Крупнейшие проекты по добыче углеводородов в Саудовской Аравии — освоение месторождений Marjan и Berri в Персидском заливе. В июле 2019 года саудовская государственная компания Saudi Aramco анонсировала заключение с сервисными предприятиями контрактов на $18 млрд, направленных на развитие добычи Marjan и Berri в рамках морских проектов.
На шельфе Персидского залива
Саудовская госкомпания собирается увеличить производственную мощность месторождений нефти на 550 тыс. барр. в сутки, из которых 300 тыс. барр. в сутки придётся на Marjan и 250 тыс. тыс. барр. в сутки — на Berri. Дополнительно Saudi Aramco хочет нарастить совокупную мощность добычи газа на месторождениях на 2,5 млрд куб. фут. в сутки. В частности, на месторождении Marjan планируется построить сепарационный завод, а также 24 морские платформы. Что касается месторождения Berri, здесь будут построены нефте- и газоперерабатывающие предприятия.
В итальянской нефтегазовой компании Saipem, которая заключила два контракта с Saudi Aramco на разработку этих месторождений на сумму $3,5 млрд, отмечают, что текущие договоренности подтверждают фундаментальную стратегию саудовской государственной компании, где основное внимание уделяется добыче газа.
Нефтяное месторождение Marjan находится в нефтегазоносном бассейне Персидского залива на границе Ирана и Саудовской Аравии. Оно было открыто в 1966 году. Залежи расположены на глубине 2–2,5 километра. Начальные запасы нефти оцениваются в 1,5 млрд тонн.
Нефтяное месторождение Berri также находится в Персидском заливе. Оно было открыто в 1964 году. Начальные промышленные запасы составляют 1,055 млрд тонн. Залежи расположены на глубине 2,3 километра. Геологические запасы оцениваются в 1,9 млрд т нефти. Южная часть месторождения заходит на сушу.
Новое открытие в Баренцевом море
Согласно информации Норвежского нефтяного директората, за последние 30 лет производство нефти на континентальном шельфе страны достигло минимального уровня. По прогнозу экспертов, спад продолжится до конца 2019 года. В ведомстве отмечают, что две трети неоткрытых ресурсов нефти и газа сосредоточены на Крайнем Севере, где ведется активная работа.
В рамках месторождения Wisting, которое было обнаружено в Баренцевом море в 2013 году, австрийская Österreichische Mineralölverwaltung (OMV) и норвежская Petoro в этом году открыли новое месторождение с извлекаемыми запасами, предварительно оцененными в 20–65 млн барр. нефти. Скважина 7324/6–1, общей протяженностью в 1569 м, пробурена с помощью полупогружной буровой установки West Hercules в норвежской части Баренцева моря. Полученный результат подтверждает наличие нефти к северу от Wisting. Геология в Баренцевом море сложная и для окончательной оценки рентабельности разработки ресурсов предстоит много работы, отмечают в компании.
Компания OMV оценивает план разработки нефти на этом арктическом месторождении в $6 миллиардов. Проект предполагается разработать с помощью плавучей платформы. Решение о ее строительстве планируется принять в 2020 году.
Функции оператора нефтяного месторождения Wisting на этапе разработки OMV передала норвежской Equinor (ранее — Statoil). В частности, компании подписали меморандум о взаимопонимании, согласно которому Equinor будет оператором проекта Wisting на стадии разработки, а OMV — на этапе эксплуатации. Стороны также подписали отдельный документ, в котором договорились о совместной разработке месторождений Hades и Iris в Норвежском море.
Активность Норвегии в северных морях Арктики
После удачного бурения в Баренцевом море полупогружная буровая установка West Hercules была перемещена для бурения скважины Lanterna в Норвежском море. В августе 2019 года Equinor запустила добычу на месторождении Mariner в британской части Северного моря. Стоимость проекта оценивается в $7,7 миллиарда. Запасы месторождения составляют 3 млрд барр. нефти. Ожидаемая добыча — 55–70 тыс. барр. в сутки.
Equinor делает ставку на разработку двух новых проектов на шельфе Норвегии — североморского Johan Sverdrup и Johan Castberg в Баренцевом море. Планируется, что благодаря этим двум месторождениям можно остановить спад производства нефти в стране на ближайшие десять лет. При достижении пика на Johan Sverdrup, запуск которого ожидается в конце 2019 года, предполагается, что на это месторождение придется 25% всей добычи нефти в Норвегии. Согласно оценкам экспертов, ресурсы актива составляют 2,1–3,1 млрд барр. нефтяного эквивалента.
Equinor рассчитывает разрабатывать Johan Sverdrup в течение пятидесяти лет. Тогда как разработка Johan Castberg, стартующая в 2022 году, продлится тридцать лет. Нефтяникам предстоит освоить в Арктике порядка 450–650 млн барр. нефтяного эквивалента.
Африканские проекты «ЛУКОЙЛа»
«ЛУКОЙЛ» планирует пробрести 5% в крупном шельфовом проекте по добыче газа в Объединенных Арабских Эмиратах. Российская нефтяная компания собирается подписать соглашение с Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) о вхождении в проект Ghasha по добыче газа на шельфе страны. Остальные доли ADNOC ранее продала итальянской Eni — 25%, германской Wintershall — 10% и австрийской OMV — 5%.
