Юрхаровское — крупнейшее нефтегазовое месторождение на арктическом шельфе россии

Юрхаровское месторождение газа и нефти

Арктическая зона России характеризуется почти нетронутыми запасами полезных ископаемых, в том числе запасами нефти и газа. В арктической зоне сосредоточены крупнейшие нефтегазовые месторождения. Одним из таких месторождений является Юрхаровское нефтегазокондесатное месторождение (ЮНГКМ).

Расположение месторождения

ЮНГКМ расположено на севере Западной Сибири и входит в Назым-Пурскую нефтегазоносную область. Оно расположено в 300 км на север от города Новый Уренгой и находится за северным полярным кругом. Площадь месторождения составляет 260 квадратных километров.

Основные залежи углеводородов месторождения находятся на суше в районе Тазовского полуострова и на шельфе Тазовской губы. Тазовская губа представляет собой залив Обской губы Карского моря. Глубина залива составляет около 4 метров.

Запасы углеводородов (УВ)

Это месторождение было открыть в 1970 году. Разработку его начали в 2003 году.

Запасы включают одну залежь газа, 19 газо- и 3 нефтеконденсатных залежи. Запасы месторождения на начало 2012 года составили 445,5 млрд м³ газа и 24, 6 млн тонн конденсатов.

По итогам 2013 года с этого месторождения было добыто более 38 млрд м³ газа и свыше 2,7 млн тонн конденсатов.

Добыча и транспортировка УВ

Углеводородные ископаемые на месторождении залегают на глубине от 1 000 до 2 950 м. Поскольку залежи месторождения сосредоточены довольно компактно, то это позволяет добывать УВ с малыми затратами. Большая эффективность добычи определяется еще и тем, что для транспортировки газа можно использовать магистральный газопровод Уренгой–Ямбург, который проходит всего в 51 км от ЮНГКМ.

Добыча УВ со дна залива производится путем бурения горизонтальных скважин с суши. При этом для того чтобы минимизировать затраты добычи на месторождении, используется метод многозабойных горизонтальных скважин. Этот метод позволяет сократить общее число скважин, необходимых для получения большего количества добываемых газа и нефти. Кроме того, используются скважины большого диаметра в 245 мм. Длина горизонтальных скважин часто превышает 1 000 м. Примером может служить пробуренная в 2013 году рекордная скважина общей длиной в 8 495 м с горизонтальной составляющей скважины в 1 500 м.

Транспортировка добываемого на месторождении газа до газопровода единой системы осуществляется по построенному газопроводу, пропускная способность которого достигает 34 млрд м³ газа в год.

Особенности месторождения

Когда речь идет о добыче углеводородов, размещенных за полярным кругом на шельфе северных морей, то многие специалисты считают, что наиболее правильным решением в этом случае является освоение таких месторождений, которые находятся недалеко от уже освоенных месторождений и магистральных трубопроводов. К таковым и относится ЮНГКМ. Благодаря своему удобному расположению это месторождение бурно развивалось. В результате этого Россия уже с 2005 года добывает газа с арктического шельфа больше, чем Норвегия и США вместе взятые.

Компания «Новатэк»

Разработчиком недр на ЮНГКМ выступает компания ОАО «Новатэк», которая является крупнейшим в России независимым производителем газа. Компания имеет лицензию на соответствующие работы на данном месторождении до 2034 года. Эта компания разрабатывает несколько месторождений нефти и газа в том же районе, но ЮНГКМ является наиболее крупным из них. На него приходится 61 % газа и 41 % жидких углеводородов, добытых компанией в 2014 году. Число работающих в данной компании на 2010 год составило более 4 000 человек. Из них более 50 % работали в сфере разведки и добычи, а более 30 % – в сфере переработки и транспортировки УВ.

Перспективы развития месторождения

В конце прошлого года сообщалось, что компания «Новатэк» планирует в 6 раз увеличить производство газа с ЮНГКМ . При этом если в 2014 году с этого месторождения добывался 1 млрд м³ газа в год, то к 2016 году данный объем будет увеличен до 6,1 млрд м³. Как считают специалисты, для такого увеличения добычи газа необходимо пробурить десяток наклонных скважин с горизонтальным окончанием. Кроме того, необходимо будет построить компрессорную станцию и газопроводы от скважин до станции переработки газа.

На конец 2014 года уже были проведены инженерные изыскания и выполнен проект работ.

Влияние добычи газа и нефти на экологию

ЮНГКМ находится в районе, расположенном в пределах полярного круга. Как известно, природа Крайнего Севера, а тем более морского шельфа северных морей, очень чувствительна к различным негативным воздействиям, связанным с добычей газа и нефти. Во всем мире существуют целые движения, которые требуют защитить Арктику и не допускать туда компании, занимающиеся добычей углеводородов.

