Шельфовые проекты в Каспийском, Черном и Азовском морях: проблемы и решения

Шельф, прилегающий к материковой части Российской Федерации, рассматривается Правительством страны как важнейший резерв углеводородных запасов, который должен быть введен в разработку в ближайшие годы. Оффшорная добыча нефти и газа способна компенсировать падение добычи на истощающихся месторождениях в традиционных нефтегазодобывающих регионах страны – Западной Сибири и Волго-Урале.

Однако ситуация с разработкой новых морских месторождений развивается не так динамично, как того хотелось бы. Многие проекты оказываются бесперспективными уже на этапе геологоразведки, другие реализуются с опозданием из-за недостаточного финансирования или технологических трудностей. И все же подвижки есть, и немалые. Ситуация, сложившаяся вокруг освоения оффшорных  месторождений в южных российских морях – Каспийском, Черном и Азовском — подробно описана в первом томе исследования «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года», подготовленном компанией RPI весной текущего года.

В основу исследования легла  накопленная за многие годы и систематизированная специалистами  RPI информация о запасах и ресурсах углеводородов по отдельным государственным секторам и проектам в Каспийском, Черном и Азовском морях. В отчете подробно описана фактология, связанная с отдельными оффшорными проектами, в том числе закрытыми в течение последних лет.

На основе данных, обнародованных компаниями или государственными органами, и с учетом накопленного RPI опыта авторы работы представили прогноз добычи углеводородов по отдельным государственным секторам Каспийского, Черного и Азовского морей на период 2012-2020 годов, привели прогнозы объемов буровых работ и потребности в буровых платформах на тот же временной период.

В отчете содержится также перечень предприятий, которые могут произвести или уже выпускают необходимую номенклатуру оффшорного технологического оборудования, предназначенного для использования  в морских проектах.

Риски и сценарии прогнозов
В работе учтены риски:
»    неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке (геологические риски)
»    неурегулированности вопросов делимитации морских границ (политические риски)
»    дефицита финансовых ресурсов для реализации проектов.

При анализе остались за скобками оффшорные  проекты в иранском секторе Каспийского моря.   Прогнозы, которые были сформированы на основе имеющейся информации, основаны на трех сценариях.

При формировании сценария 1 (базового сценария) принимались следующие допущения. Полагалось, что в стадии промышленной разработки в период 2012-2020 годов будут находиться:
»    полностью подготовленные к освоению месторождения (например, месторождения, расположенные в пределах российского Северного блока Каспия)
»    уже разрабатываемые месторождения (например, Азери-Чираг-Гюнешли а Азербайджане)
»    успешно разведанные месторождения.

В рамках сценария 2 (высокого сценария)  предполагалось, что в процесс разработки, помимо месторождений, уже учтенных в сценарии 1, будут вовлекаться те месторождения, на которых уже проводится разведочное бурение, не давшее отрицательных результатов, а также те месторождения, где разведочное бурение планируется начать в ближайшие три-четыре года. Кроме того, делалось допущение, что на новых месторождениях продолжится разведочное бурение, которое подтвердит наличие промышленных запасов углеводородов.

В сценарии 3 (оптимистичном сценарий) делалось еще одно допущение – в дополнение к сценарию 2-, что вопросы делимитации морских границ и/или совместного использования ресурсов недр будут урегулированы к 2015-2017 году. Хотя авторы и понимали, что данное тезис имеет высокий временной риск. Упомянутый срок весьма условен, так как весь предыдущий опыт показывает, что даже начавшиеся переговоры (например, России и Украины, Украины и Румынии) неоднократно по разным причинам затягивались.

Каспийское море
Проекты
В настоящее время в акватории  Каспийском море наиболее продвинутыми и крупными добычными проектами являются:
»    месторождения Азери-Чираг-Гюнешли (азербайджанский сектор)
»    месторождение Шах-Дениз (Азербайджан)
»    Северо-Каспийский проект (в первую очередь месторождение Кашаган, Казахстан)
»    месторождения российского Северного блока – им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского, Сарматское, Ракушечное, трансграничное Хвалынское (все – «ЛУКОЙЛ»)
»    месторождение Челекен (туркменский сектор)
»    месторождения блока 1 (также Туркменистан).

