Resursele inițiale de hidrocarburi recuperabile de pe platforma continentală a Federației Ruse sunt de aproximativ 100 de miliarde de tone în termeni de petrol, inclusiv peste 13 miliarde de tone de petrol și aproximativ 79 de miliarde de m 3 de gaz. Au fost identificate peste 800 de structuri locale, dintre care 130 sunt pregătite pentru foraj adânc. Bilanțul de stat al rezervelor minerale ia în considerare rezervele de hidrocarburi din 44 de câmpuri de pe raft, inclusiv 6 câmpuri parțial situate pe raft (Tota-Yakhinskoye, Semakovskoye, Antipayutinskoye, Yurkharovskoye, Selekaptskoye - în Golful Tazov, Izberbash - pe coasta Marea Caspică):
raftul Mării Barents (inclusiv Pechora).– 11 zăcăminte, inclusiv patru zăcăminte de petrol (Prirazlomnoye, Marea Varandey, Marea Medynskoye, Dolginskoye), un zăcământ de condensat de petrol și gaze (Severo-Gulyaevskoye), trei zăcăminte de condensat de gaze (Shtokmanovskoye, Pomorskoye, Ledovoye), trei zăcăminte de gaze (Severo- Kildinskoye, Murmanskoye, Ludlovskoe); Următoarele companii sunt implicate în lucrări în diferite forme: Gazprom, Rosshelf, Arktikmorneftegazrazvedka, Wintershall, Conoco, Norsk Hydro, TotalFinaElf, Fortum ;
Raftul Kara Sea(inclusiv în Golfurile Tazovskaya și Ob) - 11 câmpuri, inclusiv două câmpuri de condensat de petrol și gaze (Salekaptskoye, Yurkharovskoye), două câmpuri de condensat de gaze (Leningradskoye, Rusanovskoye), șapte zăcăminte de gaze (Antipayutinskoye, Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye,-Kakhinskoye, mai mult, Severo- Kamennomysskoye, Gugoryakhinskoye, Obskoye); Următoarele companii sunt implicate în lucrări în diferite forme: Lukoil, Lukoil-Astrakhanmorneft, Yukos, Gazprom, Rosneft-Dagneft, Geothermneftegaz, Kalmneft, J.K.X., CanArgo, J.P. Redd. ;
raft Marea Ochotsk – opt zăcăminte, inclusiv un zăcământ de petrol (Odoptu-Sea, Northern Dome), cinci zăcăminte de petrol și gaze condensate (Piltun-Astokhskoye, Odoptu-Sea, Arkutun-Daginskoye, Chaivo, Lunskoye), un zăcământ de condensat de gaze (Kirinskoye), unul zăcământ de gaze (Veninskoye); Următoarele companii sunt implicate în lucrări în diferite forme: Dalmorneftegeofizika, Rosneft, Rosneft-SMNG, Exxon/Mobil, SODECO, ONGC, RD/Shell, Mitsui, Mitsubishi, Texaco, BP, PGS, Hulliberton si etc.;
Raftul Mării Japoniei– un câmp de gaze (Izylmetyevskoye);
Raftul Mării Caspice - șapte câmpuri, inclusiv cinci câmpuri de condensat de petrol și gaze (Filanovskoye, Marea Inchkhe, 170 km, Khvalynskoye, Yu. Korchagin, Samaraskoye), un câmp de condensat de gaze (Rakushechnoye), un câmp de petrol (Izberbash, parte subacvatică);
Raftul Mării Azov– trei zăcăminte de gaze (Beisugskoye, Zapadno-Beisugskoye, Oktyabrskoye);
Raftul Mării Baltice– două câmpuri petroliere (Kaliningradskoye, Kravtsovskoye).
Din cele 43 de zăcăminte enumerate, 33 au fost identificate și evaluate înainte de 1999. Ca urmare a lucrărilor de explorare geologică, 11 zăcăminte de pe rafturile mărilor Pechora, Kara și Caspice au fost trecute în înregistrarea de stat.
De la 01.01.2004, rezervele de hidrocarburi ale zăcămintelor offshore puse în exploatare nu depăşesc 3% din rezervele totale ale categoriilor industriale. Există patru zăcăminte în dezvoltare: Beisugskoye (producția de gaze libere), Odoptu-Sea (Northern Dome) și Piltun-Astokhskoye (producția de petrol și gaze), Izberbash (producția de petrol nu se realizează în extinderea offshore). Șapte câmpuri au fost pregătite pentru dezvoltare industrială, trei au fost puse sub control, s-au efectuat lucrări de explorare la 29 de câmpuri. Rezervele recuperabile ale categoriilor industriale ale fondului distribuit alcătuiesc 60% din întregul fond subsol al raftului rusesc. Producția totală de hidrocarburi în câmpurile offshore este de peste 20 de milioane de tone echivalent combustibil.
Resurse de hidrocarburi prospective și prognozate din platforma continentală rusă se ridică la 98,7 miliarde de tone de combustibil echivalent (91,6% din resursele totale inițiale (ISR)). În același timp, aproximativ 70% se acumulează în zonele de praf ale mărilor Kara și Barents (inclusiv Pechora). Ponderea petrolului și a condensatului în totalul resurselor nu depășește 10%. Structura potențialului de resurse de hidrocarburi este dominată (aproximativ 90%) de resurse promițătoare (categoria C 3), foarte neuniform distribuite pe rafturile mărilor individuale.
Deci, 84% din rezervele deja cunoscute ale întregului platou rusesc sunt concentrate în Mările Barents și Kara. Iar pe coastă, la sud, se află uriașul Ținut de Jos Siberiei de Vest, care conține 63% din resursele noastre petroliere de pe uscat. Toate acestea sunt fundul unei singure mări antice care a existat pentru multe ere geologice. Aici se află principalul nostru susținător - provincia petrolieră din Siberia de Vest. Peninsula Yamal este renumită și pentru faptul că Rusia produce aproape 80% din gazul său. Raftul vecin conține, aparent, 95% din rezervele de gaz ale întregului nostru raft.
Structura regională a hidrocarburilor NSR a platoului continental rus se caracterizează printr-o diferențiere semnificativă în ceea ce privește volumul rezervelor (categorii A + B + C 1 + C 2) și resurse (categorii C 3 + D 1 + D 2) ( Tabelul 1). În ceea ce privește volumele de rezerve explorate și estimate preliminare, liderii sunt Marea Barents (inclusiv Marea Pechora), Mările Kara și Okhotsk, iar în ceea ce privește volumul resurselor prospective și prognozate - Marea Kara, Marea Barents (inclusiv Marea Pechora). ), Mările Siberiei de Est și Ohotsk. Predominanța componentei resurse (91,6%) în structura de ansamblu a rezervelor de resurse de hidrocarburi ale întregului platou rusesc indică perspective semnificative pentru descoperirea de noi zăcăminte offshore și creșterea rezervelor.
Tabelul 1. Structura resurselor totale inițiale de hidrocarburi ale platoului continental rusesc
|
Zone de apă |
NSR HC, milioane de tone |
Rezerve, milioane de tone |
Resurse, milioane de tone |
Acumulat |
Număr |
|
Barentsevo |
|||||
|
Pechora |
|||||
|
Laptev |
|||||
|
Siberia de Est |
|||||
|
Chukotka |
|||||
|
Beringovo |
|||||
|
Ohotsk |
|||||
|
japonez |
|||||
|
Caspic |
|||||
|
Azovskoe |
|||||
|
Baltica |
|||||
|
Oceanul Pacific |
|||||
|
Total |
98678,05 |
10828,27 |
87829,78 |
Rafturile mărilor Barents, Pechora și Kara aparțin provinciei de petrol și gaze Barents-Kara.
Rezervele potențiale totale sunt de 8,4 miliarde de tone de combustibil standard.
Orez. 3.1.Principalele structuri promițătoare de pe platforma arctică de vest
Aproape peste tot pe raftul rus, a fost descoperită o legătură între provinciile și complexele sale purtătoare de petrol și gaze și structurile geologice corespunzătoare de pe zonele terestre adiacente. Dar, după cum reiese din experiența mondială, conținutul de petrol și gaze al raftului se dovedește a fi mai mare în comparație cu zona continentală.
Astfel, perspectivele ridicate ale raftului rusesc și aprovizionării Rusiei cu hidrocarburi în viitorul apropiat sunt fără îndoială. În același timp, nu se poate să nu remarcăm că cea mai mare parte a acestor resurse se limitează la regiuni îndepărtate (arctice și din Orientul Îndepărtat) cu condiții naturale și climatice dure, precum și cunoștințele lor geologice și geofizice relativ slabe, care sunt de sute de ori. mai mici decât indicatorii similari pentru raftul Mării Nordului, golful mexican și o serie de alte zone de apă.
Pe raftul mărilor Barents și Kara au fost identificate două mari bazine petroliere și gaziere (Barents-Kara și South Kara) cu o suprafață totală de 2 milioane km 2 cu resurse potențiale de cel puțin 50-60 miliarde tone de combustibil standard și au fost descoperite 10 câmpuri, testate prin foraj. Rezervele geologice a doar două dintre ele din Marea Kara (Rusanovski și Leningradsky) sunt estimate la 5 × 10 12 m 3 de gaze naturale, ceea ce nu poate decât să fie impresionant având în vedere că întreaga producție mondială de gaze este acum de 2 × 10 12 m 3. /an.
În 1992, proiectarea și alte dezvoltări au început și continuă să dezvolte zăcământul de condens de gaz Shtokman din Marea Barents, cu rezerve de gaz de aproximativ 3 × 10 12 m 3 și condensat de gaz de peste 20 de milioane de tone, precum și zăcământul de petrol Prirazlomnoye din zona Golfului Pechora, cu rezerve geologice de petrol de peste 200 de milioane de tone (Fig. 3.2). Operare industrială dintre aceste zăcăminte ar putea continua timp de 25-30 de ani, ceea ce va duce ulterior la o schimbare vizibilă a sistemului global de transport al hidrocarburilor de petrol și gaze și la utilizarea pe scară largă a regiunii de Nord. traseul maritim. În zona apei Marea Barents Deja astăzi, peste 10 platforme de foraj din Norvegia și Rusia sunt în creștere.
Orez. 3.2. Locația câmpurilor Shtokman și Prirazlomnoye
pe raftul arctic al Rusiei
Lucrări similare la scară largă sunt planificate în alte zone ale raftului de nord al Rusiei, inclusiv în regiunea Yamal, ale cărei câmpuri de condensat de gaze pot produce în viitor până la 80–100 de miliarde de m 3 de gaz natural pe an. Pentru a transporta acest gaz, se plănuiește construirea unei conducte principale de gaz prin Baydaratskaya Bay.
Mările din Arctica sunt clasificate ca înghețate. Pentru a efectua lucrări de prospectare și explorare, zonele de apă sunt împărțite în mod convențional în adâncimi de 0–15 m, 15–60 m, 60–300 m și mai mult. Pentru fiecare interval de adâncime au fost dezvoltate propriile tehnologii de dezvoltare a câmpului.
Chiar și o scurtă privire asupra unei hărți geologice este suficientă pentru a ne imagina că numeroasele zăcăminte de petrol și gaze de pe raftul Oceanului Arctic și mărilor seamănă cu un colier prețios al țării, orientat spre nord și est. Și acest lucru este adevărat, pentru că în secolul 21 principalele resurse energetice vor fi extrase de sub fundul mării.
Strategia de planuri și decizii. Strategia de studiu și dezvoltare a raftului, potrivit experților, ar trebui să țină cont de două circumstanțe importante. În primul rând, doar o mică parte din lucrările de prospectare și explorare pot fi efectuate pe cheltuiala bugetului de stat. Prin urmare, este nevoie de o bază legislativă care să atragă fonduri de la investitori deja aflați în această etapă, al căror interes ar fi susținut de anumite garanții din partea statului, de exemplu, prin crearea de privilegii pentru descoperitori pe baza licențelor de explorare geologică și preferințe similare. În al doilea rând, este deja clar astăzi că în majoritatea câmpurilor descoperite la raft, principalele rezerve sunt gazele și condensatul de gaz. Între timp, se știe că țara începe să se confrunte cu o penurie nu de gaze, ci de petrol. În consecință, potrivit Ministerului Resurselor Naturale, este recomandabil să se întărească activitatea de prospectare și cercetare în mod specific în direcția identificării câmpurilor petroliere.
