Архив меток: шельф

aftershock.news: добыча нефти на бразильском шельфе

Нет нефтяного рая на бразильском шельфе
https://aftershock.news/?q=node/574105

Реклама

eia.gov: Gulf of Mexico Federal Offshore Production

https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_gom_s1_a.htm

Добыча нефти на морском шельфе, с глубин в несколько сотен метров под водой, теперь переживает свою революцию, подобную сланцевой. Её себестоимость стала заметно дешевле, поскольку производители смогли рационализировать операционные издержки, согласно отчёту Wood Mackenzie Ltd. По её данным, рыночная цена чёрного золота уже в размере 50 долл. за баррель может оказаться вполне приемлемой для многих проектов нефтедобычи на шельфе в следующем году. Это заметный прогресс по сравнению со средней точкой безубыточности при цене барреля около 62 долл. в I квартале и 75 долл. в 2014 году.

Излишне говорить, что все технологии шельфовой и глубоководной нефтедобычи запрещены к экспорту в Россию согласно условиям американских и европейских санкций. То есть, российские нефтекомпании реализовывать подобные проекты вряд ли смогут. А вот Америка уже использует их на полную катушку. Американский экспорт нефти показывает рост.

http://a-nalgin.livejournal.com/1363212.html

IMF: World Economic Outlook April 2017. Нетрадиционная нефть

Читать далее

Подводные полезные ископаемые

29.08.2016 Ученые нашли огромные запасы кобальта и редкоземельных металлов у японского острова

Группа японских ученых из Токийского университета обнаружила огромные запасы кобальта и некоторых редкоземельных металлов на дне Тихого океана в районе японского острова Минамиторисима, расположенного в 2 тыс. км к юго-востоку от Токио.
Об этом сообщил телеканал NHK.

Сами металлы обнаружены в составе шарообразных минеральных образований — железомарганцевых конкреций. На кадрах, снятых учеными во время погружения на глубину 5,5 тыс. метров, видно, что обширная часть океанического дна буквально усыпана коричнево-черными конкрециями диаметром от 5 до 10 см.

В результате анализа выяснилось, что в составе этих образований содержится марганец, кобальт и некоторые редкоземельные металлы. Аналогичные залежи на площади 44 тыс. кв. км уже ранее были обнаружены у побережья острова Кюсю, однако находка в районе Минамиторисимы значительно более существенная, говорят ученые.

«Объемы этих придонных залежей кобальта сопоставимы с объемом его потребления в Японии на протяжении 1600 лет. То, что он был обнаружен в исключительной экономической зоне Японии, имеет большое значение. Я бы хотел, чтобы в будущем в Японии стала бы возможной собственная добыча природных ресурсов», — рассказал о находке профессор Токийского университета Ясухиро Като.
http://tass.ru/nauka/3573362

27.10.2013 Япония будет добывать полезные ископаемые в океане http://www.japantoday.ru/chto-pochitat/yaponiya-budet-dobyvat-poleznye-iskopaemye-v-okeane.html

летом 2013 года Япония получила права добывать столь необходимые ей полезные ископаемые в Тихом океане. Этим правом страна будет пользоваться на протяжении еще 15 лет. Добычу полезных ископаемых Страна восходящего солнца будет осуществлять на территории в 3 тысячи квадратных километров возле острова Минамиторисима на северо-западе Тихого океана.

На этой территории находятся редкоземельные металлы в больших количествах. Ими страна сможет обеспечить себя на несколько веков вперед, а объем самих запасов в 100 раз больше, чем объем всех редкоземельных металлов, которые были разведаны ранее.

29.03.2013 Японские геологи обнаружили на океанском дне редкоземельные элементы http://animeweekend.ru/nauka/5789

При выполнении японскими геодезистами разметки участка морского дна были обнаружены редкоземельные элементы.

Месторождение было обнаружено на дне Тихого океана неподалеку от острова Минамиторисима, при этом залежи редкоземельных элементов расположены в исключительной экономической зоне Японии, а их глубина залегания составляет всего 1-10 метров ниже уровня дна океана. Согласно подсчетам японским ученых, запасы этих полезных ископаемых более чем в сто раз превышают объемы всех ранее найденных редкоземельных элементов на планете. Кроме того, эксперты уже выяснили, что их добыча с глубины не будет сложной и дорогостоящей.

Данная находка еще ценна для Японии тем, что абсолютным монополистом в добыче редкоземельных элементов (94%) является Китай. Главным же потребителем данного сырья является японская автомобильная и электронная промышленность, на их долю приходится около половины добычи во всем мире.

Комментарии https://aftershock.news/?q=node/430229

i/ Эти конкреции — тема типа сланца. Про конкреции лечат уже десятки лет.
Запудривают мозг проведением негодных аналогий с традиционными месторождениями. А тут добыча выглядит не как разработка точки, а как сбор на многокилометровой глубине на огромных площадях поверхности дна шариков, в которых какие-то микроскопические доли всякоразных ништяков (включая золото, кстати). Да я просто охреневаю от себестоимости такой добычи.

ii/ : метангидраты уже добывали из пучины морской , теперь кобальт выкапывают в неимоверных количествах . Только бы не перестарались : место у них неспокойное — провалятся , нахрен , под землю.

Карта минеральных ресурсов и донных осадков мирового океана (1985) http://www.mining-enc.ru/m/mineralnye-resursy/

ВНИИОкеангеология. Отдел геологии и минеральных ресурсов океана

http://vniio.ru/podrazdelenie_3


http://vniio.ru/izuchenie_geologii_i_tverdyh_polezn


http://vniio.ru/izuchenie_geologii_i_tverdyh_polezn
ЖМК — железо-марганцевые конкреции, КМК — кобальт-марганцевые корки, ГПС — глубоководные полиметаллические сульфиды