Наиболее неблагоприятно на природу Севера может повлиять такой фактор, как разлив нефти. Тогда, как показал подобный случай в Мексиканском заливе, требуется очень много усилий, чтобы хоть как-то ослабить влияние воздействия разлива нефти на природу.

Если такой случай произойдет где-нибудь в Арктике, то это будет означать катастрофу. Ведь в местах добычи углеводородов в Арктике нет дорог, а водные просторы многие месяцы затянуты непроходимыми льдами.

Поэтому работы по ослаблению последствий негативных воздействий на природу будут очень ограничены.

В основном солидные компании, занимающиеся добычей углеводородов на арктическом шельфе, относятся ответственно к возможным экологическим проблемам добычи полезных ископаемых. В частности, компания «Новатэк» в 2014 году на работы,связанные с охраной окружающей природы, потратила 237 млн рублей.

Например, компания внедряет безотходные и малоотходные технологии. В соответствии с этим при работах используются буровые растворы, которые после подъема из скважины восстанавливаются для повторного использования.

Другим примером служит использование экологически безопасных источников электроэнергии в виде солнечных батарей и ветрогенераторов для питания системы автоматики и узлов конденсатопровода на ЮНГКМ.

Профилактика как известно, лучше лечения. И не только в медицине, но и в других сферах. Подробная статья о пожарах на эту тему.

Загрязнение – вред экологии. Интересный материал про техногенный аспект влияния на природу по https://greenologia.ru/eko-problemy/texnogennoe-zagryaznenie.html ссылке.

Выводы

  1. ЮНГКМ является одним из важнейших месторождений, позволяющим добывать углеводороды с арктического шельфа.
  2. Благодаря удобному расположению вблизи от магистральных трубопроводов, использованию современных технологий месторождение стабильно развивается, что позволило компании «Новатэк» добыть по итогам 2013 году свыше 38 млрд м³ газа и 2,7 млн тонн конденсатов.
  3. Добыча углеводородов негативно влияет на легкоранимую природу Арктики. Для ослабления этого негативного влияния компания «Новатэк» использует наиболее прогрессивные технологии и выделяет денежные ресурсы на природоохранительные мероприятия.

Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа шельфа Арктики

Prospects and problems of the Arctic shelf oil and gas fields development

V. BOGOYAVLENSKY, Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences

Рост мировой потребности в углеводородном сырье и истощение его запасов на суше активизировали в последние десятилетия поисково-разведочные работы в акваториях морей и океанов, приведшие к существенному росту морской нефтегазодобычи. В последние годы доли морской нефти и газа от мирового объема добычи превышают 30%.

In recent years over 30% of the world’s oil and gas production volume is offshore share.

Россия обладает около 21% шельфа Мирового океана (свыше 6 млн км 2 ), при этом наиболее перспективный и доступный, с точки зрения бурения, шельф превышает 60% площади ее акваторий. Общепризнанным является высокий углеводородный (УВ) потенциал шельфа России – суммарные извлекаемые ресурсы оцениваются многими ведущими отечественными специалистами в более чем 100 млрд тонн условного топлива (оценки западных экспертов намного скромнее), из которых газовая составляющая достигает 80%. При этом наибольший объем УВ, около 90%, сосредоточен в арктических морях [1, 2, 3].

Активные геологоразведочные работы (сейсморазведка МОГТ и бурение), начавшиеся на шельфе западного полушария Арктики более 40 лет назад, а восточного – более 30 лет назад, завершились открытием ряда новых крупных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) или морских продолжений НГБ, ранее открытых на суше (рис. 1): Бофорта–Маккензи и Свердруп (Канада), Северного склона Аляски (США), Западно-Баренцевского (Норвегия), Восточно-Баренцевского и Южно-Карского (Россия). На российском шельфе обнаружены наиболее крупные месторождения (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Долгинское, Приразломное и др.) с запасами нефти и газа около 10 млрд тонн нефтяного эквивалента. Самое крупное на шельфе Арктики – Штокмановское месторождение содержит свыше 3,9 трлн м 3 газа и 56 млн тонн конденсата [1, 3]. Сложные природно-климатические условия и имеющиеся на современном этапе технологические и экономические проблемы его освоения отодвинули начало разработки на неопределенный срок.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШЕЛЬФА РОССИИ

Шельф Северного Ледовитого океана.

