Ресурсы Баренцева моря поделили по-братски? Шельф баренцева моря нефть


Шельф Баренцева моря

На шельфе Баренцева моря, где пока промышленная газоносность установлена только в юрском комплексе, ситуация с приростом запасов не столь пессимистична, хотя и здесь в этом вопросе существуют проблемы. Большая удаленность от берега основных зон регионального газонакопления в юрских отложениях делает рентабельным для разработки лишь очень крупные скопления газа, при этом компактно расположенные на акватории.

Существующие надежды на обнаружение столь же крупных скоплений газа, как Штокмановское и Лудловское, базируются все на той же ПМК - антиклинальных ловушках - и пока реального подтверждения не находят.

Другой потенциально продуктивный интервал разреза, триасовый, с позиций антиклинальной ПМК имеет довольно низкую перспективность. Результаты буровых и сейсмических работ на Мурманском газовом месторождении показали, что особенности строения коллекторов в триасовых отложениях, которые весьма маломощны (5-7 м) и непротяженны по латерали (первые сотни метров), не позволяют сформироваться даже в крупных антиклиналях массивным скоплениям УВ, рентабельным для освоения.

Параллельно с этими проблемами все более обозначаются задачи прироста ресурсов УВ за счет южных прибрежных районов БКШ, наиболее доступных для скорейшего освоения. Одним из таких наиболее приоритетных районов рассматривают прибрежные зоны Кольского п-ова, где ожидаются ловушки в рифовых постройках палеозоя и литолого-стратиграфические залежи в рифейских грабенах.

В сложившейся ситуации уместно обратить внимание на эмпирически выдвинутый Н.Я.Куниным закон о сменяемости поисково-методической концепции. Согласно этому закону "каждая ПМК возникает, развивается и отмирает, сменяясь другой", а от себя добавим, что на каком-то этапе этой смены может существовать как прежняя, так и нарождающаяся ПМК. Объективная необходимость формирования новой ПМК, основанной на изучении широкого спектра ловушек УВ на БКШ уже назрела, основой для ее появления должны и могут служить новые представления о региональном строении и эволюции как осадочного чехла в целом, так и его отдельных седиментационных бассейнов.

www.oilngases.ru

Природные особенности освоения месторождений углеводородов в баренцевом море // Разведка и разработка // Наука и технологии

В ближайшие годы предстоит освоение уникальных месторождений углеводородов на арктическом шельфе России, открытых, предлагаемых и предполагаемых на площади более 6 млн.км3. При этом уже известно, что две трети из них перспективны на нефть и газ. В первую очередь это относится к Арктическому и Охотоморскому шельфам. При этом наибольшие ресурсы газа (более 70 трлн. м3) сосредоточены в Баренцево-Карском регионе (рис. 1).

На рис.2 представлена карта выявленных месторождений углеводородов и перспективных геологических структур на Баренцевом и Карском шельфах и прилегающей суше. Здесь открыты ряд гигантских месторождений: Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Штокмановское и возможны другие открытия. При этом возникают проблемы безопасности их эксплуатации в качестве природно-техногенных морских объектов.

Общими особенностями при освоении арктических месторождений является суровый климат, обширные ледовые условия, глубокое промерзание пород, а также наличием так называемой «Субмаринной криолитозоны».

С этой зоной связано и возможное образование скоплений газовых гидратов [1, 2, 4], что определяется главным образом двумя причинами: отрицательной температурой придонных слоев воды (современные условия) и глубоким промерзанием в течение геологического периода (палеоусловия). По своему физическому состоянию криолитозона может быть мерзлой (льдосодержащей) и немерзлой, представленной охлажденными минерализованными водами и породами.

На рис.3 представлена ледовая обстановка на российской части арктического шельфа Северного Ледовитого океана в январе-марте. Можно видеть, что льды в зимний период занимают гигантское пространство фактически от Мурманска до Камчатки. Таких суровых условий на таких огромных пространствах нет нигде в мире. На пространствах от Баренцева до Чукотского и Охотского морей минимальная длительность ледового периода составляет до 4-5 месяцев, максимальная до семи. Это безусловно затрудняет освоение ресурсов углеводородов в этих областях, в том числе из-за наличия придонных газовых гидратов.

На рис. 4 приведена карта части Северного Ледовитого океана в связи с прогнозами газогидратных скоплений в зависимости от их генезиса [4]. Прогнозируется, что зоны возможной газогидратоносности весьма обширны и могут рассматриваться в качестве гигантских ресурсов углеводородов в будущем.

Рассмотрим возможные осложнения при строительстве гидротехнических сооружений и эксплуатации скважин в условиях возможных скоплений газовых гидратов в придонной части разреза. Типичным примером здесь могут служить условия в центральной части Баренцева моря, где расположено Штокмановское месторождение, осложненное по данным геофизики тектоническими разломами.

Известно, что помимо температуры, давления и минерализации на образование и накопление гидратов существенно влияет литология пород. Проведенные исследования показывают [5], что для уплотненных сред с ростом дисперсности слагающих породу частиц (от крупнозернистых до малозернистых пород) гидратосодержание увеличивается. При дальнейшем увеличении дисперсности до образцов тяжелой супеси гидратосодержание снижается до нуля. Для литологического состава верхней части разреза до глубин 20-30 м от дна моря прогнозируется присутствие гидратов в виде отдельных вкраплений. На глубинах до 200-250 м в разрезе присутствуют породы, способные к аккумуляции значительных скоплений гидратов.

В процессе разработки месторождения вокруг эксплуатационных колонн вследствие транспортировки по ним теплого газа из нижележащих горизонтов происходит увеличение температуры окружающих пород. Это обстоятельство приводит к изменению фазового состояния воды и газа в гидратонасыщенных интервалах вокруг скважин. С технической точки зрения рассматриваемый процесс аналогичен процессу растепления мерзлых пород при разработке месторождений углеводородов в районах вечной мерзлоты.

На стадии проектных работ для определения размеров зон теплового влияния принято использовать модели, в которых используется понятие области фазового перехода или в виде резкой границы раздела между талой и мерзлой зонами, или в виде протяженной области раздела, что соответствует фазовому переходу в спектре температур. Резкая граница раздела имеет место в крупнодисперсных средах, например песках, а протяженная - в тонкодисперсных средах, например суглинках. Применительно к Штокмановскому месторождению, исходя из характеристик пород, слагающих верхние интервалы геологического разреза, фронт фазового перехода может представлять резкую границу.

Расчеты проводились для случая работы одной скважины и при взаимодействии группы скважин [6, 7]. Математическая постановка задачи формулируется как "задача Стефана" для плоскорадиального случая. Распределение температур в гидратонасыщенной зоне и зоне разложившегося гидрата описывается уравнением теплопроводности.

На рис. 5 приведена карта Арктического шельфа России и донных осадков с отрицательными температурами в Баренцевом море [1, 2]. "Охлажденные" осадки занимают центральную, северо- и юго-восточную части моря, примыкающие к Новой Земле. Контуры этой зоны почти совпадают с нулевой изотермой среднемноголетней температуры дна. Штокмановское месторождение, как и многие другие, находится в зоне распространения донны осадков с отрицательными температурами.

В Печорском море субмаринная криолитозона может быть приурочена к линзам остаточной деградирующей многолетней мерзлоты на глубинах 40-100 м под дном моря. Мерзлота имеет прерывистый характер.

В инженерно-геологическом отношении мерзлые и газогидратоносные отложения представляют собой категорию пород особого состава, состояния и свойств и требуют специального подхода при освоении арктических акваторий. В частности, эти особенности необходимо учитывать при решении таких важных в практическом отношении вопросов как строительство стационарных морских ледостойких платформ на арктическом шельфе, стоительство и эксплуатацию трубопроводов и др. сооружений. Также следует учитывать возможные нарушения естественного теплового режима в верхнем осадочном чехле при бурении и эксплуатации скважин.

Основой для оценки мерзлотности и газогидратоносности является в первую очередь анализ термобарических условий дна и недр. Рассмотрим эти условия на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения. Оно расположено в бортовой части Южно-Баренцевской впадины в пределах влияния наиболее стабильного арктического холодного течения со среднемноголетней температурой дна близкой к минус 1,0°С до +3-4°С в поверхностных слоях.