1 – граница мегапояса океанского железомарганцевого конкрециеобразования; 2 – граница поясов океанского железомарганцевого конкрециеобразования;
3 – номера и названия поясов: I – Северный Приэкваториальный, II – Экваториальный, III – Южный Приэкваториальный, IV – Субантарктический; 4, 5 – поля распространения ЖМК и КМК (цифры в кружках): 1 – Кларион-Клиппертон, 2 – Центрально-Тихоокеанское, 3 – Перуанское, 4 – Калифорнийское, 5 – Пенрин, 6 – Южно-Тихоокеанское, 7 – Менарда, 8 – Уэйк, 9 – Мидпасифик, 10 – Гавайское, 11 – Магеллановых гор, 12 – Лайн, 13 – Центрально-Индоокеанское, 14 – Западно-Австралийское, 15 – Диамантина, 16 – Мадагаскарское, 17 – Экватор, 18 – Северо-Американское; 6 – скопления океанических сульфидных руд: 1 – ТАГ, МИР, Снейк Пит, Брокен Спур, Лаки Страйк, Менез Гвен; 2 –Логачев; 3 – Красное море (впадины Атлантик II, Вальдивия, Суакин); 4 – Трог Окинава, Идзу-Бонино; 5 – Манус, Вурдлак; 6 – Трог Лау; 7 – Хуан-де-Фука, хр.Эксплорер, хр.Эндевор; 8 – Калифорнийский залив (Гуаймас), 21о с.ш. ВТП, 9 – 12о с.ш.ВТП, 10 – Галапагос; 11 – 21-22о ю.ш. ВТП; 12 – Командорские о-ва (вулкан Пийпа); 7 – фосфориты (фосфоритовые провинции и области): 1 – Калифорнийская,
2 – Перуано-Чилийская, 3 – Япономорская, 4 – Чатем, 5 – Средне-Тихоокеанская, 6 – Капская, 7 – Марокканская, 8 – Атлантическая; 8 – осевая зона и центральный
рифт срединно-океанического хребта: И-Т – Индо-Тихоокеанское звено, И-А – Индо-Атлантическое звено, И-К – Индо-Красноморское звено мировой системы
срединно-океанических хребтов
http://www.vipstd.ru/gim/content/view/70/146/


Мировой океан, литература http://www.geokniga.org/labels/5949

— — — —
История с подводными месторождениями металлов почти столь же стара, сколь и история с метангидратами 🙂
Подводные поля делят, но с тем же успехом, что и Луну

Видео: Как это сделано, как это работает, как это устроено

Добыча нефти, дело нелёгкое. А уж если добывать в море, то всю нелёгкость можно смело умножать на четыре, а то и на пять.Монтаж платформы, установка этой платформы на якоря, прокладка подводных трубопроводов. Это тяжёлый труд сотен людей в не самых комфортных условиях. И это большие деньги. Такими работами обычно сами нефтедобывающие компании не занимаются, приглашают и нанимают со стороны, специально обученных. У которых есть опыт, знания и инструмент.

Но нефть на поляне когда нибудь, да заканчивается. И снова проблемы — демонтаж платформы, демонтаж трубопроводов, снова труд и снова деньги.
Закономерно в полный рост встаёт вопрос — а, может, ну его на хер? Демонтаж этот. Дешевле бросить, объявив платформу законсервированной, и всех делов.
Но списывают платформу не только по причине истощения скважин. Форс-мажорные обстоятельства тоже вносят свои коррективы. Штормы и ураганы. Пожары. Затопления.
И платформу приходится оставлять. Восстанавливать — дорого и долго. Проще рядом поставить новую.

Но брошенные и законсервированные платформы и прочая подводная инфраструктура это не только угроза судоходству. Авария на такой платформе, произошедшая под действием сторонних причин, например, урагана, это ещё и угроза экологического бедствия.

Вот в 2010 году администрация президента США и озаботилось этой самой проблемой и бардаком в Мексиканском заливе. Существенно ужесточили требования к утилизации старых платформ и нефтепроводов, неиспользуемых в Мексиканском заливе. .В соответствии с правилами 2010 года, инженерные конструкции, выведенные из эксплуатации, должны быть в течение пяти лет утилизированы.

Такое решение пошло на руку компании VersaBar с офисами в Хьюстоне и Новом Орлеане, которая является единственной фирмой в США, активно занимающейся выводом из эксплуатации и утилизацией платформ нефтепромышленного комплекса. Бесспорно, на сегодняшний день данная фирма является лидером в этой деятельности.

А в этом компании помогает сверхгрузоподъемное судно VersaBar 10000 (VB10000), базирующее в Хьюстоне, предназначенное для съемки и утилизации подводных строений, удаления опор и вывоза подводного мусора.

VB10000 снимает старую платформу.

Технические данные подъемного устройства:
Высота — 37 м;
Ширина — 34 м;
Вес — 1000 тонн;
Подъемно-опускаемое устройство — лебедочно-гидравлическая система массой 400-тонн.

Технические данные судна:
Тип — катамаран;
Длина — 88,5 м;
Ширина — 96 м;
Водоизмещение — 10116 тонн;
http://freeinformationforu.blogspot.ru/2011/08/removal-of-green-canyon-6a-platform.html

История проекта, официальный сайт, с картинками — http://www.vbar.com/Project_History-vb10000/index.php?ProjectType=Bottom+Feeder

http://korabley.net/news/interesnoe_sudno_kogot/2014-08-06-1680

http://gruppman.livejournal.com/157799.html

Abandoned Oil Rig https://www.youtube.com/watch?v=ZSEFGKQNTng
21 August 2016 Attempt to be made to refloat grounded rig Transocean Winner http://www.bbc.com/news/uk-scotland-highlands-islands-37148614

Как делают ветряки

Читать далее

Добыча нефти в Китае и США

26 августа 2016 Китайский фактор в нефтяных ценах http://smart-lab.ru/blog/346384.php

Читать далее

Видео, юмор: Как Путин вернул месторождение Сахалин 2

Wood Mackenzie: обновленные данные по краху инвестиций в мировую нефтедобычу

“Обвал цен на нефть вынудил энергетические компании по всему миру отложить $1 трлн. в проекты направленные как на добычу нефти, так и в ее поиск до конца десятилетия. При всем при этом, ожидаемо 7 млрд. баррелей нефти остаются в земле.
Практически в каждой нефтедобывающей стране, при текущих ценах на нефть, наблюдается определенная форма снижения кап.вложений”, — заявляет Malcolm Dickson, главный аналитик компании Wood Mackenzie.

Кстати, cамое глубокое снижение замечено в США (Lower 48, исключение штат Аляска), где ожидается двухкратное прогнозное сокращение кап.вложений на сумму в $125 млрд. в течение 2016-17 годов.

Аналитики говорят, что северо-американские компании уже сократили свои расходы гораздо сильнее, чем они это сделали в далеких 1980-х, когда была разрушена экономика Техаса. Заметные сокращения в сланцевой отрасли ожидаются в районах штатов Северная Дакота, Южный Техас и в неких других отдаленных регионах страны.

Расходы в дорогие проекты, связанные напрямую с глубоководной и сверх-глубоководной добычей (бурение на глубины свыше 7000 футов), согласно прогнозам, сократятся на 40% в течение ближайших двух лет.

Большинство аналитиков придерживаются мнения, что текущие цены подтолкнули компании отложить $740 млрд. в проекты связанные с добычей на участках нефтеносных песков в Канаде и на морских участках ведения бурения и добычи в Мексиканском заливе.

Нефтяные компании сократят еще $300 млрд., которые пошли бы в уплату работ по геологоразведке до 2020 года.