Общая площадь всего арктического шельфа превышает 26 млн км2. Площадь перспективной акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн км2. Почти все пространство Арктики расположено на блоке дорифейской континентальной коры. Согласно другой точке зрения существование дорифейской платформы отрицается. Если будет доказано существование дорифейской платформы, то к России отойдет значительная часть Северного Ледовитого океана. Таким образом, вопрос о дорифейской платформе имеет не только научную, но и экономическую значимость.

Читать еще:  Утиная ферма или разведение уток как бизнес — выгодно или нет?

Последующие события (рифтогенез, формирование зон каледонид, мезозойский тектогенез, раскрытие океанических котловин и др.) определили формирование современной структуры этого региона. В пределах арктического шельфа выделились два крупных блока земной коры. Евразийский (Норвежско-Баренцево-Карский) блок охватывает одноименные моря, западную часть моря Лаптевых, архипелаги и острова (Шпицберген, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля, Новая Земля и др.). Амеразийский блок включает восточную часть моря Лаптевых, Восточно-Сибирское море с Новосибирскими островами и Чукотское море с островами Врангеля и Геральда. Блоки разделены рифтовой зоной подводного хребта Гаккеля, ответвлениями этой зоны на юге, а также смежными с хребтом глубоководными котловинами. На режим и особенности нефтегазоносности выделенных в пределах этих блоков осадочных бассейнов существенное влияние оказывал рифтогенез.

В пределах арктической акватории выделяются крупные опущенные участки с повышенной мощностью отложений и поднятия, перспективные для поиска месторождений нефти и газа. На основе тектонического и литолого-стратиграфического анализов выявлены участки, которые можно рассматривать как отдельные провинции, включающие эти осадочные бассейны. Некоторые из них являются доказанными нефтегазоносными, другие рассматриваются как весьма перспективные [5].

Нефтегазоносные бассейны западного (евразийского) блока содержат значительные ресурсы нефти и газа, что доказано открытием уникального Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море, нефтегазовых месторождений в Печорском море (Приразломное, Северо-Долгинское и другие), газовых в Карском море (Русановское и Ленинградское). В норвежском секторе Баренцева моря залежи углеводородов приурочены к нефтегазовому месторождению Сновит и нефтяному месторождению Голиас. По оценкам, проведенным ВНИИокеангеологией, ВНИГРИ и другими организациями, российская часть западно-арктического шельфа, включая Баренцево, Печорское и Карское моря, составляет более 75 % разведанных запасов всего российского шельфа — 8,2 млрд т усл. топлива. В пределах восточного (амеразийского) сектора российской Арктики еще не пробурено ни одной скважины и не открыто ни одного месторождения нефти и газа, но перспективы имеются, судя по наличию крупных месторождений в аналогичных толщах смежных районов Аляски. В восточной части шельфа Чукотского моря американскими компаниями пробурено несколько скважин, показавших признаки нефтеносности.

Согласно принятой в России точке зрения, основная часть акватории Северного Ледовитого океана и сопредельная территория суши Арктики расположена на дорифейской коре континентального типа. Глубина подошвы земной коры (граница Мохоровичича) изменяется от 40-42 км, уменьшаясь под зонами континентального рифтогенеза до 33-35, иногда до 25 км. Граница Конрада фиксируется на глубине 20-25 км.

В геологической истории бассейнов Арктики на удаленных участках выделяется несколько этапов рифтогенеза, часто синхронных [10]. Синхронность проявления рифтогенеза позволяет наметить региональные геологические зоны, протягивающиеся на сотни и тысячи километров и характеризующиеся сходной геологической историей. В итоге удается составить прогноз нефтегазоносности в разобщенных, на первый взгляд, тектонических блоках.

На рисунке 5 представлена геоморфоогическая карта Северного Ледовитого океана.

Рис. 5. Геоморфоогическая карта Северного Ледовитого океана

В плане нефтегазоносности каждому осадочно-породному бассейну соответствует нефтегазоносный бассейн. В пределах западно-арктического шельфа выделяются Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Западно-Сибирский, Северо-Карский, Енисей-Хатангский, Южно-Лаптевский нефтегазоносные бассейны, на территории восточного сектора российской Арктики — Восточно-Сибирский и Чукотский.

Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн наиболее изучен, в его пределах выявлены только газовые и газоконденсатные месторождения (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Северо-Кильдинское и Мурманское).

В пределах акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявленные месторождения приурочены к зонам продолжения авлакогенов: Варандей-Адзьвинского (Варандей-море, Медынское-море, Долгинское и Приразломное) и Печоро-Колвинского (Поморское газовое). Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение связано с акваториальным продолжением Хорейверской впадины, а нефтяные Песчаноозерское и Ижемко-Таркское месторождения — с акваториальным продолжением Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

В пределах Южно-Карского и севера Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов выявлены уникальные и крупные месторождения на суше п-ова Ямал, а в акваториальной части открыты два уникальных месторождения газа (Русановское и Ленинградское) в Обской и Тазовской губах.