Процедура выявления площадей и зон стабильности гидратов газа сводится к совмещению значений геотермического градиента и давления в конкретной точке дна моря или поддонного разреза с той или иной равновесной кривой гидратообразования метана в координатах давление - время.

Наиболее надежными для оценки газогидратоносности являются данные о температуре дна. О геотермических условиях обычно имеется меньше информации.

Зона стабильности гидратов газа в зависимости от конкретных термобарических условий и состава гидратообразующей системы может распространяться до определенной поддонной глубины, начинаясь непосредственно у дна, либо на некотором расстоянии под ним. Если принять среднюю глубину моря на Штокмановском месторождении 300 м, геотермический градиент - 3,0°С/100 м и температуру дна -1,0°С, то по номограмме получим зону стабильности гидрата метана до 200-250 м под дном моря между линиями 1 и 3 (рис. 6).

Таким образом, с достаточной степенью уверенности можно утверждать, что в районе Штокмановского месторождения имеются реальные условия накопления и существования газовых гидратов в разрезе пород под дном моря до глубины 200 м.

Анализ факторов, влияющих на термобарические условия газогидратоносности, обнаружил возможность существования нескольких типов зоны стабильности гидратов. По отношению к дну моря эта зона может быть придонной и непридонной, то есть отделенной от дна интервалом от единиц метров до более 200 м.

Придонная зона стабильности гидратов характерна для ложа океана, континентального склона и для тех районов шельфа, где отсутствуют реликтовые мерзлые породы, но есть достаточные глубины моря. Непридонная зона стабильности гидратов может контролироваться областями распространения субмаринных реликтовых мерзлых пород той или иной мощности, либо приуроченной к акваториям шельфа, где мерзлая зона отсутствует, но температура дна низкая, а глубина моря значительная, хотя и недостаточная для создания необходимых давлений газогидратообразования на самом дне.

Таким образом, наличие скоплений гидратов в зоне работающих скважин является фактором осложняющим разработку месторождения из-за их возможного растепления.

Удлинить срок растепления можно, если использовать пассивную изоляцию колонн. Однако, учитывая, что разработка месторождения длится десятки лет - это не достаточно надежно. Расчеты показывают необходимость активной изоляции. В принципе для этих целей можно использовать естественную или принудительную циркуляцию холодной морской воды в межтрубном кольцевом пространстве (рис. 7) [7, 8].

Для повышения эффективности предложенного способа схема может быть дополнена элементами пассивной тепловой защиты, например, заполнением пространства между лифтовыми трубами и эксплуатационной колонной в интервале гидратонасыщенности инертным газом или установкой труб с пониженным коэффициентом теплопередачи. Другие решения могут быть связаны с отбором части газового потока для охлаждения колонны с использованием эффекта Джоуля-Томпсона. По этому направлению в мире имеется ряд патентов и конкретные конструктивные решения.

Одним из возможных других факторов риска и негативных последствий разработки нефтегазовых месторождений является осадка земной поверхности над месторождением в результате снижения начального пластового давления в продуктивных пластах и их деформации, что хорошо изучено в мировой практике. Осадка возможна также за счет растепления придонных газовых гидратов. Следствием смещения земной поверхности может быть выход эксплуатационных скважин из строя из-за разгерметизации заколонных пространств, смятия и слома обсадных колонн, деформации трубопроводов, а также уменьшение клиренса платформы до уровня досягаемости волн и выход из строя крепящих якорей.

Значительный интерес представляют данные по оседанию морского дна в районе месторождения Экофиск в Норвежском секторе Северного моря [9]. Установлено, что под центральной платформой, введенной в эксплуатацию в 1970 г., опускание морских сооружений за счет сжатия высокопористых меловых отложений толщиной 300 м, составило 2,6 м. Близкорасположенные платформы опустились приблизительно на 1 м. Проседание имело место на площади 5×8 км овальной формы в центральной части месторождения под основным комплексом промысловых сооружений. С марта 1985 г. велись ежемесячные наблюдения за динамикой высотных отметок стационарных объектов с помощью спутниковой радионавигационной системы.

Для предотвращения дальнейшего оседания морского дна в течение двух лет осуществлялась обратная закачка сухого газа в пласт в объеме 8,5 - 9,9 млн.м3/сут. Для защиты промысловых сооружений летом 1987 г. жилая платформа массой 10,5 тыс.т и остальные пять платформ были подняты на 6,5 м. При подъеме центральной платформы были использованы 16 домкратов массой 21 т каждый. В процессе подготовки и проведения этой уникальной технической операции участвовали 72 организации из 10 стран. Общая стоимость работ составила более 350 млн.долл.

Оценка величин осадки поверхности дна моря особенно актуальна, поскольку для морских месторождений предъявляются более жесткие требования по охране недр, надежности работы скважин, а также морских платформ и подводных модулей.

Расчеты по оседанию дна моря проведены также для ряда морских месторождений: Мурманского, Лудловского, Ледового [16-18].

Таким образом, из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

  1. Термобарические условия под дном Баренцева моря в районе Штокмановского ГКМ способствует насыщению горных пород углеводородами в газогидратном состоянии до глубин 200-250 м. При этом газовые гидраты могут в ряде случаев выполнять цементирующую роль в сыпучих породах.
  2. Особенности субмаринной криолитозоны необходимо учитывать при проектировании и строительстве платформ в зоне возможного гидратонасыщения, подводных добывающих модулей, трубопроводов и скважин из-за опасности растепления и деформационных процессов. Необходимо учитывать также возможность грифонообразования, с дополнительными рисками пожароопасности и осложнения судоходства.
  3. Целесообразно осуществлять активную теплоизоляцию скважин в газогидратных интервалах для предотвращения их теплового взаимодействия, возникновения ореола протаивания и сопутствующих рисков техногенных осложнений.
  4. До строительства объектов морской добычи необходимо с помощью специальных средств морской инженерной геологии изучить распространение и особенности субмаринной криолитозоны и возможных гидратонасыщенных пород с целью выработки технических решений по нейтрализации рисков техногенных осложнений.
  5. Проведенные расчеты показывают большую вероятность осадки поверхности дна моря при разработке Штокмановского ГКМ. Причем величины просадки существенно зависят от степени снижения пластового давления в продуктивных пластах.
  6. Величина максимальной просадки значительно зависит также от вовлечения ф деформационные процессы глинистых пород, окружающих продуктивные пласты.
  7. Следствием смещения земной поверхности может быть выход эксплуатационных скважин из строя из-за разгерметизации заколонных пространств, смятия и слома обсадных колонн, деформации трубопроводов, а также уменьшение клиренса платформы до уровня досягаемости волн и выход из строя крепящих якорей.
  8. Результаты расчетов показали, наличие значительных рисков при строительстве и эксплуатации подводных газопроводов. Однако, при соблюдении проектных технических и технологических характеристик эксплуатации морских магистральных газопроводов, в частности Штокмановского ГКМ, риск их повреждений при транспортировке продукции в проектном однофазном режиме вполне сопоставим с социально приемлемыми значениями.
  9. Необходимо глубокое изучение и прогнозирование возможных техногенных осложнений с точки зрения безопасности объектов морской добычи на шельфе Арктики.

Список литературы

1. Криогеотермия и гидраты природного газа в недрах Северного Ледовитого океана / В.А. Соловьев, Г.Д. Гинсбург, Е.В. Телепнев, Ю.Н. Михалюк. - Ленинград, 1987.

2. Цыбуля Л.А., Левашкевич В.Г. Тепловое поле Баренцевоморского региона. - Апатиты: Кольский филиал АН СССР, 1992.

3. Гриценко И.И., Бондарев В.Н. Многолетняя мерзлота, газогидраты и газовые карманы в кайнозойских отложениях шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей: Доклад на 14-м Мировом нефтяном конгрессе. - г. Ставангер (Норвегия), 1994.

4. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты. ВНИИОкеангеология.- Санкт-Петербург, 1994.

5. Ершов Э.Д., Лебеденко Ю.П. Проблемы гидратообразования в криолитозоне. Геокриологические исследования. - М.: МГУ, 1989.