Источник:

$1 trillion on upstream projects cut through 2020, WoodMac says

https://aftershock.news/?q=node/410500

U.S. SHALE PLAYS


https://img-fotki.yandex.ru/get/40987/81634935.11e/0_c3438_a3fa7766_orig.png»>

$1 trillion on upstream projects cut through 2020, WoodMac says

Арктика и шельфовые проекты: перспективы, инновации и развитие регионов России




http://nilsky-nikolay.livejournal.com/1143493.html

eia.gov: United Kingdom increases oil production in 2015, but new field development declines

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=25552

zerohedge.com: О добыче нефти в мире и США

http://www.zerohedge.com/news/2015-12-28/crude-oil-export-ban-what-me-worry-about-peak-oil

Премьера RTD: Нефтяное удушье

Оригинал взят в Премьера RTD: Нефтяное удушье<
В апреле 2010 года буровая платформа Deepwater Horizon компании ВР затонула недалеко от побережья американского штата Луизиана. В течение 86 дней на полуторакилометровой глубине бил мощный нефтяной фонтан. Авария причинила непоправимый ущерб экосистеме региона. Однако едва ли не больший вред нанесли меры по устранению её последствий. Каким стал Мексиканский залив после столь масштабной экологической катастрофы?
Смотреть фильм

Мир в фокусе

eia.gov: Шельфовое бурение в мире, 2000-2015


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=23032

ExxonMobil: The Outlook for Energy: A View to 2040. 2. Нефть и конденсат

Ангола

Ангола стала первой страной в мире, полностью запретившей мусульманскую религию и выпустившей в свет закон, постановляющий закрыть все мечети в стране. Об этом заявил позавчера, 31 августа, президент Анголы Жозе Эдуарду душ Сантуш.

Глава правительства Анголы сказал: «Это окончательное завершение исламского влияния в нашей стране». Министр культуры Анголы Роза Крус э Сильва ко словам президента добавил: «Процесс легализации ислама не был одобрен Министерством юстиции страны, и мечети будут закрыты до дальнейшего уведомления».

Гонения на мусульман в этой стране начались еще два года назад, когда были выпущены первые законы, ограничивающие количество мечетей и их деятельность, и вот теперь указом правительства эта религия окончательно объявлена вне закона. Министр культуры Анголы, комментируя новое законодательство, заявил, что данный запрет необходим, так как ислам является «сектой, противоречащей обычаям культуры Анголы».

Население Анголы составляет около 16 миллионов человек, основная часть которых являются христианами. И лишь 80–90 тысяч жителей этого африканского государства являются мусульманами, причем в основном это иммигранты из Западной Африки и семьи ливанского происхождения.
http://9tv.co.il/news/2015/09/02/212218.html


http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=AGO

— — — —
29 Август 2015 Проблемы нефтеэкспортеров http://iv-g.livejournal.com/1222274.html
i/ Модель пропорционального снижения не работает, все надеются пересидеть период низких цен
ii/ Вероятна модель почти полного отключения целой страны наподобие Ливии.

Насколько возможно отключение добычи в стране, если вся добыча на шельфе?

Eni: открыто крупнейшее месторождение газа в Средиземном море

30.08.2015 Eni discovers a supergiant gas field in the Egyptian offshore, the largest ever found in the Mediterranean Sea http://www.eni.com/en_IT/media/press-releases/2015/08/Eni_discovers_supergiant_gas_field_in_Egyptian_offshore_the_largest_ever_found_in_Mediterranean_Sea.shtml

30.08.2015

http://www.businessinsider.com/largest-ever-natural-gas-field-found-2015-8
http://so-l.ru/news/show/neprognoziruemiy_faktor

Месторождение найдено в пределах блока Шорук (Shorouk), расположенного в 190 км от берега. Правом на разработку блока владеет EOC Production B.V., 100%-ное дочернее предприятие Eni.
Скважина Zohr 1X NFW, открывшая месторождение, пробурена на глубину 13553 футов (4131 м).

http://neftianka.ru/eni-nashla-krupnoe-mestorozhdenie-gaza-v-egipte/

30.08.2015
Ведущая нефтегазовая компания Италии Eni заявила об обнаружении самого крупного газового месторождения в Средиземном море, говорится в сообщении, размещенном на сайте компании.
Согласно заявлению компании, их находка является «супергигантским открытием» в сфере природного газа. Месторождение было обнаружено в море близ побережья Египта.
По данным компании, потенциал нового месторождения Zohr площадью около 100 квадратных километров может составить до 850 миллиардов кубометров газа.

«Zohr является крупнейшим месторождением газа, когда-либо открытым в Египте и в Средиземном море», — подчеркивает Eni.

В заявлении компании также отмечается, что ее гендиректор Клаудио Дескальци уже отправился в Каир, чтобы проинформировать об открытии президента Египта. Также глава Eni обсудит открытие с премьер-министром страны и с министром нефти и минеральных ресурсов.
«Супергигантское открытие после того, как будет полностью разработано, сможет удовлетворять спрос Египта на природный газ в течение нескольких десятилетий», — заключает Eni.
http://ria.ru/economy/20150830/1217217337.html

Крупнейшая итальянская нефтегазодобывающая компания ENI сообщила об обнаружении «гигантского» месторождения газа в Средиземном море у берегов Египта. Месторождение Зор находится на глубине 1450 м и занимает площадь 100 кв. км. По оценкам компании, запасы месторождения могут достигать 850 млрд кубометров газа, что эквивалентно 5,5 млрд баррелей нефти. Это делает его одним из крупнейших в мире и крупнейшим в Средиземном море. До сих пор самым крупным в этом море считалось открытое в 2004 году газовое месторождение Левиафан, запасы которого оцениваются в 450 млрд кубометров.

Итальянская компания получила право на разработку месторождения Зор в январе 2014 года по итогам тендера. Как сообщил сегодня на пресс-конференции генеральный директор ENI Клаудио Дескальци, это месторождение способно обеспечить потребности Египта в газе на многие десятилетия.
http://www.kommersant.ru/Doc/2799908

22.04.2013 Eni was awarded a deepwater exploration block (Block 9) in the Eastern Mediterranean of Egypt within the EGAS 2012 International bid round in Cairo (Egypt).