Dezvoltarea potențialului de hidrocarburi al raftului țării noastre este o pagină fundamental nouă în dezvoltarea complexului său de combustibil și energie, cel puțin până la sfârșitul secolului XXI.
Se presupune că profitul primit ca urmare a dezvoltării cu succes a raftului poate întări semnificativ bugetul federal și poate influența dezvoltarea nu numai a sectorului petrolului și gazelor din economie. De exemplu, doar implementarea proiectelor Sakhalin-1 și Sakhalin-2 pe parcursul a 30 de ani va oferi Rusiei un venit de aproximativ 80 de miliarde de dolari, din care regiunea Sahalin va primi jumătate. Astfel, regiunile pe al căror teritoriu vor fi dezvoltate rezerve offshore au un interes direct în implementarea unor astfel de proiecte. Mai mult, dezvoltarea raftului de astăzi este văzută ca poate singura strategie pentru dezvoltarea Nordului și Orientului Îndepărtat al Rusiei, care se confruntă cu o adevărată foame de energie.
La baza politicii de stat la raft ar trebui probabil organizarea sistematică a rundelor de licențiere cu condiții favorabile atât pentru stat, cât și pentru investitorii de toate formele de proprietate, inclusiv cele străine. Vedem că politicile corecte din punct de vedere strategic și bine gândite ale unor țări precum Norvegia, China și India conduc la rezultate semnificative. De exemplu, în China, companiile străine au investit aproximativ 5 miliarde de dolari în activități offshore în 1997. Dintre acestea, jumătate au fost plătite companiilor de servicii chineze.
În 1991–1992 Au fost organizate licitații internaționale „Sakhalin-1” și „Sakhalin-2”, pentru care trei ani mai târziu au fost semnate acorduri de partajare a producției. Desigur, aceste proiecte nu sunt lipsite de probleme, dar practica arată că chiar și cel mai mare, cel mai puternic ulei și companiile de gaze singur nu poate asigura investiţiile uriaşe necesare dezvoltării rapide a zonelor de apă.
Se presupune că organizare adecvată dezvoltarea raftului rus poate aduce anual bugetul până la 10 miliarde de dolari SUA sau mai mult. În 1995 guvernul Federația Rusă A fost aprobat „Conceptul pentru studiul și dezvoltarea resurselor de hidrocarburi din provincia Mării Barents”. În următorii trei ani, un concept similar a fost dezvoltat pentru rafturile mărilor din Orientul Îndepărtat și nord-estul Rusiei. Elaborarea „Conceptului pentru studiul și dezvoltarea resurselor de hidrocarburi ale raftului rusesc pe termen scurt, mediu și lung” a fost finalizată. Ar trebui să devină baza strategiei de stat în ceea ce este în esență un nou sector al economiei țării.
În conformitate cu „Strategia energetică a Rusiei pentru perioada până în 2020” pregătirea rezervelor și dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze pe raftul mărilor arctice, Orientului Îndepărtat și sudic este una dintre cele mai promițătoare zone pentru dezvoltarea bazei de resurse a industriei de petrol și gaze din Rusia. Ponderea mărilor în creșterea totală a rezervelor de hidrocarburi din Rusia poate ajunge la 10–15% până în 2010 și va continua să crească.
Resursele totale inițiale ale periferiei maritime a Rusiei, conform estimărilor de astăzi, se ridică la 133,5 miliarde de tone de combustibil echivalent, sau aproximativ 100 de miliarde de tone de resurse recuperabile, distribuite în 16 mari provincii și bazine petroliere și gaziere offshore.
Cea mai mare pondere a resurselor - aproximativ 62,7% - se încadrează în mările arctice vestice: Barents, Pechora și Kara (Fig. 3.3). Ele sunt urmate, în ordine descrescătoare, de Marea Okhotsk, Marea Siberiei de Est și Marea Caspică.
Dezvoltarea platoului continental rus poate juca un anumit rol stabilizator în dinamica producției de petrol și gaze, atenuând sau nivelând posibilul declin prezis de o serie de experți din cauza epuizării câmpurilor continentale.
Potențialul de hidrocarburi al platformei continentale în ansamblu este capabil să asigure niveluri ridicate de producție, care, când conditii favorabile ar putea reprezenta până la 20% din producția totală de petrol așteptată și până la 45% din producția totală de gaze.
Orez. 3.3. Bazine de petrol și gaze, regiuni și provincii
marginile de nord-vest ale Eurasiei
Creșterea totală a resurselor geologice în toate aceste regiuni în perioada de implementare a „Strategiei...” poate varia între 30 și 45 de miliarde de tone de combustibil standard.
O analiză a experienței străine în dezvoltarea resurselor de petrol și gaze offshore arată că există două moduri. Politicile clare și echilibrate strategic ale unor state precum Norvegia, China și India, de exemplu, au dus la îmbogățirea acestora prin investiții străine în industria petrolului și gazelor offshore. În același timp, astfel de investiții au devenit doar un mijloc de pompare a hidrocarburilor cu beneficii temporare, minore, pentru state precum Nigeria, Indonezia și Mexic.
Pentru dezvoltarea câmpurilor offshore, în special în mările arctice și din Orientul Îndepărtat, cu condiții hidrometeorologice dificile și îndepărtare de zonele populate, pe lângă crearea unor condiții organizatorice și legale, sunt necesare investiții uriașe, măsurate în cele din urmă în zeci de miliarde de dolari. De exemplu, se estimează că sunt necesare peste 30 de miliarde de dolari pentru implementarea proiectelor Sakhalin-1, -2, -3, -5, iar dezvoltarea câmpului Shtokman va necesita mai mult de 20 de miliarde de dolari.
Organizarea complexelor de producție de petrol și gaze de coastă și offshore. În Rusia, se încearcă crearea unor complexe de producție federale de petrol și gaze de coastă-offshore în zone cu o concentrație mare de rezerve industriale de hidrocarburi, care pot fi împărțite în două grupe.
Primul include Marea Pechora și regiunile Barents de Sud, Kara de Sud, Sahalin de Nord, regiunile Caspice și Baltice. În acest caz, primele două sunt cele mai promițătoare (Fig. 3.4). Anterior, se presupunea că, începând din 2010, aici se vor produce până la 50 de miliarde de m3 de gaze, producția ajungând la 30 de milioane de tone de petrol și 130 de miliarde de m3 de gaze în 2020.
Complexul de producție de petrol și gaze din Marea Pechora și regiunile Barents de Sud ar trebui să fie format pe baza rezervelor de câmpuri petroliere deja descoperite - Prirazlomnoye, Nord Medynskoye, Nord Gulyaevsky, Marea Varandey, Pomorsky, Dolginsky și să se dezvolte ca căutare și dezvoltare. a numeroase obiecte promițătoare situate compact (structuri Polyarnaya, Alekseevskaya etc.). Rezervele recuperabile de petrol ale acestor structuri și zăcăminte se ridică la 600–700 de milioane de tone.
Rezervele de gaze sunt concentrate în principal în provincia Barents de Vest și se ridică la peste 4.000 de miliarde de m3. Baza complexului de producție de gaze este zăcământul de condens de gaz Shtokman, rezervele
Orez. 3.4. Schema de dezvoltare a complexelor teritorial-economice din Nord-Vest
Rusia. Complexe de producție de petrol și gaze Shtokman-Murmansky (I), Pechora (II)
care (3,2 trilioane m 3) împreună cu Ledovsky (500 miliarde m 3) și Ludlovsky (220 miliarde m 3) își creează baza de resurse fiabilă. Aici au fost identificate mai multe structuri promițătoare - Tulomskaya, Teriberskaya etc. Resursele totale ale acestei zone promițătoare de producție de gaze sunt estimate la nu mai puțin de 5–6 trilioane m 3 de gaz.
Complexul de producție de petrol și gaze din Kara de Sud se caracterizează prin prezența a două cele mai mari zăcăminte de gaze - Rusanovskoye și Leningradskoye, precum și zăcăminte gigantice din Peninsula Yamal (Kharasaveyskoye și Bovanenkovskoye), câmpuri din apele puțin adânci din Kara de Sud (Marea Kharasaveyskoye, Kruzenshternovskoye). , Zapadno-Sharapovskoye), numeroase câmpuri deschise pe țărm și zone de apă puțin adâncă ale câmpurilor (Samkantskoye, Yurkharovskoye, Kamennomysskoye, Severo-Kamennomysskoye, Antipayutinskoye, Simakovskoye, Tota-Yakhinskoye). Dezvoltarea zăcămintelor din regiunea Kara de Sud trebuie să fie legată de dezvoltarea zăcămintelor din Peninsula Yamal și de utilizarea sistemului de conducte de gaz din peninsula pentru transportul gazelor marine.
Complexul de producție de petrol și gaze din Sakhalin de Nord este cea mai pregătită zonă de pe raftul rusesc pentru dezvoltare industrială (Fig. 3.5). Acoperă, de asemenea, zăcămintele terestre ale insulei Sakhalin. Operațiunile offshore au descoperit șase zăcăminte mari de gaze condensate și petrol și gaze și un zăcământ de gaze. Resursele totale recuperabile ale regiunii sunt estimate la nu mai puțin de 1.700 de milioane de tone de petrol și 4.500 de miliarde de m 3 de gaze. În prezent, aceasta este singura zonă offshore de producție de petrol. La câmpul Piltun-Astokhskoye au fost produse peste 5 milioane de tone de petrol. În viitor, aici sunt prognozate mai multe zăcăminte mari de petrol (mai mult de 30 de milioane de tone) și peste o duzină de zăcăminte de gaze și gaze condensate cu o capacitate de 30 până la 300 milioane m 3 fiecare. Producția optimă în 2020 ar putea ajunge la 45 de milioane de tone de petrol și 60 de miliarde de m 3 de gaz. Pentru transportul materiilor prime, se preconizează construirea de noi conducte de petrol și gaze pe lângă cele existente. Este planificată construirea unei rafinării de petrol și a unei fabrici de lichefiere a gazelor. Formarea complexului de producție de petrol și gaze din Sakhalin de Nord marchează începutul dezvoltării industriei de petrol și gaze în estul Rusiei.
Orez. 3.5. Schemă de dezvoltare a zonelor purtătoare de petrol și gaze din Sahalin și raftul insulei
Marea Caspică se caracterizează prin cea mai echilibrată structură de rezerve și resurse de toate categoriile, infrastructură dezvoltată și prezența zăcămintelor pe litoral și în zona offshore. Resursele initiale recuperabile ale raftului sunt 1.046 milioane de tone de petrol si 1.905 miliarde m 3 de gaze.
La raft, este planificată dezvoltarea a cinci zăcăminte de petrol, gaze și condensat și explorarea a cinci sau șase structuri promițătoare. Ca urmare a dezvoltării lor, în 2020 se poate asigura producția de până la 10 milioane de tone de petrol și 40 de miliarde de m 3 de gaz.
Regiunea Baltică producătoare de petrol și gaze este de importanță locală și regională în ceea ce privește resursele sale potențiale. Rezervele relativ mici de petrol sunt compensate de infrastructura dezvoltată pe uscat a regiunii Kaliningrad și de amplasarea sa geografică unică în regiunea europeană, practic lipsită de resurse naturale de energie. Nivelul maxim al producției anuale de petrol aici va fi de 1 milion de tone.
În 2004, petrolul comercial a fost produs și pe raftul Mării Baltice: câmpul Kravtsovskoye a fost descoperit în 1983 și este situat la 22,5 km de coasta regiunii Kaliningrad. Prima platformă de producție staționară rezistentă la gheață offshore D6 (Fig. 3.6) de pe raftul baltic rus a fost acceptată de Comisia de stat în februarie 2004, iar prima tonă de petrol a fost produsă în iulie. Rezervele geologice de petrol din categoriile C 1 + C 2 se ridică aici la 21,5 milioane de tone, iar rezervele recuperabile sunt de 9,1 milioane de tone.Volumul investițiilor în dezvoltarea câmpului s-a ridicat la 7,7 miliarde de ruble. Exploatarea câmpului Kravtsovskoye în scurt timp a dus la o creștere aproape dublă a volumelor producției de petrol în regiunea Kaliningrad - luând în considerare partea de pe uscat, acestea se ridică acum la 1,5 milioane de tone pe an.