6. Koulpine L.G., Dubrowski D.A., Obmorosheva L.B., Tupysev M.K. Submarine Cryolitozone of Russian Arctic Off-Shore: Problems of Hydrocarbon Recovery. (Проблемы освоения нефтегазовых месторождений российской Арктики в условиях субмаринной криолитозоны). 14-th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. OMAE-95, Copenhagen, Denmark, 1995. - Vol. IV, Arctic/Polar Technology. - P. 171-175.

7. Koulpine L.G., Dubrowski D.A., Obmoroshewa L.B., Tupysev M.K. Gas Hydrate Bearing Capacity of Submarine Cryolitozone: Complication Prognoses in Exploitation of Arctic Off-Shore Fields. (Гидратонасыщенность субмаринной криолитозоны и прогноз осложнений при освоении Арктических месторождений). 2-nd International Conference on Natural Gas Hydrates, Toulouse (France), 1996. - P. 453-458.

8. Кульпин Л.Г. Особенности освоения арктических морских месторождений в условиях гидратонасыщенной субмариной криолитозоны // Нефтяное хозяйство. - М., 2004. - № 9 - С. 76-79.

9. Шпеталенко Л.П. Оседание поверхности над разрабатываемыми прибрежными и морскими нефтегазовыми месторождениями // Э.И. Cер.: Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. - М.: ВНИИЭГАЗпром, 1988. - Вып. 9).

10. Техногенные осложнения при освоении месторождений на шельфе Арктики / Е.Ф. Афанасьев, Д.А. Дубровский, М.К. Тупысев, Л.Г. Кульпин, Л.Б. Обморошева // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Доклады Научно-технической конференции. - М.: Изд-во ГАНГ им. Губкина, 1994.

11. Афанасьев Е.Ф., Николаевский В.Н. Нелокально-упругий режим фильтрации и восстановления давления в глубинных пластах // ПМТФ. - 1969. - № 6. - C. 113-116.

12. Афанасьев Е.Ф. К обоснованию теории нелокально-упругого режима фильтрации при помощи уравнений теории упругости // ПМТФ. - 1971. - № 4. - С. 82-86.

13. Петренко В.И., Ильченко Л.А., Канашук В.Ф. О механизме просадки земной поверхности при добыче жидких и газообразных полезных ископаемых // Советская геология. - 1983. - № 7. - С. 109-117.

14. Якушев В.С. Газовые гидраты в криолитозоне //Геология и геофизика. № 11, 1989.

15. Истомин В.А., В.С.Якушев. Газовые гидраты в природных условиях. М.:Недра.- 1992, - 236 с.

16. Л.Г.Кульпин, С.М.Пронюшкина. Оценка просадки дна при разработке 2013, - №8. - C.66-69.

17. А.В. Борисов, Л.Г.Кульпин, С.М.Пронюшкина. Оценка проседания кровли Ледового ГКМ//Offshore, Russia. - 2014, - август.- С.80-83.

18. Чиликова М.С. Возможные техногенные осложнения при разработке Лудловского газового месторождения в Баренцевом море // Oil&Gas Journal, - 2012, - № 8. - С.18-21.

neftegaz.ru

Ресурсы Баренцева моря поделили по-братски?

Норвежцы объявили об открытии больших запасов нефти и газа, которые оказались на дне переданного Россией участка Баренцева моря. Норвежцы потирают от радости руки, пока в российских СМИ проводят аналогии с подаренными ранее российскими территориями, на которых потом обнаруживались серьезные ресурсы. Но на самом деле не все так однозначно…

После соглашения 2010 года с Норвегией случилось что-то очень хорошее. Страна по уровню зависимости благосостояния от объемов экспорта нефти и газа очень схожа с Россией. Однако давно эксплуатируемые месторождения Северного моря уже истощились, а Норвегия медленно и верно катилась в унылое и бедное будущее.

"Представленные сегодня результаты доказывают, что юго-восток Баренцева моря — самый интересный из новых районов норвежского континентального шельфа", — радостно заявил в интервью BarentsObserver Геир Сельесет, менеджер по связям Норвежской нефтегазовой ассоциации.

Эти запасы очень выручают Норвегию. Объем добычи нефти в стране сокращается уже ряд лет. Пик по добыче нефти в Норвегии был пройден в 2000 году, когда он составлял 3,12 млн баррелей в день. К 2007 году ежесуточный уровень объемов добычи нефти на норвежском континентальном шельфе снизился до минимальных с 1994 года 2,6 млн баррелей. По итогам 2012 года составил менее половины от этого уровня — 1,53 млн баррелей в день. Ситуация с газом немного лучше. В прошлом году добыча выросла на 12 процентов, до 1,94 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Но теперь у норвежцев — планов громадье.

После двухлетнего сейсмического зондирования полученной территории норвежцы выяснили, что извлекаемые запасы углеводородов в количестве около 1,9 миллиарда баррелей в нефтяном эквиваленте — неплохая прибавка, если учитывать, что запасы нефти в Норвегии оцениваются в 8,5 млрд баррелей. Третья по объемам экспорта нефти страна мира после России и Саудовской Аравии обладает только 0,7 процентами от мировых запасов (18-е место в мире). Запасы газа в стране оцениваются в 2,5 млрд куб. м (1,2 процентов от мировых запасов, 13-е место).

История вопроса

Основные соглашения относительно статуса этих участков моря так или иначе включают в себя рассмотрение вопроса вокруг архипелага Шпицберген. По соглашению 1872 года, право на Шпицберген закреплялось одновременно за Россией и Швецией, куда в то время входила Норвегия. Но во время Гражданской войны в России, в феврале 1920 года восемь государств (США, Дания, Франция, Италия, Япония, Нидерланды, Великобритания и Швеция) без учета мнения России, которую эти страны успешно грабили, передали Норвегии суверенитет над Шпицбергеном.

Подарок был шикарный…но с подвохом. Норвегия получила право только на сушу. Море вокруг Шпицбергена и континентальный шельф оставались свободной зоной.

Более того, согласно договору, были заложены выгодные условиях для иностранных ТНК на тот случай, если когда-то и что-то в этом районе будут разрабатываться: экспортная пошлина на Шпицбергене не должна быть выше одного процента от максимальной стоимости вывозимых полезных ископаемых в пределах 100 тысяч тонн. А если объем вывоза еще больше, то должен работать понижающий коэффициент. В общем, собственно Норвегии от такого подарка ничего не перепадало.

В 30-е годы к соглашению от 1920 года присоединился СССР с правом ведения хозяйственной деятельности на острове. Хотя и считал для себя акт 20 года дискриминационным. В 1926 году Москва определила границы морских владений в этом районе, используя принцип секторного деления. Конечными пунктами выступали Северный полюс и крайняя точка сухопутной границы, между которыми проводилась прямая линия, разделявшая акваторию. При этом норвежцы использовали разграничение по срединной линии между островными владениями двух стран. В итоге получилась спорная зона площадью около 155 тысяч квадратных километров. Кусок, превышающий все норвежские морские владения в Северном море.

Несмотря на то, что Соглашение 1920 года не позволяет Норвегии рассматривать воды вокруг архипелага как свои территориальные, Осло всеми силами и местными национальными актами демонстрирует, что это его собственная территория. Тем самым Норвегия практически денонсирует договор 1920 года. Некоторые положения, подписанные Россией в 2010 году, также весьма двусмысленны. Например, в статье 2 российская сторона отказываются от "каких-либо суверенных прав или юрисдикции" РФ по другую сторону линии разграничения, где и находится Шпицберген.

Читайте также: Земля в Карелии - только под расчет

Юридический казус в том, что желая большего и отказываясь от соглашения 1920 года, Норвегия отказывается и от суверенитета над Шпицбергеном, так как это единственное соглашение, по которому Осло может рассчитывать на свою полную юрисдикцию над островом. Таким образом, ситуация откатывается к соглашению 1872 года, когда статус Шпицбергена определялся лишь двумя государствами — Россией и Швецией-Норвегией. Хотя публично аргументы подобного рода Москва пока не излагала, показательной будет реализация Стратегии российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года

Делили шельф

Вопреки яркой, а потому расхожей ассоциации со знаменитым героем одной из любимых народных комедий, сделка по передаче норвежцам водной территории не напоминает передачу "Кемской волости", кстати, тем же шведам… Обе страны изначально делили именно шельф и подземные богатства. И Москва знала о том, что в этом районе имеются запасы углеводородов. Советская сейсморазведка исправно докладывала об имеющихся запасах, хотя и точных данных не было. Однако территория была не разграничена и ни одна из сторон не могла спокойно развивать добычу в этом секторе.

