Ce poți găti din calmar: rapid și gustos

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

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 firma ruseasca LUKOIL a prezentat, de asemenea, 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. În revizuirea publicată a tendințelor globale, se acordă o atenție deosebită analizei problemelor presante din industria rusă 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 RAFTUL DE APĂ ADĂNCĂ
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 ultimii ani Cele mai multe descoperiri pe uscat sunt în zăcăminte de dimensiuni mici și mijlocii. „În ultimii 20 de ani, numărul descoperirilor majore de pe raft a depășit numărul descoperirilor majore pe uscat, iar producția din câmpurile offshore atinge aproape 30% din totalul global”, subliniază analiza analitică a LUKOIL.

„Odată cu dezvoltarea tehnologiei, adâncimea câmpurilor maritime dezvoltate este în creștere, de asemenea, tehnologiile moderne fac posibilă 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 ”, spune recenzia. Accidentul de pe platforma Deepwater Horizon din Golful Mexic a forțat multe companii să-și reconsidere abordările pentru asigurarea siguranței atunci când forează pe raft. Ca urmare, măsurile suplimentare de prevenire a situațiilor de urgență duc în mod natural la o creștere a costului producției de hidrocarburi offshore. Povara fiscală ridicată din anumite țări, cum ar fi Angola și Nigeria, contribuie, de asemenea, la creșterea costurilor dezvoltării la adâncime.

Implementarea unor proiecte offshore complexe implică costuri financiare uriașe. Cu toate acestea, prețurile ridicate ale petrolului vor 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, rate moderate de creștere a producției de petrol în America de Nord și Irak, planificate ridicate. cheltuieli bugetareȚările OPEC și, ca urmare, restricțiile acestora din urmă asupra volumelor de producție pentru a menține prețurile la un nivel de cel puțin 100 de dolari 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, să desfășoare producția pe raftul de adâncime. În prezent, costul producției profitabile pe zi este de aproximativ 15 milioane de barili – mai mult de 70 de dolari pe baril.

„Cea mai mare creștere a producției va veni 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 metri cubi gaz."

O creștere semnificativă a producției de petrol, așa cum se remarcă în studiul LUKOIL, este așteptată după 2015, când vor fi puse în funcțiune noi câmpuri mari.

PROVOCĂRI PENTRU RUSIA
Potrivit Ministerului Energiei al Federației Ruse, rezervele geologice de petrol 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 recenzia LUKOIL, modern capabilități tehnice limitează semnificativ potențialul puternic de resurse al țării. Astfel, rezervele recuperabile de pe teritoriul Federației Ruse sunt estimate la 22 de miliarde de tone clasificare internationala, luând în considerare economia proiectelor de dezvoltare pe teren, este de aproximativ două ori mai mică decât cea rusă. Inițierea de către stat a unor stimulente economice suplimentare pentru dezvoltarea depozitelor care sunt momentul prezent sunt nerentabile, vor contribui la creșterea rezervelor conform clasificației internaționale.

La majoritatea câmpurilor rusești există o scădere naturală a producției din cauza epuizării rezervelor. Majoritatea producției de petrol rusești se desfășoară pe câmpuri Vestul Siberiei, 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 câmpuri mari de petrol nealocate pe uscat, atunci astăzi putem afirma definitiv 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 „întârzierea” 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?
Dacă condițiile actuale pentru a permite companiilor să lucreze pe raft rămân aceleași, subliniază autorii revizuirii, 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 dezvolta aceste noi zăcăminte, aducându-le rapid în producție, aducând impozite către stat și oferind noi locuri de muncă.

Dacă acest lucru nu se întâmplă, pentru asta jucător major, ca și 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 producția durabilă în pe termen lung Sunt necesari pași suplimentari pentru reformarea sistemului de impozitare a producției de petrol. În caz contrar, se poate aștepta o scădere a producției începând din 2016-2017.”

Cu toate acestea, experiența trecută mărturisește capacitatea guvernului de a răspunde în mod adecvat la o scădere a 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 dezvoltării efective a raftului mărilor rusești.

Productie offshore

Producția de petrol offshore

Ne aflăm pe o platformă de foraj - o structură tehnică complexă concepută pentru producția de petrol pe raftul mării. Depozitele de coastă continuă adesea pe partea subacvatică a continentului, care se numește raftul. Limitele sale sunt țărmul și așa-numita margine - o margine clar definită, în spatele căreia adâncimea crește rapid. De obicei, adâncimea mării deasupra marginii este de 100-200 de metri, dar uneori ajunge la 500 de metri și chiar până la un kilometru și jumătate, de exemplu, în partea de sud a Mării Okhotsk sau în afara coasta Noii Zeelande.