Toate procesele de producție de pe platforma offshore sunt efectuate folosind tehnologia „zero descărcare”, atunci când deșeurile industriale și menajere sunt transportate la țărm pentru eliminare. Costuri de aprovizionare siguranța mediului proiectul a depășit 174 de milioane de ruble. O conductă subacvatică de 47 km lungime a fost așezată de la platformă până la aterizare. Prin intermediul acestuia, produsele din rezervor - un amestec de petrol și gaz asociat - sunt transportate la punctul de colectare a petrolului Romanovo, unde sunt aduse în stare de comercializare prin separare, deshidratare și desalinizare. Uleiul tratat este pompat către terminalul petrolier integrat Lukoil I din Izhevskoye printr-o conductă subterană terestră, iar de acolo este trimis spre export de către cisterne.
Orez. 3.6. Platforma D6 și coasta Mării Baltice
Al doilea grup de complexe de producție de petrol și gaze include Magadan, Kamchatka de Vest, Khabarovsk în Marea Okhotsk, Marea Bering, Chukotka, South Laptev și o serie de alte zone promițătoare. Contururile formării lor nu sunt suficient de clare din cauza cunoașterii slabe a resurselor de petrol și gaze offshore și, în cele mai multe cazuri, a lipsei infrastructurii adecvate. Cu toate acestea, ca și alte complexe de producție de petrol și gaze, acestea vor fi chemate să rezolve atât problemele federale, cât și cele locale de aprovizionare cu energie.
Rute de transport și export
Complexele de producție de petrol și gaze costiere și offshore care se vor crea vor putea utiliza în mare măsură sistemul de conducte de petrol și gaze existent și proiectat (pentru dezvoltarea zăcămintelor din provinciile de petrol și gaze din nordul Timan-Pechora și Siberia de Vest), proiectat. pentru a satisface nevoile interne și de export ale Rusiei.
Pentru a transporta gaze din zăcămintele offshore ale raftului Sakhalin de Nord până la sud de Sahalin, cu exportul ulterior pe piața regiunii Asia-Pacific, se proiectează o conductă de gaz care se va întinde din partea de nord a insulei până la vârful sudic.
A doua cea mai importantă metodă de transport a petrolului și, probabil, a gazului lichefiat din zăcămintele offshore este Ruta Mării Nordului.
În sfârșit, în cazul descoperirii unor mari rezerve de gaze în sudul Mării Laptev, sunt posibile opțiuni pentru conectarea acestei zone la sistemul de conducte de gaze din nordul Siberiei de Vest, iar în cazul unor descoperiri deosebit de mari, construcția a unei conducte de gaz (folosind sistemul de conducte de gaz existent al câmpurilor din Republica Saha-Yakutia) către Orientul Îndepărtat al Rusiei de la extinderea ulterioară în țări străine asiatice.
La dezvoltarea resurselor de petrol și gaze offshore, trebuie să ținem cont, în primul rând, de infrastructura existentă a teritoriilor de coastă producătoare de petrol și gaze și, mai ales, de sistemul de conducte existent și planificat.
,Una dintre principalele direcții strategice de dezvoltare a PJSC NK Rosneft este dezvoltarea resurselor de hidrocarburi ale platformei continentale. Astăzi, când principalele zăcăminte mari de petrol și gaze de pe uscat au fost practic descoperite și dezvoltate, când tehnologia și producția de petrol de șist se dezvoltă într-un ritm rapid, este un fapt incontestabil că viitorul producției mondiale de petrol se află pe platoul continental al Oceanul Mondial. Platoul rusesc are cea mai mare suprafață din lume - peste 6 milioane km, iar Rosneft este cel mai mare deținător de licențe pentru zonele platoului continental și, în creștere anuală a volumelor, desfășoară în mod activ o gamă completă de lucrări de explorare geologică în Arctica, Mările din Orientul Îndepărtat și din sudul Federației Ruse.
Astăzi, compania este cel mai mare utilizator de subsol de pe raftul rus: de la 1 ianuarie 2018, Rosneft PJSC deține 55 de licențe pentru zone din mările arctice, din Orientul Îndepărtat și din sudul Rusiei. Resursele de hidrocarburi din aceste zone de la 1 iulie 2018 sunt estimate la 41,7 miliarde de tone echivalent petrol. Compania implementează, de asemenea, un proiect în Marea Neagră în largul coastei Republicii Abhazia, efectuând explorări și producție de hidrocarburi pe raftul Vietnamului și Egiptului și participând la proiecte pe raftul Norvegiei, Mozambicului și Venezuelei.
Principalele regiuni în care se află zonele de licență ale Rosneft PJSC în Federația Rusă:
Începând cu 01.01.2018, Compania efectuează explorare geologică a subsolului în 45 de zone de licență situate pe raftul Federației Ruse și a mărilor interioare ale Rusiei. Au fost eliberate 10 licențe pentru explorarea și producția de petrol și gaze, inclusiv producția de hidrocarburi în 7 zone. Obligațiile de licență sunt îndeplinite în totalitate.
Principalele proiecte de producție de petrol și gaze pe platforma continentală a Federației Ruse la PJSC NK Rosneft astăzi sunt „ Sakhalin-1 », Și Odoptu-sea "Northern Dome"» și câmpul Lebedinskoye.
Realizări remarcabile în implementarea proiectelor de producție de petrol și gaze offshore în 2014-2017 au fost:
- punerea în funcțiune a platformei Berkut, care a făcut posibilă începerea dezvoltării câmpului Arkutun-Dagi ca parte a proiectului Sakhalin-1;
- începerea producției la capătul de nord al câmpului Chayvo prin forarea de la mal cu instalația de foraj Yastreb a cinci puțuri direcționale orizontale cu lungimea trunchiului de 10-11 mii m;
- forarea celor mai lungi puțuri din lume în câmpul Chayvo al proiectului Sakhalin-1.
La sfârșitul anului 2017, producția de petrol și gaze din zăcămintele offshore ale Companiei a depășit 8 milioane tep.
Direcția strategică pentru dezvoltarea proiectelor offshore a Rosneft PJSC este dezvoltarea platformei continentale a mărilor arctice. În ceea ce privește potențialul total de petrol și gaze, bazinele sedimentare ale platformei arctice rusești sunt comparabile cu cele mai mari regiuni de petrol și gaze din lume. Potrivit experților, până în 2050, platforma arctică va asigura între 20 și 30% din întreaga producție de petrol rusă.
Istoria parteneriatelor internaționale strategice pe raft a început în 1995 cu dezvoltarea zonelor de raft ale Mării Okhotsk - proiectele Sakhalin-1 în cooperare cu ExxonMobil, ONGC și Sodeco, Sakhalin-3 (blocul Veninsky) - în cooperare cu Sinopec și Zapadno -secția Kamchatsky - în cooperare cu KNOC. Ca urmare a unui program amplu de explorare geologică, au fost descoperite zăcământul de gaze condensate North-Veninskoye, zăcământul de petrol și gaze condensat Kaigansko-Vasyukanskoye și zăcământul Novo-Veninskoye.
A doua etapă a cooperării internaționale pe raftul rus a început în 2011, când firma ruseasca a semnat un Acord de Cooperare Strategică cu ExxonMobil pentru zonele licențiate de pe raftul Mării Kara și Mării Negre.
În februarie 2013, PJSC NK Rosneft și ExxonMobil și-au extins cooperarea strategică prin includerea suplimentară a șapte zone licențiate din Arctica cu o suprafață totală de aproximativ 600 de mii de metri pătrați în acord. km în Marea Chukchi, Marea Laptev și Marea Kara, iar în iunie companiile au anunțat finalizarea mai multor etape de lucru, inclusiv crearea de asociații mixte pentru implementarea proiectelor în Marea Kara și Marea Neagră, acord pe baza implementarea de întreprinderi mixte în termen de șapte licențe suplimentareîn zona arctică rusă.
În plus, PJSC NK Rosneft și Statoil au încheiat un acord care prevede dezvoltarea unor zone licențiate pe raftul rusesc în mările Barents și Okhotsk. De asemenea, PJSC NK Rosneft și Eni S.p.A. a semnat un acord de cooperare pe proiecte de pe raftul Mării Barents și Mării Negre.
Pentru a-și consolida poziția și a-și confirma statutul de operator strategic al proiectelor offshore în Arctica, Rosneft a inițiat în decembrie 2012 semnarea unei Declarații cvadripartite cu parteneri cheie (ExxonMobil, Eni, Statoil). Declarația consolidează obligațiile existente în temeiul acordurilor, convențiilor, declarațiilor internaționale și, de asemenea, unifică practicile existente ale companiilor în domeniul securității. mediu inconjuratorși conservarea diversității biologice.
Rosneft a dat un început practic lucrărilor pe scară largă privind dezvoltarea platformei arctice și a Orientului Îndepărtat în august 2012, când specialiștii companiei au început lucrările de teren în mările Kara, Pechora și Okhotsk. Din 2012, Compania a crescut anual volumul lucrărilor de explorare geologică. În timpul sezonului de teren 2017, NK Rosneft PJSC a finalizat o cantitate fără precedent de lucrări de explorare seismică 2D înainte de termenii obligațiilor sale de licență. În total, au fost executați 46.348 de metri liniari la 11 zone de licență. km de lucrări de cercetare seismică 2D (luând în considerare volumele reportate din 2016 pentru secțiunea East Siberian-1), inclusiv 36.598 liniari. km în 10 secțiuni ale platformei arctice și 9.750 liniari. km pe raftul Orientului Îndepărtat.
Pentru a clarifica structura geologică a structurilor promițătoare și pentru a planifica foraje exploratorii pe structuri selectate în opt zone de licență ale raftului arctic și din Orientul Îndepărtat, 5.822 de metri pătrați au fost finalizați în 2017. km de explorare seismică 3D, inclusiv pe platforma arctică - 3.671 mp. km și pe raftul Mării Okhotsk și al Mării Japoniei - 2.151 mp. km. Compania a forat 8 sonde de explorare în mările Okhotsk, Caspică, Azov și Kara. Ca urmare a lucrărilor de explorare geologică, cercetările au acoperit aproximativ 1 milion de metri pătrați. km de platforma arctică, care alcătuiește un sfert din zonele de apă promițătoare, structura a peste 130 de structuri locale promițătoare a fost clarificată, inclusiv au fost identificate peste 10 obiecte noi și au fost pregătite 11 structuri pentru foraj exploratoriu.
Unul dintre principalele evenimente din 2017-2018. a fost descoperirea unui câmp în zona Khatanga din Marea Laptev. La 3 aprilie 2017, președintele Federației Ruse V.V. Putin a lansat forarea sondei Tsentralno-Olginskaya-1. Semnificația proiectului Rosneft a fost subliniată de președintele Rusiei în cadrul unei teleconferințe la începutul forajului: „De fapt, se lucrează la o întreagă provincie de petrol și gaze, care, chiar și conform datelor preliminare, conține milioane de tone de echivalent combustibil. Aceasta este o operațiune complexă, de înaltă tehnologie, așa-numita foraj orizontal. Acesta este doar primul put. Urmează o cantitate imensă de muncă. Și vreau să vă urez succes și să vă exprim speranța pentru succesul acestui demers”, a spus președintele.
În timpul forării puțului Tsentralno-Olginskaya-1 de pe țărmul peninsulei Khara-Tumus de pe raftul Mării Laptev (golful Khatanga), a fost prelevat un miez din primul loc de foraj din epoca Permianului inferior, care a prezentat semne de saturație cu ulei cu predominanță a fracțiilor uleioase ușoare. Ulterior, pe baza rezultatelor revizuirii, a fost confirmat faptul descoperirii unui câmp în zona Khatanga din Marea Laptev cu rezerve recuperabile (în categoriile C1+C2) de peste 80 de milioane de tone de petrol.
Cel mai important principiu pentru implementarea proiectelor offshore ale Rosneft PJSC este respectarea necondiționată la cerințele legislației ruse de mediu și a acordurilor internaționale în toate etapele de lucru, cu respectarea tuturor standardelor de mediu și de siguranță industrială. În timpul operațiunilor marine s-a efectuat monitorizarea constantă a animalelor marine.
Identificarea și prevenirea riscurilor de mediu sunt o parte obligatorie a oricărui proiect al Rosneft PJSC în domeniul explorării și producției. Compania a dezvoltat standarde de siguranță a mediului, al căror accent fundamental este utilizarea tehnologiilor care reduc impactul negativ asupra mediului.