Неслучайно именно углеводородам посвящена большая часть соглашения и особенно подробно расписано, как стороны будут совместно использовать месторождения, которые находятся по обе стороны линии разграничения. Такое пристальное внимание позволяет предположить, что условные демаркационные линии были проложены с учетом сознательного раздела имеющихся месторождений на российский и норвежский сектора, с тем, чтобы потом организовать совместную добычу, которой посвящена большая часть соглашения.

В договоре между сторонами прямо прописан принцип, согласно которому месторождение, пересекаемое линией разграничения, может эксплуатироваться только совместно и как единое целое. Такой подход позволит заблаговременно и эффективно снимать возможные разногласия по вопросу распределения углеводородных ресурсов. Эксплуатация какого-либо месторождения углеводородов, которое простирается на континентальный шельф другой стороны, может быть начата только в соответствии с положениями Соглашения об объединении, утверждается в договоре.

Что это за соглашение об объединении, можно только догадываться. Собственно, объемное приложение номер два к подписанному соглашению является как раз той самой частью, ради которой все и затевалось. Россия начала арктическую гонку в 2007 году, когда был установлен флаг на дне под Северным полюсом. Это сподвигло ряд стран, имеющих выход в Арктику, проявлять активность и заинтересованность в арктических угодьях, где скрываются недоступные и, как представляется, гигантские месторождения углеводородов.

Среди них была и Норвегия, с которой у России был длящийся с давних времен территориальный спор. Россия в 2010 году уступила Норвегии часть спорной территории в акватории Баренцева моря, получив взамен отсутствие препон со стороны норвежцев в проведении "Северного потока" и сняв с повестки дня территориальный спор.

В 2012 году крупнейшие нефтедобывающие компании обеих стран, с превалирующей долей государственного участия, подписали соглашения о совместной работе. В мае 2012 года Роснефть и компании договорились о совместной работе на шельфе Баренцева и Охотского морей, причем как на российской территории, так и на норвежском шельфе. Уровень российского участия в добыче на переданной норвежцам территории будет самым верным индикатором эффективности данного соглашения для российской стороны. В таком случае соглашение РФ и Норвегии будет напоминать уговор между соседями поделить имеющиеся запасы на двоих.

А что же главные действующие лица соглашения 1920 года? Они ведь вряд ли будут довольны тем, как Осло и Москва отодвинули их в сторону собственным двусторонним соглашением. Оказывается, они уже в деле и, похоже, согласны на предложенные условия и тихую отмену соглашения 1920 года.

Партнерами "Роснефти" по работе на шельфе являются Exxon Mobil (США), ENI (Италия) и все та же норвежская Statoil, которая также работает с Exxon Mobil. Взамен иностранные партнеры оплачивают геологоразведку и предоставляют "Роснефти" возможность купить долю в своих зарубежных проектах. Что касается британцев, то осенью 2012 года "Роснефть" и BP договорились о выкупе доли последней в ТНК-BP. Кроме того, британская компания получит два места в совете директоров "Роснефти" из девяти.

Осло о нефти, Москва — о Шпицбергене

Некоторая синхронность в действиях правительств двух стран позволяет предположить, что стороны по-прежнему движутся в рамках единого плана. 27 февраля Норвежский нефтяной директорат представил оптимистичные данные относительно нефтегазовых запасов на новых территориях, упомянув, кстати, о том, что в начале марта вице-премьер Дворкович провел заседание правительственной комиссии по обеспечению российского присутствия на архипелаге Шпицберген. Россия планирует создать на острове многофункциональный научный центр и добывать полезные ископаемые, как это запланировано Стратегией российского присутствия на архипелаге Шпицберген до 2020 года.

Минтрансу, Росморречфлоту, Ростуризму и гостресту "Арктикуголь" дано указание к апрелю 2013 года подготовить доклад о развитии транспортной системы и обеспечению безопасного судоходства в районе Шпицбергена.

Читайте также: Нефть: посекретничали - и хватит

Буквально на следующий день после захода российского правительства на Шпицберген норвежцы объявили об обнаруженных на переданной территории запасах углеводородов и планах их добычи. При этом Москве следует подумать о защите интересов своих рыбаков, которых, что называется, регулярно "щемят" норвежские пограничники и которые на сегодняшний день только лишь теряют в результате подписанных соглашений.

В свете вышесказанного представляется, что это лишь вопрос политической воли, которую можно продемонстрировать видами сопровождающих наших рыбаков российских военных кораблей и самолетов без особого опасения нарваться на международный скандал. После чего утвердить новую политическую реальность в виде свободного рыболовства и наличия российской части Шпицбергена дополнительными соглашениями.

В минувшую среду министерство обороны Норвегии продало самую близкую к территории России базу подводных лодок "Улавсверн" в районе г. Тромсе некой инвестиционной группе "TrikoAS". Инвесторы планируют использовать ее для организации нефтесервисного обслуживания месторождений.

Читайте самое актуальное в разделе "Экономика"

www.pravda.ru

О юго-восточной части шельфа Баренцева моря

Норвегия: итоги 2012 года

http://iv-g.livejournal.com/291120.html

http://news2world.net/politika/novaya-morskaya-granitsa-rossii-i-norvegii.html

4 марта 2013Нефтяной директорат Норвегии обнародовал результаты двухлетних исследований дна территории в Баренцевом море, переданной этой стране Россией три года назад. Выяснилось, что там находятся гигантские запасы нефти и газа. В основном это газ, но и количество нефти огромно. Оно достигает 1,9 миллиарда баррелей. Если судить по сегодняшним ценам на нефть, под толщей воды скрываются ценности почти на 30 млрд. евро.«Сорокалетний конфликт наконец-то разрешился. Мы достигли важнейшего внешнеполитического соглашения за последние годы» – так отреагировал премьер-министр Норвегии Енс Столтенберг на подписание в 2010 году с тогдашним президентом России Дмитрием Медведевым договора о разделе спорной морской территории площадью почти 176 тысяч кв. километров. Многие десятилетия Советский Союз, а затем и Россия требовали «разрезать» зону согласно так называемой средней линии, которая была привязана к меридиану, шедшему к Северному полюсу. Норвегия требовала отсчета по секторному принципу, отталкиваясь в данном случае от побережья Шпицбергена. Конфликт стороны разрешили, согласившись на 50% спорной территории каждая. Осло в конце концов был бы вынужден согласиться на российские условия.

Российские критики договора утверждали, что в отданной Норвегии зоне скрываются гигантские запасы природных ископаемых, в том числе нефти и газа. На прошлой неделе подозрения в том, что Москва поспешила, отдав спорную территорию, подтвердились. «Северная Норвегия станет новой нефтяной провинцией страны. Подъем ждет всю нашу экономику», – прокомментировал итоги изысканий министр нефти и энергетики Норвегии Ула Буртен Муэ. Разведка была проведена на территории в 44 тысячи кв. километров, то есть примерно на 40% всей отошедшей к Норвегии части Баренцева моря, поэтому общие запасы «черного золота» там могут быть еще выше. Часть подземных нефтяных резервуаров может пересекать границу, заходя на российскую территорию, так что осваивать эти месторождения двум странами придется вместе.

Новость о «золотом куске», полученном Осло от Москвы, вызвала в Норвегии настоящую эйфорию. Дело в том, что запасы нефти в норвежской части Северного моря, добыча которой велась с 60-х годов прошлого века, подходят к концу. Оставались надежды на «ларчик» в Баренцевом море, содержимое которого не обмануло норвежцев. Они уже ведут интенсивную подготовку к предстоящей добыче. На север с запада, с шельфа Северного моря, перебрасываются буровые платформы, создается береговая инфраструктура. В частности, Минобороны Норвегии только что продало за символическую сумму в пять млн. евро бывшую сверхсекретную базу подводных лодок НАТО, расположенную в 20 км от города Тромсе на севере страны. Многокилометровая сеть туннелей, вырубленных в горах и имеющих прямые выходы в море, будет отныне использоваться для обслуживания добычи нефти и газа в Баренцевом море. Сооружение базы обошлось Норвегии в 50-е годы почти в 400 млн. евро в переводе на сегодняшние деньги. Общая площадь подземных сооружений, включая док и вертолетную площадку, составляет 25 тысяч кв. метров.