Наиболее благоприятными для формирования нефтегазоносности бассейна оказываются зоны рифтогенных прогибов и сформированные на их месте «сверхглубокие депрессии».

Преимущественно газовые месторождения связаны с инверсионными антиклинальными поднятиями. Они располагаются цепочками в пределах валов и образуют линейные зоны нефтегазонакопления. К таким перспективным зонам в пределах Баренцевоморской зоны рифтогенеза следует отнести все инверсионные структуры (Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

В пределах Южно-Карско-Ямальской зоны рифтогенеза наиболее перспективны на поиски нефтегазовых месторождений инверсионные валы (Нурминский, Малыгинский, Ямбургский, Гыданский, Преображенско-Зеленомысовский, Новопортовский, Уренгойский, Тазовский, Часельский, Верхне-Толькинский, Харампурский).

Интересной, с точки зрения нефтегазоносности, является область развития соляного тектогенеза в пределах Центрально-Баренцевской зоны рифтогенеза. К соляным куполам могут быть приурочены газовые скопления в подсолевом комплексе или же небольшие нефтяные скопления в надсолевом комплексе отложений.

Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются бортовые участки крупных прогибов или отдельные сводовые поднятия в пределах зон рифтогенеза, претерпевшие значительный подъем, который мог повторяться несколько раз в течение геологической истории развития бассейна. В результате мощный мезозойский разрез оказался размытым, а палеозойский разрез осадочного чехла залегает на глубине, доступной для бурения. К таким перспективным структурам на нефть можно отнести свод Федынского, а также бортовые участки Адмиралтейского вала [25]. О возможности сохранения в палеозойских породах нефти свидетельствуют находки в них жидких битумов на крайнем севере Новой Земли, на о-ве Пионер, в западной части Енисей-Хатангского прогиба, на Северной Земле и Таймыре.

В пределах сверхглубоких депрессий максимальной продуктивностью обладают «тектонические узлы», то есть участки, которые попадают в область пересечения зон континентального рифтогенеза разной направленности, а возможно, и разного возраста. Эти «тектонические узлы» отражают пересечение зон с высокой глубинной энергией, что вызывает аномальность всех происходящих в них процессов, в том числе и нефтегазообразования и последующей миграции углеводородов. К таким участкам в пределах Баренцевоморского бассейна можно отнести область пересечения палеозойской субширотной зоны рифтогенеза и наложенной на нее субмеридиональной зоны триасового рифтогенеза, протягивающейся вдоль Новоземельской складчатой области и сформировавшей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины. В эту область попадают гигантское Штокмановское и два крупных месторождения газа (Лудловское и Ледовое).

В пределах Южно-Карско-Западно-Сибирского бассейна к таким тектоническим узлам можно отнести участки пересечения Енисей-Хатангского прогиба как с Южно-Карско-Ямальской зоной рифтогенеза, так и с рифтом моря Лаптевых. В пределах Западной Сибири к подобному тектоническому узлу приурочена большая часть газовых гигантов Ямала.

В западной части моря Лаптевых наиболее перспективны для поисковых работ на нефть и газ зона пересечения двух рифтогенных прогибов, зоны рифтогенеза моря Лаптевых и восточной части Енисей-Хатангского прогиба.

Вблизи пересечений рифтовых прогибов находится крупное Трофимовское поднятие, расположенное частично в дельте Лены, намечены и другие благоприятные структуры.

Перспективы Северо-Чукотского прогиба восточного сектора Российской Арктики оцениваются в основном, по аналогии с Аляской, на основании предполагаемой близости характера разрезов. В северной части Аляски известно около 40 месторождений, из которых разрабатывается около 10. Крупнейшим месторождением в бассейне арктического склона является месторождение Прадхо-Бей, приуроченное к поднятию размером 21?52 км2. Начальные промышленные запасы этого месторождения составляли 1,78 млрд т нефти и 735 млрд м3 газа. Основная залежь находится в пермотриасовых отложениях, песчаниках триаса и нижних горизонтах юры (формация Ивишак группы Садлерочит и вышележащие формации Шублик и Саг-Ривер). Вокруг Прадхо-Бей расположена целая группа более мелких месторождений-сателлитов. Западнее находится месторождение Купарук-Ривер, запасы нефти в песчаниках неокома оцениваются в 200 млн т. В скважинах, пробуренных на шельфе Чукотского моря, известны многочисленные нефте- и газопроявления из известняков формации Лисберн в скв. Попкорн и Даймон; из формации Ивишак триасового возраста в скв. Клондайк получены притоки нефти. Многочисленные нефтепроявления отмечены выше мелового несогласия в породах свит Пебл Шейл, Торок и Нанушук.