Din 2012, Compania studiază condițiile hidrometeorologice, de gheață, inginerie-geologice și de mediu în zonele licențiate din Arctica. În 2017, Compania, cu participarea specialiștilor de la Arctic Research Center LLC (ANC), a organizat expediții complexe de cercetare, în timpul cărora s-au efectuat cercetări în mările arctice (Kara, Laptev, Chukotka).
O atenție deosebită în programele de cercetare a expedițiilor a fost acordată unui studiu cuprinzător al situației gheții, inclusiv proprietăți fizice și mecanice gheață netedă, humocks, icebergs și producătoare de ghețari. În plus, în timpul expedițiilor, au fost efectuate observații meteorologice incidentale la bord, studii ale urșilor polari și monitorizare a mamiferelor și păsărilor marine. La cercetare au participat organizații științifice de vârf din Rusia.
În timpul celei de-a 18-a expediții de cercetare în Arctica, Kara-Summer 2017, pentru prima dată în Arctica Rusă, un aisberg cântărind 1,1 milioane de tone a fost remorcat în condiții de câmp de gheață. Lucrări expediționare au fost efectuate în apele mărilor Barents și Kara. Au fost efectuate cu succes 18 experimente privind impactul fizic asupra aisbergurilor, inclusiv utilizarea mijloacelor de remorcare, eliceși un tun cu apă.
Expediția a efectuat întreținerea preventivă a echipamentelor hidrometeorologice instalate anterior în Marea Kara - stații meteorologice automate și geamanduri autonome scufundate. Specialiștii au primit, de asemenea, o serie de cinci ani de observații continue ale parametrilor regimului hidrometeorologic în zonele de licență Vostochno-Prinovozemelsky, cercetarea în zona apei a început în 2012.
În plus, în timpul expediției, a fost folosită pentru prima dată tehnologia de urmărire operațională de la distanță. În aceste scopuri, pe baza Centrului de Cercetare Arctică al Companiei a fost organizat un Centru de Operațiuni de Coastă, dotat cu puterea de calcul necesară. În timp real, centrul a primit toate informațiile de la spărgătorul de gheață și de la infrastructura Companiei instalate anterior în Mările Barents și Kara.
Complexul de activități desfășurate în timpul expediției le-a permis specialiștilor Rosneft să dobândească experiență unică și competențe necesare pentru a asigura siguranța lucrărilor de explorare geologică pe raftul mărilor arctice.
Începând cu sezonul de vară anului 2016, monitorizarea pe tot parcursul anului a condițiilor naturale și climatice din Golful Khatanga este în curs de desfășurare, al cărei scop este de a colecta date primare și de a dezvolta o metodologie pentru recalcularea proprietăților de rezistență ale gheții marine în diferite perioade ale acesteia. formare.
Compania acordă o atenție deosebită conservării mediului și diversității ecologice din regiunea arctică.
S-au finalizat lucrările privind prelucrarea de birou a datelor despre urșii polari pe teritoriul instituției bugetare de stat federale „Rezervația „Insula Wrangel” ca parte a studiului populației de urși polari Chukotka-Alaskan (rezultatele lucrărilor de capcane cu camere instalate în cadrul lucrărilor de teren s-a realizat cartografierea vizuinelor pe baza rezultatelor analizei datelor stocurilor rezervației).
S-a finalizat elaborarea unei metodologii de monitorizare a mamiferelor marine în timpul explorării pe raftul mărilor arctice, ținând cont de specificul zonei de apă. Metodologia elaborată include formulare standard de raportare și linii directoare pentru observatori privind organizarea observațiilor faunei marine, generarea de rapoarte, înregistrarea condițiilor hidrometeorologice și modalități de minimizare a impactului negativ al muncii.
S-au finalizat lucrările de dezvoltare a unei metodologii de cartografiere a comunităților bentonice folosind metode hidrobiologice clasice și geofizice la distanță. Metodologia dezvoltată a fost testată în timpul cercetarea mediuluiîn zona de licență Severo-Karsky. Metodologia dezvoltată ne permite să obținem un nivel de informare mai detaliat calitativ într-o perioadă mai scurtă de timp și, în consecință, să reducem costurile economice ale implementării setului necesar de măsuri de mediu.
Pentru a implementa cu succes proiecte pe raftul arctic, Rosneft PJSC a evaluat necesitatea ca navele să sprijine și să sprijine operațiunile de foraj în zonele licențiate ale companiei. Au fost identificate principalele tipuri de nave și structuri offshore necesare pentru implementarea proiectelor offshore ale Companiei. Au fost dezvoltate cerințe funcționale pentru fiecare tip. Datorită lansării proiectelor în zona arctică, Rosneft PJSC formează un ordin de ancorare pentru industria autohtonă și este interesat de localizarea noilor tehnologii și a instalațiilor moderne de producție. Majoritatea comenzilor pentru construcția de platforme de foraj, țevi și alte echipamente sunt planificate să fie plasate la întreprinderile rusești.
În primăvara anului 2014, Rosneft PJSC a publicat lista de echipamenteși echipamentele necesare în diferite stadii de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze offshore. Astfel, compania a anunțat deja comenzi către producătorii ruși pentru mai mult de 20 de tipuri de nave și aeronave și o solicitare pentru zăcământul petrolier rusesc și echipamente de foraj pentru încă aproximativ 30 de articole. Numai în regiunile Arhangelsk și Murmansk, precum și în regiunea autonomă Yamalo-Nenets, peste 100 de întreprinderi vor fi implicate în onorarea comenzilor de la Rosneft PJSC. „Ca parte a implementării proiectelor de raft, este planificată să se asigure localizarea a până la 70% din echipamente. Astfel, dezvoltarea raftului va crea de la 300 la 400 de mii de locuri de muncă înalt calificate în diferite sectoare ale economiei ruse. Acest lucru va contribui la dezvoltarea inovației și la dezvoltarea produselor de înaltă tehnologie”, a menționat Igor Sechin, șeful Rosneft PJSC, la Forumul Internațional de Investiții de la Soci.
Pentru a dezvolta raftul arctic, Rosneft lucrează activ pentru a crea o bază unică de producție pentru echipamentele marine. Unul dintre domeniile de lucru pentru rezolvarea acestei probleme va fi crearea, pe baza Centrului SA pentru Construcții Navale și Reparații Navale din Orientul Îndepărtat al SA, a unui cluster industrial și de construcții navale în Orientul Îndepărtat al Rusiei, al cărui nucleu va fi un nou șantierul naval - complexul de construcții navale Zvezda din orașul Bolshoi Kamen.
Complexul de construcții navale Zvezda a fost creat pe baza fabricii Zvezda din Orientul Îndepărtat de către Consorțiul JSC Rosneftegaz, PJSC NK Rosneft și JSC Gazprombank. Proiectul complexului presupune construirea unei rampe de amenajare grea, un doc uscat și magazine de producție cu ciclu complet. Complexul de construcții navale Zvezda va produce nave de mare tonaj, elemente de platforme offshore, nave de clasă gheață, vase specialeși alte tipuri de echipamente marine.
În septembrie 2017, la LLC SSK Zvezda a avut loc ceremonia de așezare a chilei a patru nave de aprovizionare multifuncționale din clasa de gheață armată. Navele vor fi puse în funcțiune în 2019-2020. și va furniza operațiuni de foraj în larg în zonele de licență ale companiei în zona arctică. Operatorul navei va fi Rosnefteflot LLC.
În octombrie 2017, Rosnefteflot JSC, o subsidiară a Rosneft Oil Company, a încheiat contracte cu SSK Zvezda LLC pentru construirea a zece nave-cisternă Arctic cu o greutate proprie de 42 de mii de tone fiecare. Cisternele din clasa de gheață ranforsată ARC7 sunt proiectate să funcționeze în gheață cu o grosime de până la 1,8 m la temperaturi aerul atmosferic la minus 45 de grade. Implementarea proiectului va contribui la dezvoltarea clusterului industrial și de construcții navale și la localizarea producției de echipamente navale în Orientul Îndepărtat al Rusiei, asigurând posibilitatea de proiectare a navetei cisterne arctice pe teritoriul Federației Ruse și formarea unui portofoliu optim de comenzi pentru încărcarea complexului de construcții navale Zvezda.
În cadrul celui de-al XXI-lea Forum Economic Internațional de la Sankt Petersburg, cu sprijinul PJSC NK Rosneft, Complexul Naval Zvezda a semnat un memorandum de înțelegere cu compania franceză de inginerie Gaztransport & Technigaz (GTT) privind proiectarea și construcția sistemelor de marfă pentru GNL ( gaze naturale lichefiate) nave transportoare de gaze ).
Documentul prevede dezvoltarea tehnologiilor de construcție a transportoarelor de gaze care sunt unice pentru Federația Rusă. Construcția transportoarelor de gaze este una dintre domeniile prioritare ale programului de producție al șantierului naval Zvezda.
În cadrul cooperării, părțile intenționează, de asemenea, să evalueze posibilitățile de construire a sistemelor de stocare a GNL la șantierul naval care îndeplinesc standardele GTT și să selecteze cea mai adecvată tehnologie pentru crearea unor astfel de sisteme.
În plus, memoriul prevede pregătirea personalului responsabil cu implementarea acestui proiect, precum și furnizarea materialelor necesare.
Navele de transport de gaze pot fi solicitate atunci când implementează o serie de proiecte pentru dezvoltarea câmpurilor offshore, precum și pentru transportul gazelor naturale produse în Federația Rusă.
La 24 martie 2014, Rosneft și Siemens AG au încheiat un Acord de Cooperare, care presupune, printre altele, o evaluare a potențialului de activități comune în domeniul soluții inovative pentru constructii navale. În 2017, la al XXI-lea Forum Economic Internațional de la Sankt Petersburg, a fost semnat un acord care prelungește termenii acordurilor anterioare până în 2020. Vorbim despre posibilitatea implementării conceptului de șantier naval „digital”, precum și proiecte de creare a sistemelor energetice subacvatice și a complexelor plutitoare pentru producția, stocarea și descărcarea petrolului (FPSO).
Arctica de Vest
Informații generale
Pe platforma continentală a mărilor arctice de vest, Rosneft PJSC deține licențe pentru 19 zone de licență. Acest:
- 7 zone din Marea Barents - Fedynsky, Central Barentssky, Perseevsky, Albanovsky, Varneksky, Western Prinovozemelsky și Gusinozemelsky;
- 8 secțiuni în Marea Pechora - rusă, Yuzhno-rusă, Yuzhno-Prinovozemelsky, Vest Matveevsky, North Pomorsky-1, 2, Pomorsky și Medynsko-Varandeysky;
- 4 secțiuni în Marea Kara - Est Prinovozemelskie-1, 2, 3 și North Kara.
în mările arcticei vestice Și
Resursele totale de petrol și gaze recuperabile ale zonelor, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 31 decembrie 2017, sunt estimate la 16,3 miliarde tep.
Au fost descoperite cinci câmpuri în zone (Pobeda în Marea Kara, Severo-Gulyaevskoye, Medynskoye-Sea, Varandey-Sea și Pomorskoye în Marea Pechora). Total rezerve recuperabile din categoriile C1+C2 din câmpurile indicate în cota PJSC NK Rosneft
din 01.01. 2018 sunt:
- ulei + condens - 203,3 milioane tone.
- gaze - 359,5 miliarde mc
În 2017, Compania a finalizat aproximativ 8,5 mii liniare km de explorare seismică 2D și peste 3,6 mii de metri pătrați. km. Studii seismice 3D, am realizat sondaje inginerie-geologice la 3 amplasamente pentru forarea sondelor de prospectare si explorare, a organizat o expeditie ingineresc-geofizica in Marea Pechora. În scopuri de monitorizare stare ecologică A fost efectuată o examinare a gurilor puțurilor forate anterior în apele mărilor Pechora, Barents și Kara.
În 2014, în zona de licență Vostochno-Prinovozemelsky-1 la 74° latitudine nordică, în cel mai scurt timp posibil în timpul sezonului scurt de vară, cea mai nordică sondă arctică Universitetskaya-1 a fost forată în Marea Kara, ceea ce a confirmat prezența hidrocarburilor. zăcăminte în regiunea promițătoare de petrol și gaze. Pe baza rezultatelor forării sondei Universitetskaya-1, a fost descoperit zăcământul de petrol și gaze Pobeda.
