construcția de complexe subacvatice pentru producția de hidrocarburi este una dintre cele domenii prioritare, unde este necesară intensificarea lucrărilor în domeniul substituirii importurilor.

După cum a spus Valery Golubev, Gazprom a format deja o structură specializată care este angajată în proiecte în domeniul substituirii importurilor pentru a asigura participarea Rusiei. întreprinderile industriale la fabricarea echipamentelor necesare producției subacvatice pe raft.

– A fost creată o întreprindere specială, care a fost numită „Gazprom 335”. Ar trebui să fie principalul consolidator în dezvoltarea cerințelor tehnologice, având în vedere capacitățile rusului capacitatea de producție... Sarcinile imediate includ crearea unei liste de echipamente critice, toate cele necesare harti tehnologice, măsuri pentru a minimiza riscurile tehnologice, un scenariu de localizare profundă și altele asemenea”, a spus el.

Pe termen mediu, a remarcat Valery Golubev, noua structură va deveni un centru de competență pentru a sprijini dezvoltarea și producția de echipamente, urmând apoi să îndeplinească funcții de service.

– Astfel, am pus bazele creației productie industriala complexe de producție subacvatică din Rusia. Baza de producție existentă astăzi în țară și o anumită voință (a statului), precum și potențialul Gazprom, fac posibilă organizarea acestei lucrări, este încrezător vicepreședintele consiliului de administrație al concernului de gaze.

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

„Aceste probleme 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 peste 1,3 miliarde de ruble pentru activități de cercetare, 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, infrastructură, construcție de platforme de producție, construcție de nave, care, după înțelegerea noastră, în 2017 se pot califica pentru finanțare în suma de peste 3 miliarde de ruble.

Una dintre principalele direcții strategice de dezvoltare a PJSC NK Rosneft este dezvoltarea resurselor de hidrocarburi ale platoului continental. Astăzi, când aproape toate marile zăcăminte mari de petrol și gaze de pe uscat au fost descoperite și dezvoltate, când tehnologia și producția de petrol de șist se dezvoltă într-un ritm rapid, este un fapt incontestabil că viitorul producției mondiale de petrol se află pe platforma continentală. al Oceanului Mondial. Platoul rusesc are cea mai mare suprafață din lume - peste 6 milioane km, iar Rosneft este cel mai mare deținător de licențe pentru secțiuni ale platoului continental al Federației Ruse.

Începând cu 1 ianuarie 2019, Rosneft PJSC deține 55 de licențe pentru zone din mările arctice, din Orientul Îndepărtat și din sudul Rusiei. Resursele de hidrocarburi din aceste zone sunt estimate la 41 de miliarde de tone echivalent petrol. Compania implementează, de asemenea, un proiect în Marea Neagră, în largul coastei Republicii Abhazia, efectuând explorări și producție de hidrocarburi pe raftul Vietnamului și Egiptului și participând la proiecte pe raftul Mozambicului și Venezuelei.

Zonele autorizate Rosneft sunt situate în:

Începând cu 1 iulie 2019, Compania efectuează explorarea geologică a subsolului în 45 de zone de licență situate pe raftul Federației Ruse și în mările interioare ale Rusiei. Au fost eliberate 10 licențe pentru explorarea și producția de petrol și gaze, inclusiv producția de hidrocarburi la 7 locații. Obligațiile de licență sunt îndeplinite în totalitate.

Astăzi, principalele proiecte de producție de petrol și gaze de pe platforma continentală a Federației Ruse în PJSC NK Rosneft sunt „ Sakhalin-1 », Și camp Odoptu-sea "Northern Dome"» și câmpul Lebedinskoye.

Principalele realizări în implementarea proiectelor offshore:

• volumul total acumulat de petrol transportat de la terminalul De-Kastri din proiectele Sakhalin-1 și Northern Chaivo în 2018 a depășit 100 de milioane de tone;
• forarea de pe mal cu instalația de foraj Yastreb a cinci puțuri direcționale orizontale cu lungimea trunchiului de 10-11 mii m la capătul nordic al câmpului Chayvo;
• forarea celor mai lungi puțuri din lume în câmpul Chayvo al proiectului Sakhalin-1;
• cel mai scurt timp posibil pentru mobilizarea și pregătirea pentru forarea sondei de explorare „Tsentralno-Olginskaya”, dictată de restricțiile climatice din zona autorizată Khatanga.