Through its fully owned affiliate, IEOC, Eni will act as Operator of Block 9 with 100% equity. Block 9, also named Shorouk Offshore, which covers an area of ​​3,765 square kilometers, is located in water depths ranging from 1,400 to 1,800 meters.
http://subseaworldnews.com/2013/04/22/eni-awarded-deepwater-exploration-block-in-egypt/

— — — —

31.01.2015 Анатолий Тюрин. Газ Восточного Средиземноморья: драма Кипра и успех Израиля
http://www.odnako.org/blogs/gaz-vostochnogo-sredizemnomorya-drama-kipra-i-uspeh-izrailya
http://kramtp.info/news/42/full/id=40814

— — — —
24 Февраль 2015 Кипрские газовые новости: Cyprus Gas News http://iv-g.livejournal.com/1160809.html
12 Сентябрь 2013 eia.gov: Overview of oil and natural gas in the Eastern Mediterranean region http://iv-g.livejournal.com/938620.html
06 Апрель 2013 postskriptum.me: Турция и израильский газ http://iv-g.livejournal.com/863550.html
26 Январь 2013 Нефтегазовые новости: оборотная сторона http://iv-g.livejournal.com/824145.html
17 Декабрь 2012 Греция располагает значительными месторождениями газа — Deutsche Bank http://iv-g.livejournal.com/801160.html
28 Сентябрь 2011 Восточное Средиземноморье: Турция-Кипр http://iv-g.livejournal.com/548719.html
22 Сентябрь 2011 Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of Libya and Tunisia, 2010 http://iv-g.livejournal.com/545831.html
11 Июнь 2010 Поиски нефти в Израиле, ссылки http://iv-g.livejournal.com/187009.html
07 Июнь 2010 Средиземное море, глубины http://iv-g.livejournal.com/184147.html
07 Июнь 2010 Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.html
07 Июнь 2010 Карта концессий дельты Нила http://iv-g.livejournal.com/183299.html
07 Июнь 2010 Восточное Средиземноморье, шельф, газ http://iv-g.livejournal.com/182608.html
26 Май 2010 Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/170928.html

— — —
09.08.2013 Инфографика: Как добывают нефть и газ
http://ria.ru/infografika/20130809/932069506.html

— — — — — —

iv_g: О новом месторождение Zohr можно сказать то же самое, что и о месторождении «Победа»: нет ясности.
Сообщение содержит минимальную информацию только о глубинах и геологии без какого-либо упоминания параметров полученного дебита

Ситуация у Eni очень печальная, почти такая же, если даже не хуже чем у Газпрома


http://www.gazprom.ru/investors/stock/stocks/

ngv.ru: Импортное оборудование в нефтесервисе


ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ. Апофеоз ручного управления. — №7’15
http://www.ngv.ru/pdf_files/16607.pdf

offshore.no: The Norwegian Continental Shelf

http://www.offshore.no/magasin/
http://issuu.com/offshoremediagroup

The Norwegian 2014 Continental Shelf

The Norwegian 2013 Continental Shelf

https://yadi.sk/i/ot1cNrnLh7Gxt

vedomosti.ru: Прирост запасов нефти и газа на шельфе в 2014 году оказался меньше плана

15.03.2015
В 2014 г. прирост запасов на шельфе по категории C1 составил 182 млн т условного топлива (предварительные данные) при плане 392 млн т, а в 2013 г. этот показатель был 557 млн т. Это следует из отчета о ходе реализации и оценке эффективности госпрограммы «Воспроизводство и использование природных ресурсов», опубликованного на сайте Минприроды. Запасы нефти и конденсата на шельфе выросли на 35 млн т вместо ожидавшихся 42 млн т (в 2013 г. было 41 млн т), газа – 147 млрд куб. м при плане 350 млрд куб. м (в 2013 г. – 516 млрд куб. м).

Право работать на российском шельфе имеют госкомпании «Роснефть» и «Газпром» (исключение – «Лукойл», работающий в Каспийском море). В 2014 г. «Роснефть» вместе с ExxonMobil открыла месторождение Победа в Карском море. В конце 2014 г. госкомиссия утвердила запасы Победы по категориям С1 + С2 в 130 млн т нефти и 499,2 млрд куб. м газа. Представитель Минприроды объясняет, что эти запасы не были включены в данные 2014 г., так как поступили поздно. В 2014 г. кроме Победы «Роснефть» открыла на шельфе еще одно месторождение, следует из ее презентации по итогам года. Но данных о нем нет. Представитель «Газпрома» говорит, что в 2014 г. группа прирастила запасы на российском шельфе на 163 млрд куб. м.

По данным Минприроды, в целом в России прирост запасов нефти и конденсата вместо 740 млн т составил 750 млн т (на 46% больше добычи в 2014 г.). А прирост запасов газа оказался меньше ожидавшихся 1,39 трлн куб. м – 1,25 трлн куб. м, но зато на 95% больше добычи в 2014 г. Геологоразведка всегда предполагает риск, напоминает Минприроды. Плюс, объясняет оно, отклонения от плана: резко подешевело сырье, кредиты стали дороги, ускорилась инфляция, негатива добавили внешнеполитические факторы и др. Нынешняя ситуация может привести к тому, что прирост запасов в ближайшие годы будет меньше добычи, говорит аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров, но это не самая большая проблема. Сейчас, продолжает Нестеров, добыча газа в России обеспечена запасами на 75 лет, нефти – примерно на 30 лет.
Освоение шельфа не первоочередная задача, говорит аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Добыча в Арктике – это вовсе перспектива 2025–2030 гг. К 2030 г. добыча углеводородов на шельфе, по прогнозу Минэкономразвития, составит 18,4 млн т, или 3,5% от общей, или 18,4 млн т. Прогноз президента «Роснефти» Игоря Сечина, когда он еще работал вице-премьером, – к 2030 г. на шельфе будет добываться 30–40% всех углеводородов.
http://www.vedomosti.ru/newspaper/articles/2015/03/15/shelf-ostalsya-nedorazvedannim

Разведка шельфа России

17.03.2015
ЛУКОЙЛ завершил сделку по вхождению в проект о разработке участка «Этинде» в акватории Камеруна в Гвинейском заливе. Об этом говорится в сообщении, опубликованном на сайте компании.

Проект «Этинде» реализуется на основе соглашения о разделе продукции (СРП), подписанного в 2008 году. Участники проекта — ЛУКОЙЛ (30%), New Age (African Global Energy) Ltd. (30%, оператор) и Bowleven Plc. (20%), а также камерунская госкомпания Societe Nationale des Hydrocarbures (20%).
Лицензия на разработку участка выдана 29 июля 2014 года сроком на 20 лет.

В 2012 году, укрепляя свое присутствие в Африке, ЛУКОЙЛ приобрел 25% в проекте геологоразведки, разработки и добычи на морском блоке SL-4B-10 в акватории Республики Сьерра-Леоне в Гвинейском заливе.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/5507e0689a794736084bd0d5

26.03.2015
Арктически решенный вопрос. Администрация президента помогает ЛУКОЙЛу выйти на шельф

по мнению господина Белоусова, темпы и объемы проведения геологоразведки госкомпаниями «нельзя признать удовлетворительными, что создает значительные риски для решения задачи поддержания добычи нефти и газа в долгосрочной перспективе». Кроме того, по данным Минприроды, обязательства «Роснефти» и «Газпрома» «не обеспечивают достаточного уровня изученности участков», который не превышает 0,25 пог. км на 1 кв. км при стандартных для мировой практики 0,35-0,5 пог. км.
Подробнее: http://www.kommersant.ru/doc/2694390

О том, что решить проблему можно за счет частных инвесторов, в последние семь лет говорили многие, теперь это признали и в администрации президента. Но, уточняет Андрей Белоусов, России необходимо сохранить контроль над такими инвестициями, для чего следует ввести «предварительную жесткую квалификацию». Также, по его мнению, нужно закрепить преимущественное право на разработку участка шельфа за компанией, которая вела геологоразведку. Примерно такой же позиции придерживалось Минприроды в 2012 году, однако тогда «Роснефть» и «Газпром» смогли отстоять свои эксклюзивные права.