În zonele licențiate ale raftului mărilor arctice de vest, Rosneft PJSC îndeplinește obligațiile de licență înainte de termen și depășește semnificativ domeniul de aplicare al licențelor.
Arctic de Est
Informații generale
Pe platforma continentală a mărilor arctice de est, Rosneft PJSC deține licențe pentru 9 zone, care au fost obținute în perioada 2013-2015. Acest:
- 5 zone din Marea Laptev - Ust-Oleneksky, Ust-Lensky, Anisinsky-Novosibirsky, Khatanga și Pritaimyrsky;
- 1 tronson în Marea Siberiei de Est - Siberiei de Est-1;
- 3 secțiuni în Marea Chukchi - North Wrangel-1,2 și South Chukotka.
Resursele de hidrocarburi recuperabile din zonele de praf ale mărilor arctice de est, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 31 decembrie 2017, se ridică la peste 13,7 miliarde de tone echivalent petrol, excluzând resursele din Siberia de Est. -1 și Khatanga, estimate de Rosneft PJSC în valoare de 4,6 miliarde de tone echivalent petrol.
În 2017, Compania a finalizat peste 28,1 mii liniare km de cercetare seismică 2D (ținând cont de volumele reportate din 2016 pentru secțiunea East Siberian-1), a organizat o expediție geologică în Taimyr de Est.
În decembrie 2015, Rosneft a primit o licență pentru a dezvolta situl Khatanga, situat în Golful Khatanga, în partea de sud-vest a Mării Laptev, în nordul Teritoriului Krasnoyarsk. În cel mai scurt timp, dictat de restricții climatice stricte, s-a efectuat mobilizarea și pregătirea echipamentelor de foraj. Pe 3 aprilie 2017, la comanda președintelui Federației Ruse, Vladimir Putin, Rosneft a început să foreze cea mai nordică sondă exploratorie de pe platforma arctică de est, Tsentralno-Olginskaya-1. În timpul forării puțului Tsentralno-Olginskaya-1 de pe țărmul peninsulei Khara-Tumus de pe raftul Mării Laptev (golful Khatanga), a fost prelevat un miez din primul loc de foraj din epoca Permianului inferior, care a prezentat semne de saturație cu ulei cu predominanță a fracțiilor uleioase ușoare. Ulterior, pe baza rezultatelor revizuirii, a fost confirmat faptul descoperirii unui câmp în zona Khatanga din Marea Laptev cu rezerve recuperabile (în categoriile C1+C2) de peste 80 de milioane de tone de petrol.
Zone licențiate ale PJSC NK Rosneft
în mările Arcticului de Est
Orientul Îndepărtat al Rusiei
Informații generale
Pe platforma continentală a Mării Okhotsk și a Mării Japoniei din Districtul Federal din Orientul Îndepărtat, Rosneft PJSC este un participant la proiectul Sakhalin-1 de dezvoltare a câmpurilor Chayvo, Odoptu-Sea, Arkutun-Dagi sub PSA și, împreună cu filialele sale, deține alte 17 licențe pentru zone și anume:
- 12 zone de pe raftul insulei Sakhalin - domul nordic al câmpului Odoptu-Sea, vârful nordic al câmpului Chayvo, câmpul de condensat de petrol și gaze Lebedinskoye, câmpul Kaigansko-Vasyukan Sea, Deryuginsky, Marea Astrahanov - Nekrasovsky, condensat de gaz North-Veninskoye câmp, Vostochno-Pribrezhny, Amur-Limansky, câmp Est Kaiganskoye, Central Tatarsky, Bogatinsky;
- 5 zone pe raftul Magadan - Magadan-1,2,3, Lisyansky, Kashevarovsky.
Resursele de hidrocarburi recuperabile de pe zonele de praf ale Mării Okhotsk, conform rezultatelor unui audit efectuat de DeGolyer și McNaughton la 31 decembrie 2017, se ridică la peste 3,5 miliarde de tone echivalent petrol, excluzând resursele din Amur-Limansky, Bogatinsky și Tsentralno-Tatarsky, estimate de PJSC NK Rosneft în valoare de 651 milioane de tone echivalent petrol
Pe teritoriul sitului au fost descoperite 8 câmpuri (Lebedinskoye, Domul de Nord al Mării Odoptu, Chayvo, Arkutun-Dagi, Marea Odoptu, Kaigansko-Vasyukanskoye, Veninskoye de Nord, Kaiganskoye de Est).
106,7 milioane de tone de petrol și condensat și 181,1 miliarde m3 de gaze.
Harta zonelor licențiate ale PJSC NK Rosneft
în Marea Ochotsk
Activitatea de explorare geologică a companiei pe raftul Mării Okhotsk poate fi împărțită în două perioade de timp: prima din 1996 până în 2011 și a doua din 2012 până în 2015. În prima perioadă, lucrările de explorare geologică s-au desfășurat în principal pe zonele de raft din largul insulei Sakhalin sub proiectele Sakhalin-1, Sakhalin-3 (blocul Veninsky), Sakhalin-4 și Sakhalin-5, Lebedinsky și Vest. la nord de Marea Ohotsk. În acest timp, au fost finalizate peste 24,5 mii de linii liniare. km de explorare seismică 2D, peste 14,2 mii de metri pătrați. km de explorare seismică 3D, aproximativ 0,7 mii liniari. km de lucrări de explorare electrică, au fost forate 19 sonde de explorare și au fost descoperite 3 câmpuri - Marea Kaigansko-Vasyukanskoye în 2006, Novo-Veninskoye și North-Veninskoye în 2009.
În a doua perioadă din 2012 până în 2017, PJSC NK Rosneft a primit noi licențe pentru 5 zone ale platformei continentale din partea de nord a Mării Okhotsk (Magadan-1,2,3, Kashevarovsky, Lisyansky) și 3 zone în afara acesteia. Insula Sahalin (Est Pribrezhny, Amur-Limansky, Deryuginsky). În 2016, a fost primită o licență pentru zona tătarului central de pe raftul Mării Japoniei.
În această perioadă, PJSC NK Rosneft a crescut semnificativ volumul lucrărilor de explorare seismică în zonele licențiate. Peste 6 ani au fost finalizate peste 26 de mii de linii liniare. km de explorare seismică 2D, peste 5,7 mii de metri pătrați. km de explorare seismică 3D, peste 1,7 mii liniari km de lucrări de explorare electrică, cercetări inginerești și geologice au fost efectuate la 4 amplasamente de zone promițătoare pentru determinarea punctelor de forare puțuri exploratorii, au fost forate 5 puțuri exploratorii. Principalul volum de lucrări de explorare geologică a fost finalizat în zonele licențiate ale raftului Magadan înainte de termenele stabilite prin obligațiile din licențe.
Capătul nordic al câmpului Chaivo
Informații generale
În 2011, PJSC NK Rosneft a primit o licență pentru studiul geologic, explorarea și producția de hidrocarburi în zona autorizată „Vârful de nord al câmpului Chayvo”, care este situată în partea de mică adâncime a raftului de nord-est al insulei Sahalin. Rezervele inițiale de petrol și condens la câmp sunt de peste 15 milioane de tone; gaz - aproximativ 13 miliarde de metri cubi.
În mai 2014, Rosneft a început implementarea unui proiect de amploare pentru forarea primului puț de producție în zona autorizată, care include vârful nordic al câmpului Chayvo, iar în septembrie 2014 a început punerea în funcțiune a zonei. Modelul de dezvoltare a terenului presupune utilizarea tehnologii inovatoare forarea puţurilor orizontale şi dezvoltarea câmpului de la mal. Lucrarea este efectuată folosind o instalație de foraj unică Yastreb.
La sfârșitul anului 2014, construcția a fost finalizată și a început producția din două sonde. În 2015, a fost forată și pusă în funcțiune a treia sondă de producție, iar forarea celei de-a patra sonde de producție a început. În 2016, a patra și a cincea sondă de petrol cu adâncimi de foraj de 10.496 m și, respectiv, 11.163 m, au fost puse în funcțiune într-un program accelerat.
Fântânile de la capătul nordic al câmpului Chayvo sunt unice prin complexitatea lor de proiectare cu rază extinsă. Sondele folosesc sisteme inovatoare de completare de înaltă tehnologie cu dispozitive de control al fluxului pentru a limita exploziile de gaze și pentru a asigura producția cumulativă maximă.
Producția reală de petrol în 2017 a fost de 1,4 milioane de tone. Volumul total de gaze furnizat consumatorilor în 2017 a fost de 200,411 milioane mc.
În aprilie 2017, Rosneft PJSC a produs cinci milioane de tone de petrol la capătul de nord al câmpului Chayvo de la începutul dezvoltării câmpului.
Uleiul produs în câmp este clasificat ca SOKOL și este de o calitate excelentă. Uleiul are un conținut foarte scăzut de sulf - 0,25% și densitate - 0,825-0,826 kg pe metru cub (36,8 grade API). Tot petrolul produs este expediat cu petroliere de la terminalul De-Kastri din teritoriul Khabarovsk către țările din regiunea Asia-Pacific. Gazul petrolier asociat este vândut pe piața internă consumatorilor din Orientul Îndepărtat.
„Câmpul Lebedinskoye”
Producția de petrol la câmpul Lebedinskoye (în largul Mării Okhotsk) se desfășoară din 2014. Operator - SRL RN-Sakhalinmorneftegaz. Producția este realizată de patru puțuri de producție. Calitatea petrolului produs la zăcământul Lebedinskoye este apropiată de uleiul de calitate Sokol.
Producția efectivă de petrol pe câmp în anul 2017 a fost de 332,3 mii tone; gaz - aproximativ 25 milioane m3.
În 2017, compania a efectuat lucrări de schimbare a limitelor zonei Lebedinsky, în urma cărora baza de resurse a câmpului a fost mărită. În plus, ca parte a creșterii fiabilității operațiunilor de producție, a fost pusă în funcțiune conducta de petrol Lebedinskoye - Odoptu-Sea.
„Odoptu-sea field (domul nordic)”
Câmpul Odoptu-Sea (Northern Dome) este primul câmp offshore din Rusia, producția de petrol din care a început în 1998. Operatorul de producție de petrol și gaze din câmp este RN-Sakhalinmorneftegaz LLC.
Producția de petrol se realizează din puțuri orizontale de pe coasta insulei. Forat 40 puţuri de producţie cu o abatere semnificativă de la verticală (până la 5-8 km). Stocul actual de sonde la 1 ianuarie 2018 este de 28 de sonde de producție de petrol și 7 sonde de injecție.
Producția efectivă de petrol pentru anul 2017 a fost de 371 mii tone; gaze - 128 milioane mc.
Regiunea Sud
Informații generale
PJSC NK Rosneft deține licențe pentru 7 zone din apele rusești ale Mării Negre, Caspice și Azov: zona Temryuk-Akhtarsky și câmpul Novoe din Marea Azov, zona Caspică de Nord și câmpul Zapadno-Rakusechnoye din Marea Caspică, jgheabul Tuapse, zona de vest a Mării Negre și zona de sud a Mării Negre de pe platforma Mării Negre. În plus, Compania deține o licență pentru zona Gudăuta din sectorul abhaz al Mării Negre.
Potențialul de resurse al zonelor este estimat la 2,7 miliarde de tone (petrol + condensat) și 59 miliarde de metri cubi. m (gaz).
Rezervele recuperabile din cota PJSC NK Rosneft sunt:
- ulei + condens - 7,2 milioane de tone.
- gaze - 1,7 miliarde mc
În 2017, Compania a finalizat studii inginerești și geologice la 1 amplasament; pentru a reduce riscurile geologice pentru prezența elementelor sistemelor de petrol și gaze (roci sursă de petrol și gaze, roci rezervor și sigilii) în zonele licențiate ale Mării Negre. de jos, pe terenul adiacent a fost organizată o expediție geologică de câmp.
Principalele proiecte de investiții ale Rosneft PJSC pe raftul mărilor de sud ale Rusiei sunt proiecte de dezvoltare a zonelor licențiate în Marea Neagră. Aceste zone au un potențial enorm de resurse, cu toate acestea, căutarea și explorarea acumulărilor de petrol și gaze în zonele lor subsol necesită investiții semnificative din cauza adâncimii mari a fundului mării (până la 2,2 km) și a necesității de a folosi echipamente speciale rezistente. la impact apa de mare cu un continut ridicat de hidrogen sulfurat.