În funcție de adâncimea folosită diverse tehnologii. În ape puțin adânci, se construiesc de obicei „insule” fortificate, din care efectuează operațiuni. Așa a fost exploatat mult timp în câmpurile caspice din regiunea Baku. Utilizarea acestei metode, în special în apele reci, prezintă adesea riscul de a deteriora „insulele” producătoare de petrol. gheață plutitoare. De exemplu, în 1953, o masă mare de gheață care s-a desprins de pe țărm a distrus aproximativ jumătate din puțurile de petrol din Marea Caspică. O tehnologie mai puțin obișnuită este utilizată atunci când zona dorită este înconjurată de baraje și apa este pompată din groapa rezultată. La adâncimi de mare de până la 30 de metri, anterior au fost construite pasaje supraterane din beton și metal pe care au fost amplasate echipamente. Pasajul superior era legat de pământ sau era o insulă artificială. Ulterior, această tehnologie și-a pierdut relevanța.

Dacă câmpul este situat aproape de pământ, este logic să forați un puț înclinat de la țărm. Una dintre cele mai interesante evoluții moderne este controlul de la distanță al forajului orizontal. Specialiștii monitorizează trecerea puțului de pe mal. Precizia procesului este atât de mare încât puteți intra punctul dorit

de la o distanţă de câţiva kilometri. În februarie 2008, Exxon Mobil Corporation a stabilit un record mondial pentru forarea unor astfel de puțuri, ca parte a proiectului Sakhalin-1. Lungimea sondei de aici a fost de 11.680 de metri. s-a desfășurat mai întâi pe verticală și apoi pe orizontală sub fundul mării la câmpul Chaivo, la 8-11 kilometri de coastă.

În mările nordice, care se caracterizează prin condiții dificile, se construiesc adesea platforme staționare, care sunt ținute pe fund din cauza masei uriașe a bazei. De la bază se ridică „stâlpi” goli, în care poate fi depozitat uleiul extras sau echipamentele. Mai întâi, structura este remorcată până la destinație, inundată, apoi, direct în mare, partea superioară este construită. Uzina în care sunt construite astfel de structuri este comparabilă ca suprafață cu orăşel mic. Instalațiile de foraj de pe platforme mari moderne pot fi mutate pentru a foraj câte puțuri este nevoie. Sarcina proiectanților unor astfel de platforme este să instaleze un maxim de echipamente de înaltă tehnologie într-o zonă minimă, ceea ce face ca această sarcină să fie similară cu proiectarea unei nave spațiale. Pentru a face față înghețului, gheții și valurilor înalte, echipamentele de foraj pot fi instalate direct în partea de jos.

Dezvoltarea acestor tehnologii este extrem de importantă pentru țara noastră, care are cea mai extinsă platformă continentală din lume. Cea mai mare parte este situată dincolo de Cercul Arctic, iar dezvoltarea acestor spații dure este încă foarte, foarte departe. Conform previziunilor, platforma arctică poate conține până la 25% din rezervele globale de petrol.

Fapte interesante

Platforma norvegiană Troll-A, un reprezentant izbitor al familiei de mari platforme nordice, atinge 472 m înălțime și cântărește 656.000 de tone.
Americanii consideră că data începerii zăcământului petrolier offshore este 1896, iar pionierul acestuia este petrolul Williams din California, care a forat puțuri dintr-un dig construit de el.
În 1949, la 42 de km de Peninsula Absheron, un întreg sat numit Neftyanye Kamni a fost construit pe pasajele supraterane construite pentru extragerea petrolului din fundul Mării Caspice. Angajații companiei au locuit acolo săptămâni întregi. Pasajul superior Oil Rocks poate fi văzut într-unul dintre filmele James Bond - „The World Is Not Enough”.
Necesitatea menținerii echipamentelor submarine pe platformele de foraj a influențat semnificativ dezvoltarea echipamentelor de scufundări în adâncime.
A închide rapid o fântână când situație de urgență- de exemplu, dacă o furtună împiedică o navă de foraj să rămână pe loc, se folosește un fel de dop numit „preventor”. Lungimea acestor dispozitive de prevenire ajunge la 18 m, iar greutatea lor este de 150 de tone.
Începutul dezvoltării active a platformei maritime a fost facilitat de criza mondială a petrolului care a izbucnit în anii 70 ai secolului trecut. După anunțarea embargoului de către țări, a fost nevoie urgentă de surse alternative proviziile de petrol. De asemenea, dezvoltarea raftului a fost facilitată de dezvoltarea tehnologiilor, care până atunci atinseseră un nivel care să permită forarea la adâncimi mari de mare.
Câmpul de gaz Groningen, descoperit în largul coastei Olandei în 1959, nu numai că a devenit punctul de plecare pentru dezvoltarea platformei Mării Nordului, dar și-a dat și numele unui nou termen economic. Economiștii au numit efectul Groningen (sau boala olandeză) o creștere semnificativă a valorii monedei naționale, care a avut loc ca urmare a creșterii exporturilor de gaze și a avut un impact negativ asupra altor industrii de export-import.