«Роснефть», впрочем, и на этот раз не готова сдаться без боя. Вчера в компании «Ъ» заявили, что «за три года объем сейсморазведочных работ на участках более чем вдвое превышает выполненный на них же за предыдущее десятилетие». «Только в 2014 году компания выполнила геологоразведочные работы на 24 лицензионных участках в объеме, значительно превышающем обязательства»,— подчеркивают в «Роснефти». Но перспективы этих проектов неясны. Источники «Ъ», близкие к компании, признавали, что начать добычу без иностранных партнеров, потерянных в результате западных санкций, вряд ли получится.

Инициатива Андрея Белоусова по отмене монополии госкомпаний на шельф и критика их работы выглядят опасными для «Роснефти» еще и потому, что чиновник считается наиболее вероятным претендентом на пост председателя совета директоров нефтекомпании (решение об этом будет принято в июне). «Его поведение в интересах конкурентов «Роснефти» вызывает вопросы»,— говорит один из собеседников «Ъ». Он добавляет, что Андрей Белоусов выступает и против возврата около $500 млн налога на прибыль, переплаченного участниками «Сахалина-1» (у «Роснефти» 20%), чего добивается партнер госкомпании — американская ExxonMobil (см. «Ъ» от 18 и 20 марта).Еще одним серьезным лоббистом либерализации шельфа источники «Ъ» называют Александра Хлопонина, которого «не устраивает политика «Роснефти»». Впрочем, собеседники «Ъ» сходятся во мнении, что пока говорить об окончательной победе идеи рано. «»Роснефть» свою позицию Владимиру Путину изложила. Президент выслушал стороны и сказал, что разберется сам»,— отмечает собеседник «Ъ».

ЛУКОЙЛ давно работает на шельфе, в частности в Каспийском море, хотя освоение Арктики потребует больших ресурсов, отмечает Валерий Нестеров из Sberbank Investment Research. По его мнению, госкомпании снижают темпы работы из-за санкций и низких цен на нефть, но спрос на арктическую нефть через несколько лет будет, и отрасли важно подготовиться к этому. Очевидно, добавляет эксперт, что для государства тот же ЛУКОЙЛ — более комфортный инвестор, чем крупные иностранные компании, поэтому «вполне логично дать ему возможность хотя бы в перспективе выйти в Арктику».
http://www.kommersant.ru/doc/2694390

26.03.2015
В Кремле поддержали идею о допуске ЛУКОЙЛа к арктическому шельфу

Белоусов в начале марта доложил президенту Владимиру Путину о проработке предложения ЛУКОЙЛа о доступе к арктическому шельфу негосударственных компаний. Помощник президента отметил, что «принципиально поддерживает» это предложение. Он попросил поручить правительству проработать эту идею и представить предложение до 1 мая, сообщает «Коммерсантъ» со ссылкой на осведомленные источники.

В докладе Белоусов указал, что предоставление доступа к шельфу негосударственным компаниям «в рабочем порядке» уже согласовано с вице-премьером Александром Хлопониным, главой Минприроды Сергеем Донским и министром энергетики Александром Новаком. Путин, по данным издания, согласился с Белоусовым. Пресс-секретарь президента Дмитрий Песков заявил, что решение о доступе частных компаний к шельфу пока не принято, и отказался «раскрывать ход дискуссии».

Газета отмечает, что владелец ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов встречался с Путиным в начале февраля.

По словам собеседника издания, компания Игоря Сечина «резко не согласна» с предложением Белоусова. Один из источников «Ъ» заявил, что президент «выслушал стороны и сказал, что разберется сам».

По данным, которые Белоусов приводит в докладе, из 137 лицензий на разработку шельфа частные компании владеют 49 лицензиями (все они были получены до введения монополии госкомпаний на разработку шельфовых месторождений). 88 лицензиями и 80% нефтегазоносных площадей на двоих владеют «Роснефть» и «Газпром».

В интервью РБК в конце января Алекперов отмечал, что «нужно скорректировать закон от 2008 года и упростить доступ (в Арктику) частных компаний, особенно к геологоразведочной работе».

Из-за введенных западными странами санкций «Роснефть» была вынуждена отложить на 2016 год бурение скважины в Карском море. Осенью 2014 года из-за санкций совместные с «Роснефтью» шельфовые проекты покинула компания ExxonMobil.

Белоусов является одним из кандидатов в совет директоров «Роснефти». Как ранее сообщал «Коммерсантъ» со ссылкой на осведомленные источники, Сечин сначала выступал против прихода в совет директоров Белоусова, однако позже согласился.
http://top.rbc.ru/business/26/03/2015/551375e79a794736a8295224

03.04.2015
Младший сын главы Совета безопасности России Николая Патрушева Андрей Патрушев получит пост заместителя генерального директора по развитию шельфовых проектов в компании «Газпром нефть», сообщили РБК в компании.

Данная должность вводится в «Газпром нефти» впервые, поскольку развитие шельфовых проектов является «стратегическим направлением деятельности компании», уточнили в компании.

Назначение Андрея Патрушева на новую должность «Газпром нефть» объясняет наличием у него опыта, в последние годы связанного с реализацией шельфовых проектов в России и за рубежом.

«До прихода в «Газпром нефть» Андрей Патрушев занимал должность замгендиректора компании «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ранее был заместителем руководителя «Зарубежнефти», в том числе участвовал в работе «Вьетсовпетро», которое разрабатывает месторождения на шельфе Вьетнама», — подчеркнули в «Газпром нефти».

Андрей Патрушев родился 26 октября 1981 в Ленинграде. Младший сын Николая и Натальи Патрушевых. В 2003 году окончил Академию ФСБ, капитан ФСБ. Однокурсник Павла Фрадкова, младшего сына бывшего премьер-министра Михаила Фрадкова.

Служил заместителем начальника 9-го отдела управления «П» («Промышленность») ФСБ РФ (отдел именуют также «нефтяным», поскольку его сотрудники отслеживают ситуацию на нефтяном рынке).

В сентябре 2006 года назначен советником председателя совета директоров ОАО «Роснефть» Игоря Сечина по вопросам защиты информации. Осенью 2011 года перешел из «Роснефти» в «Зарубежнефть», получив кураторство над вьетнамским направлением. В начале февраля 2012 года назначен первым заместителем генерального директора СП «Вьетсовпетро» — совместного предприятия вьетнамской PetroVietnam и российской «Зарубежнефти».

