По оценкам экспертов, ожидается, что к 2050 году шельф Арктики будет обеспечивать 20–30 % от всей российской добычи нефти.
В последние годы во всем мире большое внимание уделяется поисковым работам на шельфе, поскольку средние запасы углеводородных месторождений, открытых на акватории с глубинами более 500 м, в десятки раз превосходят такие же месторождения на суше.
Российские арктические моря, по данным Всероссийского научно-исследовательского института (ВНИИ) «Океанологии им. И. С. Грамберга», содержат в своих недрах 87 % начальных суммарных ресурсов угле- водородов отечественного шельфа. Из них запасы газа составляют 84 %, а доля нефти — 11,6 %. Крайне низкая геологическая и геофизическая изученность этих акваторий является сдерживающим фактором в процессе освоения углеводородного потенциала шельфовых бассейнов.
Из прошлого к настоящему
Освоение шельфа в России началось в середине прошлого века на Дальнем Востоке, когда было образовано предприятие «Дальморнефтегеофизика». К изучению арктического шельфа приступили в 1979 году. В это время была создана «Севморнефтегеофизика». Сегодня на обе эти госкомпании приходится 90 % сейсмических данных, полученных во всех акваториях российских морских вод.
В период 80–90‑х годов ХХ века в Баренцевом, Печорском и Карском морях было обнаружено несколько значительных месторождений нефти и газа, в результате чего Западно-Арктический шельф стал считаться крупнейшей нефтегазоносной акваторией России.
В Баренцевом и Карском морях трестом «Арктикморнефтегазразведка» были открыты: три газовых месторождения — Мурманское (1984 год), Северо-Кильдинское (1985) и Лудловское (1990), пять газоконденсатных — Поморское (1985), Штокмановское (1988), Русановское (1989), Ленинградское (1990) и Ледовое (1992), одно нефтегазоконденсатное — Северо-Гуляевское (1986) и одно нефтяное — Приразломное (1989). Всего с учетом результатов поискового и разведочного бурения на Западно-Арктическом шельфе страны было открыто 19 углеводородных месторождений.
На сегодняшний день практически ни одно из них не разрабатывается. Исключением является нефтяное месторождение Приразломное, которое ввели в эксплуатацию в конце 2013 года. Добыча первой промышленной нефти здесь стала началом освоения российского арктического шельфа.
Данные старые — технологии новые
Результаты геологоразведочных работ, полученные на шельфе, в период с 1970-х годов по 1990‑е годы, по мнению экспертов, сегодня уже считаются устаревшими, поскольку прогресс в этой сфере деятельности получил значительное развитие. Собранные в то время данные теперь заново обрабатываются с использованием новых технологий, что позволит оптимизировать процесс будущих исследований.
Сейсморазведочные предприятия в России не располагают в достаточном объеме современными технологиями для исследований на арктическом шельфе. Большинство судов, из числа имеющихся в распоряжении российских геофизических компаний, нуждаются в модернизации. В отечественном геофизическом флоте почти нет высокотехнологичных кораблей, способных проводить разведку 3D, удовлетворяющую современным требованиям. Исключение составляет судно «Вячеслав Тихонов».
Западные сервисные компании используют на шельфе в общей сложности более 150 ед. сейсмических судов. При этом их средний возраст не превышает 15 лет, а 41 судно 3D-сейсморазведки моложе 9 лет. При этом процесс наращивания и модернизации геофизического флота происходит непрерывно.
Суровый край
Освоение месторождений в акваториях Арктики имеет ряд специфических особенностей: в ходе разработки морских месторождений на Крайнем Севере нужно учитывать суровые климатические условия. Эти районы расположены далеко за Полярным кругом, где до шести месяцев в году наблюдаются экстремально низкие температуры –60 °С, полугодовая полярная ночь, шквалистый ветер, айсберги.
Самая большая проблема — мощные ледовые поля, толщина которых измеряется сотнями метров. Суточные приливы и отливы приводят к появлению трещин и постоянным подвижкам ледяных полей, скорость которых может доходить до 5 см в секунду. Эти подвижки приводят к образованию смерзшегося нагромождения обломков льда, которые несут прямую угрозу имеющимся скважинам.
Сезон навигации в Карском море длится от 2,5 до 3,5 месяцев, в Восточной Арктике — 2–2,5 месяца, на шельфе Сахалина и Камчатки — 4–5 месяцев. Поэтому любой технический или временной сбой может привести к срыву запланированных работ. Отсутствие обслуживающей инфраструктуры создает значительные сложности при организации материально-технического обеспечения морских объектов, доставки персонала в районы проведения работ.