В то же время в 2009-2011 годах на Каспии по причине неподтверждения запасов приостановлены или закрыты следующие проекты:
»    Инам (Азербайджан)
»    Яламо-Самур (Азербайджан)
»    Тюб-Караган (Казахстан)
»    Аташ (Казахстан)
»    Курмангазы (Казахстан).

Существует еще одна группа проектов, работа над которыми только началась в 2010-2011 годах. Это месторождения Умид и Апшерон в Азербайджане, лицензионные участки Абай, Исатай,  Шагала и Дархан в Казахстане, блок 21 в Туркменистане и блок Тюлений в России.

Наибольший интерес с точки зрения наибольших объемов бурения представляют перечисленные выше крупнейшие добычные проекты на Каспийском море.

Лицензия на разведку и добычу месторождений Азери-Чираг-Гюнешли принадлежит BP Азербайджан (дочернее предприятие компании BP). Оператором проекта выступает BP. По состоянию на начало 2012 года на месторождениях было пробурено 84 скважины (57 добывающих и 27 нагнетательных). Согласно новым планам разработки проекта, количество скважин будет доведено до 312 единиц. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК) планирует реализацию новой, четвертой,  фазы освоения блока месторождений Азери-Чираг-Гюнешли.  Речь идет о разработке продуктивного пласта «Балаханы» по всей контрактной площади.

В 2011 году американская компания KBR заключила соглашение с BP о реализации нового добывающего проекта Чираг в рамках разработки месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. KBR  спроектирует новую платформу, которая будет установлена на блоке месторождений. Новый проект под названием Chiragoilproject (COP) планируется начать в 2013 году. Платформа COP планируется установить при глубине воды около 170 м. Предусмотрено строительство второй платформы. С первой платформы, строительство которой предполагается завершить в 2013 году, будет пробурено 28 добывающих и 17 нагнетательных скважин. Добыча первой нефти начнется в третьем квартале 2013 года. Для ускорения производства работ проекта планируется вести опережающее бурение с плавучей буровой установки «Деде Горгуд».

Оператором проекта  Шах-Дениз является также компания BP. Первая  его стадия (начало в 2009-2010 годах) предусматривает объем добычи в 11 млрд куб. м газа , вторая стадия (начнется в 2012-2013 годах) — 16 млрд куб. м в год. Этот объем добычи планируется сохранять по крайней мере до 2020 года.

Вторая стадия предусматривает строительство двух новых платформ и бурение 30 подводных скважин. Предполагается, что по крайней мере 10 млрд куб. м газа, добытого в рамках второй стадии, будет поставляться в Европу. Все работы должна быть полностью закончены в 2016-2017 годах. Инвестиции составят $23 млрд.

Северо-Каспийский проект реализует консорциум международных инвесторов NCOC (North Caspian Operating Company, старое название Agip KCO). Единым оператором этого проекта является Eni. Наиболее крупное и подготовленное к промышленной разработке месторождение в этом проекте – Кашаганское. Работы по освоению Кашагана разделены на две фазы. Фаза I выполнена более чем на 90%. Работы по фазе II еще не прошли согласования.

К 2011 году на месторождении Кашаган 21 скважина подготовлена к добыче нефти.

Всего с начала буровых работ на нем пробурена 41 скважина — 20 оценочных и 21 эксплуатационная. На этапе опытно-промышленной разработки на Кашагане планируют ввести в эксплуатацию 53 скважины. В целом, в соответствии с планом освоения месторождения, планируется пробурить 281 скважину, из которых 234 добывающие и 47 нагнетательные (для поддержания внутрипластового давления).

Согласно планам образца 2011 года первую нефть планировалось добыть в конце 2012 года, однако позднее участники проекта объявили, что срок ввода в разработку месторождения будет отложен примерно на пять месяцев, то есть на первую половину 2013 года.

В российском секторе Каспийского моря  наиболее близкими к стадии промышленной разработки являются месторождения, расположенные в пределах лицензионного блока Северный и разрабатываемые компанией «ЛУКОЙЛ». При этом на одном из них – им. Ю. Корчагина — добыча началась в 2010 году.

По состоянию на начало 2012 года сроки пуска  остальных месторождений блока были следующими: им. Ю.Корчагина (вторая фаза) – 2015 год, им. В. Филановского – 2015 год, Сарматское – 2017 год, Ракушечное – 2020 год, Хвалынское – после 2020 года.