O scurtă carte de referință electronică despre termenii de bază ale petrolului și gazelor cu un sistem de referințe încrucișate. - M.: Universitatea de Stat Rusă de Petrol și Gaze numită după. I. M. Gubkina. M.A. Mohov, L.V. Igrevsky, E.S. Novik. 2004 .

Vedeți ce înseamnă „Producție offshore” în alte dicționare:

Producția de petrol- (Extracția petrolului) Conceptul de producție a petrolului, metode și tehnologii de producere a petrolului Producția de petrol, descrierea metodelor și tehnologiilor de producere a petrolului Cuprins Termenul „” în lexicul lumii moderne a devenit sinonim cu sintagma general acceptată „aur negru” . SI… Enciclopedia investitorilor

Producție, recuperare, producție Procesul de extragere a petrolului, gazelor și condensului de gaze (atât individual, cât și în comun) la suprafața pământului pentru transportul și prelucrarea ulterioară. * * * Ecologia producției de petrol Producția de petrol și... ...

minerit submarin- minerale, dezvoltarea zăcămintelor minerale sub apele Oceanului Mondial. Se realizează dezvoltarea depozitelor de suprafață ale raftului și fundului oceanului metoda deschisa prin coloana de apă. Pe suprafața raftului...... Marea Enciclopedie Sovietică

Microenciclopedia petrolului și gazelor

Ulei Silueta familiară a unei mașini de pompare a devenit un simbol unic al industriei petroliere. Dar înainte să-i vină rândul, geologii și muncitorii petrolieri trec printr-o lungă și pe calea grea. Și începe cu explorarea zăcămintelor. Uleiul in natura...... Microenciclopedia petrolului și gazelor

Ulei Silueta familiară a unei mașini de pompare a devenit un simbol unic al industriei petroliere. Dar înainte de a veni rândul lui, geologii și muncitorii petrolieri trec printr-o călătorie lungă și dificilă. Și începe cu explorarea zăcămintelor. Uleiul in natura...... Microenciclopedia petrolului și gazelor

DEPOZITE OFFSHORE- acumulări naturale de minerale (lichide, gazoase și solide) în adâncuri și pe suprafața fundului oceanului. Cea mai mare valoare atașat dezvoltării lui M.M. petrol și gaze. În 1984 de la M.M. Zilnic erau produse aproximativ 2 milioane de tone de petrol (mai mult de 27%... ... Carte de referință enciclopedică marine

India- (în hindi Bharat), Republica India, stat în sud. Asia în Bass. indian aprox. Parte a Commonwealth-ului (britanic). pl. 3,3 milioane km2. Ne. 722 milioane de oameni (dec 1983, estimare). Capitala Delhi. Este format din 22 de state și 9 teritorii ale uniunii. Oficial...... Enciclopedie geologică

Gaz natural- (Gaz natural) Gazul natural este unul dintre cei mai răspândiți purtători de energie. Definiția și aplicarea gazelor, fizice și proprietăți chimice gaze naturale Cuprins >>>>>>>>>>>>>>> … Investor Encyclopedia Cumpărați pentru 1.342 RUB e-carte

Rosneft și Gazprom amână explorarea geologică și începerea producției la 31 de zăcăminte de petrol și gaze offshore pentru o perioadă de doi până la 12 ani. Ca urmare, planurile pentru producția de petrol în Arctica ar putea scădea cu aproape 30%

Arctic, expediție de cercetare (Foto: Valery Melnikov/RIA Novosti)

Mai puțin ulei de la raft

Rosnedra a convenit cu Rosneft și Gazprom să amâne datele explorării geologice și începerea producției la 31 de locații de pe raftul mărilor arctice, din Orientul Îndepărtat și din sud, potrivit materialelor departamentului (RBC are o copie). La solicitarea lui Rosneft, au fost ajustate planuri de explorare geologică la 19 situri, iar la alte 12 pentru nevoile Gazprom și ale filialei sale Gazprom Neft. Vorbim despre amânarea momentului și a sferei de explorare seismică cu o medie de doi până la cinci ani, iar momentul forării sondei cu o medie de trei ani în fiecare caz.