În zonele licențiate ale Mării Negre, PJSC NK Rosneft, independent și împreună cu parteneri, a desfășurat un volum mare de lucrări de explorare geologică, și anume:
- 6.040 liniar km de explorare seismică 2D;
- 13.780 mp km de explorare seismică 3D.
În urma explorărilor geologice, au fost identificate câteva zeci de structuri promițătoare și au fost efectuate 6 sondaje inginerie-geologice pe cea mai mare dintre ele pentru a selecta locația punctelor de foraj de sondă.
Harta zonelor licențiate ale PJSC NK Rosneft
în regiunea de Sud
În zona de licență Temryuksko-Akhtarsky din Marea Azov, PJSC NK Rosneft, împreună cu compania Lukoil, desfășoară lucrări de explorare geologică din 2003. De la data obținerii licenței și până în prezent, pe șantier au fost finalizați 2649 de metri liniari. km de explorare seismică 2D, 1356 liniară. km de lucrări de explorare electrică, au fost forate 3 sonde de explorare în 2007, 2009 și 2015. Pe baza rezultatelor lucrărilor efectuate, zăcământul Novoye a fost descoperit cu rezerve recuperabile de 2,4 milioane de tone de petrol și 0,9 miliarde de metri cubi. m de gaz. În 2013, a fost primită o licență pentru dezvoltarea zăcământului Novoye.
Producția la câmpul Novoe a început în septembrie 2016 din puțul reactivat Novaya-1. La sfârșitul anului 2017, au fost produse 37,7 mii tone de petrol (19,2 mii tone de petrol în ponderea Societății). Pregătirile sunt în desfășurare pentru forarea celui de-al doilea puț de producție.
În 2007, PJSC NK Rosneft a achiziționat o acțiune în proiectul de dezvoltare a zonei de licență a zonei Caspice de Nord. Următoarele tipuri de lucrări de explorare geologică au fost finalizate pe amplasament până în prezent: mai mult de 5 mii liniare. km de explorare seismică 2D, peste 100 mp. km de sondaj seismic 3D și 882 km liniari. km de explorare electrică. Au fost efectuate studii de inginerie geologică pe structuri promițătoare și au fost forate 3 sonde de explorare (în 2008, 2010 și 2014). În urma forării unei sonde de explorare la structura Zapadno-Rakushechnaya, a fost descoperit un câmp petrolier cu același nume cu rezerve recuperabile din categoria C1+C2 de 11 milioane de tone de petrol și 0,6 miliarde de metri cubi. m de gaz. Licența de dezvoltare a zăcământului Zapadno-Rakushechnoye a fost primită în 2013.
În martie 2018, Rosneft a finalizat forarea primului puț de explorare și evaluare în ape ultraprofunde, Maria-1, în zona de licență a zonei de vest Chernomorskaya de pe raftul Mării Negre. Adâncimea mării la punctul de foraj este de 2109 metri, adâncimea reală a sondei este de 5265 metri. Forajul a fost efectuat cu o instalație de foraj semisubmersibilă Scarabeo-9. În urma lucrărilor, a fost descoperită o structură carbonatată unică, cu o grosime de peste 300 de metri, care este un rezervor fracturat care conține cel mai probabil hidrocarburi. Compania intentioneaza sa efectueze prelucrarea geologica a materialelor primite si sa continue lucrarile de prospectare si explorare in zonele autorizate.
Atlanticul de Sud.
Șanțul Atlanticului de Sud continuă spre sudul Atlanticului de Nord. În zona ecuatorială, lățimea oceanului este de 3000 km, în sud. (între Argentina și Namibia) - până la 8000 km. Cele mai mari adâncimi ale mării (6245 m) sunt observate în partea de sud a bazinului argentinian. Formarea bazinului Atlanticului de Sud a început mai târziu decât bazinul Atlanticului de Nord. Aici se pot distinge mai multe bazine petroliere și gaziere, dintre care de cel mai mare interes sunt următoarele: Guineea sau Congo-Nigeria (plata africană), campusul amazonian și Reconcavo (raftul sud-american).
Bazinul de petrol și gaze din Guineea (Congo-Nigeria). Este format din mai multe sub-bazine: Abidjan, Togo-Benin, Nigeria de Jos, Camerun, Gabon, Congo-Cabinda (congoleza de Jos) și Kwanza.
Sub-bazinul de petrol și gaze Abidjan este situat pe raftul Coastei de Fildeș și Ghana. Aici au fost identificate mai multe zăcăminte de petrol și gaze, dintre care cele mai mari sunt Beliere și Espoir. Rezervele de petrol sunt, respectiv, 87 și respectiv 100- 136 milioane de tone.
Subbazinul de petrol și gaze Togo-Benin este conectat la raftul Benin, unde a fost descoperit zăcământul petrolier Seme. Calcarele turoniene sunt productive, adâncimea este de 2 și 2,2-2,4 km. Sub orizontul petrolului au fost descoperite zăcăminte de gaze și condens.
Sub-bazinul de petrol și gaze din Nigeria de Jos este situat în râul Delta. Niger.
Peste 230 de zăcăminte de hidrocarburi au fost descoperite în subbazinul Nigerian de Jos, inclusiv 70 pe raft. Rezervele inițiale recuperabile ale sub-bazinului sunt estimate la 3,4 miliarde de tone de petrol și 1,4 trilioane. m3 de gaz, inclusiv 650 de milioane de tone de petrol și peste 130 de miliarde de m3 de gaz la raft. Majoritatea zăcămintelor (70% din rezerve) sunt situate pe continuarea offshore a riftului Benue, de-a lungul căruia curge râul. Niger. Aici au fost descoperite cele mai mari câmpuri petroliere: Meren, Okan, Delta, Delta Sud, Forcados Estuar.
Sub-bazinul de petrol și gaze din Camerun este conectat la raftul Camerunului; aici au fost descoperite 16 zăcăminte de petrol și 10 de gaze. Cele mai importante zăcăminte sunt Kole și South Saiga.Subbazinul petrolului și gazelor din Gabon este legat în principal de delta râului. Ogowe. Aici au fost descoperite 48 de zăcăminte de petrol și 2 de gaze, dintre care 32 de zăcăminte sunt situate pe raft. Cel mai mare câmp, Gronden, are rezerve de 70 de milioane de tone de petrol. În total, rezervele dovedite de pe raftul Gabonului se ridică la 150 de milioane de tone de petrol și 40 de miliarde de m3 de gaz asociat.
Sub-bazinul care poartă petrol și gaze din Congo-Cabinda (Congo de Jos) este situat pe rafturile din sudul Gabonului, Congo, Angola și Zair. Au fost identificate 39 de zăcăminte de hidrocarburi cu rezerve recuperabile de 310 milioane de tone de petrol și 70 de miliarde de m3 de gaze. Depozitele sunt mici și la mijloc. Cel mai mare câmp petrolier, Emeraude, a fost descoperit în 1960 pe raftul Congo, lângă granița cu Angola. În aceeași zonă se află un grup de câmpuri Malongo cu rezerve de petrol de 152 milioane de tone.
Rezervele totale inițiale potențiale recuperabile de pe platforma atlantică a Africii sunt estimate la 5,1 miliarde de tone de hidrocarburi.
Bazinul de petrol și gaze amazonian acoperă în principal raftul coastei de nord-est a Braziliei, precum și rafturile din Guyana și Surinam. Potențialul industrial de petrol și gaze a fost stabilit pe platforma braziliană, unde se disting următoarele subbazine principale de petrol și gaze: deltele fluviale. Amazons, Marajo Barreirinhas si Ceara Potigur.
Subbazinul purtător de petrol și gaze al deltei fluviului. Amazonul (Foz do Amazonas) este situat pe subsidența periclinală a Scutului Guyanei. Pe raft, primul zăcământ de gaze, Pirapema, a fost descoperit în 1976, la 250 km de coastă, la o adâncime a mării de 130 m.
Sub-bazinul purtător de petrol și gaze Marajo-Barreirinhas este practic neexplorat.
Subbazinul petrolier Ceara-Potigur contine mai multe zacaminte mici de petrol si gaze. Depozitele sunt asociate cu roci cretacice si se afla la o adancime de 1700-2500 m. Cele mai semnificative depozite sunt urmatoarele: Xareu, Kurima, Ubarana si Agulya.
Bazinul de petrol și gaze Reconcavo-Campos este situat pe raftul de est al Braziliei, în limitele sale se disting următoarele subbazine: Reconcavo (Bahia), Sergipe Alagos, Espirito Santo și Campos.
Sub-bazinul purtător de petrol și gaze al Reconcano este situat în principal
pe uscat (continuarea sa mare se numește Baia). Aici au fost identificate peste 60 de zăcăminte de hidrocarburi. Cele mai mari sunt VA-37 și VA-38. identificat la 12 km de coastă; Subbazinul de petrol și gaze Sergipe-Alagos se întinde de-a lungul coastei pe o distanță de 350 km, cu o lățime a raftului de până la 30 km. În el au fost descoperite aproximativ 30 de câmpuri petroliere, dintre care 9 se află pe raft. Cele mai importante zăcăminte sunt Guarisema și Cayoba, ale căror rezerve totale sunt estimate la 31 de milioane de tone de petrol și 10 miliarde de m3 de gaze.
Mici zăcăminte de petrol au fost identificate în subbazinul purtător de petrol și gaze din Espirito Santo. Cel mai mare este Kasau, campusul subbazinului de petrol și gaze este asociat cu o ruptură cu o lățime de 10 până la 70 km. Au fost descoperite 14 zăcăminte de petrol și 1 de gaze. Primul câmp Garoupa a fost descoperit în 1974, la 80 km de Rio de Janeiro. Rezervele sale sunt de 82 de milioane de tone de petrol. Ulterior, aici au fost descoperite zăcămintele Pargu, Namoradu, Enshova, Bagre, Cherne, Merluza și alte zăcăminte.Cel mai mare zăcământ Namoradu are rezerve de petrol de 55 de milioane de tone.Rezervele totale de petrol dovedite ale acestui subbazin sunt estimate la 100 de milioane de tone de petrol și 14 miliarde m3 de gaze . Dimensiunea depozitelor crește pe măsură ce se deplasează mai adânc în bazin, la adâncimi mai mari ale apei.
Sub-bazinul Campos este principala zonă offshore producătoare de petrol și gaze din Brazilia. Producția potențială de petrol este de aproximativ 18 milioane de tone pe an. Costul total al dezvoltării acestei zone este estimat la 3 miliarde de dolari. Costul unei tone de petrol este de 44,5 dolari.
Total pe platforma atlantică America de Sud Au fost descoperite peste 60 de zăcăminte de petrol și gaze cu rezerve inițiale recuperabile de peste 250 de milioane de tone de petrol și aproximativ 200 de miliarde de m3 de gaze.
Oceanul Indian de Vest.
Include marginea continentală subacvatică a Africii de Est, Marea Roșie, zonele de raft ale Peninsulei Arabice (inclusiv Golful Persic), precum și raftul de vest al subcontinentului indian. Albia din vestul Oceanului Indian este formată din bazine de adâncime: Agulhas (6230 m), Mozambic (6290 m), Madagascar (5720 m), Mascarene (5350 m), Somalia (5340 m) și Arabian (5030 m). Creasta mid-oceană arabo-indiană este, de asemenea, situată în partea de vest a oceanului. Potențialul comercial de petrol și gaze a fost stabilit în marginea continentală subacvatică și în apele intercontinentale. Cele mai mari bazine de petrol și gaze sunt următoarele: Marea Roșie, Golful Persic și raftul de vest (Bombay) al Indiei.
Bazinul de petrol și gaze al Mării Roșii acoperă o depresiune îngustă de 200-300 km lățime și 2 mii km lungime. Riftul separă plăcile africane și arabe. În zona axială a mării, adâncimea sa atinge 2635 m.
În nord, depresiunea Mării Roșii se ramifică, formând două golfuri - Suez și Aqaba, fiecare având o structură de ruptură. Principalele resurse de hidrocarburi ale Mării Roșii sunt limitate la subbazinul de petrol și gaze Suez. Lungimea sa este de 300 km, lățimea 60-80 km, suprafața 20 mii km2. În sub-bazin au fost descoperite 44 de câmpuri petroliere, dintre care 29 sunt în larg și 3 sunt de coastă.