В октябре 2011 года «ЛУКОЙЛ» разместил заказ на строительство двух объектов обустройства нефтегазового месторождения имени В.Филановского: платформы райзерного блока  и платформы жилого модуля с переходными мостами. Их построят на судостроительном заводе «Красные Баррикады» в Астрахани. Установка платформ в море запланирована на 2013-2014 годы. В ноябре 2011 года были подписаны договоры с ОАО «Объединенная судостроительная корпорация» (ОСК) и ОАО «Глобалстрой-Инжиниринг». ОСК будет вести разработку рабочей документации, закупку оборудования и материалов, строительство и пуско-наладку ледостойкой стационарной платформы №1. «Глобалстрой-Инжиниринг» должна реализовывать подряд на строительство центральной технологической платформы и переходного моста между ЛСП-1 и ЦТП. Срок завершения работ — май 2015 года.

Оператором проекта Челекен в туркменском секторе является компания Dragon Oil. В начале 2011 года на месторождении действовали 62 эксплуатационные скважины на 12 платформах. В 2008 году компания пробурила 9 скважин, в 2009 году пробурено 8 скважин, в 2010 году – 11 скважин, в 2011 году — 12 скважин, с помощью буровой установки «Иран Хазар» и собственного бурового оборудования – Rig-40. В период 2011-2013 годов в общей сложности планируется пробурить 40 скважин. В 2011 году размещены заказы на одну добывающую и одну райзерную платформу  для месторождения Джилагыбек. В настоящее время в рамках проекта добывается только нефть, а добыча коммерческого газа не ведется, так как не решены проблемы с его сбытом. Согласно анализу RPI, добыча газа может начаться не ранее 2013 года.

Лицензией на разведку и добычу углеводородов на блоке 1 (Туркменистан) обладает компания Petronas Charigali (дочерняя компания малазийской Petronas). Промышленная добыча в рамках проекта началась в августе 2011 года. В течение прошлого года ежемесячная добыча конденсата была равна 30 тыс. т. Здесь уже  пробурено 20 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Объем добычи газа на месторождении к 2014 году  может быть доведен до 10 млрд куб м в год.

Petronas не раскрывает планов в отношении количества новых скважин, которые должны обеспечить выход на планируемые уровни добычи углеводородов. Наличие у компании двух передвижных эксплуатационных установок  позволяет ей бурить 5-6 морских скважин в год.

Прогноз добычи углеводородов
В отчете прогнозируется, что в азербайджанском секторе Каспийского моря в рамках сценария 1 объем добычи нефти и конденсата в 2020 году достигнет уровня в 49 млн т в год, газа — 24 млрд куб. м в год. Причем все углеводороды будут добываться на месторождениях Азери-Чираг-Гюнешли и Шах-Дениз. Сценарий 2 отличается тем, что в его рамках  начинается добыча углеводородов на месторождении Апшерон. Вследствие действия этого фактора объем добычи нефти и конденсата возрастет до 51 млн т в год, объем добычи газа увеличится до 41 млрд куб. м в год. Сценарий 3 в сфере добычи для азербайджанского сектора смысла не имеет.

В казахстанском секторе Каспийского моря объем добычи к 2020 году по сценарию 1 равен 56 млн т нефти (вся нефть добывается на Кашагане), по сценарию 2 — 76 млн т в год  нефти (к добыче на Кашагане добавляется добыча на блоке Н и в рамках проекта «Жемчужины»). Сценарий 3 для Казахстана также не рассматривается.

Авторы исследования  полагают, что в российском секторе Каспийского моря к 2020 году по сценарию 1 будет добываться 9,5 млн т нефти и конденсата и 10 млрд куб. м газа в год. Вся добыча будет производиться на месторождениях им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского и Сарматском месторождении (все – «ЛУКОЙЛ»). При реализации сценария 2 к этим объемам добавятся углеводороды, получаемые на Центральном блоке, Лаганском и Северо-Каспийском участках, а также трансграничном Хвалынском месторождении. В этом случае вероятно увеличение объема добычи нефти до 19,5 млн т и газа до 26 млрд куб. м в год. Данную оценку следует рассматривать как верхний предел возможных объемов добычи нефти и газа. Сценарий 3 для российского сектора не имеет смысла.