Проект Ghasha включает морские нефтяные, газовые и конденсатные месторождения Hail, Ghasha, Dalma, Nasr, Sarb и Mubarraz. Запустить его планируется после 2024 года. Ожидается, что объем производства газа составит 15 млрд куб. м в год, а нефти и конденсата — 6 млн т в год. Срок концессионного соглашения составляет 40 лет с ноября 2018 года. Совокупный входной платеж Eni за долю в концессиях Ghasha, нижний Zakum, а также Umm Sharif и Nasr составил $875 миллионов. На месторождениях будет добываться высокосернистый газ, что осложняет их разработку.
В последнее время «ЛУКОЙЛ» активно принимает участие в проектах на шельфе Африки. В июне 2019 года компания договорилась о выкупе 25% в Marine XII в Республике Конго у структуры британской New Age. Партнером компании по проекту является Eni — 65%.
В Нигерии «ЛУКОЙЛу» с 2014 года принадлежит 18% в глубоководном проекте на блоке OML-140. Здесь открыто месторождение Nsiko и выделен ряд перспективных структур. Российская компания рассматривает реализацию опциона на покупку 40% акций у американской компании Chevron на блок 132 и ведет переговоры с итальянской Eni о вхождении в проект Aba.
В Западной Африке российской компании принадлежит ещё один пакет (37,5%) в проекте по разработке участка Этинде в акватории Камеруна в Гвинейском заливе.
Газ на шельфе Мозамбика
Американская нефтегазовая компания Anadarko Petroleum в июне 2019 года приняла инвестиционное решение по строительству СПГ-завода Mozambique LNG. Ресурсной базой станет месторождение Golfinho/Atum, расположенное в границах шельфового блока Area 1, который относится к нефтегазовому бассейну Rovuma. Извлекаемые запасы газа на блоке Area 1 составляют в 12 млрд барр. н.э., или 1,68 млрд т нефтяного эквивалента. Стоимость проекта оценивается в $15 миллиардов.
Крупнейшим акционером проекта (26,5%) является Anadarko Mocambique Area 1, дочерняя компания Anadarko Petroleum. СПГ-проект в Мозамбике предполагает строительство двух линий общей мощностью 12,88 млн т/год, 86%, или 11,1 млн т, из которых уже законтрактовано. Запуск первой линии запланирован на 2022 год, второй — на 2023 год.
В правительстве Мозамбика отмечают, что этот проект позволит создать тысячи рабочих мест в стране и приведет к её значительному экономическому росту, а также даст возможность стать одним из крупнейших в мире поставщиков этого энергоносителя.
СПГ-конкурент из Танзании
Источником природного газа для СПГ-проекта в Танзании станут глубоководные месторождения, открытые к югу от побережья страны. Реализация Tanzania LNG запланирована на 2022 год, а экспорт сжиженного природного газа начнется в 2028 году. Предполагается, что проект объединит несколько крупнейших нефтегазовых корпораций. В число потенциальных участников вошли — Equinor, Royal Dutch Shell, ExxonMobil, Ophir Energy и Pavilion Energy. Наряду с международными нефтяными компаниями в нем предполагается участие государственной Tanzania Petroleum Development Corporation.
Проект Tanzania LNG мощностью 10 млн т СПГ в год оценен в $30 миллиардов. Консорциум компаний построит завод по сжижению природного газа в районе города Линди. Танзания будет конкурировать с СПГ-проектом Мозамбика и планирует экспортировать сжиженный природный газ в Японию и Республику Корея.
Извлекаемые запасы газа Танзании оценены в 1,629 трлн кубометров. Около 10% природного газа, который предполагается добывать в рамках Tanzania LNG, пойдет на внутреннее потребление.
Гонка за мировым лидерством
Первый в мире плавучий завод по сжижению природного газа (СПГ) Prelude FLNG в середине 2019 года введен в эксплуатацию у побережья Западной Австралии. Производство СПГ здесь началось в июне.
Это самая крупная в мире плавучая морская установка, превышающая по размерам четыре футбольных поля. Длина плавучего завода составляет 488 м от носа до кормы. Его вес — 600 тыс. т, что в 6 раз больше, чем у крупнейшего авианосца.
Плавучий завод будет находиться здесь на протяжении 25 лет, экспортируя сжиженный природный газ, СУГ и конденсат на азиатские рынки, где продолжает расти спрос. Главным потребителем по‑прежнему остаётся Китай.
На более поздних стадиях разработки месторождения Prelude плавучий СПГ-завод начнет осуществлять добычу и с других месторождений на австралийском шельфе, разрабатываемых с участием Shell.
Плавучий завод СПГ Prelude стал первым австралийским проектом по разведке и добыче, в котором Shell является оператором. Австралия — один из ключевых регионов роста бизнеса этой компании. Сезон работы здесь длится с конца ноября по апрель, но новый гигантский корабль сможет работать круглый год, в любых погодных условиях.
Prelude открыто в 2007 году на блоке WA-44‑L. Оно расположено в 475 км к северу — северо-востоку от газового месторождения Broome в Западной Австралии на глубине моря около 250 метров. В конце 2018 года Shell запустила проект по сжижению природного газа на этом месторождении мощностью 3,6 млн т сжиженного природного газа в год. Запуск нового проекта увеличил австралийские мощности по производству сжиженного природного газа до 86,6 млн т в год. Согласно данным Reuters Refinitiv Eikon, в ноябре 2018 года, после того как месторождение Prelude было запущено, Австралии впервые удалось обогнать Катар по объемам экспорта СПГ.