La sfârșitul anului 2018, producția de hidrocarburi în zăcămintele offshore în ponderea Companiei se ridica la aproape 9 milioane de tone echivalent petrol.

Direcția strategică de dezvoltare a proiectelor de platformă Rosneft este dezvoltarea platformei continentale a mărilor arctice. În ceea ce privește potențialul total de petrol și gaze, bazinele sedimentare ale platformei arctice rusești sunt comparabile cu cele mai mari regiuni de petrol și gaze din lume. Potrivit experților, până în 2050, platforma arctică va asigura între 20 și 30% din întreaga producție de petrol rusă.

Rosneft a dat un început practic lucrărilor pe scară largă privind dezvoltarea platformei arctice și din Orientul Îndepărtat în august 2012, când compania a început lucrările de teren în mările Kara, Pechora și Okhotsk. Pentru perioada 2012-2018. Rosneft a finalizat o cantitate fără precedent de lucrări de explorare seismică. În total, peste 170 de mii de metri liniari au fost executați în zonele de licență arctice și din Orientul Îndepărtat. km de sondaje seismice 2D, inclusiv 144 mii liniare km în zonele platformei arctice, 26,8 mii liniari. km pe raftul Orientului Îndepărtat.

Pentru a clarifica structura geologică a structurilor promițătoare și a planifica forajele exploratorii pe structurile selectate din zonele autorizate ale raftului arctic și din Orientul Îndepărtat, 29,5 mii de metri pătrați au fost finalizați în 2012-2018. km de sondaje seismice 3D. Ca urmare a lucrărilor de explorare geologică, au fost identificate și detaliate peste 450 de structuri locale promițătoare. Pentru 2012-2018 Pe raftul Arcticului și al Orientului Îndepărtat, Compania a forat 7 sonde de explorare și a descoperit 2 câmpuri noi.

În mările sudice pentru 2012-2018. Compania a efectuat 3,8 mii km liniari de sondaje seismice 2D, 3,5 mii km 2 de sondaje seismice 3D și a forat 3 sonde.

La 3 aprilie 2017, președintele Federației Ruse V.V. Putin a lansat forarea sondei Tsentralno-Olginskaya-1.

Pe baza rezultatelor forării sondei, a fost confirmat potențialul de petrol și gaze al zonei de apă a Mării Laptev și a fost descoperit zăcământul Central-Olginskoye cu rezerve recuperabile (în categoriile C1+C2) de peste 80 de milioane de tone de petrol. Construcția sondei -1 a fost finalizată la 1 mai 2018.

În martie 2018, Rosneft a finalizat forarea primului puț de apă ultra adâncă, Maria-1, în zona de licență a zonei de vest Chernomorskaya de pe raftul Mării Negre. Construcția puțului a fost finalizată pe 15 martie 2018.

În prezent, se efectuează o analiză a rezultatelor forajelor, care va face posibilă clarificarea modelului geologic al platformei Mării Negre și planificarea continuării lucrărilor de prospectare și explorare în zonele licențiate ale Companiei.

Cel mai important principiu pentru implementarea proiectelor offshore Rosneft este respectarea necondiționată la cerințele legislației ruse de mediu și a acordurilor internaționale în toate etapele de lucru, cu respectarea tuturor standardelor de mediu și de siguranță industrială. În timpul operațiunilor marine s-a efectuat monitorizarea constantă a animalelor marine.

Identificarea și prevenirea riscurilor de mediu sunt o parte obligatorie a oricărui proiect de explorare și producție Rosneft. Compania a dezvoltat standarde de siguranță a mediului, al căror accent fundamental este utilizarea tehnologiilor care reduc impactul negativ asupra mediului.

Din 2012, compania studiază hidrometeorologie, gheață, inginerie-geologică și conditii de mediuîn zonele licențiate din Arctica. În 2018, Compania, cu participarea specialiștilor de la Arctic Research Center LLC (ANC, parte a complexului corporativ de cercetare și proiectare Rosneft), a organizat expediții de cercetare cuprinzătoare, în timpul cărora s-au efectuat cercetări în mările arctice (Kara, Laptev, Chukotka).