В туркменском секторе Каспийского моря согласно сценарию 1 к 2020 году объем добычи нефти достигнет 23 млн т, газа – 22 млрд куб. м в год. Весь объем будет добываться на Челекене (Dragon Oil) и Блоке-1 (Petronas). Сценарий 2 не рассматривается, так как полагается, что добыча на других месторождениях на шельфе Туркменистане может начаться только после 2020 года. Сценарий 3 для сектора в сфере добычи совпадает со сценарием 1.

Прогноз бурения и потребности в платформах
Для Каспийского моря при реализации сценария 1 наибольшие относительные доли в общем объеме разведочного бурения на Каспийском море будут иметь казахстанский (47%) и российский сектора (28%). В пределах казахстанского сектора разведочное бурение станет производиться в наибольшем объеме на Жамбае, Жамбыле и Сатпаеве. На блоках Абай, Исатай,  Шагала и Дархан в ближайшие годы возможны только сейсморазведочные работы. В российском секторе максимальный вклад в общий объем разведочного бурения внесут Центральный блок и блок Тюлений.

Наибольшая удельная доля эксплуатационного бурения в сценарии 1 (46% от всего эксплуатационного бурения в акватории Каспийского моря) соответствует казахстанскому сектору (бурению на Кашагане).

В России все эксплуатационное бурение сосредоточится на месторождениях Северного блока: им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского и Сарматском.
Доля Туркменистана в 17% определяется Челекеном и Блоком-1.

В целом в Каспийском море по сценарию 1 в 2012-2020 годах объем проходки в разведочном бурении составит 172-180 тыс. м, а в эксплуатационном бурении – 2,3-2,5 млн м.

В исследовании утверждается. что в рамках сценария 2 прироста объемов разведочного бурения в 2012-2020 годах в акватории Каспийского моря, по сравнению со сценарием 1, ожидать не следует, так как поисково-разведочное бурение станет сочетаться с периодами анализа его результатов, что естественным образом сдержит его объемы.

Прирост объемов эксплуатационного бурения в сценарии 2 по сравнению со сценарием 1  обусловлен вводом в эксплуатацию:
»    Хвалынского месторождения в российском секторе
»    месторождений Центрального, Лаганского блока и Северо-Каспийского участка (все – российский сектор)
»    месторождений проекта «Жемчужины» и блока Н (казахстанский сектор)
»    вводом в разработку месторождения Апшерон(Азербайджан).

По сценарию 2 объем разведочного бурения в акватории Каспийского моря в 2012-2020 года составит так же, как и в сценарии 1 172-180 тыс. м. а проходка в эксплуатационном бурении достигнет 3,0-3,2 млн м.

Сценарий 3 отличается от сценария 2 тем, что в нем предполагается начало поисково-разведочного бурения на блоке Араз-Алов-Шарг в Азербайджане, блоках 27-31 и месторождении Сердар в Туркменистане.

Для Каспийского моря  потребность в платформах в период до 2020 года в целом оценивается в диапазоне  71-87 единиц. Емкость рынка платформ в таком случае может составить $22-26 млрд.

Так как перспективы применения самоподъемных и полупогружных буровых установок (СПБУ и ППБУ) для разведочного бурения, из-за частых случаев получения отрицательных результатов весьма неопределенны, то разумно предположить, что современный состав их на акватории, скорее всего, пополнится не более чем одной-двумя установками. Возможно, что будут построены одна-две новые установки, способные работать при глубинах до 5 м (одна из них уже строится).

Черное море
Ситуация в Черном море с точки зрения реализации оффшорных проектов намного более сложная по сравнению с Каспием. О добыче углеводородов или о ближайших перспективах ее начала можно говорить лишь применительно к украинскому сектору. В российском секторе в лучшем случае продолжается только сейсморазведка. В грузинском и абхазском секторе всякая практическая деятельность по существу заглохла.

Проекты
В российском секторе Черного моря имеются несколько лицензионных участков, работы на которых не вышли из стадии сейсморазведочных работ. Так  в 2010 году «Роснефть» заключила договор с EххоnMobil о создании совместного предприятия, которое будет заниматься разведкой в пределах Туапсинского и, возможно, Южно-Черноморского участка. Аналогичное соглашение в 2010 году по Западно-Черноморскому участку «Роснефть» подписала с Chevron. Однако в дальнейшем иностранный партнер отказался от сотрудничества, и в апреле 2012 года новое соглашение было заключено с Eni.