Câmpurile mari din această regiune includ: El Morgan (rezerve de 115 milioane de tone de petrol), Ramadan (100 de milioane de tone de petrol); Belaim-More (78 de milioane de tone de petrol); iulie (82 milioane de tone de petrol); Octombrie. Aceste cinci zăcăminte reprezintă până la 95% din producția de petrol din Canalul Suez.
Bazin de petrol și gaze Golful Persic acoperă golful și terenul adiacent. În limitele sale se află apele teritoriale Arabia Saudită, Kuweit, Irak Iran și United Emiratele Arabe Unite(EAU). Suprafața totală a golfului este de 239 mii km2, aria bazinului cu partea sa de uscat este de 720 mii km2. Aproximativ 70 de zăcăminte de petrol și 6 zăcăminte de gaze au fost identificate aici, care sunt grupate de-a lungul faliilor de nord-vest și nord-est.
Golful Persic se caracterizează printr-o concentrație mare de rezerve de petrol într-un număr relativ mic de câmpuri gigantice. Mai mult de jumătate din resursele petroliere ale regiunii sunt concentrate în doar 13 câmpuri. Următoarele câmpuri petroliere uriașe sunt situate direct în golf: Safaniya-Khafji, Manifa, Fereydoun-Marjan, Abu Safa, Umm Sheif, Berri, Zuluf, Zukum, Lulu-Esfaidiyar, El-Bukush etc.
Safaniya (Safaniya-Khafji) este cel mai mare câmp offshore din lume, deținut de Arabia Saudită. Descoperit în 1951, dat în exploatare în 1957. Rezervele inițiale recuperabile sunt de 2,6-3,8 miliarde de tone. Câmpul a fost descoperit pe uscat, unde se extinde micul său periclin vestic. Din punct de vedere geologic, este un pliu anticlinal mare care măsoară 65*18 km.
La sud de zăcământul Safaniya se află al doilea gigant petrolier al Golfului Persic - zăcământul Manifa cu rezerve recuperabile de 1,5 miliarde de tone. Pliul anticlinal la care sunt limitate zăcămintele este situat la 13 km de coastă. Dimensiunile sale sunt de 23X15 km, adâncimea orizontului productiv este de 2-2,5 km. Depozitul a fost descoperit în 1957.
În imediata vecinătate a Safaniya-Khafji au fost descoperiți încă doi giganți petrolieri - câmpurile Zuluf și Lulu-Esfandiyar, ale căror rezerve sunt estimate la 0,78 și, respectiv, 4 miliarde de tone de petrol.
La 50 km de coasta de vest a Golfului Persic se află un alt câmp petrolier mare - Abu Safa (568 milioane de tone de petrol). Uleiul este conținut în fracturi și caverne de calcare din epoca jurasică târziu (Formația arabă). Sondele au debite mari. Un fel de record a fost stabilit în 1966, când s-au produs 2 milioane de tone de petrol din patru sonde în exploatare în câmp într-un an.
Câmpul Umm Sheif (707 milioane de tone de petrol) a fost descoperit în 1958, la 35 km est de insulă. Das la o adâncime a mării de 15 m. În 1963, la 86 km sud-est de câmpul Umm Sheif, a fost descoperit marele câmp petrolier Zakum (744 milioane de tone de petrol). Ambele câmpuri aparțin emiratului Abu Dhabi (EAU), care produce mai mult de jumătate din petrolul său din fundul mării.
Bazinul de petrol și gaze din Bombay (Indus, India de Vest) s-a format pe raftul de vest al subcontinentului indian ca o continuare a rupturii Cambay. Cel mai mare câmp petrolier din acest bazin este Bombay Khan, descoperit în 1974, la 160 km de Bombay. Rezervele câmpului sunt de până la 250 de milioane de tone de petrol. Uleiul este ușor, debitele puțului sunt de 200-500 tone/zi. Exploatarea câmpului a început în 1976, producția potențială este de până la 10 milioane de tone pe an.
La nord de Bombay Arch, s-au descoperit zăcământul de petrol Dnu și zăcământul de gaz Dom, iar la est și sud mai sunt șase zăcăminte de petrol și gaze: Tarapur, Bazinele Nord și Sud, Alibag, Ratnagri, B-57. . Dintre acestea, cel mai mare este Bazinul de Nord cu rezerve de 2 milioane de tone de petrol. Rezervele totale de petrol recuperabile dovedite ale bazinului Bombay sunt de 400 de milioane de tone.
Depozitele de hidrocarburi sunt limitate la zonele maxim încălzite ale bazinului. Izoliniile celor mai mari gradienți de temperatură coincid în plan cu izoliniile celor mai mature materie organică și zăcăminte de petrol și gaze, ceea ce indică influența determinantă a factorului de temperatură asupra formării hidrocarburilor și a depozitelor acestora.
Oceanul Indian de Est.
Segmentul estic al Oceanului Indian include Golful Bengal, împreună cu rafturile Indiei, Bangladeshului și Birmaniei, bazine de adâncime (Indian Central, Cocos, Australia de Sud, Crozet, Africa-Antarctica, Australia-Antarctica și Australia de Vest), Java Deep Trench, marginea subacvatică a Australiei de Nord-Vest (Marea Timorului). Cele mai semnificative sunt bazinele de petrol și gaze din Bengal și Australia de Vest.
Bazinul de petrol și gaze din Bengal acoperă Golful Bengal și partea de nord a Bazinului Indiei Centrale. Dimensiunile sale sunt 3000x1000 km, suprafata -2,75 milioane km2. Resursele de petrol și gaze ale bazinului sunt slab studiate.
Bazinul petrolier din Australia de Vest se întinde pe marginea continentală submarină a Australiei de Vest. Lățimea raftului este de până la 300 km, aria sa este de 0,5 milioane km2. Aria versantului continental este de 0,3 milioane km2. O serie de jgheaburi se întinde de-a lungul coastei de vest și de nord-vest a Australiei: Perth, Carnarvon, Dampier, Brose, Golful Bonaparte. Aceste jgheaburi sunt asociate subbazinelor purtătoare de petrol și gaze cu același nume.
Sub-bazinul de petrol și gaze Perth are un singur zăcământ de gaze offshore, Gage Roads, descoperit în 1970.
Principalele rezerve de hidrocarburi de pe platforma vestică a Australiei sunt concentrate în subbazinul de petrol și gaze Dampier, cu o suprafață de 150 mii km2. Cele mai mari zăcăminte: Goodwin (140 de miliarde de m3 de gaz și 50 de milioane de tone de condensat), Nord-Rankin (150 de miliarde de m3 de gaze și 22 de milioane de tone de condensat), Angel (68 de miliarde de m3 de gaz și 24 de milioane de tone de condens) .
În Marea Timor (plata Sahul) există două sub-bazine - Brose și Golful Bonaparte. Suprafața primului este de 130 mii km2. Aici au fost descoperite un câmp de petrol (Puffin) și două zăcăminte de gaze, inclusiv Scot Reef cu rezerve de 180 de miliarde de m3 de gaz. Suprafața subbazinului de petrol și gaze din Golful Bonaparte este de 60 mii km2. În limitele sale au fost descoperite patru zăcăminte de gaze (Petrel, Tern etc.) și zăcământul de petrol Jabiru.
Cartierul de vest Oceanul Pacific.
Oceanul Pacific acoperă o suprafață de 180 milioane km2. Este înconjurat pe toate părțile de structurile alpine pliate ale Centurii Mobile Circum-Pacific. Acest lucru creează un mediu tectonic fundamental diferit. Dacă marginile subacvatice ale oceanelor Arctic, Atlantic și Indian sunt în principal tipuri de margini pasive, atunci cele din Pacific sunt active.De-a lungul lor, plăcile litosferice se ciocnesc și litosfera oceanică se afundă sub arcurile de continent sau insulă, ca și cum marginile subacvatice ale Oceanul Pacific poate fi împărțit în vest și est. Primele includ zona de tranziție australaziană, care se întinde de la Kamchatka până în Noua Zeelandă. În limitele sale există depresiuni extinse ale mărilor marginale, care formează bazine de petrol și gaze. Cele mai mari bazine purtătoare de petrol și gaze sunt situate în mările Asiei de Sud-Est (plata Sunda) - Java-Sumatra, China de Sud, Kalimaltay de Est. Dinspre sud, acestea sunt adiacente raftului de nord al Australiei, unde bazinul de petrol și gaze din Papua este cel mai important. În partea de sud-vest a Oceanului Pacific se află bazinul de petrol și gaze din Noua Zeelandă și bazinul Gippsland.
Bazinul de petrol și gaze din Javanese-Sumatra acoperă insulele Sumatra, Java și apele adiacente ale strâmtorii Malacca, mările javaneze, Ball și Banda. Bazinul este împărțit în două subbazine: Sumatra și Javan. Sunt cunoscute cele mai mari câmpuri petroliere: Minas (rezerve de 700 de milioane de tone de petrol) și Duri (rezerve de 270 de milioane de tone de petrol). Câmpurile offshore sunt concentrate în subbazinul de petrol și gaze Yavan. În acesta au fost descoperite 67 de câmpuri offshore, dintre care 40 sunt câmpuri petroliere. Cel mai mare zăcământ de petrol și gaze, Ardzhupa, are rezerve de peste 50 de milioane de tone de petrol. Câmpurile rămase (Sinta, Rama, Selatan etc.) au rezerve de petrol de 20-25 de milioane de tone.
Bazinul de petrol și gaze din China de Sud este situat în marea cu același nume, inclusiv în Golful Thailandei. În limitele sale se pot distinge subbazinele de petrol și gaze Siam, Sarawak, Taiwan și Mekong.
Suprafața sub-bazinului Siam este de 410 mii km2. Aproximativ 60 de zăcăminte de hidrocarburi au fost descoperite în limitele sale, inclusiv 37 în Golful Thailandei. Cel mai mare zăcământ Erawan cu rezerve dovedite de gaz recuperabil de 57 miliarde m3
În total, în bazinul de petrol și gaze din China de Sud au fost identificate 125 de zăcăminte de petrol și gaze cu rezerve dovedite inițiale de aproximativ 900 de milioane de tone de petrol și peste 900 de miliarde de m3 de gaze.
Bazinul de petrol și gaze din Kalimantan de Est acoperă Marea Sulawesi și strâmtoarea Makassar. Suprafața bazinului este de 635 mii km2, inclusiv 95 mii km2 de teren, 131 mii km2 de raft și 409 mii m2 de apă adâncă.
În total, 231 de zăcăminte de petrol și gaze au fost descoperite în mările Asiei de Sud-Est, cu rezerve inițiale dovedite de petrol de peste 1,2 miliarde de tone și rezerve de gaz de aproximativ 1,1 trilioane. m3. Resurse recuperabile nedescoperite în această regiunesunt evaluate la 1,2-2,7 miliarde de tone de petrol și 1,7-4,2 trilioane. m3 de gaz.
Bazinul de petrol și gaze din Papua este situat în mările Coral și Arafura. Suprafața sa este de 532 mii km2, inclusiv teren - 166 mii km2, raft - 79 mii km2, apă adâncă - 287 mii km2.
Pe raftul Papua Noua Guinee (Golful Papua) au fost descoperite trei zăcăminte de gaze (Uramu, Paski și Yamaro).
Bazinul de petrol și gaze din Noua Zeelandă acoperă apele adiacente Noii Zeelande. Suprafața sub-bazinului este de 230 mii km2, inclusiv 33 mii km2 de teren, 57 mii km2 de raft și 140 mii km2 de apă adâncă. Pe raft au fost descoperite mai multe zăcăminte, inclusiv un zăcământ mare de condensat de gaze, Maui - rezerve de gaz de 148 miliarde m3 de gaz și condensat - 24 milioane de tone.
Pacificul de Est.
Acoperă marginea de est a submarinelor active din America de Nord și de Sud. De-a lungul părții de est a coastei Pacificului, este recomandabil să se identifice următoarele bazine principale de petrol și gaze: Alaska de Sud, California de Sud, Guayaquil-Progreso.
Bazinul de petrol și gaze din Alaska de Sud se întinde de-a lungul coastei Americii de Sud până la latitudinea San Francisco. Cel mai mare zăcământ de petrol este râul MacArthur (rezerve recuperabile 72 milioane de tone), zăcământul de gaze este Kenai. (152 miliarde m3). Rezervele initiale recuperabile de petrol ale subbazinului sunt estimate la 145 milioane de tone, gaze - la 230 miliarde m3.