В разрезе Чукотского моря выделяются благоприятные структуры, в том числе крупные линейные поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления. Широко развиты зоны выклинивания и стратиграфического срезания [4]. В пределах Северо-Чукотского прогиба есть благоприятные для нефтегазонакопления структурные формы многих типов (складки, зоны литологического выклинивания, стратиграфического срезания, возможно, диапировые складки), которые являются объектами поиска нефти и газа. Этот прогиб можно рассматривать как нефтегазоносный бассейн, представляющий в восточном секторе российской Арктики наибольший интерес [7]. Перспективы нефтегазоносности следует связывать с надвигами Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут быть вскрыты отложения триаса и верхнего палеозоя. Глинистые породы альба (формация Торок на Аляске) служат эффективным флюидоупором.

Читать еще:  Классы опасности химических веществ. будьте осторожны - химия!

Перспективы Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского прогибов, котловины Подводников и, возможно, Амундсена и других сверхглубоких впадин Восточной Арктики связаны, прежде всего, с верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями. Их мощность превышает 10 км. Помимо центральных частей прогибов перспективами обладают также и их бортовые зоны, такие как склоны поднятий Де-Лонга и Северо-Чукотского. Кроме того, высокие перспективы имеют и инверсионные поднятия палеозойских прогибов там, где они доступны для бурения (Врангелевско-Геральдская зона поднятий).

Приведенный выше обзор показывает, что в центральных, наиболее опущенных частях осадочных бассейнов Арктики сосредоточены главные потенциальные ресурсы газа и нефти. Преимущественно газоносны наиболее опущенные части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития

«Шельфовые проекты более рентабельны, чем проекты на суше»

Пока на российском арктическом шельфе есть только один работающий проект — платформа «Приразломная». Но компании — «Роснефть» и «Газпром» — декларируют планы по серьезному увеличению добычи в регионе. Об экономическом потенциале российского арктического шельфа “Ъ” рассказал заместитель директора Института нефти и газа РАН ВАСИЛИЙ БОГОЯВЛЕНСКИЙ.

— Каковы текущие оценки нефтегазового потенциала российского арктического шельфа?

— Суммарные извлекаемые ресурсы российского шельфа в целом оцениваются отечественными специалистами примерно в 100 млрд тонн условного топлива, из которых более 80% приходится на газ, остальное — на нефть. Подавляющая часть эти ресурсов, около 90%, сосредоточена в арктических морях. Необходимо отметить, что оценки ресурсов углеводородов, которые дают западные специалисты, намного скромнее. За последние 30 лет на российском арктическом шельфе было обнаружено 23 месторождения, включая уникальные и крупные по запасам Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Долгинское, Приразломное, Каменномысское-море. Общие запасы составили около 10 млрд тонн нефтяного эквивалента (более 90% — газ).

— Какие месторождения в российской Арктике уже осваиваются, а на каких добыча начнется в ближайшие пять лет?

— Опыт освоения российской Арктики показал, что в таких сложных климатических условиях рациональнее всего начинать разработку шельфовых месторождений в регионах с уже развитой инфраструктурой. Например, Семаковское месторождение «Газпрома», где рядом разрабатывается гигантское Ямбургское месторождение с готовой трубопроводной инфраструктурой, которую можно использовать. Другой пример — Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение, разрабатываемое с 2003 года компанией НОВАТЭК. Его залежи расположены в основном под акваторией Тазовской губы, и добыча организована субгоризонтальными скважинами с берега. Именно благодаря результатам разработки Юрхаровского месторождения Россия с 2005 года добывает на арктическом шельфе больше углеводородов, чем США и Норвегия вместе взятые. Если же начинать проект с нуля, где-нибудь в море Лаптевых, то вложения будут в несколько раз выше. Нефтегазовые компании стараются найти в первую очередь нефтяные месторождения, так как у нас много газа в гораздо более доступных районах и на Северном полюсе, а также в удаленных от берега районах Арктики газ никому в ближайшие десятилетия не понадобится.

— А с точки зрения нефти какие наиболее перспективные площади сейчас есть на арктическом шельфе?

— Это акватории Печорского моря, где открыты четыре нефтяных месторождения: Приразломное, разрабатываемое с 2013 года, Долгинское, Варандей-море и Медынское-море. В Тазовской губе Карского моря добывается около 2,7 млн тонн конденсата. При оптимистическом прогнозе эти пять месторождений могут дать к 2025 году не более 20 млн тонн в год. Из новых шельфовых месторождений, которые могут быть открыты в ближайшие годы, включая открытое в этом году месторождение на структуре «Университетская», в ближайшие десять лет промышленная добыча не начнется ни на одном.