В сентябре 2013 года назначен вице-президентом ОАО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (дочерняя структура «Газпрома»). По словам источника РБК в руководстве компании «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», на своей должности он курировал вопросы капитального строительства, покинул свой пост месяц назад и на его место пока не нашли нового сотрудника.

Указом президента от 26 апреля 2007 года Патрушев-младший награжден орденом Почета с формулировкой «За достигнутые трудовые успехи и многолетнюю добросовестную работу».

Старший брат Дмитрий Патрушев — председатель правления Россельхозбанка (с 2010 года, ранее — вице-президент Внешторгбанка).

Комментируя журналистам назначение Андрея Патрушева на новую должность в «Газпром нефти», пресс-секретарь президент России Дмитрий Песков заметил, что для получения работы в крупных компаниях важны не родственные связи, а высокий профессионализм.

«Я бы не согласился с тем, что существует какая-то аномальная ситуация [с большим количеством детей чиновников, работающих на руководящих постах в крупных компаниях]», — цитирует Пескова Интерфакс.

Пресс-секретарь заметил, что на руководящих постах как в государственных, так и в негосударственных и смешанных компаниях есть огромное количество сыновей и дочерей людей, которые не занимают никаких постов. И таких людей, по словам Пескова, «гораздо больше».
http://top.rbc.ru/business/03/04/2015/551eadcf9a794735e9d852b9

22.04.2015
Минприроды отвергло обвинения «Роснефти» в лоббировании интересов ЛУКОЙЛа

лава министерства природных ресурсов Сергей Донской отверг упреки в том, что его ведомство якобы лоббирует интересы частных нефтяных компаний, а именно ЛУКОЙЛа​, предлагая изменить правила доступа к месторождениям на арктическом шельфе, передает корреспондент РБК. Ранее такие подозрения в адрес министерства были обнародованы в заявлении государственной компании «Роснефть», которой руководит Игорь Сечин.

По словам Донского, ни в своих письмах, ни в документах о регламентации доступа частных российских компаний к разработке шельфа, направленных в правительство, Минприроды не отсылало к ЛУКОЙЛу. «Это вопрос поддержки всех отечественных компаний», — объяснил Донской.

Глава Минприроды рассказал, что «Роснефть» недавно подала заявку в Роснедра на пересмотр сроков разработки месторождений на шельфе на 20% своих лицензий. Он уточнил, что «Газпром» подобной заявки не подавал.

Ранее «Роснефть» раскритиковала предложение Минприроды о пересмотре правил доступа к шельфовым месторождением. Компания назвала инициативу «лоббированием корпоративных интересов» «Росгеологии» или ЛУКОЙЛа. В «Роснефти» также усомнились в заявлении Донского о том, что пакет документов, переданный в правительство, согласован со всеми заинтересованными ведомствами.

«Никакой либерализации там нет. Потом все это выдается за принятое решение. Пресс-секретарь президента заметил, что окончательное слово за правительством, не за Донским, но Донской уже выдает окончательные слова, не очень понятно, кто его уполномочивал. На самом деле, здесь та система, которая была выстроена, выстраивалась, в первую очередь, с точки зрения того, чтобы гарантировать интересы государств в рамках партнерства, в рамках допуска на шельф, к работе не шельфе и иностранных компаний, и частных, и каких угодно. Понимаете, какие колоссальные риски в связи с изменением конъюнктуры, в связи с крайней длительностью проекта здесь есть. Нет никаких оснований считать, что частные компании с этими рисками справятся. Поэтому эта система была выстроена в гораздо более благоприятной обстановке, чем сейчас, и с точки зрения конъюнктуры, и с точки зрения внешнего давления. И вдруг заполошная идея менять систему на основании доводов, ни один из которых не является корректным», – заявил сегодня в интервью «Коммерсант FM» вице-президент «Роснефти» по пиару Михаил Леонтьев.

Вопрос по лицензиям «Роснефти» будет рассматриваться на ближайшем заседании комиссии по вопросам топливно-энергетического комплекса по председательством вице-премьера Александра Хлопонина, добавил Донской. По словам министра, правительство прорабатывает решение по доступу частных компаний на шельф и согласовывает его с органами власти.

«Мы понимаем, что «Роснефть»​ всегда выступала эксклюзивным формирователем моды на шельф», — добавил Донской. Отвечая на вопрос, будут ли контрмеры в виде отзыва лицензий у тех компаний, кто не выполняет условия и сроки работы на шельфе, министр сказал: «Конечно у каждой компании может быть своя позиция, но ключевая задача государства, чтобы работы велись, и мы будем всеми мерами этому способствовать».

В понедельник, 20 апреля, Минприроды объявило о согласовании предварительных условий доступа российских частных компаний к новым морским месторождениям при наличии у них соответствующего опыта. На следующий день, 21 апреля, ведомство временно приостановило выдачу лицензий госкомпаниям для работы на шельфе. Утром в среду «Роснефть» в своем заявлении прокомментировала инициативу ведомства. Госкомпания посчитала предложение Минприроды допустить частные компании к работе на шельфе «лоббированием корпоративных интересов» «Росгеологии» и ЛУКОЙЛа (цитата по ТАСС). Пресс-секретарь президента Дмитрий Песков назвал аргументированными точки зрения оппонентов, но отметил, что последнее слово в этом вопросе — за правительством. Компании, о корпоративных интересах которых упомянула «Роснефть», заявление не прокомментировали.
http://top.rbc.ru/business/22/04/2015/553771ea9a7947282bd1bd19

24.04.2015
«Роснефть» получит отсрочку по выполнению работ на десяти участках арктического шельфа. Об этом компания просила тех же чиновников, которых заподозрила в лоббировании интересов ЛУКОЙЛа

Шельф на потом

В среду «Роснефть» и Минприроды забросали друг друга взаимными обвинениями. Госкомпания обвинила чиновников в «лоббировании интересов ЛУКОЙЛа» при решении вопроса о том, кто может иметь доступ к шельфу. Министр природных ресурсов Сергей Донской в ответ, намекнул, что «Роснефть» не справляется с разработкой шельфа, а потому просит перенести сроки разведки и разработки 20% своих шельфовых лицензий. «Как можно говорить, что у нас все под контролем, если компания приходит и говорит: я не могу выполнить условия», — недоумевал министр. РБК выяснил, что несмотря на взаимные упреки, чиновники уже одобрили решение о продлении для «Роснефти» сроков геологоразведочных работ на шельфе северных морей на два-три года.

Предварительное решение было принято в феврале, следует из документов ведомства, копия которых есть у РБК. Затем на совещании с участием министра природных ресурсов Сергея Донского и главы Роснедр Валерия Пака 13 апреля было решено передать право окончательного утверждения сроков переноса работ на шельфе для «Роснефти» правительственной комиссии при вице-премьере Александре Хлопонине (комиссия соберется на заседание в мае).