Cele mai semnificative transferuri de input în dezvoltare cele mai mari depozite— două secțiuni ale câmpului Shtokman al Gazprom vor fi puse în funcțiune nu mai devreme de 2025 în loc de 2016 planificat anterior. Și câmpul Dolginskoye de la Gazprom Neft cu rezerve de 200 de milioane de tone echivalent petrol - din 2019 până în 2031. Cel mai mare număr de zone în care planurile companiei au fost revizuite sunt situate în Marea Pechora (nouă zone), opt în Marea Barents, șapte în Marea Okhotsk, patru în Marea Kara, două în Marea Neagră și una în Est. Marea Siberiei. Pentru alte domenii, datele de începere a producției nu sunt deloc specificate: acestea vor fi determinate pe baza rezultatelor finalizării explorării geologice.

Reprezentant Oficial Ministerul Resurselor Naturale a confirmat pentru RBC că Rosnedra la cererea firmelorlicențele de raft au fost actualizate. „Se fac modificări atunci când sunt documentate. În primul rând despre care vorbim privind schimbările în condițiile economice și geologice ale proiectelor, inclusiv modificări minore în momentul forării puțurilor,” -Nikolai Gudkov, șeful serviciului de presă al Ministerului Resurselor Naturale, a declarat pentru RBC.În același timp, companiile își depășesc obligațiile de explorare seismică la raft, susține el.

Un reprezentant al Gazprom Neft a declarat pentru RBC că amânarea începerii producției la zăcământul Dolginskoye s-a datorat necesității unui studiu geologic suplimentar, deoarece a fost descoperit un aflux de gaz, precum și din motive economice. Reprezentanții Rosneft și Gazprom nu au răspuns solicitărilor RBC.

Până în 2035, producția de petrol pe raftul arctic va fi de 31-35 de milioane de tone, a declarat ministrul adjunct al Energiei, Kirill Molodtsov, la conferința Arctic 2016 din februarie. Anterior, proiectul de Strategie Energetică a vorbit despre realizarea a 35-36 de milioane de tone până la această dată în Arctica și, în general, pe raft - 50 de milioane de tone pe an. În plus, până în 2035, cel puțin 10% din toate gazele din țară ar trebui să fie produse la raft (producția totală în țară va fi de 821-885 de miliarde de metri cubi), se arată în document. În 2015, companiile au produs 18,8 milioane de tone de petrol pe raftul rusesc, dintre care 16 milioane de tone pe raftul Mării Ochotsk, în principal la proiectele Sakhalin-1 și Sakhalin-2. Și pe raftul arctic, doar 800 de mii de tone au fost produse la câmpul Prirazlomnoye (deținut de Gazprom Neft).

Datorită amânării dezvoltării câmpurilor offshore, producția în Arctica până în 20 30 anul va fi de numai 13 milioane de tone, ceea ce este cu 27,8% mai puțin decât era planificatvolum (18 milioane), calculatȘeful Laboratorului de raft, director adjunct al Institutului de Probleme cu petrol și gaze al Academiei Ruse de Științe Vasily Bogoyavlensky. Drept urmare, producția de petrol pe raftul arctic rusesc în următorii 10-15 ani nu va putea compensa scăderea producției la zăcămintele existente pe uscat, a declarat el pentru RBC.

Raft de la Rosneft și Gazprom

Potrivit legii subsolului, licențele pentru lucrări offshore se eliberează doar companiilor de stat cu experiență relevantă, respectiv Gazprom și Rosneft. Gazprom, potrivit revistei corporative, deține 33 de licențe de utilizare a subsolului platoului continental rusesc și mai are patru licențe. societate subsidiară Gazprom Neft ca operator. Rosneft, conform companiei, are 55 de licențe pe raft.

„Perspectivă lungă”

„Până la sfârșitul anului 2025, pe raftul Mării Barents, Gazprom trebuie să finalizeze 20 de mii de kilometri liniari de explorare seismică 2D și 9 mii de metri pătrați. km - 3D și, de asemenea, forați 12 puțuri de explorare, - spune un articol din revista corporativă Gazprom (RBC are un exemplar). —Specialiștii Gazprom consideră că nu este doar practic imposibil să se dezvolte astfel de volume, ci și nepractic. Este evident că forajul în zonele din Marea Barents, pe baza situației actuale, este o perspectivă pe termen destul de lung.” Cert este că din vara lui 2014, prețurile petrolului Brent au scăzut de patru ori (în ianuarie 2016 au atins un minim de 27 de dolari pe baril) și nu și-au revenit complet - acum petrolul se tranzacționează în jur de 52 de dolari pe baril.

Cu toate acestea, anul trecut Gazprom nu a restrâns complet explorările geologice de pe raft, ci și-a redus mult ritmul, mai ales în ceea ce privește forajul, după cum reiese din revista corporativă. Din ordinul Gazprom, în 2015 s-a efectuat explorare seismică pe doar 6,7 mii km, deși în ultimii ani au fost studiati un total de 34 mii km. Creșterea rezervelor dovedite de hidrocarburi pe baza rezultatelor explorării geologice pe uscat și pe mare, conform Gazprom, a ajuns în 2015 la 582 de milioane de tone de combustibil standard față de planul de 536 de milioane de tone.

Rosneft dezvoltă în prezent raftul mai intens, dar forează puțuri doar acolo unde lucrează în comun cu parteneri străini. În această vară, compania intenționează să foreze două puțuri în câmpul Magadan-1 din Marea Okhotsk împreună cu Statoil. Dar forajul în Marea Kara la Universitetskaya-1 a fost amânat pe termen nelimitat, deoarece partenerul companiei de stat Exxon nu poate participa la proiect din cauza sancțiunilor.

Înainte de 2025, va fi mai probabil să înceapă producția de petrol în acele câmpuri offshore din Rosneft unde compania lucrează cu parteneri occidentali sau asiatici: în jgheabul Tuapse și zona de vest a Mării Negre (Exxon și Eni), Magadan-1 (Statoil) , Universitetskaya (Exxon), zona Medynsko-Varandeysky din Marea Barents (CNPC) și câmpul North-Veninskoye din Marea Okhotsk (Sinopec). Participarea la finanțare și accesul la tehnologie depind de parteneri. Unele dintre proiecte au fost înghețate din cauza sancțiunilor, spune interlocutorul RBC la Rosneft.

Cea mai costisitoare și mai consumatoare parte a lucrărilor offshore este forarea puțurilor. Costul mediu al forării unui puț pe raftul arctic este numit decanul Facultății de Geologie a Universității de Stat de Petrol și Gaze din Rusia. Sergei Lobusev a estimat Gubkin la 200-500 de milioane de dolari. De exemplu, costul forării puțului Universitetskaya-1 din Marea Kara pentru a deschide câmpul Pobeda a depășit 700 de milioane de dolari necesare contractării unei instalaţii de foraj. Iar sancțiunile SUA și UE interzic furnizarea de tehnologii și servicii de foraj la adâncimi de peste 130 m către Rusia.

Potrivit lui Alexey Belogoriev, director adjunct pentru energie la Institutul de Energie și Finanțe, în Strategia energetică până în 2035 și Schema generală de dezvoltare industria petroluluiÎn Federația Rusă, până în 2035, planurile anterioare pentru producția de petrol și gaze pe raft vor fi revizuite în jos. Potrivit expertului, nu are rost să ne așteptăm la începerea producției de petrol și gaze din noi zăcăminte offshore înainte de 2025. „Acest lucru nu va fi viabil din punct de vedere economic la prețurile petrolului sub 90 de dolari pe baril. În plus, nu există tehnologii adecvate pentru foraj în Arctica, iar accesul la cele occidentale este dificil din cauza sancțiunilor”, crede el. Potrivit expertului, volumele pierdute de producție de petrol pe raft pot fi înlocuite cu explorări geologice mai intense pe uscat și creșterea factorului de recuperare a petrolului.

„Acum din cauza preturi mici pentru petrol și gaze, dezvoltarea offshore a încetinit în întreaga lume. Companiile îngheață munca pe raft. Pentru noi, această întârziere oportunistă joacă în mâinile noastre. Am rămas în urmă în implementarea clusterului nostru de construcții navale la Orientul Îndepărtat„”, citează TASS discursul viceprim-ministrului Dmitri Rogozin la o reuniune a Comisiei Arctice la începutul lunii iunie.

Zăcămintele de gaze naturale nu se găsesc doar pe uscat. Există zăcăminte offshore - petrol și gaze se găsesc uneori în adâncurile ascunse de apă.

Coastă și raft

Geologii explorează atât zonele de uscat, cât și zonele de apă ale mărilor și oceanelor. Dacă se găsește un zăcământ aproape de țărm - în zona de coastă, sunt construite puțuri de explorare înclinate de pe uscat spre mare. Depozitele care sunt situate mai departe de coastă aparțin zonei de raft. Un raft este marginea subacvatică a unui continent cu aceeași structură geologică ca și pământul, iar limita sa este marginea - o scădere bruscă a adâncimii. Pentru astfel de depozite se folosesc platforme plutitoare și instalații de foraj, iar dacă adâncimea este mică, pur și simplu piloți înalți din care se efectuează forarea.

Pentru extracția hidrocarburilor în câmpurile offshore există platforme de foraj plutitoare - platforme speciale - în principal de trei tipuri: de tip gravitațional, semisubmersibil și jack-up.

Pentru adâncimi mici

Platformele de ridicare sunt pontoane plutitoare cu o instalație de foraj instalată în centru și coloane de susținere în colțuri. La locul de foraj, coloanele sunt coborâte în jos și adâncite în pământ, iar platforma este ridicată deasupra apei. Astfel de platforme pot fi uriașe: cu spații de locuit pentru muncitori și echipaj, un heliport, centrala proprie. Dar sunt folosite la adâncimi mici, iar stabilitatea depinde de tipul de sol de pe fundul mării.

Unde este mai adânc?

Platformele semi-submersibile sunt folosite la adâncimi mari. Platformele nu se ridică deasupra apei, ci plutesc deasupra locului de foraj, ținute pe loc de ancore grele.

Platformele de foraj de tip gravitațional sunt cele mai stabile, deoarece au o bază puternică din beton sprijinită pe fundul mării. Această bază conține coloane de foraj, rezervoare de stocare și conducte, iar un foraj de foraj se află deasupra bazei. Pe astfel de platforme pot locui zeci sau chiar sute de muncitori.

Gazul extras de pe platformă este transportat pentru procesare fie pe cisterne speciale, fie printr-o conductă de gaz subacvatică (ca, de exemplu, în proiectul Sakhalin-2)

Producția offshore în Rusia

Deoarece Rusia deține cel mai extins raft din lume, unde sunt amplasate multe câmpuri, dezvoltarea producției offshore este extrem de promițătoare pentru industria petrolului și gazelor. Primele sonde offshore pentru producția de gaze din Rusia au început să fie forate în 2007 de către compania Sakhalin Energy în câmpul Lunskoye din Sakhalin. În 2009, producția de gaz a început de pe platforma Lunskaya-A. Astăzi, proiectul Sakhalin-2 este unul dintre proiectele cele mai mari Gazprom. Două dintre cele trei platforme de tip gravitațional instalate pe raftul Sakhalin sunt cele mai grele structuri offshore din istoria industriei globale de petrol și gaze.

În plus, Gazprom implementează proiectul Sakhalin-3 în Marea Okhotsk și se pregătește să dezvolte câmpul Shtokman în Marea Barents și câmpul Prirazlomnoye în câmpul Pechora. Lucrările de explorare geologică se desfășoară în apele golfurilor Ob și Taz.

Gazprom operează și pe rafturile din Kazahstan, Vietnam, India și Venezuela.

Cum funcționează un complex de producție subacvatică de gaz?

În prezent, există peste 130 de câmpuri offshore în lume unde procese tehnologice privind producerea de hidrocarburi pe fundul mării.

Geografia mineritului subacvatic este extinsă: rafturile Mării Nordului și Mării Mediterane, India, Asia de Sud-Est, Australia, Africa de Vest, America de Nord și de Sud.

În Rusia, primul complex de producție va fi instalat de Gazprom pe raftul Sahalin, ca parte a dezvoltării câmpului Kirinskoye. Tehnologiile de producție submarine sunt, de asemenea, planificate să fie utilizate în proiectul de dezvoltare a câmpului de condens de gaz Shtokman.

Păianjen hrănit

Un complex de producție subacvatică (SPC) cu mai multe puțuri arată ca un păianjen, al cărui corp este o varietate.

Un colector este un element de fitinguri de petrol și gaz, care constă din mai multe conducte, de obicei fixate pe o singură bază, proiectate pentru presiune înaltă și conectate după un anumit model. Distribuitorul colectează hidrocarburile produse din mai multe puțuri. Echipamentul care este instalat deasupra fântânii și controlează funcționarea acestuia se numește brad de Crăciun, iar în literatura străină este numit brad de Crăciun (sau X-tree). Câțiva dintre acești „pomi de Crăciun” pot fi combinați și fixați cu un șablon (farfurie de jos), precum ouăle într-un coș de ouă. La MPC sunt instalate și sisteme de monitorizare.

Complexele submarine pot varia în complexitate de la un singur puț până la mai multe puțuri într-un șablon sau grupate lângă o varietate. Produsele din puțuri pot fi transportate fie către o navă tehnologică offshore, unde se efectuează procese tehnologice suplimentare, fie direct la țărm, dacă malul nu este departe.

Hidrofoane pentru stabilizarea dinamică a vaselor

Nava are echipament de scufundare

Arcul la mijlocul adâncimii susține ascensoarele înainte de alimentarea pe vas

Riserele flexibile de producție direcționează gazul produs de la placa inferioară către instalația plutitoare

Diametrul de ridicare - 36 cm

MPC-ul este instalat folosind vase speciale, care trebuie echipate cu echipamente de scufundare pentru adâncimi mici (câteva zeci de metri) și robotică pentru adâncimi mai mari.

Înălțimea structurii de protecție a galeriei este de 5 m

Coloanele multiple taie în fundul mării la o adâncime de 0,5 m

Fundal

Tehnologiile de producere a hidrocarburilor subacvatice au început să se dezvolte la mijlocul anilor '70 ai secolului trecut. Pentru prima dată, echipamentele submarine pentru capul puțului au început să funcționeze în Golful Mexic. Astăzi, aproximativ 10 companii din lume produc echipamente subacvatice pentru producția de hidrocarburi.

Inițial, sarcina echipamentului subacvatic a fost doar de a pompa ulei. Proiectele timpurii au redus contrapresiunea (contrapresiunea) din rezervor folosind un sistem de injecție submarin. Gazul a fost separat de hidrocarburile lichide sub apă, apoi hidrocarburile lichide au fost pompate la suprafață, iar gazul a crescut sub propria presiune.

Gazprom are încredere că utilizarea complexelor de producție subacvatice este sigură. Dar atât de complicat tehnologii moderne necesită personal cu cele mai înalte calificări, prin urmare, la selectarea personalului pentru proiectele de dezvoltare offshore, se acordă preferință inginerilor cu experiență vastă în domenii. Această abordare va reduce riscul unor incidente precum accidentul de pe platforma de foraj BP din Golful Mexic, care a fost cauzat în mare parte de factorul uman.

Astăzi, tehnologiile de producție submarine permit pomparea subacvatică a hidrocarburilor, separarea gaz-lichid, separarea nisipului, reinjectarea apei în rezervor, tratarea gazelor, comprimarea gazului, precum și monitorizarea și controlul acestor procese.

Unde sunt necesari „păianjenii minieri”?

La început, tehnologiile submarine au fost folosite doar în câmpuri mature, deoarece făceau posibilă creșterea ratelor de recuperare a hidrocarburilor. Câmpurile mature sunt de obicei caracterizate prin presiune scăzută în rezervor și tăiere mare de apă (conținut mare de apă în amestecul de hidrocarburi). Pentru a crește presiunea de formare, datorită căreia hidrocarburile se ridică la suprafață, în formațiune se injectează apă separată din amestecul de hidrocarburi.

Cu toate acestea, câmpurile noi pot fi caracterizate și prin presiunea inițială scăzută a rezervorului. Prin urmare, tehnologiile subacvatice au început să fie utilizate atât în domenii noi, cât și în cele mature.

În plus, organizarea unei părți a proceselor sub apă reduce costul construirii unor structuri uriașe de oțel. În unele regiuni, este chiar indicat să se plaseze sub apă întregul lanț tehnologic pentru extracția hidrocarburilor. De exemplu, această opțiune ar putea fi folosită în Arctica, unde structurile de oțel de suprafață pot fi deteriorate de aisberguri. Dacă adâncimea mării este prea mare, atunci este pur și simplu necesară utilizarea unui complex subacvatic în loc de structuri uriașe de oțel.