Имеющийся задел
По данным ВНИИ «Океанологии им. И. С. Грамберга», на шельфе России, общая площадь которого составляет 6,5 млн кв. км, отработано 1,3 млн пог. км сейсморазведки. В том числе на арктическом шельфе страны — 4 млн кв. километров.
К настоящему времени на шельфе нашей страны пробурено 86 глубоких скважин. Объем бурения в западно-арктических морях (Баренцево, Печорское и Карское) составляет 219 тыс. метров.
С 1985 года по 1990 год прирост запасов углеводородов на 1 м проходки в Баренцевом море оценивался в 12 984 т н. э, в Карском — в 23 460 т нефтяного эквивалента. В Восточно-Арктических морях (Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском) средняя плотность сейсморазведки оказалась на порядок ниже.
Несмотря на значительные прогнозные ресурсы углеводородов, геолого-геофизическая изученность шельфа Западной Арктики остается сравнительно низкой и в высшей степени неравномерной, а доля подготовленных перспективных ресурсов и разведанных запасов невелика, считают отраслевые эксперты. Наименее изученными остаются северные районы Баренцева, Карского морей, а также море Лаптевых и Восточно-Сибирское море.
Если для российского шельфа показатель плотности сейсморазведки составляет в среднем 0,2 км / кв. км, то, например, в Мексиканском заливе эта величина составляет 25 км / кв. км, а в его американском секторе — 110 км / кв. километров.
Упущенная выгода
Российский шельф был бы изучен в гораздо большей степени, если бы в 1992 году полностью не прекрати- лось бы бюджетное финансирование соответствующих программ. С того времени и до начала 2010‑х годов государство не выделяло средства на разведку шельфа. Какие‑то работы все же велись геофизическими госкомпаниями, но исключительно за счет средств, полученных за счет зарубежных подрядов.
На сегодняшний день, например, у государственной компании «Севморнефтегеофизика» доля работ за рубежом составляет 60 % от общего объема, а в России — 40 %. С учетом западных санкций, направленных, прежде всего, на запрет использования оборудования и технологий в проектах, связанных с глубоководным бурением нефтяных скважин на шельфе, это соотношение еще не скоро поменяется в обратную сторону.
В последние годы из федерального бюджета направлялись средства на проведение геологоразведочных работ (ГРР), в том числе на шельфе. По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ, в 2012 году на эти цели поступило 1,6 млрд руб., что составляет 12,2 % от общего объема государственных средств, выделенных на поиск углеводородов в целом по стране. За счет бюджетных денег ГРР в 2012 году проводились на 22 шельфовых объектах.
До 2030 года общий объем государственного финансирования геологоразведочных работ на Арктическом шельфе, по данным Минприроды России, запланирован в размере 22 млрд рублей.
Представители этого ведомства предполагали, что в период 2015–2016 годов средства на проведение ГРР на арктическом шельфе будут увеличены. Однако из‑за того, что в текущем году Россия оказалась в тяжелых экономических условиях из‑за санкций, скорее всего, ряд шельфовых проектов в Арктике может быть заморожен.
Своими силами в Карском море
Согласно действующему законодательству, на шельфе в России могут работать только компании, контролируемые государством. В этой связи лицензии на перспективные площади имеют госкомпании «Газпром» и «Роснефть». Согласно лицензионным обязательствам за период 2014–2023 годов, компании планируют пробурить 127 поисковоразведочных скважин, что составляет 59 % от объема бурения в СССР, проведенного в период с 1981 года по 1990‑е годы.
В Минэнерго России считают, что в 2015 году наша страна сможет проводить бурение в Карском море, где «Роснефть» открыла крупное месторождение нефти и газа, даже в том случае, если американская нефтяная компания ExxonMobil прекратит совместную работу по этому проекту, подчиняясь решению о санкциях США.
Карская морская нефтеносная провинция, по оценкам экспертов, по объему ресурсов может превзойти такие нефтегазоносные провинции, как Мексиканский залив, арктический шельф Аляски и Канады.
В целях дальнейшего изучения Приновоземельских участков Южно-Карского бассейна методами сейсмики 2D и 3D в текущем году планируется пробурить первую поисковую скважину. Россия, по мнению экспертов Минэнерго, способна самостоятельно за счет принадлежащих российским компаниям буровых платформ обеспечить в 2015 году необходимые работы на месторождении в Карском море.