Речь идет о семи участках из десяти, по которым «​Роснефть» подавала заявления на продление сроков лицензии: Северо-Поморский-1 и -2, Поморский, Южно-Приновоземельский, Русский, Западно-Матвеевский, Восточно-Сибирский-1 (расположены в Охотском, Печорском, Баренцевом, Восточно-Сибирском морях). Изменения еще по трем участкам — Южно-Русский, Варнекский и Альбановский — были согласованы в январе этого года. По всем ним сейсморазведочные работы либо бурение скважин должны быть проведены в 2015–2016 годах, но теперь могут быть отложены на 2017–2018 годы. Сроки действия лицензий сохраняются до 2023–2024 годов.

По словам вице-президента «Роснефти» Михаила Леонтьева, компания считает невыполнимыми условия геологоразведки на арктическом шельфе — законодательство устанавливалось семь лет назад, когда ни одного лицензионного участка в этом регионе не было и за основу были взяты параметры исследования акваторий южных морей. «На существенной территории Восточно-Сибирского моря в течение пяти из последних 15 лет практически не было свободной ото льда воды. При этом технологии работы во льдах или подо льдом на данный момент отсутствуют», — заявил представитель нефтяной компании. Он утверждает, что сейчас «Роснефть» выполняет лицензионные обязательства даже с опережением сроков и все, что требуется компании, «незначительная корректировка с учетом природно-климатических факторов, а не внешней макроэкономической ситуации».

Представитель Минприроды Николай Гудков подтвердил РБК, что решения по новым срокам для шельфовых проектов «Роснефти» приняты, подчеркнув, что они носят предварительный характер до одобрения или отказа в поддержке со стороны комиссии Хлопонина.

Конкуренция на шельфе

Пока «Роснефть» просила отсрочку по десяти шельфовым участкам, в Минприроды работали над условиями работы на шельфе для частных компаний. В госкомпании сомневаются, что эта инициатива согласована со всеми заинтересованными ведомствами (об этом в среду передал Интерфакс). Но, как стало известно РБК, чиновники уже выработали единый подход к допуску новых игроков на шельф.

17 апреля первый заместитель министра природных ресурсов Денис Храмов провел совещание «О проработке предложения о пересмотре существующих ограничений доступа негосударственных компаний к участкам недр арктического шельфа во исполнение указаний Владимира Путина и Александра Хлопонина» (копия протокола есть у РБК). В нем участвовали представители Минэнерго, ФАС и Минэкономразвития.

В протоколе совещания (копия есть в распоряжении РБК) Минприроды пишет, что к работе на шельфе можно допускать зарегистрированные в России нефтегазовые компании, у которых есть опыт освоения российского либо иностранного шельфа, технические и финансовые возможности для этого и нет нарушений в области безопасности и экологии. Для сервисных компаний предлагается обеспечить допуск на шельф компаниям с российской регистрацией, участием государства и «преимущественно российскими» производственными мощностями.

Минэкономразвития поддержало предложение Минприроды, говорится в протоколе, но с оговоркой об установке требований по импортозамещению техники и программного обеспечения для новых разработчиков шельфа. Кроме того, ведомство просит обязать операторов шельфа вкладываться в подготовку кадров, сотрудничать с вузами и НИИ. Если компании размещали акции на бирже, у них должен быть российский листинг.

Оговорка Минэнерго заключается в том, что работать на шельфе должны компании, у которых не менее 50% акций у российских компаний или граждан. Более того, эти акции должны размещаться по открытой подписке. У претендентов на новые месторождения в Арктике должен быть опыт работы на шельфе России или за рубежом от пяти лет.

ФАС одобрила предложение Минприроды, считая, что таким образом в нефтяной отрасли растет конкуренция.

Через три дня после совещания, 20 апреля, министр природных ресурсов направил в правительство письмо с концепцией пересмотра ограничений по доступу на шельф (РБК удалось ознакомиться с его содержанием). Как говорится в документе, «Газпрому» и «Роснефти» уже выдана 91 лицензия для работы на шельфе, в том числе 51 «​Роснефти» и 40 «Газпрому». Площади предоставленных лицензий, с точки зрения главы Минприроды, охватывают 80% перспективных на нефть и газ акваторий («Роснефть» утверждает, что не распределено 60% шельфа России).

Кому отдать шельф

По уже выданным лицензиям в период с 2015 по 2020 год необходимо пробурить 60 поисковых и разведочных скважин и провести сейсморазведку на общую сумму $45–50 млрд, подсчитали в Минприроды. В ведомстве опасаются сдвига сроков работ из-за трудностей привлечения такого объема средств, поэтому предлагают привлечь на шельф новых участников. По оценкам ведомства, ресурсы нераспределенного фонда Арктики включают 20 млрд т условного топлива и четыре выявленных месторождения. В письме Минприроды в правительство учтены все критерии допуска новых игроков на шельф, предложенные ранее на совещании 17 апреля.

В документе уточняется, что сроки геологоразведочных лицензий на шельфе для сервисных компаний должны составлять три—пять лет, для тех, кто занят добычей, десять лет. И не упоминаются ни «Росгеология», ни ЛУКОЙЛ. Ранее глава Минприроды Сергей Донской говорил журналистам, что шанс на доступ к шельфу могут получить ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть» и «Зарубежнефть». У «Газпром нефти» есть действующие шельфовые лицензии, оформленные на ее дочерние структуры, где она выступает в качестве оператора через «Газпром». А «Зарубежнефть», хотя в прошлом и высказывала такое желание, но, как объясняет источник РБК в компании, уже год, как отказалась от попыток получить лицензии на шельфе по итогам общения ее главы с президентом «Роснефти». Неоднократно желание работать на шельфе публично высказывали руководители ​ЛУКОЙЛа и «Росгеологии».​

Представители «Зарубежнефти» и «Газпром нефти» не стали отвечать на вопрос, хотели бы они получить лицензии на шельф по итогам пересмотра действующих ограничений. В ЛУКОЙЛе от комментарие также воздержались.

Пресс-секретарь Владимира Путина Дмитрий Песков в среду говорил, что решение о пересмотре ограничений доступа на шельф негосударственных компаний либо сохранении статус-кво должно принять правительство.

Сколько нефти на отсроченном шельфе

Поморский, Русский, Северо-Поморский-1, Северо-Поморский-2, Южно-Русский, Западно-Матвеевский, Южно-Приновоземельский лицензионные участки расположены в юго-восточной части континентального шельфа Баренцева моря, называемой Печорским морем. Суммарные извлекаемые ресурсы на текущий момент оцениваются в 465,113 млн т нефти и 99,7 млрд куб. м газа.

Прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата в пределах Альбановского участка по состоянию на 1 января 2009 года составляют по категории Д2: по нефти — 144,2 млн т (геологические), 43,3 млн т (извлекаемые); по газу — 1,254 трлн куб. м; по конденсату — 43,3 млн т (геологические), 30,3 млн т (извлекаемые).