Это связано с необходимостью больших вложений, а также с коротким навигационным сезоном, в течение которого можно вести геологоразведку. Очень сложно бурить за сезон больше одной разведочной скважины, а для подтверждения запасов крупного месторождения нужно пробурить, как правило, не меньше трех-четырех скважин. Дальше нужно эти данные проанализировать, сделать модель месторождения с подсчетом и утверждением в Госкомиссии по запасам, подготовить и утвердить проект его разработки. Уже этот этап занимает не меньше пяти лет. Потом нужно спроектировать и построить ледостойкую платформу или искусственный остров — в зависимости от проекта разработки, на что нужно еще два-три года как минимум. Потом нужно время, чтобы установить платформу и начать бурение. Затем идет период наращивания добычи до максимального уровня, который в случае с платформой «Приразломная», например, занимает семь лет. То есть даже при оптимистичном сценарии от разведочного бурения до выхода на полку добычи проходит не менее 10–15 лет.

— А если мы говорим про какие-то совсем далекие участки, в Восточно-Сибирском море?

— Я думаю, что о Восточно-Сибирском море пока вообще нечего говорить о добыче углеводородов, это дело совсем далекого будущего, речь пока должна идти о геологоразведке и повышении геологической изученности, которая там очень низкая. Море Лаптевых — это может быть более интересно, но если мы говорим о месторождениях совсем близко от берега, где прогнозируются нефтяные месторождения. Очень важен вопрос логистики — что делать с добытыми углеводородами, когда и как его вывозить?

— Но если это нефть, ее можно отгружать танкерами…

— Там тяжелейшие ледовые условия, тем более что, судя по всему, мы вступаем в цикл похолодания, так думают все наши ведущие климатологи. Площадь льда летом в Арктике уже два года подряд больше, чем предыдущие годы, и начинают вновь формироваться поля многолетнего льда, включая пролив Вилькицкого, что значительно осложняет проход судов.

— Сейчас цены на нефть снижаются. При какой цене на нефть, с вашей точки зрения, разработка арктических проектов станет непривлекательной?

— Я не берусь делать такие оценки. Но, на мой взгляд, многие шельфовые арктические проекты при действующем налоговом режиме могут быть более рентабельными, чем на сопредельной суше. Но здесь необходимо соблюдение двух условий. Во-первых, на берегу должна быть созданная ранее инфраструктура, включая магистральные трубопроводы. Во-вторых, желательно, чтобы ледовые условия были помягче. Например, больше шансов у проектов в Печорском море, чем в Карском и тем более в море Лаптевых. Нашим норвежским коллегам повезло, за счет Гольфстрима южная часть Баренцева моря не замерзает, и они могут работать круглогодично. А у нас в Карском море рабочий сезон не более двух месяцев, а раньше в отдельные годы это море вообще не освобождалось ото льда.

Перспективы освоения нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

Рубрика: Экономика и управление

Дата публикации: 09.11.2014 2014-11-09

Статья просмотрена: 2872 раза

Библиографическое описание:

Демарчук Л. Н. Перспективы освоения нефтегазовых месторождений Арктического шельфа // Молодой ученый. — 2014. — №19. — С. 292-294. — URL https://moluch.ru/archive/78/13529/ (дата обращения: 21.11.2019).

Освоение арктического шельфа является одной из приоритетных стратегических задач экономического развития России. В последние несколько лет страна активизировала усилия по освоению обширных запасов углеводородных ресурсов на своём континентальном шельфе в рамках государственных инициатив, направленных на стимулирование добычи нефти и газа на шельфовых месторождениях. Площадь шельфа и континентального склона РФ достигает 6,2 млн. кв. км, причём значительная доля указанной территории приходится на арктический регион. Этот показатель может оказаться ещё выше, так как в настоящее время Россия трудится над подготовкой заявки о расширении границ своего континентального шельфа в Арктике.

Кроме того, правительство РФ завершило работу над программой разведки арктического континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов на период с 2012 по 2030 г. Интенсификация геологоразведочных работ является одним из основных приоритетов, указанных в рамках программы, и ключевую роль в достижении данных целей должны сыграть инвестиции российских нефтегазовых компаний.

На российском шельфе открыто более двадцати крупных нефтегазоносных провинций и бассейнов, месторождения десяти из которых являются доказанными. Наиболее значительная часть ресурсов российской Арктики (около 94 % общего объёма) сконцентрирована в её западной части, а неразведанные запасы её восточной части (вдоль континентального склона и в глубоководном арктическом бассейне) в основном относятся к категории предполагаемых или условных.