Единственные, кто не обрадовался найденным полезным ископаемым, – это природоохранные организации и рыбаки. Они опасаются, что предстоящая добыча, которая будет вестись в сложных условиях, в том числе в течение тех восьми месяцев года, когда этот район покрыт льдом, приведет к загрязнениям или большой катастрофе. По данным рыбацких организаций, значительный разлив нефти может нанести вред биоресурсам. Рыбный промысел и рыборазведение в последние годы стали одними из ведущих экспортных отраслей Норвегии, и представители этих сфер деятельности призывают оставить Баренцево море в покое. По их мнению, нефть и газ рано или поздно закончатся, поэтому куда рациональнее использовать Баренцево море исключительно как всемирный «рыбный садок». К примеру, запасы трески в данном регионе превышают все известные мировые ресурсы. Глава нефтяного директората Бенте Нюланд, пытаясь успокоить соотечественников, уверяет, что разведка и нефтедобыча на севере будут вестись так, чтобы не повредить биоресурсам Баренцева моря, и что каждый новый шаг нефтегазовых компаний будет подвергаться тщательной проверке всех заинтересованных инстанций.http://www.newizv.ru/economics/2013-03-04/178681-carskij-podarok.html

4 мартаНорвегия ликует: на территории, которую уступил стране Медведев, нашли 1,9 млрд баррелей углеводородов

1 мартаБольшая арктическая нефть: есть чему улыбатьсяВ представленном нефтяным директоратом (NPD) исследовании говорится, что на норвежской стороне спорной в прошлом норвежско-российской зоны находится главным образом газ, но есть и нефть. Оценки базируются на данных, полученных за два сезона активного сейсмического зондирования, которое охватило в общей сложности 44.000 квадратных километров у морской границы на юго-востоке Баренцева моря.

New resource figures for the southeastern Barents Sea and Jan Mayen

27.02.2013The Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) mapping of the southeastern Barents Sea and the area surrounding Jan Mayen will result in an approximate increase of 15 per cent in the estimates of undiscovered resources on the Norwegian shelf.

The mapped area in the southeastern Barents Sea along the Russian border constitutes about 44 000 square kilometres. The NPD’s calculations show that expected resources total approx. 300 million Sm3 o.e., with an uncertainty range of 55 – 565 million Sm3 o.e. This means that the most pessimistic estimates lie at the low end of the spectrum, but that the petroleum volumes present could be considerably greater. Most of the resources in this part of the Barents Sea are expected to be gas. About 15 per cent are expected to be oil.In the resource analysis for the southeastern Barents Sea, the NPD assessed the probability of discovering oil and gas in various geological areas. The Bjarmeland Platform furthest north and the Fedinsky High in the east are considered to be pure gas provinces, while the Nordkapp Basin, Tiddlybank Basin and Finnmark Platform are considered to be combined oil and gas provinces.

On the Fedinsky High, there is a possibility of petroleum deposits that span across the border between Norway and Russia.

The most important precondition for the formation of hydrocarbons in an area is whether there are source rocks present. The NPD is of the opinion that there is reason to believe there are source rocks that have formed sufficient volumes of gas, but that the source rocks that form oil are not present to the same extent.The geological knowledge of the southeastern Barents Sea is relatively limited, as no exploration wells have been drilled and shallow scientific drilling has not yet been carried out in the area. However, a number of wells have been drilled in the open part of the southern Barents Sea, both scientific, shallow stratigraphic wells and commercial exploration wells. Literature also reveals some data from drilling carried out in the Russian part of the Barents Sea. Seismic data acquired in 2011 and 2012, as well as other geological data from the Barents Sea, provide a good basis for estimating the undiscovered petroleum resources in the southeastern Barents Sea.

In the opened part of the Barents Sea and the northern Barents Sea, the expected figure for undiscovered resources is 960 million Sm3 o.e. This is equal to 37 per cent of the undiscovered resources on the Norwegian shelf. The new resource estimates for the southeastern Barents Sea increase the estimate of total undiscovered resources in the area by about one-third, and strengthen the Barents Sea’s significance for Norwegian petroleum activities.The northeastern Barents Sea, which is also part of the new Norwegian sea area, is almost as large as the southern part. The NPD acquired seismic data here in the summer of 2012, and will continue in 2013. The resource figure from this area will further increase the estimate of undiscovered resources.

Jan Mayen

During the same period, the Norwegian Petroleum Directorate mapped possible petroleum resources in the sea area surrounding Jan Mayen. Seismic and aeromagnetic data, as well as numerous source rock samples, have been acquired in recent years in parts of the 100 000-square-kilometre area which may be opened.

The uncertainty regarding the area’s petroleum potential is considerable, because we have less knowledge here than, for example, in the southeastern Barents Sea where exploration wells have been drilled in adjacent areas already opened for petroleum activity. The expected resources in the Jan Mayen area are estimated at 90 million Sm3 o.e. The estimates indicate that there could be considerable resources in the area. The NPD’s estimate indicates an upside of 460 million Sm3 o.e. Correspondingly, the lower end of the estimates indicate that it is uncertain whether any hydrocarbons will be found in the area at all. If a discovery is made, the uncertainty in the estimates will be reduced. The expected resources in the area will increase to 200 million Sm3, with an upside of 640 million Sm3 and a downside of 20 million Sm3.

The sea areas surrounding Jan Mayen that are included in the opening process border with the Greenlandic shelf to the west and the Icelandic shelf to the south. Geologically, the Jan Mayen area consists of the volcanic island Jan Mayen and the subsea Jan Mayen Ridge which runs in a southward direction from the island. The Jan Mayen Ridge is surrounded by oceanic crust which was formed as the North Atlantic Sea opened up. The process of forming a new oceanic crust started in the area about 55 million years ago, and is still taking place. This was how the Jan Mayen Ridge was separated from both Norway and Greenland and remained out in the ocean as a separate small continent, a micro-continent. The Jan Mayen Ridge is therefore expected to consist of the same continental and marine rocks that can be found in Eastern Greenland and on the Norwegian shelf in the Norwegian Sea, with possible petroleum potential.

Iceland has the right of use for parts of the shelf surrounding Jan Mayen and has already awarded production licences.Main structural features in Norwegian and Russian parts of the southeastern Barents Sea.The Norwegian Petroleum Directorate's seismic acquisition in 2011 and 2012.01.03.2013The petroleum resource account as of Dec. 31, 2012The Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) resource account shows that the total recoverable petroleum resources are estimated at 13.6 billion standard cubic meters of oil equivalents (scm o.e.).

New areas for southeastern Barents Sea and Jan Mayen are not included in the petroleum resource account with updated figures as of 31.12.2012.The main trends in the resource account for 2012 are:- A net increase in reserves, replacement rate 152 percent- Maturation of resources in fields and discoveries- Nice resource growth from the exploration activity- A full revision of the total undiscovered resources

The total recoverable resources have increased by 445 million scm o.e since 2011. This is mainly due to an increase in field reserves, increased resource estimates for discoveries, resource growth from new discoveries and an increase of the volume of the undiscovered resources.

Growth in reserves was 344 million scm o.e in 2012. This is because resources in discoveries have been approved for development by either the government or by the licensees and there has been an increase in reserves for fields in production. Ekofisk, Troll and Gullfaks Sør have had the largest increase in oil reserves. Ormen Lange had the largest increase in gas reserves, but several of the other fields in the Norwegian Sea have had an increase in gas reserves. In 2012 it was sold and delivered 226 million scm o.e. so that the net reserves rose by 118 million scm o.e.

Atla, Gaupe, Islay, Marulk, Visund Sør and Oselvar started production in 2012. At year end 14 fields are under development and the licensees have delivered Plans for Development and Operation (PDOs) for 15/5-1 Dagny, 16/1-9 Ivar Aasen and 6707/10-1 Aasta Hansteen. In 2013 Skarv and Hyme have already started to produce, while Brynhild, Jette, Skuld and Svalin intend to start production later this year.