Прогнозные ресурсы нефти в пределах Варнекского участка недр на основании количественной оценки ресурсов углеводородного сырья Российской Федерации по состоянию на 1 января 2009 года составляют по категории Д2: 2,081 млрд т (геологические), 542 млн т (извлекаемые).

Участок Восточно-Сибирский-1 расположен в западной части Восточно-Сибирского моря. Извлекаемые ресурсы предварительно оценены: нефть — 1367 млн т, газ — 1166 млрд куб. м.

Риски геологии

В «Роснефти» видят серьезные риски в предложениях Минприроды по работе государственной компании — «Росгеологии» — на шельфе. «Объем передаваемых полномочий не позволит ей [«Росгеологии»] самостоятельно осуществлять геологоразведочные работы за счет собственных средств. Таким образом, велика вероятность того, что в случае наделения «Росгеологии» правом работы на шельфе на практике будет иметь место посредническая схема реализации прав недропользования в интересах частных инвесторов [включая иностранных]», — считает вице-президент «Роснефти» Михаил Леонтьев.

«Росгеология» с этим утверждением не согласна. В соответствии с указами президента России «Росгеологии» в ближайшее время передается шесть профильных геологоразведочных компаний, в том числе занимающихся морской сейсморазведкой, включая «Дальморнефтегеофизика» и «Полярную морскую геологоразведочную экспедицию. Они обладают опытом работы на российском и зарубежном шельфах. При наличии поручения компания готова вести геологоразведочные работы на российском шельфе, но добычей углеводородов компания не занималась и заниматься не планирует​», — сказал РБК заместитель генерального директора «Росгеологии» по взаимодействию со СМИ и связям с общественностью Антон Сергеев.

Шельфовая добыча в цифрах
526,7 млн т нефти и конденсата добыли в России в 2014 году
3,5 трлн руб. составил в 2014 году объем инвестиций в российский ТЭК
$45–50 млрд будет потрачено с 2015 по 2020 год на геологоразведку на шельфе
60 скважин нужно пробурить, чтобы подтвердить запасы нефти и газа в акваториях российских морей
217,5 тыс. км сейсморазведки в 2D и 3D нужно провести для подтверждения ресурсов
91 лицензия на работы на шельфе выдана на данный момент: 51 лицензия приходится на «Роснефть», а остальные 40 принадлежат «Газпрому»
20 млрд т условного топлива составляет объем нераспределенных ресурсов шельфа России
На 10 лет сейчас выдается лицензия на поиск нефти и газа на шельфе
50 млн т нефти в год планируют добывать на шельфе к 2035 году
http://top.rbc.ru/business/24/04/2015/5538fa219a7947a0b259692b

04.05.2015
Подписан закон, направленный на устранение противоречий в правовом регулировании отношений в сфере разведки континентального шельфа России

Владимир Путин подписал Федеральный закон «О признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации».

Федеральный закон принят Государственной Думой 24 апреля 2015 года и одобрен Советом Федерации 29 апреля 2015 года.

Справка Государственно-правового управления

Федеральный закон направлен на устранение противоречий в правовом регулировании отношений в сфере разведки континентального шельфа Российской Федерации и разработки (освоения) его минеральных ресурсов.

В частности, Федеральным законом признаётся утратившей силу статья 61 Федерального закона «О континентальном шельфе Российской Федерации», согласно которой документом, определяющим цели и основные направления деятельности по разведке континентального шельфа и освоению его минеральных ресурсов, является государственная программа разведки континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов.

Документы стратегического планирования в этой сфере устанавливаются в соответствии с Федеральным законом «О стратегическом планировании в Российской Федерации».

Кроме того, положения об указанной государственной программе потеряли свою актуальность, поскольку постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014 года № 322 «Об утверждении государственной программы Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов» уже определены приоритеты и цели государственной политики в сфере недропользования, в том числе в части, касающейся разведки континентального шельфа и освоения его минеральных ресурсов.
http://kremlin.ru/acts/news/49407

04.05.2015
В середине февраля 2015 года ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», «Башнефть» и «Татнефть» направили письмо президенту России с просьбой на время актуализации лицензий ввести мораторий на выдачу предписаний от Росприроднадзора и Роснедр в отношении разработки месторождений.

В марте Путин поручил Минприроды провести переучет лицензий на месторождения нефти и газа. Сообщалось, что заявка на изменение условий лицензий должна содержать сроки подготовки проектной документации на разработку месторождения, сроки начала проведения геологического изучения недр и разведки месторождений, сроки ввода месторождений в эксплуатацию, обязательства по предоставлению геологической отчетности, виды, объемы и сроки проведения геологоразведочных работ на участках недр континентального шельфа
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/554756c79a7947325b17a76a

— — — —
i/ Ограничения в допуске частных российских нефтяных компаний имели под собой хоть какое-то обоснование в условиях высоких цен на нефть и до введения санкций, когда была надежда, что госкомпании в благоприятных условиях раскрутятся и проглотят все.
Госкомпании были готовы раскрутиться и проглотить все при условии доступа на международные рынки финансов и технологий, но никак не своими силами.

ii/ В новых условиях (санкции, неопределенность с ценой на нефть) стало очевидным, что госкомпании одни не потянут и было естественно звать другие нефтяные компании.
Тем более, что фактическое выдавливание других компаний способствовало нежелательным результатам:
— запуск ЛУКОЙЛом Западной Курны способствовал росту переизбытка иракской нефти
— участие в ЛУКОЙЛа и других нефтяных компаний в зарубежных проектах с одной стороны удлиняло сроки разработки российского шельфа, на который правительство РФ имело влияние, а с другой уменьшало сроки разработки не российского шельфа, на который правительство РФ не имело влияние.

iii/ Монополизация разработки шельфа не есть благо, как в плане создания нормальной бизнес-среды, так и в плане развития собственных российских шельфовых технологий и инфраструктуры.

Shell Management Day in London, March 13, 2014. 1. Общая часть

http://www.shell.com/global/aboutshell/investor/news-and-library/presentations-2014/management-day-in-london-march-13-2014.html#textwithimage

PDF of analyst webcast presentation slides (PDF, 7 MB)
http://s07.static-shell.com/content/dam/shell-new/local/corporate/corporate/downloads/pdf/investor/presentations/2014/shell-slides-analysts-2014-management-day-london-13032014.pdf

— 13 марта 2014 г., цена нефть около 108$/баррель за Брент
— цена со второй половины 2013 г. колеблется около 108$/баррель за Брент
— Shell планирует снижать инвестиции, продавать активы и проявлять большую осторожность
— Много Liquids rich shales в портфеле

eia.gov: Возрастающая доля нефти газа из досолевых формаций шельфа Бразилии


Читать далее

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007–2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93% нефти Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Камчатского края и Магаданской области


1865×2777

http://rus-map.ru/940261.html