O atenție deosebită în programele de cercetare a expedițiilor a fost acordată unui studiu cuprinzător al situației gheții în zonele de lucru planificate. Adunate și rezumate volum mare au fost efectuate informații despre regimurile hidrometeorologice și de gheață din zona ghețarilor producători de aisberguri, au fost efectuate observații ale derivării aisbergului și studii ale proprietăților mecanice. gheață de mare. În plus, în timpul expedițiilor, au fost efectuate observații meteorologice incidentale la bord, studii ale urșilor polari și monitorizare a mamiferelor și păsărilor marine.

Pe baza rezultatelor celei de-a 19-a expediții de cercetare arctică „Kara-Summer-2018”, au fost emise recomandări pentru efectuarea lucrărilor expediționare pentru testarea elementelor sistemului de management al gheții (IMS) în apele din partea de sud-vest a Mării Kara. Studiile au arătat că utilizarea vehiculelor aeriene fără pilot aeronave(UAV), atât pentru recunoașterea aeriană în zona de lucru pe apă, cât și pentru amplasarea geamandurilor de răspuns pe formațiuni de gheață potențial periculoase, elimină serviciile costisitoare pentru atragerea de avioane și elicoptere de recunoaștere a gheții. În plus, utilizarea UAV-urilor elimină riscurile pentru personal atunci când plasează geamanduri pe aisberguri. Rezultatele cercetării vor asigura planificarea forțelor și mijloacelor sistemului de control al situațiilor de urgență, organizarea muncii acestora și interacțiunea în timpul eliminării amenințărilor din formațiunile de gheață periculoase.

În octombrie 2018, au început studiile de teren ale proprietăților de rezistență ale gheții marine. Grupuri de cercetători ai gheții au început să lucreze la locurile de testare din Marea Laptev, inclusiv cele din baza de cercetare Khastyr, care funcționează din 2016. Modificările în proprietățile gheții de-a lungul întregii perioade de existență vor fi studiate utilizând un sistem unificat. metodologie pentru patru locuri de testare situate în mările Laptev, Okhotsk și japoneză. Toate tipurile de gheață de mare din primul an (subțire, medie, groasă, desalinizată) vor fi studiate simultan, ceea ce este unic pentru cercetarea gheții interne. Dependențele obținute vor face posibilă determinarea variabilității anuale a proprietăților de rezistență a gheții la calcularea sarcinilor pe structurile câmpurilor de petrol și gaze offshore.

Expediția a efectuat și întreținerea preventivă a echipamentelor hidrometeorologice instalate anterior în Marea Kara - stații meteorologice automate și geamanduri autonome scufundate.

Complexul de activități desfășurate în timpul expediției le-a permis specialiștilor Rosneft să dobândească experiență unică și competențe necesare pentru a asigura siguranța lucrărilor de explorare geologică pe raftul mărilor arctice.

Începând cu sezonul de vară anului 2016, monitorizarea pe tot parcursul anului a condițiilor naturale și climatice din Golful Khatanga este în curs de desfășurare, al cărei scop este de a colecta date primare și de a dezvolta o metodologie pentru recalcularea proprietăților de rezistență ale gheții marine în diferite perioade ale acesteia. formare.

Compania acordă o atenție deosebită conservării mediului și diversității ecologice din regiunea arctică. În 2018, a fost finalizată o muncă de cercetare de doi ani pentru a număra numărul și distribuția urșilor polari în zona de responsabilitate Rosneft din Marea Kara.

În plus, specialiștii ANC au finalizat lucrările privind dezvoltarea unei metodologii de cartografiere geocriologică a platformei arctice și construirea de hărți digitale de zonare geocriologică a Mării Kara și a Mării Laptev. Etapa inițială a inclus sistematizarea materialelor faptice și dezvoltarea abordărilor științifice și metodologice pentru extrapolarea datelor faptice în zona de apă cartografiată; elaborarea structurii și completarea listei surselor literare și de stoc disponibile. În urma cercetărilor efectuate, a fost elaborată o metodologie de cartografiere geocriologică la scară 1:2.500.000, a fost creată o bază de date computerizată a condițiilor de distribuție și apariție a permafrostului subapos, o hartă a zonei geocriologice a raftului de Marea Kara și Marea Laptev au fost întocmite la o scară de 1:2.500.000 și o notă explicativă Pentru ea. Au fost formulate principalele direcții pentru cercetări ulterioare în zona de permafrost a raftului mărilor arctice ale Rusiei.