Читать еще:  Фильтры тонкой очистки воды - устройство и эксплуатация

В настоящее время новые лицензии на проведение геологоразведочных работ на континентальном шельфе России могут получить только ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». Однако в соответствии с программой освоения Арктического шельфа России право на проведение геологоразведочных работ и добычу нефти и газа в прибрежной акватории может предоставляться и другим компаниям, в том числе и некоторым менее крупным, частным компаниям или дочерним компаниям государственных предприятий.

Если сравнивать страны с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов, то можно сделать следующие выводы (см. табл.) [4]. По условиям налогообложения Россия будет несколько опережать США и Канаду по степени привлекательности. Это обусловлено тем, что в России предполагается имплементировать новую систему налогообложения для проектов, реализуемых в Арктическом регионе. Уровень издержек будет высоким в каждой из стран, но, возможно, чуть ниже он будет в РФ. Проблема отсутствия инфраструктуры также актуальна для всех стран, хотя с точки зрения критерия доступа к существующей инфраструктуре лучше всего обстоят дела в США, так как в этой стране функционирует Трансаляскинский нефтепровод. Вероятно, легче всего будет вывести продукцию на рынки из арктических регионов Норвегии. Наиболее перспективными в плане открытия новых крупных месторождений являются арктические регионы России и США. Однако, по мнению экспертов Deutsche Bank, самые хорошие перспективы в сфере разработки месторождений и выявления их экономического потенциала существуют в Норвегии и Гренландии. В целом можно сказать, что привлекательнее всего с точки зрения перспектив использования возможностей для освоения арктических регионов выглядит Россия, незначительно опережая Норвегию и США.

Оценка привлекательности стран с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов

Освоение Арктики открывает перед компаниями колоссальные перспективы, однако одновременно деятельность в этом районе связана с высокими рисками. Нефтегазодобывающим компаниям необходимо доказать, что они могут обеспечить безопасность при разработке арктических недр. Добыча углеводородов требует соблюдения усиленных мер безопасности и точных экономических оценок, и любая форс-мажорная ситуация (разлив нефти или несчастный случай) может привести к катастрофическим последствиям. Для обеспечения экономической целесообразности добычи углеводородов в Арктике цены на нефть должны стать выше текущего уровня, но перспектива на ближайшее время остаётся неопределённой. Кроме того, существуют ещё два фактора, влияющие на разработку арктических ресурсов, — геополитический и экономический.

Геополитика играет огромную роль, так как в Арктике сталкиваются интересы многих стран. В регионе идёт борьба за контроль над недрами. В таких политических условиях сложно надеяться на появление крупных инвесторов и рассчитывать на подписание долгосрочных контрактов, которые необходимы для освоения Арктики. Тем не менее, экономическое сотрудничество и конкуренция, базирующиеся преимущественно на использовании передовых технологий и ресурсов таких важных игроков, как ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Statoil, Eni, Total SA, Chevron и ConocoPhillips, российских компаний ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром» могут создать предпосылки для эффективного освоения этого региона и вселяют надежды в отношении Арктического шельфа.

Изучение и освоение запасов российского шельфа характеризуется специфическими особенностями, которые существенным образом влияют на рентабельность их разработки. К важнейшим из этих особенностей относятся:

— концентрация основного объема морских ресурсов и запасов нефти и газа на шельфах арктических морей, что требует создания особого технического оборудования для разведки и разработки морских месторождений в экстремальных климатических условиях;

— практически полное отсутствие в арктических акваториях необходимой береговой инфраструктуры, создание которой требует привлечения масштабных капиталовложений;

— необходимость создания комплекса транспортировки сырья для имплементации в хозяйственный оборот разведанных месторождений. В случае трубопроводного транспорта подобная система, учитывая территориальную удаленность арктических бассейнов от потребителей, сможет обеспечивать рентабельность прокачки нефти и газа лишь при их определенных экономически оправданных больших объемах; при этом по мере увеличения протяженности трубопровода увеличиваются и минимально целесообразные объемы прокачки. Формирование комплекса транспортировки продукции при освоении месторождений континентального шельфа является одной из наиболее технически сложных проблем, от решения которой во многом зависят перспективы освоения ресурсов акватории. Перечисленные особенности существенно повышают валовые издержки на освоение ресурсного потенциала и выдвигают жесткие требования к геолого-промысловым характеристикам открываемых месторождений [5].