In 2005 the NPD set a target of 800 million scm of additional gross oil reserves by 2015. The past year the growth in gross oil reserves was 155 million scm, by comparison it was sold 89 million scm of oil in 2012. 83 million scm of the reserve growth was recorded from discoveries decided to be developed and 72 mill scm was recorded from fields. Seven years into the period, the accumulated reserve growth is 607 million scm. This represents 76 percent of the government policy of reserve growth, and shows that it is possible to achieve the goal of 800 million scm, by 2015 if the right decisions are taken the next two years.

It is reported 754 million scm o.e. contingent resources in fields, and future plans for increased oil and gas recovery are also included in this figure. This is a reduction of 9 million scm o.e. compared with last year’s account and is due to the fact that projects at the fields have been approved and the petroleum volumes is matured to the reserves. In addition other projects are reduced in size and volume.

The amount of contingent resources in discoveries are reduced by 25 million scm .o.e. compared to last year’s account. The reason is that a considerable number of PDOs have been submitted in 2012 and this has resulted in resources maturing to reserves for the discoveries 15/5-1 Dagny, 16/1-8 Edvard Grieg, 16/1-9 Ivar Aasen, 24/9-9S Bøyla, 25/11-16 Svalin, 30/7-6 Martin Linge and 6707/10-1 Aasta Hansteen.

During 2012 the NPD has revised its resource estimates and quantified the total undiscovered resources at 2590 million scm o.e, this is an increase of 135 mill scm o.e since 2011. This volume does not include resource figures relating to new areas for southeastern Barents Sea and Jan Mayen. The estimate for 2011 was not based on a new evaluation, but it was an adjustment of the figures corresponding to the volume proven in new discoveries after the 2010 analysis of the undiscovered resources was conducted. Compared with the evaluation from 2010 we believe that there are larger undiscovered deposits of oil and less gas on the Norwegian shelf than previously estimated. The undiscovered oil resources in the North Sea and the Barents Sea are estimated to be higher than previous estimates, while the undiscovered gas resources in the North Sea and the Barents Sea have decreased. The estimates for the Norwegian Sea have not changed appreciably.

Figure 1 shows the distribution of the resources. Resource estimates are uncertain, and this is illustrated in the figure.

Here you find updated values from the petroleum resource account as of December 31, 2010 in excel-format.- - - - - - - -Интерпретация приведенных текстов и данных

1) Приведены карты, показывающие раздел шельфа, положение структур, схема деятельности NPD.

2) Карта в годовом отчете 2012 г. нечеткая, рассмотрим другие карты на сайте NPD

а) The Norwegian continental shelf 2012(2000×2653

б) The Barents Sea2000×890

в) Area status2450×3294

г) Geographical areas, The Barents Sea2077×2659

Согласно картам для всей бывшей спорной территории "Implementation of opening process has begun" (Реализация процесса открытий началась). Обозначенная теми же условными обозначениями территория, но большая по размеру находится около острова Ян-Майен. Все имеющиеся открытия в виде структур с нефть и газом на карте "г" показаны только в части шельфа, всегда принадлежавшей Норвегии.

3) Conversion tables (pdf) внизу страницы The Resource Report 2011Crude oil 1 scm 6.29 barrels1 scm 0.84 tonnes oe (toe)Natural gas1 scm = 0.00084 toe1 scm = 0.00629 Barrel crude oil

4) В barentsobserver.com утверждается, чтоа) Новые исследования позволяют говорить о том, что в недрах бывшей спорной зоны на юго-востоке Баренцева моря может находиться 1,9 миллиарда баррелей нефтяного эквивалентаб) Оценки базируются на данных, полученных за два сезона активного сейсмического зондирования, которое охватило в общей сложности 44.000 квадратных километров у морской границы на юго-востоке Баренцева моря.

5) В оригинальном сообщении NPD от 27.02.2013 утверждается, чтоThe NPD’s calculations show that expected resources total approx. 300 million Sm3 o.e., with an uncertainty range of 55 – 565 million Sm3 o.eТ.е. 1.887 млрд. барр. с диапазоном 0.346-3.554 млрд. барр.или 300 млрд.м3 газа с диапазоном 55 – 565 млрд.м3

6) В оригинальном сообщении NPD от 27.02.2013 утверждается, чтоThe geological knowledge of the southeastern Barents Sea is relatively limited, as no exploration wells have been drilled and shallow scientific drilling has not yet been carried out in the area. However, a number of wells have been drilled in the open part of the southern Barents Sea, both scientific, shallow stratigraphic wells and commercial exploration wells. Literature also reveals some data from drilling carried out in the Russian part of the Barents Sea. Seismic data acquired in 2011 and 2012, as well as other geological data from the Barents Sea, provide a good basis for estimating the undiscovered petroleum resources in the southeastern Barents Sea.Геологические знания о юго-Восточной части Баренцева моря являются относительно ограниченными, так как нет пробуренных разведочных скважин и неглубокое научное бурения еще не было проведено в этом районе. Однако, скважины были пробурены в открытой части южной части Баренцева моря, как научных неглубоких стратиграфических скважин, так и коммерческих геологоразведочных скважин. Литература также показывает некоторые данные о бурении осуществляется в российской части Баренцева моря. Сейсмические данные, полученные в 2011 и 2012 годы, а также других геологических данных Баренцева моря, создают хорошую основу для оценки неразведанных запасов нефти на юго-Востоке Баренцева моря.

Основное, что сделал NPD для рассматриваемого района - это переинтерпретация старых данных в сторону увеличения запасов. Бурения не было. За образец были взяты данные норвежских скважин, расположенных гораздо западнее. Какие-то данные были взяты из российских скважин. Cказано про сейсмические данные 2011-2012 гг. О результатах сейсморазведки не упомянуто, нет сообщения о нахождении новых крупных структур. Поскольку данных бурения нет, то имеется в лучшем случае гипотезы нефтяников о величине запасов.

7) Представленные карты - это общая тектоническая схема бывшей спорной территории (БСТ) и схема сейсмических профилей около острова Ян-Майен. Таким образом, пока нет никаких новых геологических данных по сравнению с 2010 г., когда был подписан российско-норвежский договор по шельфу, хотя сейсморазведка была выполнена в 2011-2012 гг.

Прошлые геологические представления и результаты сейсморазведки 2011-2012 гг. никак не отображены на сайте NPD в разделе Geological plays, где на месте бывшей спорной территории пусто.

8) Данные о сейсморазведкеMap of seismic data acquisition in 2011This is the first time the Norwegian petroleum authorities have carried out systematic data acquisition in these waters. This summer’s acquisitions were very efficient. According to the plan, the Norwegian Petroleum Directorate will also acquire seismic data off Jan Mayen and in the southeastern part of the Barents Sea in the summer of 2012. At that point, the areas will probably be mapped to a sufficient extent that the NPD can issue a resource estimate.

Карты сейсмопрофилей для Баренцева моря

9) Сравнение со Штокмановским месторождением, для которого запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, т.е. даже сугубо формально, оценки норвежцев дают 7.7% от Штокмана. Но непонятна категория, по которой оценены запасы бывшей спорной территории, есть ли там скважины.На Штокмановском месторождении бурение было.Категория С1 -запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефтеи газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С/1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.http://www.ngfr.ru/article.html?doc/001

10) Если категории одинаковы, то даже повышенные норвежские оценки в 300 млрд.м3 газа составляют около 5% от общих запасов 5925 млрд. м3, представленных на первой карте для всей бывшей спорной территории.