Такое состояние с реализацией проектов в России имеет объяснение. Глубины моря в российском секторе Черного моря находятся в диапазоне от 1000 м до 2300 м, в отличие от глубин на Каспии (до 300 м) или Азовском море (12 м в самом глубоком месте). Российские компании не имеют технологий для глубоководного бурения и вынуждены заключать соглашения с иностранными партнерами, располагающими соответствующим оборудованием и имеющими опыт работ на больших глубинах.

Единственными новыми проектами, которые достигли стадии ввода в промышленную эксплуатацию, в Черном море являются следующие украинские месторождения:
»    Одесское и Безымянное газовые месторождения
»    Субботинское нефтяное месторождение.

На Одесском и Безымянном месторождениях уже закончено бурение эксплуатационных скважин. В 2012 году объем добычи на них достигнет 1 млрд куб. м в год (в более отдаленной перспективе до 2 млрд куб. м). На месторождениях пробурено 6 эксплуатационных скважин. С Одесского месторождения газ по вновь построенному газопроводу будет доставляться в Глебовское подземное хранилище газа (ПХГ), а затем – в Крым. Для бурения эксплуатационных скважин использовалась принадлежащая украинскому «Черноморнефтегазу» СПБУ «Таврида». Их бурение  ведется силами буровых подразделений «Черноморнефтегаза».

На Субботинском месторождении на пике добычи «Черноморнефтегаз» планирует добывать около 1 млн т нефти в год. Для ввода в месторождения в промышленную эксплуатацию требуется пробурить до 100 эксплуатационных скважин при глубине моря в пределах 90 м. Их бурение  ранее производилось СПБУ «Сиваш», принадлежащей «Черноморнефтегазу». В 2011 году «Черноморнефтегаз» 2011 году приобрел буровую установку, способную работать при глубинах моря в 90 м и более. В первом квартале 2012 года она начала работать на Субботинском месторождении. Еще одну буровую установку украинская компания приобретет в течение 2012 года.

В 2010 году Правительство Украины одобрило  меморандум о равнодолевом совместном предприятии (50% -украинское ГАО «Черноморнефтегаз», 50% — «ЛУКОЙЛ»), которое займется  освоением Одесского, Безымянного и Субботинских месторождений. Вкладом «Черноморнефтегаза» при совместной деятельности должна стать геолого-экономическая оценка запасов нефти, природного газа и сопутствующих компонентов указанных месторождений. В начале февраля 2012 года договор о создании предприятии согласовали в Министерстве энергетики и угольной промышленности Украины.

Прогноз добычи углеводородов
В исследовании сделано заключение, что в российском, абхазском и грузинском секторах Черного моря добыча углеводородов к 2020 году не начнется при любом сценарии.

В украинском секторе Черного моря к 2020 году по любому из трех сценариев станет добываться  около 1,4 млн т нефти и примерно 2,6 млрд куб. м газа. Эти объемы будут добываться на уже освоенных месторождениях ГАО «Черноморнефтегаз» (Украина) — Одесском и Безымянном месторождениях, а также в пределах Субботинской площади.

Прогноз бурения и потребности в платформах
Для Черного моря в сфере бурения сценарий 1 и 2 совпадают. В рамках сценария 1 предполагается, что весь объем поисково-разведочного бурения на Черном море придется на российские проекты «Роснефти» и ЗАО «Черноморнефтегаз» (Россия). При этом все эксплуатационное бурение станет производить в украинском секторе ГАО «Черноморнефтегаз» (Украина). Разведочные работы на украинском шельфе ограничатся сейсморазведкой на Прикерченском участке. При этом во всей российской, украинской, грузинской и абхазской акваториях в 2012-2020 годах пробурят примерно 28-32 тыс. м поисково-разведочных и 443-450 тыс. м эксплуатационных скважин.

В сценарии 3 предполагается, что в результате урегулирования пограничных споров начнется поисково-разведочное бурение на грузинском, абхазском шельфе, а также в границах украинской части структуры Палласа.  В этом случае по сравнению со сценарием 1 объем поисково-разведочного бурения увеличивается до 42-48 тыс. м, а объем эксплуатационного бурения остается прежним.

Для Черного и Азовского морей уже закупленные «Черноморнефтегазом» (Украина) в 2011-2012 годах две новые буровые установки в сумме с принадлежащими ей же установками «Сиваш» и «Таврида» способны полностью удовлетворить потребности в бурении в российском и украинском секторах Черного и Азовского морей при глубинах моря до 120 м.