У нашей страны есть оборудование для бурения на шельфе Арктики, например, платформа «Арктическая», которая построена в 2013 году. Оператором выступает компания «Газфлот». В общей сложности в России, по данным Минэнерго, имеется восемь морских буровых платформ.
«Роснефть» в Арктике
«Роснефть» располагает 48 лицензионными участками на шельфах морей РФ в Арктике, на Дальнем Востоке, в Черном, Каспийском и Азовском морях, с запасами углеводородов 45 млрд т н. э, включая 34,6 млрд т н. э на арктическом шельфе. Освоение Арктики занимает особое место в шельфовых проектах «Роснефти». Добыча первой арктической нефти ожидается в 2018 году.
Старт проекту по освоению шельфа Арктики «Роснефть» дала в 2012 году, приступив к работам в Карском море. Было выполнено 5,3 тыс. погонных км сейсморазведки 2D и 3,8 тыс. кв. км 3D. На основе полученной геологической информации для бурения первой скважины выбрана структура «Университетская», расположенная на участке Восточно Приновоземельский-1 в Карском море.
В 2013 году исследовательские экспедиции «Роснефти» вновь вышли на шельфовые лицензионные участки компании. Тогда было задействовано тринадцать судов различного класса, три воздушных судна, несколько беспилотных летательных аппаратов, подводные и надводные автономные станции, спутниковые системы наблюдения, спускаемые подводные аппараты. Флагманом арктических исследований выступило судно «Академик Федоров».
Сейсморазведочные исследования были проведены на 13 участках. Объем сейсморазведочных исследований составил 32 727,2 погонных км 2D исследований и 2559,5 кв. км 3D. При этом в Карском море проведены региональные геохимические исследования, а в акваториях Охотского, Карского и Баренцева морей — экологические.
Планы «Роснефти» на континентальном шельфе РФ на ближайшие годы включают в себя выполнение 2D сейсмики в объеме 190,2 тыс. пог. км (в том числе в акваториях Восточной Арктики — 88 тыс. пог. км, Западной Арктики — 86,7 тыс. пог. км, Охотского моря — 15,5 тыс. пог. км), а также 3D-сейсмики в объеме 49,0 тыс. кв. км (в Восточной Арктике — 0,8 тыс. кв. км, Западной Арктике — 35,4 тыс. кв. км, Охотского моря — 9,1 тыс. кв. км, южных морей — 3,7 тыс. кв. километров). Бурение в Арктике до 2019 года на участках «Роснефти» будет вестись только в западной ее части.
«Газпром» в Карском море
Программу освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации «Газпром» делит на два этапа. Первый предполагает подготовку и ввод в разработку ряда высокоперспективных месторождений и структур, которые с экономической и технической точек зрения целесообразно осваивать в ближайшие 10–15 лет. На этом этапе предусмотрено проведение на отобранных нефтегазовых площадях полного комплекса геологоразведочных работ, подготовка проектной и рабочей документации, обустройство месторождений и ввод их в промышленную эксплуатацию. На следующем этапе планируется осваивать месторождения, ввод которых в разработку предполагается после 2030 года.
Российская газовая госмонополия не отказывается от разработки месторождений арктического шельфа. Несмотря на то что технологически сложный проект разработки Штокмановского месторождения в Баренцевом море временно отложен, оценка возможностей добычи углеводородов в Карском море продолжается. «Газпром геологоразведка» является оператором ГРР на 28 лицензионных участках «Газпрома» на Ямале и прилегающей акватории Карского моря.
В 2013 году «Газпром геологоразведка» завершила сейсморазведочные работы 3D в пределах Скуратовского и Нярмейского лицензионных участков на шельфе Карского моря. По заказу компании исследования проводила «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция».
Для реализации проекта было задействовано судно «Вячеслав Тихонов», адаптированное для работы в арктических широтах, что обеспечило возможность получения сейсмических данных высокого качества. Объем сейсморазведочных работ составил 3,6 тыс. кв. км, что значительно превосходит объемы сейсмических съемок, когда‑либо выполняемых в Карском море в течение одного сезона.
Ленинградское и Русановское месторождения рассматриваются специалистами в качестве основных для газодобычи в Карском море. Каждое из них по объему ресурсов может превзойти Штокмановское месторождение. Проекты в Карском море являются приоритетным направлением программы ГРР «Газпрома» до 2015 года.