Se lucrează la studiul și monitorizarea mamiferelor marine din Marea Neagră. În 2018, a fost efectuată o analiză a datelor privind stocurile, inclusiv datele companiei, prima etapă pe teren (expediția pe mare) și au fost rezumate informații despre eșuările de cetacee pe coasta Krasnodar și pe coasta Crimeei. În 2019, sunt planificate lucrări la un recensământ aerian al cetaceelor ​​și o altă expediție pe mare.

Au continuat lucrările la formarea unei baze de date a parametrilor naturali și climatici ai platformei arctice și sprijinul pentru Atlasul mărilor arctice.

Pentru implementare cu succes proiectele de pe platforma arctică Rosneft a evaluat necesitatea ca navele să sprijine și să sprijine operațiunile de foraj în zonele licențiate ale companiei. Au fost identificate principalele tipuri de nave și structuri offshore necesare pentru implementarea proiectelor offshore ale Companiei. Au fost dezvoltate cerințe funcționale pentru fiecare tip. Datorită lansării proiectelor în zona arctică, Rosneft formează un ordin de ancorare pentru industria autohtonă și este interesat de localizarea noilor tehnologii și a instalațiilor moderne de producție. Majoritatea comenzilor pentru construcția de platforme de foraj, țevi și alte echipamente sunt planificate să fie plasate la întreprinderile rusești.

În primăvara anului 2014, Rosneft a publicat o listă de echipamente și utilaje necesare în diferite stadii de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze offshore. Astfel, compania a anunțat deja Producătorii ruși comenzi pentru mai mult de 20 de tipuri de nave și aeronave, o cerere pentru câmp petrolier rusesc și echipamente de foraj - încă aproximativ 30 de articole. Numai în Arhangelsk și regiunile Murmansk, precum și în districtul autonom Yamalo-Nenets, peste 100 de întreprinderi vor fi implicate în îndeplinirea comenzilor companiei.

Pentru a dezvolta raftul arctic, Rosneft lucrează activ pentru a crea o bază unică de producție pentru echipamentele marine. Unul dintre domeniile de lucru pentru rezolvarea acestei probleme va fi crearea, pe baza Centrului SA pentru Construcții Navale și Reparații Navale din Orientul Îndepărtat al SA, a unui cluster industrial și de construcții navale în Orientul Îndepărtat al Rusiei, al cărui nucleu va fi un nou șantierul naval - complexul de construcții navale Zvezda din orașul Bolshoi Kamen.

Complexul de construcții navale Zvezda a fost creat pe baza fabricii Zvezda din Orientul Îndepărtat de către Consorțiul JSC Rosneftegaz, PJSC NK Rosneft și JSC Gazprombank. Proiectul complex presupune construirea unei rampe de amenajare grea, a unui dic uscat și ateliere de producție Complexul de construcții navale Zvezda cu ciclu complet va produce nave cu tonaj mare, elemente de platforme offshore, nave din clasa gheții, nave speciale și alte tipuri de echipamente marine.

În septembrie 2017, la LLC SSK Zvezda a avut loc ceremonia de așezare a chilei a patru nave de aprovizionare multifuncționale din clasa de gheață armată. Navele vor fi puse în funcțiune în 2019-2020. și va asigura operațiuni de foraj offshore în zonele de licență ale companiei în zona arctică. Operatorul navei va fi Rosnefteflot LLC.

În octombrie 2017, Rosnefteflot JSC, o subsidiară a Rosneft Oil Company, a încheiat contracte cu SSK Zvezda LLC pentru construirea a zece nave-cisternă Arctic cu o greutate proprie de 42 de mii de tone fiecare. Cisternele cu clasa de gheață armată ARC7 sunt proiectate să funcționeze în gheață cu o grosime de până la 1,8 m la temperaturi ambientale de până la minus 45 de grade.

Pe 11 septembrie 2018, în prezența președintelui Federației Ruse, pe rampa Zvezda a fost așezat primul tanc din clasa Aframax. Acum secțiuni din primele trei nave sunt fabricate și asamblate la Zvezda. Primul Aframax va fi lansat în 2020.