Промышленная значимость морских технически доступных ресурсов определяется посредством их экономической оценки, на величину которой влияют следующие факторы:

— геолого-промысловые характеристики и параметры месторождений (объем запасов, глубина продуктивных горизонтов, начальные дебиты скважин, морская глубина);

— географико-экономические условия районов, где проводятся работы (ледовая обстановка акваторий, обустроенность региона и др.);

— уровень приемлемой для инвесторов нормы прибыли при освоении и разработке месторождений на шельфе (оценивается с учетом геологического и других рисков).

Согласно оценкам российских и зарубежных экспертов экономически эффективное освоение ресурсов континентального шельфа России будет целесообразно и начнется с крупных и гигантских месторождений нефти, газа и конденсата, промышленные запасы которых и их характеристики гарантируют инвестору не только компенсацию в приемлемые сроки значительных затрат на создание и развитие добычной и транспортной инфраструктур, но и получение прибыли.

Экспертные оценки привлекательности нефтегазовых месторождений с учетом определенных издержек и приемлемой для инвестора внутренней нормы рентабельности (15 %) свидетельствуют, что геолого-геофизические работы всех уровней начиная с регионального на рассмотренных акваториях должны быть ориентированы на освоение и разработку масштабных месторождений.

Возможности морской ресурсной базы России по добыче дают возможность организовать новые крупные нефтегазодобывающие центры. Для обеспечения крупных масштабов добычи необходимы создание специализированного технического оборудования, усиление геолого-разведочных работ с целью опережающего прироста запасов нефти и газа в масштабах, которые смогут гарантированно обеспечить полное возмещение затрат на обустройство месторождений, формирование промышленной и транспортной инфраструктур. Таким образом, суммарная величина издержек на реализацию региональных геолого-разведочных работ, которые обеспечат расширенное воспроизводство и аккумуляцию запасов, необходимых для устойчивого развития нефтегазового комплекса страны после 2020 г., достигнут, по приблизительным расчетам, 30,3 млрд. р. (в ценах 2003 г.) или около 1 млрд. долл. [3]

Осуществление поисковых и разведочных работ, промышленное сооружение и освоение месторождений, развитие промышленной и транспортной инфраструктур предполагается осуществлять за счет привлечения капиталовложений инвесторов, однако под неусыпным контролем со стороны государства.

Реализация предлагаемой стратегии изучения и освоения морского нефтегазового потенциала может оказать весьма существенный экономический эффект. Предполагаемый доход в федеральный бюджет от недропользования в виде разовых платежей оценивается величиной приблизительно 5,0 млрд. долл. Таким образом, за период до 2020 г. общий доход государства от реализации предлагаемой стратегии может достигнуть приблизительно 105,0 млрд. долл. [3]. В качестве косвенного дохода страны могут рассматривать инвестиции в развитие нефтегазодобывающей и транспортной инфраструктур, технологическое обеспечение и улучшение в связи с этим социально-экономических условий в приморских арктических и дальневосточных регионах (этому будет способствовать увеличение количества рабочих мест и соответственно уровня занятости населения).

Законодательство, регулирующее правовые отношения в области разведки, добычи и эксплуатации полезных ископаемых на акваториях, находящихся под юрисдикцией РФ, включает в себя как нормы федерального законодательства, так и международно-нормативные акты. Однако существует потребность совершенствования законодательства, регулирующего правоотношения в сфере геологического изучения, разведки и добычи природных ископаемых на континентальном шельфе.

Таким образом, формирование положительного инвестиционного климата в Арктическом регионе предполагает разработку антирисковой стратегии, как на государственном, так и на корпоративном уровне, включающей комплексный аналитический подход к управлению рисками. Реализация комплексных мер позволит использовать нефтегазовый потенциал Арктики для обеспечения перехода региона на путь устойчивого социально-экономического развития.

1. Андреев А. Ф., Зубарева В. Д., Саркисов А. С. Анализ рисков нефтегазовых проектов: Учебное пособие. –М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 232 с., ил.

2. Зубарева В.Д, Саркисов А. С. Андреев А. Ф. Проектные риски в нефтегазовой промышленности: Учебное пособие. — М.: Нефть и газ, 2005. — 236 с., ил.

3. Коноплев Р. В. Анализ и оценка инвестиционных проектов // Вестник МГТУ. — Мурманск: Издательство МГТУ, Том 9, № 4, 2006. 0,33 п.л. (реферируемый журнал по перечню ВАК Минобрнауки России).

4. Коноплев Р. В. Топливно-энергетический комплекс: вопросы инвестирования // Материалы Российской конференции аспирантов и студентов «Молодые исследователи — регионам». Вологда: Издательство ВГТУ, 2006. 0,29 п.л.

5. Экономика и управление, принципы оценки эффективности инвестиций в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений — 2010. — № 2. — С. 29–35.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector