Российский шельф: раскрывая потенциал Часть 2: Каспийский регион
Марк Томас
Bто время, как Арктический регион еще только открывает свои двери, проекты в другом российском шельфовом секторе – северной части Каспийского моря, уже уверенно продвигаются вперед.
В мелководных акваториях от Азербайджана до российских берегов, такие компании как Лукойл, уже обеспечили свою главенствующую роль в этом регионе. Открыто восемь крупных месторождений и определено еще 16 перспективных структур, а ресурсы уже оцениваются свыше 1 миллиарда тонн в эквиваленте извлекаемой нефти.
В прошлом году Лукойл получил первую нефть на открытом в 2000 году месторождении имени Юрия Корчагина. Ожидается, что ледостойкий нефтедобывающий комплекс произведет извлекаемых запасов в объеме почти 29 миллионов тонн нефти и 63 миллиарда кубометров природного газа. На сегодняшний день компания-оператор уже вложила в этот проект около 1 миллиарда долларов.
Вслед за этим первопроходческим проектом, в 2014 году планируется разработка месторождения имени Владимира Филановского, а еще через 2 года начнутся работы на нефтегазоконденсатных месторождениях Сарматское и Хвалынское. Все это будет способствовать росту создаваемой сейчас в Астрахани логистической инфраструктуры.
По оценкам Лукойла, развитие этих и других нефтяных месторождений региона в ближайшие 10 лет потребует строительства до 28 новых платформ и свыше 1000 км трубопроводов, что представляет собой дополнительные капиталовложения в объеме нескольких миллиардов долларов.
Многие наблюдатели сегодня считают Каспийский регион испытательным полигоном для опробования возможностей развития крупномасштабных шельфовых проектов в России, опыт которых впоследствии может использоваться и на континентальном шельфе.
Другие игроки нефтяного рынка также признают этот факт. Шведская компания Lundin Petroleum планирует возобновление оценочных работ на структуре Морская в российском секторе Каспийского моря после завершения переговоров с их новыми потенциальными партнерами. Выявленная в 2008 году структура расположена в Лаганском блоке, где Lundin недавно завершила годовую рабочую программу, включая получение 3D-сейсморазведочных данных по площади 103 кв. км.
Дальний Восток
Несомненно, наиболее заметным в секторе континентального шельфа России до сегодняшнего дня был Сахалин. Налаживанию добычи углеводородов на проектах Сахалин-I Сахалин-II в столь суровых природных условиях способствовало привлечение иностранных инвестиций и технологий.
Шельфы Дальнего Востока, а также Восточной Сибири, как известно, имеют значительные перспективы крупномасштабных разработок, где потенциальные ресурсы исчисляются миллиардами тонн в эквиваленте извлекаемой нефти. Большая часть этих запасов концентрируется в Охотском, Чукотском, Беринговом и Восточно-Сибирском морях. Выявлено свыше 20 нефтегазоносных структур.
И все же, наиболее передовым остается сахалинский шельф, где Exxon, Shell, Marathon и другие компании уже многого достигли в организации эксплуатационных проектов в восточном и северо-восточном регионах.
Компания Exxon Neftegas Limited, подконтрольная ExxonMobil, недавно запустила производство на месторождении Одопту проекта Сахалин- I. Ожидается, что в этом году объемы добычи на проекте Сахалин-I за счет эксплуатации данного месторождения увеличатся на 11 миллионов баррелей (1.5 миллиона тонн). В заявлении компании говорится, что запуск проекта состоялся в срок и в рамках предполагаемого бюджета.
Буровые работы при разработке Одопту были выполнены на мировом уровне и включали бурение семи скважин увеличенной досягаемости. Проект Сахалин-I использует одну из мощнейших в мире наземных буровых установок, сделавшую возможным бурение горизонтальных скважин под Охотским морем в нефтяной пласт Одопту, удаленный на более чем 9 км от берега.
Проект Сахалин-I включает поэтапную отработку месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, где совокупные ресурсы оцениваются в 2.3 миллиардов баррелей (307 миллионов тонн) нефти и 17 триллионов кубических футов (485 миллиардов кубометров) природного газа. Первым этапом отработки проекта стало месторождение Чайво, вошедшее в эксплуатацию в 2005 году. В 2011 году производство на месторождении Одопту составит около 30000 баррелей в сутки; таким образом, общий объем производства Сахалин-I достигнет 156000 баррелей в сутки.
На следующих этапах проекта начнется отработка месторождения Аркутун-Даги, а также будет увеличено производство и продажи газа на месторождении Чайво. Эти последующие этапы обеспечат будущее производство для проекта на много лет вперед, говорит компания-оператор.
Основная деятельность по ближайшей разработке месторождений в этом регионе на сегодняшний день наблюдается на проекте Сахалин-III компании Газпром, выбравшей для разработки Киринского месторождения в рамках данного проекта подводный добывающий комплекс.
Примечательно, что это первый в российской практике случай, когда для разработки будет использоваться полностью подводный добывающий комплекс. Оператором проекта является компания FMC Technologies, недавно подписавшая соглашение о намерениях, по условиям которого Grenland Group произведет и доставит манифольд с фундаментом и две защитных конструкции для использования на месторождении. Поставка запланирована на второй квартал 2011 года, а общий вес оборудования составляет почти 450 тонн.
Месторождение расположено на глубине около 90 метров в Киринском блоке проекта Сахалин-III, на шельфе острова Сахалин в 28 км от берега. По словам компании, в ближайшие три года Газпром планирует осуществить доразведку и провести оценку запасов месторождения.
Также в состав проекта Сахалин-III входят Восточно-Одоптинский и Айяшский блоки. Газпром оценивает текущие выявленные запасы газа на территории проекта Сахалин-III в объеме 1.4 триллиона кубометров. Транспортировка газа будет осуществляться по трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток.
Вдобавок к вышеуказанным шельфовым секторам, развивающиеся нефтегазоносные комплексы России также имеются и в других перспективных регионах, включая Балтийское, Черное и Азовское моря, где разведочные работы велись ранее и ведутся сейчас, и где в некоторых случаях уже велась эксплуатация.
Количество проектов, потенциально планируемых к эксплуатации по всему российскому шельфовому сектору, почти слишком многочисленно для упоминания. Но сектор уже подготовлен к тому, чтобы стать одним из неизбежно самых инновационных и эффективных мировых шельфовых разработок, и потребуется как адаптация существующих технологий, так и внедрение новых технологических достижений, если шельфовое будущее России должно сравниться с ее невероятными прошлыми достижениями в добыче углеводородов на суше.