Implementarea proiectului va contribui la dezvoltarea clusterului industrial și de construcții navale și la localizarea producției de echipamente navale în Orientul Îndepărtat al Rusiei, asigurând posibilitatea de proiectare a navetei cisterne arctice pe teritoriul Federației Ruse și formarea unui portofoliu optim de comenzi pentru încărcarea complexului de construcții navale Zvezda.

În cadrul celui de-al XXI-lea Forum Economic Internațional de la Sankt Petersburg, cu sprijinul PJSC NK Rosneft, Complexul Naval Zvezda a semnat un memorandum de înțelegere cu compania franceză de inginerie Gaztransport & Technigaz (GTT) privind proiectarea și construcția sistemelor de marfă pentru GNL ( gaze naturale lichefiate) nave transportoare de gaze ).

Navele de transport de gaze pot fi solicitate atunci când implementează o serie de proiecte pentru dezvoltarea câmpurilor offshore, precum și pentru transportul gazelor naturale produse în Federația Rusă.

Arctica de Vest

Informații generale

Pe platforma continentală a mărilor arctice de vest, Rosneft PJSC deține licențe pentru 19 zone de licență:

• 7 zone din Marea Barents - Fedynsky, Central Barentssky, Perseevsky, Albanovsky, Varneksky, Western Prinovozemelsky și Gusinozemelsky;
• 8 situri în Marea Pechora - rusă, Yuzhno-Russky, Yuzhno-Prinovozemelsky, West Matveevsky, North Pomorsky-1, 2, Pomorsky și Medynsko-Varandeysky;
• 4 secțiuni în Marea Kara - Est Prinovozemelskie-1, 2, 3 și North Kara.

în mările arcticei vestice Și

Resursele totale de petrol și gaze recuperabile ale zonelor, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 01.01.2019, sunt estimate la 16 miliarde de tone echivalent petrol.

Au fost descoperite cinci câmpuri în zone (Pobeda în Marea Kara, Severo-Gulyaevskoye, Medynskoye-Sea, Varandey-Sea și Pomorskoye în Marea Pechora). Rezervele totale recuperabile din categoriile C1+C2 din rubricile indicate la 01.01.2019 sunt:

• ulei + condens - 247 milioane de tone.
• gaze - 501 miliarde m3

Pentru perioada 2012-2018. Compania a finalizat 70 de mii de kilometri liniari de gravitație aeropurtată și de cercetare magnetică, peste 70 de mii de kilometri liniari. km de explorare seismică 2D și aproximativ 24 mii mp. km. Studii seismice 3D, am efectuat sondaje inginerești și geologice la 15 amplasamente pentru forarea puțurilor de prospecție și explorare, au efectuat 3 expediții geologice. Pentru a monitoriza starea mediului, se efectuează un sondaj anual al gurilor puțurilor forate anterior în apele mărilor Pechora, Barents și Kara.

În 2014, sonda Universitetskaya-1 a fost forată în zona de licență Vostochno-Prinovozemelsky-1 din Marea Kara, ceea ce a confirmat prezența zăcămintelor de hidrocarburi în regiunea promițătoare de petrol și gaze. Pe baza rezultatelor forării sondei, zăcământul de petrol și gaze Pobeda a fost descoperit cu rezerve recuperabile (categoria C1+C2) de 396 de miliarde de metri cubi de gaz liber și 130 de milioane de tone de petrol.

În zonele licențiate ale raftului mărilor arctice de vest, Rosneft îndeplinește obligațiile de licență înainte de termen termenele stabiliteși un exces semnificativ al volumului de muncă sub licențe.

Arctic de Est

Informații generale

Pe platforma continentală a mărilor arctice de est, Rosneft PJSC deține licențe pentru 9 zone:

• 5 zone din Marea Laptev - Ust-Oleneksky, Ust-Lensky, Anisinsky-Novosibirsky, Khatanga și Pritaimyrsky;
• 1 tronson în Marea Siberiei de Est - Siberiei de Est-1;
• 3 secțiuni în Marea Chukchi - North Wrangel-1,2 și South Chukotka.

Resursele de hidrocarburi recuperabile din zonele de praf ale mărilor arctice estice, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 01.01.2019, se ridică la peste 13,7 miliarde de tone echivalent petrol, excluzând resursele din Est. Secțiunea Siberian-1, estimată de PJSC NK Rosneft în valoare de 4,6 miliarde tep.