Proiectul de producere a primului petrol arctic rusesc a intrat în faza sa activă la jumătatea anului 2013. Prirazlomnaya asigură implementarea tuturor operațiunilor tehnologice, inclusiv forarea puțurilor, producția, depozitarea, pregătirea și încărcarea petrolului în tancuri. „Prirazlomnaya” este prima platformă staționară din lume de pe care au început să producă petrol pe raftul arctic în conditii dificile câmpuri de gheață în derivă.

Baza de susținere a platformei - chesonul - este un design unic: suportă sarcina principală, iar fiabilitatea întregii platforme depinde de fiabilitatea acesteia. Este partea de cheson care îi permite lui Prirazlomnaya să reziste cu succes la clima arctică, să protejeze toate echipamentele și să ofere munca sigura personal. Înălțimea chesonului este de 24,3 metri, adică aproape egală cu înălțimea unei clădiri cu nouă etaje.

În chesonul platformei de gheață offshore Prirazlomnaya există o instalație de stocare a petrolului constând din 16 compartimente, iar toate celelalte complexe tehnologice și sisteme de platforme sunt situate deasupra acesteia. Rezervoarele de stocare a uleiului folosesc o metodă „umedă” de stocare a uleiului - adică sunt umplute în mod constant fie cu ulei, fie cu apă. Această metodă de depozitare elimină formarea oricărei atmosfere explozive, care este o condiție suplimentară pentru siguranța platformei.

Platforma offshore Prirazlomnaya este echipată cu două seturi de dispozitive de încărcare directă a petrolului (DOC), care funcționează pe baza unui sistem de macara și care permit încărcarea cisternelor din depozitul de petrol al platformei. CUPONELE sunt situate la capetele opuse ale platformei, ceea ce face posibil ca tancurile să se apropie cu ușurință de platformă în orice condiții meteorologice și de navigație.

Dispozitivele COUPON sunt echipate cu un dispozitiv special de recepție nazală. Livrarea uleiului se realizează printr-unul dintre dispozitive în funcție de direcție sarcini externe(valuri, gheață, curenți, vânt). COUPON urmărește mișcările tancurilor într-un sector de 180°. Dacă se abate de la sectorul deservit de un dispozitiv, cisternul este dezacostat și mutat într-un alt CUPON.

Schema de încărcare cu ulei

O atenție deosebită este acordată problemelor de siguranță: transportul de petrol începe numai dacă 30 conditiile necesare. Linia de transfer de ulei către cisternă este echipată cu un sistem de oprire și închidere de urgență, care, dacă este necesar, permite oprirea transportului aproape instantaneu - în maxim 7 secunde.

Înainte de începerea operațiunilor de încărcare, naveta cisterne „Mikhail Ulyanov” și „Kirill Lavrov”, echipate cu un sistem de încărcare la prova, efectuează acostare fără contact, timp în care distanța de la tanc până la calota de gheață din larg Prirazlomnaya este de 80 ± 6 m. Pentru a preveni o coliziune involuntară cu platforma, acestea sunt echipate cu un sistem de poziționare dinamică, care, în ciuda vântului și a valurilor, vă permite să mențineți autocisterna pe loc. Viteza de încărcare a cisternei poate ajunge până la 10 mii m3/oră, ceea ce permite încărcarea unei cisterne cu ulei ARCO în 8-9 ore. Nave specializate echipate cu cele mai noi echipamente puternice de colectare a uleiului de urgență pentru lucrul în condiții de iarnă sunt în permanență de serviciu lângă platformă.

Noua varietate petrolul produs la câmpul Prirazlomnoye se numește ARCO - de la literele inițiale cuvinte englezești„Arctic” și „petrol”. Noul grad de ulei a intrat pentru prima dată pe piața mondială în aprilie 2014.

Uleiul ARCO are o densitate mare (aproximativ 24 API) și un conținut de sulf de aproximativ 2,3%, precum și un conținut scăzut de ceară. Relativ greu în comparație cu țițeiul rusesc convențional de export, ARCO este foarte potrivit pentru procesarea în profunzime la rafinăriile din nord-vestul Europei. Produce produse chimice unice care pot fi utilizate în construcția de drumuri, producția de anvelope, industria spațială și farmaceutică.