Golful Alaska este considerat promițător, dar până acum puțurile forate nu au dat rezultate. Rezervele potențiale totale nedescoperite ale bazinului Alaska de Sud sunt de aproximativ 1 miliard de tone de petrol și 0,54 trilioane. m3 de gaz.
Bazinul de petrol și gaze din California de Sud este situat în zona axială a văii rift a crestei oceanice de mijloc a Pacificului de Est. Direct pe continuarea zonei de rift a crestei se află bazinul de petrol și gaze al Văii Mari. Oarecum spre vest se află depresiunile în formă de graben Los Angeles, Ventura-Santa Barbara și Santa Maria, care conțin acumulări industriale de hidrocarburi. Rezervele lor inițiale dovedite s-au ridicat la peste 1,5 miliarde de tone de petrol. Majoritatea câmpurilor sunt de coastă, 17 dintre ele fiind situate direct în strâmtoarea Santa Barbara, separând insulele Santa Rosa, Santa Cruz, San Miguel și altele de continent.Rezervele inițiale recuperabile ale câmpurilor offshore au fost estimate la 600 de milioane de tone. de ulei. Cele mai importante câmpuri offshore din această zonă sunt Elwood, Dos Cuadros și Rincon.
În zona californiană a golfului, producția de petrol se dezvoltă în apropierea Capului Arguello, unde rezervele dovedite se ridică la 50 de milioane de tone, zăcămintele fiind limitate la formațiunea Montorey.
În general, rezervele nedescoperite ale platformei Pacificului SUA sunt estimate la 140-900 de milioane de tone de petrol și 30-220 de miliarde de m3 de gaze.
Bazinul de petrol și gaze Guayaquil-Progreso este situat pe raftul Ecuadorului și Peru. Aici au fost descoperite 60 de zăcăminte de petrol de dimensiuni mici și mijlocii, inclusiv unul mare - La Brea - Parinas (140 de milioane de tone) pe coasta Peru-ului, precum și zăcământul de gaze Amistad (163 miliarde m3) de pe raftul Ecuadorului. . În partea de sud a Golfului Guayaquil, au fost identificate 17 câmpuri petroliere offshore, dintre care cele mai importante sunt Humboldt, Littoral și Provideniya. Producția anuală de petrol din câmpurile offshore din această regiune este de aproximativ 15 milioane de tone.
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 întârzieri în punerea în funcțiune a celor mai mari câmpuri - 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.
Un reprezentant oficial al Ministerului 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 Okhotsk, 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 jurnalului corporativ, deține 33 de licențe de utilizare a subsolului platoului continental rusesc, iar filiala sa Gazprom Neft ca operator are încă patru licențe. 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 suficient termen 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 în care 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. Serghei Lobusev a estimat Gubkin la 200-500 de milioane de dolari. De exemplu, costul forării sondei Universitetskaya-1 din Rosneft din Marea Kara pentru deschiderea câmpului Pobeda a depășit 700 de milioane de dolari. Dar pentru a fora cel puțin un puț, este, de asemenea, necesare contractării unei instalaţii de foraj. Și 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 pentru dezvoltarea industriei petroliere a Federației Ruse până în 2035, planurile anterioare pentru producția de petrol și gaze offshore vor să fie revizuită 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 prețurilor scăzute la petrol și gaze, dezvoltarea zăcămintelor 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 desfășurarea clusterului nostru de construcții navale în Orientul Îndepărtat”, citează TASS discursul viceprim-ministrului Dmitri Rogozin la o reuniune a Comisiei Arctice la începutul lunii iunie.
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 se efectuează forarea. Așa s-a extras de mult petrol din câmpurile caspice din regiunea Baku. Utilizarea acestei metode, în special în apele reci, implică adesea riscul de deteriorare a „insulelor” producătoare de petrol prin plutirea gheții. De exemplu, în 1953, o masă mare de gheață care s-a desprins de coastă a distrus aproximativ jumătate din puțuri de petrolîn Marea Caspică. Tehnologia este folosită mai rar când zona necesară sunt marginite cu baraje și apa este pompată din groapa rezultată. La adâncimi mari de până la 30 de metri, beton și pasarele metalice pe care a fost amplasat echipamentul. 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 telecomandă foraj orizontal. Specialiștii monitorizează trecerea puțului de pe mal. Precizia procesului este atât de mare încât puteți ajunge la punctul dorit de la o distanță de câțiva 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. Forajul a fost efectuat mai întâi pe verticală și apoi pe orizontală sub fundul mării la câmpul Chayvo, la 8-11 kilometri de coastă.
Cu cât apa este mai adâncă, cu atât mai mult tehnologii complexe aplica. La adâncimi de până la 40 de metri se construiesc platforme staționare, dar dacă adâncimea ajunge la 80 de metri, se folosesc instalații de foraj plutitoare dotate cu suporturi. Până la 150-200 de metri funcționează platforme semi-submersibile, care sunt ținute pe loc folosind ancore sau un sistem complex de stabilizare dinamică. Iar navele de foraj pot fora la adâncimi mult mai mari. Cele mai multe dintre „fântânile record” au fost realizate în Golful Mexic - mai mult de 15 puțuri au fost forate la o adâncime de peste un kilometru și jumătate. Recordul absolut pentru foraj în apă adâncă a fost stabilit în 2004, când nava de foraj Transocean și ChevronTexaco Discoverer Deel Seas a început să foreze o sondă în Golful Mexic (Alaminos Canyon Block 951) la o adâncime de 3053 de metri.
In diferit conditii dificileÎn mările nordice, se construiesc mai des platforme staționare, care sunt ținute pe fund datorită 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 un oraș 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.
- 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 petrolierul 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.
- Pentru a închide rapid o sondă în caz de urgență - de exemplu, dacă o furtună împiedică nava de foraj să rămână pe loc - se folosește un tip 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 țările OPEC, a fost nevoie urgentă de surse alternative proviziile de petrol. De asemenea, dezvoltarea raftului a fost facilitată de dezvoltarea tehnologiilor, care până atunci ajunseseră la un asemenea 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.
„Mineritul offshore” în cărți
PRODUCȚIE
Din cartea Drumeții și cai autor Mamontov Serghei IvanoviciPRODUCȚIE Locuitorii ne-au spus că a fost panică în timpul evacuării orașului. Unul dintre trenuri a ieșit de pe șine și a blocat șinele. „Acolo, peste râu, sunt o mulțime de trenuri și totul, totul a fost aruncat în ele.” M-am dus la colonelul Shapilovsky. „Ei bine.” Luați două căruțe și niște soldați și
Productie
Din cartea autoruluiPradă domnilor munților, pădurilor și râurilor din Rusia. Când sosesc primele înghețuri, aerul este deosebit de gustos. Este umplut cu aroma de ierburi uscate și îmbibat cu prospețime geroasă. Iarba, prinsă de ger, scârțâie plăcut sub picioare, lăsând cizmele umede pe picioare.
Productie
Din cartea Evreii în Rusia: cei mai influenți și bogați autor Rebel AlinaExtracție Legislația prohibitivă nu a permis evreilor să devină participanți cu drepturi depline în industria minieră, care s-a dezvoltat rapid și în Rusia în secolul al XIX-lea. De exemplu, în Regatul Poloniei, evreii puteau extrage cărbune numai pe pământul care le aparținea.
PRODUCȚIE
Din cartea Misterele militare ale celui de-al treilea Reich autor Nepomniashchiy Nikolai NikolaeviciPRODUCȚIE (Pe baza materialelor de la P. Knyshevsky și ziarul „Moskovsky
2. Extracție
Din cartea Războiul Sfânt de Reston James2. Prada Desigur, orașul Acre a căzut doar datorită sosirii numeroaselor trupe franceze și engleze la zidurile sale. Dar, de îndată ce au luat acest oraș, Richard și Filip au început să împartă prada între ei, ca și când singuri ar fi câștigat această minunată victorie. Ambii
Pontida găsită pe raft
Din cartea Atlantidei mării Tethys autorPontida, găsită pe raft Cu toate acestea, majoritatea cercetătorilor moderni sunt foarte sceptici cu privire la ipotezele exprimate de Pachulia și Solovyov. Nu au fost găsite urme de Dioscuria în fundul canionului Sukhumi. Dar multe descoperiri au fost găsite pe uscat, pe malurile râului Sukhumi
Orașe pe raft
Din cartea Veacurilor și a Apei autor Kondratov Alexandru MihailoviciOrașe pe raft PAGINA ANTERIOR AFIȘATĂ: Corăbii feniciene antice (sus). Debarcaderul portului antic de pe Marea Adriatică al orașului iugoslav Dubrovnik. În Evul Mediu a jucat un rol important în comerțul mediteranean (panoul de mijloc, dreapta). Veneția. Ansamblu
Productie
Din cartea Creatori și Monumente autor Yarov Roman EfremoviciȘuhov nu mai văzuse așa ceva până acum. Spații mici împrejmuite; in coltul fiecaruia se afla un turn de lemn cu anexe din lemn pe laterale. Cât de multe sunt acolo? Unu, doi, trei... — Mulți, spuse Sokolovsky. - De când producția de petrol a schimbat mâinile în urmă cu câțiva ani
Din cartea Codul Federației Ruse privind infracțiunile administrative (CAO RF) autor Duma de Stat Din cartea Codul Federației Ruse privind infracțiunile administrative Legile de autor ale Federației RuseArticolul 8. 20. Transferul ilegal de resurse minerale și (sau) vii pe platforma continentală și (sau) în zona economică exclusivă a Federației Ruse Încărcarea, descărcarea sau transbordarea pe platforma continentală și (sau) în zona economică exclusivă
Din cartea Codul Federației Ruse privind infracțiunile administrative. Text cu modificări și completări începând cu 1 noiembrie 2009. autor autor necunoscutArticolul 8.20. Transferul ilegal de resurse minerale și (sau) vii pe platforma continentală și (sau) în zona economică exclusivă a Federației Ruse Încărcarea, descărcarea sau transbordarea pe platforma continentală și (sau) în zona economică exclusivă
Din cartea Codul penal al Ucrainei în glume autorul Kivalov S VArticolul 244. Încălcarea legislației privind platforma continentală a Ucrainei 1. Încălcarea legislației privind platforma continentală a Ucrainei, care a cauzat prejudicii semnificative, precum și neacceptarea persoanei responsabile de operațiune instalatii tehnologice sau alte surse
Din nou despre raftul arctic
Din cartea Newspaper Trinity Opțiunea # 42 autor Ziarul Trinity OptionDin nou despre raftul arctic Alexey Ivanov (Institutul Crustei Pământului SB RAS, Irkutsk) Lasă-l pe străin, necinstitul, să-și amintească, Lasă-l să-l înfășoare în jurul mustaței: El nu va apuca mușcătura prețuită a raftului nostru arctic. Aceasta este garanția noastră de încredere - Dacă se întâmplă ceva, el va răspunde cu capul - Glorios
CAUTĂ ATLANTIS PE RAFT
Din cartea 2008_43 (591) autor Ziar DuelCAUTĂ ATLANTIS PE RAFT Pe ecranul monitorului se târăsc vederile de adâncimi sumbre. Umbre vagi ale a ceea ce odinioară erau nave frumoase, dar acum blocuri fără formă au înghețat la fund. Astfel, cu o demonstrație a filmărilor subacvatice realizate în timpul comunului recent încheiat
24. Poate fi luat prada de la un om puternic, iar oamenii capturați pot fi luati de la un învingător? 25. Da! Așa vorbește Domnul: Și cei robi ai puternicilor vor fi luați și prada tiranului va fi scăpată; căci mă voi certa cu potrivnicii tăi și îi voi mântui pe fiii tăi; 26. Și hrănește-ți asupritorii
Din cartea Biblia explicativă. Volumul 5 autor Lopukhin Alexandru24. Poate fi luat prada de la un om puternic, iar oamenii capturați pot fi luati de la un învingător? 25. Da! Așa vorbește Domnul: Și cei robi ai puternicilor vor fi luați și prada tiranului va fi scăpată; căci mă voi certa cu potrivnicii tăi și îi voi mântui pe fiii tăi; 26. și