În perioada 2012-2018, Compania a finalizat 225 de mii de kilometri liniari de cercetare magnetică gravitațională în aer, peste 73 de mii de kilometri liniari. km de lucrari de sondaj seismic 2D, au fost efectuate 7 expeditii geologice.

În decembrie 2015, Rosneft a primit o licență pentru a dezvolta situl Khatanga, situat în Golful Khatanga, în partea de sud-vest a Mării Laptev, în nordul Teritoriului Krasnoyarsk. La 3 aprilie 2017, construcția sondei de explorare Tsentralno-Olginskaya-1 a început și a fost finalizată la 1 mai 2018.

Pe baza rezultatelor forării sondei, a fost confirmat potențialul de petrol și gaze al zonei de apă a Mării Laptev și a fost descoperit zăcământul Central-Olginskoye cu rezerve recuperabile (în categoriile C1+C2) de peste 80 de milioane de tone de petrol.

Zone licențiate ale PJSC NK Rosneft
în mările Arcticului de Est

Orientul Îndepărtat al Rusiei

Informații generale

Pe platforma continentală a Mării Ochotsk și a Mării Japoniei în Orientul Îndepărtat District federal PJSC NK Rosneft este participant la proiectul Sakhalin-1 pentru dezvoltarea câmpurilor Chayvo, Odoptu-more, Arkutun-Dagi în condițiile PSA și, împreună cu filialele și asociațiile sale în participație, deține alte 17 licențe pentru zone, și anume:

• 12 zone de pe raftul insulei Sakhalin - domul nordic al câmpului Odoptu-sea, vârful nordic al câmpului Chayvo, câmpul de condensat de petrol și gaz Lebedinskoye, câmpul Kaigansko-Vasyukanskoye - mare, Deryuginsky, marea Astrakhanovskoye - Nekrasovsky, gaz de Nord-Veninskoye câmp de condens, Vostochno-Pribrezhny, Amur-Limansky , Câmp de est Kaiganskoye, Central Tatarsky, Bogatinsky;
• 5 zone pe raftul Magadan - Magadan-1,2,3, Lisyansky, Kashevarovsky.

Resursele de hidrocarburi recuperabile din zonele offshore ale Mării Okhotsk, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 01.01.2019, se ridică la 1,7 miliarde tep, excluzând resursele Amur-Limansky, Zonele Bogatinsky și Central Tatar , estimate de PJSC NK Rosneft în valoare de 651 milioane de tone echivalent petrol .

Pe teritoriul sitului au fost descoperite 8 câmpuri (Lebedinskoye, Domul de Nord al Mării Odoptu, Chayvo, Arkutun-Dagi, Marea Odoptu, Marea Kaigansko-Vasyukanskoye, Veninskoye de Nord, Kaiganskoye de Est).

104 milioane de tone de petrol și condensat și 151,5 miliarde m3 de gaz.

Harta zonelor licențiate ale PJSC NK Rosneft
în Marea Ohotsk

Activitatea de explorare geologică a companiei pe raftul Mării Okhotsk poate fi împărțită în două perioade de timp: prima din 1996 până în 2011 și a doua din 2012 până în 2017. În prima perioadă, lucrările de explorare geologică au fost efectuate în principal pe zonele de raft din largul insulei Sakhalin sub situl Sakhalin-1, Sakhalin-3 (blocul Veninsky), Sakhalin-4 și Sakhalin-5, Lebedinsky și proiectele de Vest din Kamchatka la nord de Marea Ohotsk. În acest timp au fost finalizate 12,5 mii de linii liniare. km de explorare seismică 2D, 4,1 mii mp. km de explorare seismică 3D, 700 liniari. km de lucrări de explorare electrică, au fost forate 9 puțuri de explorare și au fost descoperite 3 câmpuri - Marea Kaigansko-Vasyukanskoye în 2006, North-Veninskoye în 2009, Lebedinskoye în 2011.