11) Штокмановское месторождения с гораздо большими запасами не спешат разрабатывать, тем более норвежская часть бывшей спорной территории, включающая окраинные зоны поднятий (если судить по тектонической схеме), а центральные наиболее перспективные зоны поднятия Федынского остались у России. Даже официальная норвежская map of the unconformity at the base of the Upper Jurassic (north of 69°N) and the unconformity at the base of the Cretaceous (south of 69°N) offshore Norway относится к 1992 г. и не затрагивает бывшей спорной зоны, там пустота. Хорошая приманка для инвесторов :)

12) История оффошорных месторождений всегда полна неожиданностейВ 2006-м у побережья США нашли огромное месторождение нефти Jack-2, содержащее 15 миллиардов бочек нефти (1,5 триллиона долларов в долларовом эквиваленте) и способное удовлетворить потребности США в нефти на несколько лет, увеличить запасы нефти в США в полтора раза. Находка месторождения доказала изобилие нефтяных ресурсов на планете и даже снизила цены на нефть в мире в 2006-м.Шесть лет спустя, датская компания Maerck, купила 25 процентов месторождения Jack-2 за 300 миллионов долларов. Представитель датской компании сообщил - “Maersk Oil's share of the recoverable resources in the Jack field are estimated at more than 50 million barrels of oil equivalent, A.P. Moller-Maersk said in a statement.”, то есть за 300 миллионов, датчане купили четверть месторождения, и эта четверть содержит 50 миллионов бочек нефтяного эквивалента (нефть плюс газ).Так как газопроводы к месторождению тянуть нерентабельно, то считать необходимо только нефть, и общие запасы Jack-2 составляют 100-200 миллионов бочек нефти. А куда же делись 14,8 миллиардов бочек нефти, о которых сообщали в 2006-м?

Jack-2Jack 2 proved the existence of a new play in the deepwater Gulf of Mexico. The estimated oil reserves the play could contain range between 3 billion barrels (480,000,000 m3) and 15 billion barrels (2.4×109 m3). News of the find was credited for contributing to a drop in crude oil prices. The maximum estimate of 15 billion barrels (2.4×109 m3) represents half of the total current estimate of U.S. reserves

13) Новые Известия пишут:Выяснилось, что там находятся гигантские запасы нефти и газа. В основном это газ, но и количество нефти огромно. Оно достигает 1,9 миллиарда баррелей. Если судить по сегодняшним ценам на нефть, под толщей воды скрываются ценности почти на 30 млрд. евро.

Получается цена 1 б.н.э [EUR/USD=1.3] = 1.3*30*10^9/1.9*10^9 = 20.5 доллЕсли принять коэффициент извлечения 0.2, то только тогда цена нефти получается около 100

Если все пересчитать в газ (1 000 scm of gas = 1 scm oe), то цена 1000 м3 [EUR/USD=1.3] = 1.3*30*10^9/300*10^6 = 130 долларов.Если принять коэффициент извлечения 0.333, то только тогда цена газа получается более-менее нормальной

iv-g.livejournal.com

«Газпром» будет искать новые месторождения на шельфе Баренцева моря

Photo: Фото: Алексей Павлов

На днях в рыбном порту Мурманска ошвартовалось уникальное судно сейсмической разведки «Вячеслав Тихонов». Оно возвращается из Арктики, где занималось поиском подводных месторождений на шельфе Карского моря. Конкретно сейсморазведочные работы велись в пределах Скуратовского и Нярмейского лицензионных участков Газпрома. Специалисты изучили порядка 4000 кв. км дна и обнаружили запасы голубого топлива.  Его прогнозное количество станет известно месяца через три, после завершения обработки полученных данных.

Газ нашли, природе не навредили

«Вячеслав Тихонов» – это единственное в России сейсмическое судно ледового класса, способное использовать в поиске углеводородов 3D технологии.  Поиск газа проводился уникальным оборудованием. – Принцип сейсморазведки, изъясняясь простым языком, основан на волнах. На судне представлена система источников и приемников волн. Источник – пневматические пушки, которые стреляют сжатым воздухом. Приёмник – прибор, который измеряет изменение давления от выброса пневмоисточников, что позволяет сделать выводы о наличии или отсутствии в грунте запасов, – сообщил  Антон Филимонов, представитель заказчика на борту судна.

На судне есть пушечная палуба, там находятся 6 пневматических орудий. К ним подключены прочные и длинные шланги. Пушки опускают в воду на 7 метров, по шлангам пускают  сжатый воздух и происходит выстрел. От этого выстрела возникает сейсмический удар, проникающий глубоко в структуру морского дна.

– Технологии, использующиеся при морской сейсморазведке, соответствуют международным стандартам и требованиям российского законодательства в сфере экологии. В частности, пневмоисточники оборудованы системой «мягкий старт». Принцип работы системы заключается в плавном начале работы для отпугивания морских млекопитающих из зоны ведения сейсморазведочных работ. Так же судно оснащено системой гидроакустического мониторинга для обнаружения животных. И при приближении животных работы останавливаются, – пояснил Алексей Казанин, заместитель гендиректора компании «МАГЭ».

Терминатор возвращается

«Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» была главным подрядчиком исследования. А его заказчиком выступила компания «Газпром геологоразведка». В акватории Карского моря у газового гиганта больше десятка лицензионных участков

, которые изучаются поэтапно. С учетом проведения сейсморазведки, а затем поисково-разведочного бурения, работа эта будет вестись более 10 лет. А основной базой для её обеспечения станет Мурманск.

– Я считаю, что Мурманск будет основой логистической схемы освоения Баренцева и Карского морей. Это наша основная перевалочная база. Поэтому мы уже проводим встречи с руководством области, договорились о создании рабочей группы для оперативного решения вопросов, и я собираюсь осмотреть береговые базы. Альтернативы нет, всё будет отсюда, – сообщил Владимир Крохов, главный инженер «Газпром геологоразведки».

Конечно, после жестокого фиаско Штокмановского проекта возвращение «Газпрома» имеет важнейшее значение для Мурманской области. Уже известно, что компания собирается весь следующий год заниматься сейсморазведкой на шельфе Баренцева моря.  МАГЭ уже арендовала  «Вячеслав Тихонов» для этой работы с апреля 2015 года. А пока он отправился в Норвегию для плановой замены изношенного оборудования, после чего последует в Индийский океан. Искать газ для местных олигархов.

–    Без сомнения, иметь как можно более точную информацию о возможных запасах углеводородов в Арктике, это важно. Но экономика все равно будет играть определяющую роль – это нам продемонстрировал Штокман. На мировом энергетическом рынке последние годы происходят серьезные изменения: набирают силу возобновляемые источники энергии, растут показатели энергосбережения и энергоэффективности. На этом фронте мы пока серьезно отстаем. А когда нам постоянно сообщают об Арктике, как большой-большой кладовой, создается впечатление, что добыча и продажа углеводородов – это главная задача, стоящая перед страной. Пользоваться благами от добычи полезных ископаемых должны, во-первых, население. Не лучше ли озаботиться планами строительства газопровода в Мурманскую область, если по мнению многих специалистов наш город – это основа освоения Баренцева и Карского морей. Газ для нашей области необходим был «вчера» и будет нужен в будущем: первое время он будет поступать к нам, а потом – от нас, – комментирует новые планы по освоению арктических морей Андрей Золотков, руководитель «Беллона-Мурманск».

Как раз в эти дни в Архангельске проходит II международный форум «Арктические проекты – сегодня и завтра», где были озвучены следующие цифры – «сегодня объём разведанных запасов шельфа арктических морей России составляет 12 миллиардов тонн, при этом нефтегазовый потенциал страны на шельфе оценивается в 100 миллиардов тонн нефтяного эквивалента (условного топлива), на суше – в 50 миллиардов тонн. Это в 1,5 раза больше подтвержденных ресурсов всех стран Персидского залива».

Освоение арктического шельфа потребует немалых усилий и финансовых средств – «по экспертным оценкам, развитие арктических проектов потребует консолидации порядка триллиона долларов. Может быть создано от полумиллиона до миллиона рабочих мест».

bellona.ru

Норвежский эксперт: запасы нефти в Баренцевом море могут оказаться больше ожидаемых - ТЭК

ОСЛО, 12 октября. /Корр. ТАСС Юрий Михайленко/. Запасы пока что не открытых месторождений нефти в Баренцевом море могут оказаться существенно больше, чем ранее полагали эксперты, и исчисляться многими миллиардами баррелей. Об этом Норвежской вещательной корпорации заявил глава международного отделения национальной нефтегазовой компании Кувейта Kuwait Petroleum Corporation Кристиан Крокенес.

"Если все расчеты верны и все факторы неопределенности разрешатся в нашу пользу, то речь идет о миллиардах баррелей нефти. Для сравнения, на крупнейшем норвежском месторождении "Статфьорд" с конца 1970-х годов было добыто 5 млрд баррелей", - сказал он.