Для освоения структуры Палласа необходимы 1-2 буровые установки, способные работать при глубинах до 200 м. Они могут быть арендованы украинским «Черноморнефтегазом».

В дальнейшем для введения в промышленную разработку месторождений в рамках Темрюкско-Ахтарского проекта (Россия) и Субботинской площади (Украина)  потребуются 3-4 платформы, для разработки структуры Палласа — 1-2 платформы (уже за пределами 2020 года). Таким образом общая потребность в платформах на этих двух морях не превысит 5 единиц.

Азовское море
Азовское море – не такое сложное, как Черное море, с точки зрения проведения геолого-разведочных и буровых работ. Его максимальная глубина в районе Керченского пролива не превышает 12 м. Однако и больших запасов углеводородов в его акватории не прогнозируется. В результате в течение предстоящих восьми лет оно останется в тени Черного моря.

Проекты
Наиболее крупным, с точки зрения последующих объемов добычи, в российском секторе Азовского моря является Темрюкско-Ахтарский проект, реализующийся «ЛУКОЙЛом» и «Роснефтью». Оператором проекта является ОАО НК «Приазовнефть». Она учреждена компаниями «ЛУКОЙЛ» (42,5%), «Роснефть» (42,5%), а также администрацией Краснодарского края (15%). В январе 2012 года администрация Краснодарского края продала свой пакет акций «Роснефти». Таким образом состав акционеров «Приазовнефти» стал следующим: «Роснефть» — 57,5% акций, «ЛУКОЙЛ» — 42,5%. В ходе реализации проекта сделана сейсморазведка 2D в объеме 1 044 пог. км, выполняется программа сейсморазведочных работ 2D в объеме 640 пог. км и сейсморазведочных работ 3D в объеме 185 кв. км. Пробурены три разведочных скважины. Открыто месторождение Новое.  После 2015 года возможна добыча с пиком в 2,5-3 млн т в год.

В пределах украинского сектора открыто 6 газовых месторождений: Стрелковое, Морское, Северо-Керченское, Северо-Казантипское, Восточно-Казантипское и Северо-Булганакское. Коэффициент успешности поисковых работ составляет 0,5.

В разработке находится три месторождения — Стрелковое. Восточно-Казантипское и Северо-Булганакское. Северо-Керченское, Северо-Казантипское и Морское месторождения разведаны и законсервированы из-за недостатка финансовых средств. Основным игроком в акватории украинского сектора Азовского моря является ГАО «Черноморнефтегаз». Ввод в промышленную разработку Северо-Керченского, Северо-Казантипского и Морского месторождений можно ожидать не ранее 2020 года из-за недостатка финансовых средств. Работы предполагается активизировать только после окончания бурения на шельфе Черного моря.

Прогноз добычи углеводородов
В сфере добычи сценарии 1 и 2 для Азовского моря совпадают. В исследовании утверждается, что в российском секторе Азовского моря к 2020 году объем добычи будет равен около 3,0 млн т нефти в год- он станет добываться на месторождениях, входящих в Темрюкско-Ахтарский проект.

В  украинском секторе Азовского моря в лучшем случае удастся сохранить нынешний объем добычи газа – около 900 млн куб. м в год.

Прогноз бурения
Для Азовского моря в отчете сформированы прогнозы, соответствующие сценарию 1 и сценарию 2.  Сценарий 3 не  рассматривался, так как в акватории Азовского моря нет спорных трансграничных месторождений или перспективных структур. По сценариям 1 и 2 в 2012-2020 годах объем эксплуатационного бурения во всей акватории составит 60 тыс. м. В то же время по сценарию 1 объем поисково-разведочного не превысит 16 тыс. м, а по сценарию 2- 24 тыс. м.

Заключение
Приведенные в исследовании факты наглядно показывают, что освоение российского шельфа крайне затруднительно без государственной поддержки и широкого привлечения российских компаний, в том числе с участием частного капитала. Поэтому весьма своевременным представляется планируемое принятие Программы разведки континентального шельфа Российской Федерации на период с 2012 по 2030 годы, предусматривающей привлечение к работам на море национальных компаний.

Дополнительную информацию о публикации RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития до 2020 года» Вы можете получить, связавшись с Ольгой Елкановой по телефонам: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 или по электронной почте: ElkanovaO@rpi-inc.com.
www.rpi-research.com