În a doua perioadă din 2012 până în 2017, Rosneft a primit noi licențe pentru 5 zone ale platformei continentale din partea de nord a Mării Okhotsk (Magadan-1,2,3, Kashevarovsky, Lisyansky) și 7 zone din largul insulei Sahalin. (Est Pribrezhny, Amur -Limansky, Deryuginsky, Bogatinsky, Lebedinsky, Kaigansko-Vasyukanskoye-Sea field, North-Veninskoye). În 2016, a fost primită o licență pentru zona tătarului central de pe raftul Mării Japoniei.

În această perioadă, Rosneft a crescut semnificativ volumul lucrărilor de explorare seismică în zonele autorizate. Pe parcursul a 7 ani, au fost finalizate aproximativ 27 de mii de linii liniare. km de explorare seismică 2D, peste 5,7 mii de metri pătrați. km de explorare seismică 3D, peste 1,7 mii liniari km de lucrări de explorare electrică, cercetări inginerești și geologice au fost efectuate la trei locații de zone promițătoare pentru determinarea punctelor de forare puțuri exploratorii, au fost forate 5 puțuri exploratorii. O cantitate semnificativă de lucrări de explorare geologică a fost finalizată în zonele licențiate ale raftului Magadan înainte de termenele stabilite prin obligațiile din licențe.

Capătul nordic al câmpului Chaivo

Informații generale

În 2011, PJSC NK Rosneft a primit o licență pentru studiul geologic, explorarea și producția de hidrocarburi în zona autorizată „Vârful de nord al câmpului Chayvo”, care este situată în partea de mică adâncime a raftului de nord-est al insulei Sahalin. Rezervele inițiale recuperabile de petrol și condens de pe câmp sunt de peste 14 milioane de tone; gaze - peste 20 de miliarde de metri cubi. m.

În mai 2014, Rosneft a început implementarea unui proiect la scară largă pentru dezvoltarea rezervelor de petrol din Chaivo de Nord. Aplicat la proiectul Northern Chaivo tehnologie inovatoare forarea puțurilor orizontale de la țărm cu abateri record de la verticală folosind instalația de foraj unică Yastreb.

La sfârșitul anului 2014, construcția conductei temporare a fost finalizată și a început producția din primele două sonde. În 2015, a fost forată și pusă în funcțiune a treia sondă de producție, iar forarea celei de-a patra sonde de producție a început. În 2016, a patra și a cincea sondă de petrol cu ​​adâncimi de foraj de 10.496 m și, respectiv, 11.163 m, au fost puse în funcțiune într-un program accelerat.

Sondele cu rază extinsă de la capătul nordic al câmpului Chayvo sunt unice prin complexitatea lor de proiectare. Sondele folosesc sisteme de completare de înaltă tehnologie cu dispozitive de control al fluxului de intrare pentru a limita pătrunderea gazului și pentru a asigura producția cumulativă maximă.

Producția reală de petrol și condens în 2018 a fost de 0,74 milioane de tone, volumul total de gaze furnizat consumatorilor a fost de 0,09 miliarde de metri cubi. m. În februarie 2018, Rosneft PJSC a produs șase milioane de tone de petrol la capătul de nord al câmpului Chayvo de la începutul proiectului.

Uleiul produs la câmp aparține mărcii SOKOL și este de o calitate excelentă. Uleiul are un conținut foarte scăzut de sulf - 0,25%, densitate - 0,825-0,826 kg/m 3 (36,8 grade API). Tot petrolul produs este expediat cu petroliere de la terminalul De-Kastri din teritoriul Khabarovsk către țările din regiunea Asia-Pacific. Gazul petrolier asociat este vândut la piata interna consumatorii din Orientul Îndepărtat.

„Câmpul Lebedinskoye”

Producția de petrol la câmpul Lebedinskoye (în largul Mării Okhotsk) se desfășoară din 2014. Operator - SRL RN-Sakhalinmorneftegaz. Producția este realizată de patru puțuri de producție. Calitatea petrolului produs la câmpul Lebedinskoye este apropiată de petrolul SOKOL.

Producția reală de petrol în 2018 la zăcământ a fost de 0,27 milioane de tone, producția de gaze - 0,09 miliarde de metri cubi. m.

În 2018, compania a efectuat lucrări de ajustare a limitelor zonei Lebedinsky, în urma cărora baza de resurse a câmpului a fost mărită. În 2018, conducta petrolieră Lebedinskoye - Odoptu-Sea a fost pusă în funcțiune.