Приграничные углеводороды

Согласно усредненным оценкам Норвежского нефтяного директората, неразведанные запасы нефти и газового конденсата в норвежской части моря составляют порядка 3,6 млрд баррелей, газа - около 825 млрд кубометров. Суммарно это чуть меньше половины от общего объема неразведанных запасов углеводородов на шельфе Норвегии. Эти данные учитывают запасы южной части отошедшей Норвегии половины "серой зоны" Баренцева моря, где пока только проводятся сейсмические исследования. Крупные месторождения нефти, по словам Крокенеса, могут быть обнаружены и там. На это указывают результаты проводившейся в последние несколько лет объемной сейсморазведки.

"Новая технология позволяет получить куда более подробную картину. Мы видим много крупных участков на сравнительно небольшой глубине с нефте- и газоносными пластами. В том числе и у норвежско-российской делимитационной линии на юго-востоке (норвежской части) Баренцева моря, - рассказал эксперт. - Раньше считалось, что там сосредоточены преимущественно запасы газа, однако новые данные свидетельствуют о возможности наличия нефти. Это серьезно повысит коммерческую привлекательность месторождения, которое может быть открыто в этом районе".

В 2010 году Россия и Норвегия официально подписали договор о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море и Северном ледовитом океане. Так называемая "серая зона" Баренцева моря площадью в 175 тыс. кв. км была разделена странами на две равные по площади части, что положило конец 40-летнему территориальному спору, не позволявшему вести в данном районе нефтеразведку. Согласно положениям договора, нефтегазовые запасы бывшей "серой зоны", лежащие на линии границы, должны будут разрабатываться совместно.

Statoil не дремлет

По возможностям обнаружения новых крупных месторождений Баренцево море является наиболее перспективным на шельфе Норвегии. Государственный нефтегазовый концерн Statoil в следующем году пробурит в Баренцевом море пяти-семи разведочных скважин и намерен уделять повышенное внимание бывшей "серой зоне".

Участки, расположенные внутри нее, впервые были поделены между нефтегазовыми компаниями в этом году по итогам 23-го раунда распределения лицензий на право разработки норвежского шельфа. В нем участвовали дочерние структуры российских "Роснефти" и ЛУКОЙЛа и подконтрольная российскому бизнесмену Михаилу Фридману DEA Norge AS.

DEA и LUKOIL Overseas North Shelf AS получили доли в двух и одной лицензии, соответственно, причем "дочка" ЛУКОЙЛа стала партнером Statoil и норвежской Det Norske ("Дет ношке") на участке, прилегающем к линии российско- норвежской границы. Statoil получила доли в пяти баренцевоморских лицензиях.

Заманчивая Арктика?

Пока что в норвежской части Баренцева моря действует лишь одно месторождение нефти - "Голиаф", где добыча началась этой весной. Его оператором выступает итальянская ENI ("ЭНИ"), которая рискует не окупить колоссальные инвестиции в проект (порядка 6 млрд долларов) из-за постоянных инцидентов и падения нефтяных цен. Запасы "Голиафа" оцениваются в 180 млн баррелей нефти.

Единственное действующее газовое месторождение - "Снёвит" ("Белоснежка"). На разных стадиях реализации находятся еще несколько проектов. Всего с 2000 года в норвежской части моря было пробурено более 70 скважин, запасы обнаруженных за этот период месторождений составляют порядка 180 млн баррелей нефтяного эквивалента, однако основная часть приходится на газ.

Проблемы для компаний создает высокая стоимость реализации проектов в Арктике, большие расстояния и сравнительно малоразвитая инфраструктура. Ситуация существенно осложнилась после обвала цен на углеводороды. Однако еще до падения цен многочисленные сложности и высокие издержки вынудили "Газпром" и его партнеров, которыми выступали Statoil и французская Total, отказаться от первоначальных планов по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения в российской части Баренцева моря.

Хотя, по словам Крокенеса, открытие крупного месторождения существенно повышает шансы на его успешную разработку. Пример гигантского по своим запасам Штокмана (3,9 трлн кубометров газа) говорит о том, что даже в этом случае судьба проекта может оказаться сложной. При этом крупное нефтяное месторождение для игроков отрасли будет более привлекательным, чем газовое.

Экологические тиски

Еще одна проблема, на которую сегодня обратил внимание глава Министерства нефти и энергетики Торд Лиен, заключается в том, что перспективы освоения углеводородных богатств Арктики в целом, и Баренцева моря в частности, омрачается необходимостью борьбы с глобальным потеплением.

"Парижское соглашение по климату диктует необходимость принимать дорогостоящие и строгие меры по сокращению выбросов парниковых газов. Это означает, что доходность как компаний-потребителей, так и производителей энергии (и энергоносителей) будет падать", - заявил он Норвежскому телеграфному бюро.

Министр подчеркнул, что добыча на многих старых месторождениях на норвежском шельфе может быть остановлена раньше, чем планировалась, так как они перестанут окупаться после введения новых "зеленых" налогов.

Против новых проектов, в особенности в Арктике, активно возражают многочисленные природоохранные организации. В опубликованном на этой неделе докладе одной из них - Oil change international - говорится о том, что не допустить увеличения средней температуры Земли более чем на 2 градуса к концу века можно будет, только полностью остановив введение в строй новых месторождений нефти и газа, а также угольных шахт.

tass.ru

Баренцево море | Последние новости энергетики России. Информационный портал энергетика

По сообщению норвежской компании «Equinor», ею обнаружены новые запасы нефти на участке месторождения «Johan Castberg». В сегодняшнем пресс-релизе говорится: ««Equinor» и партнеры «Eni» и «Petoro» завершили бурение разведочной скважины «Skruis» на лицензионном месторождении Johan Castberg. Скважина подтвердила объем ресурсов в 12-25 млн извлекаемых баррелей нефти». В релизе процитирован старший вице-президент «Equinor» по разведке в Норвегии […]

Вчера появилось сообщение норвежского нефтегазового концерна «Statoil» об открытии нового газового месторождения «Gemini-Nord» в Баренцевом море, которое открыла скважина «Gemini North» на лицензионном участке PL855 с помощью полупогружной буровой установки «Songa Enabler». Извлекаемые запасы месторождения, расположенного в 30 км к северо-востоку от перспективного нефтяного месторождения «Wisting», открытого в северной части норвежского сектора Баренцева моря в […]

По сообщению управления информационной политики НК «Роснефть», компанией начат фоновый экологический мониторинг лицензионного участка Гусиноземельский, находящегося в акватории Баренцева моря. Программу работ по фоновой экологической оценке состояния морской экосистемы составляет проведение океанографических, метеорологических, гидрохимических, гидробиологических и ихтиологических исследований, отбор проб донных отложений, морской воды и атмосферного воздуха, наблюдения за морскими млекопитающими и птицами. Данные фонового […]

По сообщению крупнейшей норвежской нефтегазовой компании «Statoil», ею открыто новое газовое месторождение в Баренцевом море с возможным объемом добычи порядка 2-3 млрд м³ газа. Новое месторождение расположено в районе скважины «Blaamann», между разрабатываемыми проектами «Snohvit» и «Goliat». При бурении компанией планировалось обнаружить запасы нефти, но в итоге обнаружили газовое месторождение, которое может увеличить ресурсы проекта […]

Йез Аверти, вице-президент Statoil (Норвегия) по добыче компании на норвежском шельфе и в Великобритании, объявил представителям средств массовой информации в среду, седьмого сентября 2016-го года, что концерн планирует активнее осваивать углеводородные месторождения Арктики. Так, Statoil приобретет ценные бумаги в британской компании Tullow Oil, которая четыре недели тому заявила о прекращении добычи нефти на шельфе Норвегии […]

Специализирующаяся на добыче нефти и газа компания Eni (Италия) приступила к освоению черного золота на углеводородном блоке Goliat, который расположен в Баренцевом море на шельфе Королевства Норвегия, сообщили новостные издания в понедельник, четырнадцатого марта 2016-го года. Итальянская Eni является оператором месторождения — ей принадлежит шестьдесят пять процентов ценных бумаг проекта, а норвежский концерн Statoil владеет […]

novostienergetiki.ru