Месторождение Каменномысское — море
Летом текущего года на Ямале планируется начать подготовку инженерных изысканий по обустройству газового месторождения Каменномысское — море. Особенностью данного проекта является то, что добычу углеводородов планируется вести на шельфе Обской губы. Месторождение Каменномысское — море расположено в южной части Обской губы между Мысами Каменный и Парусный. По оценкам специалистов, его запасы составляют 535 млрд кубометров. Разработку месторождения будет вести «Газпром добыча Ямбург», начать строительство всех необходимых объектов на месторождении компания планирует в 2018–2019 годах. Добыча первого газа ожидается в 2021 2022 годах. В текущем году начнутся инженерные изыскания, которые будут проводить «Красноярскгазпром нефтегазпроект» и «Арктические морские инженерно-геологические экспедиции».
В настоящее время «Газпром добыча Ямбург» планирует дальнейшую экспансию на северо-восток Карского моря с последовательным освоением семи акваториальных участков. Помимо месторождений Каменномысское — море и Северо-Каменномысское предполагается разработать Обское, Чугорьяхинское, Семаковское, Антипаютинское и Тота-Яхинское. Из перечисленных месторождений Каменномысское — море является самым крупным по запасам углеводородов.
Новая скважина в Печорском море
Компания «Газпромнефть-Сахалин» завершила испытания пробуренной летом 2014 года скважины на Долгинском месторождении на шельфе в Печорском море. Извлекаемые запасы здесь оцениваются более чем в 200 млн т нефтяного эквивалента. Сложность разработки Долгинского связана с особенностями структуры месторождения. Оно представляет собой длинную и узкую полосу, что потребовало бурения большого числа скважин. Выполненные геофизические и гидродинамические исследования позволят компании уточнить структуру месторождения и разработать программу его дальнейшего изучения. На базе обобщенной информации будет сформирована программа работ в текущем году.
Требовательные заказчики
Среди основных требований к сейсмическим работам нефтегазовые компании выдвигают следующие: используемое оборудование не должно превышать пятилетнего срока эксплуатации; наличие сейсмических приборов, оснащенных последними технологиями; современные системы спуска-подъема сейсмического оборудования и новейшее навигационное оборудование. В последнее время большой спрос отмечается на сейсмические суда ледового класса.
На пределе возможностей
Для проведения сейсморазведки в арктических морях России имеется 13 судов. Все они находятся на балансе четырех предприятий: «Севморнефтегеофизики» — шесть судов, «Дальморнефтегеофизики» — три, частной компании «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» — три, а также Федерального государственного научно-производственного предприятия «Полярная морская геологоразведочная экспедиция» — одно. Преимущественно суда приспособлены для разведки 2D. Имеются два научно-исследовательских глубоководных судна, способных проводить сейсморазведку 3D «Академик Немчинов» и «Ориент эксплорер».
Несмотря на то что эти сейсмические суда построены до 1990 года, тем не менее, по словам специалистов, они находятся в приемлемом техническом состоянии, оснащены современными навигационно-геофизическими комплексами лучших мировых производителей и способны с учетом сезонности ежегодно выполнять работы на российском шельфе в объемах примерно 80–90 тыс. пог. км 2D-сейсмики и 4–5 тыс. кв. км 3D.
Парадоксальная ситуация
Сезонные и финансовые ограничения рынка сейсморазведочных работ на северном шельфе России приводят к тому, что наши суда выполняют основной объем работ за рубежом. С начала 1990‑х они работают в Северном, Норвежском, Баренцевом, Средиземном морях, на шельфе Бразилии, Канады, в Мексиканском заливе, на Ближнем Востоке, в Африке, в Индии, Вьетнаме, Индонезии, Казахстане. При этом в случаях, когда необходимо проведение морской 3D-разведки, российские заказчики вынуждены обращаться в западные сервисные компании.
По данным специалистов, сегодня стоимость строительства современного судна 3D, оснащенного современным оборудованием составляет $ 150–180 миллионов. Причем стоимость собственно судна из этого — 45–50 %, остальное приходится на долю оборудования. Для государственных морских геофизических подрядчиков «Дальморнефтегеофизика» и «Севморнефтегеофизика» с годовым оборотом 1,5–3 млрд руб. строительство такого судна 3D является неподъемной задачей.