„Odoptu-sea field (domul nordic)”

Câmpul Odoptu-Sea (Northern Dome) este primul proiect de producție offshore din Rusia. Producția de petrol a început în 1998. Operatorul de producție de petrol și gaze din câmp este RN-Sakhalinmorneftegaz LLC.

Producția de petrol se realizează prin puțuri orizontale forate de pe șantiere de pe uscat. Au fost forate 40 de sonde de producție cu o abatere semnificativă de la verticală (până la 5-8 km). Stocul actual de sonde la 01.01.2019 este de 28 de sonde de producție de petrol și 7 sonde de injecție.

Producția reală de petrol în 2018 a fost de 0,38 milioane de tone, producția de gaze - 0,14 miliarde de metri cubi. m.

Regiunea Sud

Informații generale

PJSC NK Rosneft deține licențe pentru 7 zone din apele rusești ale Mării Negre, Caspice și Azov: zona Temryuk-Akhtarsky și câmpul Novoe din Marea Azov, zona Caspică de Nord și câmpul Zapadno-Rakusechnoye din Marea Caspică, jgheabul Tuapse, zona de vest a Mării Negre și zona de sud a Mării Negre de pe platforma Mării Negre. În plus, Compania deține o licență pentru zona Gudăuta din sectorul abhaz al Mării Negre.

Potențialul de resurse al zonelor este estimat la 3,4 miliarde de tone de petrol și condensat și 61,5 miliarde de metri cubi. m de gaz, excluzând resursele zonei de vest a Mării Negre, ale căror resurse Rosneft le estimează la peste 500 de milioane de tone de petrol.

Rezervele recuperabile din cota PJSC NK Rosneft sunt:

• ulei + condens - 7,2 milioane de tone.
• gaze - 1,6 miliarde mc

Pentru 2012-2018 Compania a finalizat peste 3,8 mii km liniari de explorare seismică 2D, aproximativ 8,3 mii km 2 de explorare seismică 3D, studii inginerești și geologice la 11 locații, a forat 3 puțuri, a organizat trei expediții geologice de teren pe terenul adiacent.

Principal proiecte de investitii Proiectele lui Rosneft pe raftul mărilor sudice ale Rusiei includ proiecte pentru dezvoltarea zonelor licențiate ale Mării Negre. Aceste zone au un potențial enorm de resurse, cu toate acestea, căutarea și explorarea acumulărilor de petrol și gaze în zonele lor subsol necesită investiții semnificative datorită adâncimii mari a fundului mării (până la 2,2 km) și necesității de a folosi echipamente speciale rezistente. la efectele hidrogenului sulfurat de apă de mare cu conținut ridicat. În martie 2018, primul puț de apă ultra adâncă, Maria-1, a fost forat în zona de licență West Chernomorskaya. Construcția puțului a fost finalizată pe 15 martie 2018. În prezent, se efectuează o analiză a rezultatelor forajelor, care va face posibilă clarificarea modelului geologic al platformei Mării Negre și planificarea continuării lucrărilor de prospectare și explorare în zonele licențiate ale Companiei.

Lucrările planificate sunt, de asemenea, în desfășurare pentru a efectua explorări geologice la siturile Companiei din Mările Caspice și Azov - cercetare, explorare seismică și pregătire pentru prospectare și foraj exploratoriu.

În stadiul de dezvoltare pe raft Marea Azov Proiectul depozitului Novoye este localizat.

„Depozit nou”

Pe baza rezultatelor lucrărilor de explorare geologică din zona de licență Temryuksko-Akhtarsky din Marea Azov, câmpul Novoye a fost descoperit în 2007 cu rezerve recuperabile de 2,4 milioane de tone de petrol și 0,9 miliarde de metri cubi. m de gaz. În 2013, a fost primită o licență pentru dezvoltarea zăcământului Novoye.

Producția pe câmp a început în septembrie 2016 din sonda de explorare reactivată Novaya-1. Producția cumulativă de petrol de la începutul dezvoltării la 01.01.2019 este de 71,9 mii tone (cota Companiei este de 36,8 mii tone), producția de gaze este de 106,8 milioane de metri cubi. m (în cota companiei - 54,6 milioane de metri cubi).

Harta zonelor licențiate ale PJSC NK Rosneft
în regiunea de Sud