Месторождение газа и нефти в россии: Attention Required! | Cloudflare

Минприроды РФ не исключает возможности открытия новых крупных месторождений углеводородов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

За 1-е полугодие 2020 г. на госбаланс были впервые поставлены запасы 11 месторождений углеводородного сырья

Москва, 7 авг — ИА Neftegaz.RU. В России возможно открытие новых крупных месторождений углеводородов в отдаленных регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Об этом говорится в материалах Минприроды РФ.

Несколько лет назад в отраслевом сообществе активно обсуждалась тема исчерпания фонда крупных открытых месторождений в России.

Последнее крупное нефтяное месторождение из нераспределенного фонда — Эргинское — было выставлено на аукцион в июле 2017 г., который выиграла Роснефть, создавав на его базе мощный нефтедобывающий кластер.

После торгов по Эргинскому месторождению, крупнейшим нераспределенным месторождением стало Ростовцевское с запасами 61 млн т, но оно находится на территории заказника регионального значения Ямальский и лицензированию не подлежит.

Минприроды при этом подчеркивало, что исчерпание крупных месторождений в нераспределенном фонде не означает, что запасы нефти в России истощаются.

Своей ключевой задачей министерство рассматривало стимулирование недропользователей к самостоятельному открытию новых месторождений на тех участках недр, лицензиями на которые уже владеют, а также к проведению геологоразведочных работ (ГРР) на действующих месторождениях.

В 2019 г. в России было открыто и поставлено на госбаланс 59 новых месторождений углеводородного сырья с общими запасами по категориям С₁+С₂ в 68,6 млн т нефти, 559,6 млрд м³ природного газа и 5,3 млн т газового конденсата.

В число открытых в 2019 г. месторождений вошли 54 нефтяных, 3 газоконденсатных, 1 газонефтяное и 1 газовое.

Наиболее значимыми открытиями стали:

• газоконденсатное месторождение им В. А. Динкова — открыто Газпромом на шельфе Карского моря, запасы 391 млрд м³ газа по категориям С₁+С₂ (уникальное по запасам),
• 
  Нярмейское месторождение — открыто Газпромом на шельфе Карского моря, запасы 121 млрд м³ газа по категориям С₁+С₂ (крупное),
• 
  Няхартинское газоконденсатное месторождение — открыто НОВАТЭКом в Ямало-Ненецкого автономного округа (сухопутная часть расположена на территории ЯНАО, морская часть — на шельфе Карского моря), запасы 47,5 млрд м³ газа по категориям С₁+С₂ (среднее),
• 
  Красногорское нефтяное месторождение — открыто Директ Нефтью в Оренбургской области, запасы 12,8 млн т нефти по категориям С₁+С₂ (среднее).

Всего по итогам ГРР в 2019 г. в России был получен прирост запасов нефти и газового конденсата в размере 1,952 млрд т по сумме всех категорий (А+В₁+С₁+В₂+С₂) и 791 млн т по сумме промышленных категорий (А+В₁+С₁).
По газу прирост запасов составил 1,354 трлн м³ по сумме всех категорий и 930 млрд м³ по промышленным категориям.

Согласно данным Минприроды РФ, представленным 6 августа 2020 г., в 1^м полугодии 2020 г. прирост запасов нефти и газового конденсата по результатам геологоразведочных работ недропользователей по промышленным категориям составил 30 млн т, газа — 252 млрд м³.

Открытием крупных нефтяных месторождений недропользователи не порадовали, тогда как Газпром сделал очередное крупное газовое открытие.

За 1^е полугодие 2020 г. на госбаланс были впервые поставлены запасы 11 месторождений углеводородного сырья, из которых наиболее значимые:

• Новоогненное нефтяное месторождение — открыто Роснефтью в ЯНАО, запасы 21 млн т нефти по категориям С₁+С₂ (среднее),
• 
  газовое месторождение 75 лет Победы — открыто Газпромом на шельфе Карского моря, запасы 202,5 млрд м³ газа по категориям С₁+С₂ (крупное).

Тем не менее, Минприроды РФ уверено, что крупные месторождения углеводородов в России вполне могут быть открыты.
Наибольшее количество объектов для ГРР сосредоточено в таких перспективных зонах нефтегазоносных провинций России, как отдаленные регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Именно там, по мнению министерства, возможно открытие новых крупных месторождений.

«Роснефть» открыла новое месторождение с запасами более 20 млн тонн нефти

Компания «РН-Ванкор», входящая в нефтегазодобывающий комплекс НК «Роснефть», открыла новое месторождение на границе Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа. Извлекаемые запасы Новоогненного месторождения поставлены на государственный баланс и составляют более 20 млн тонн нефти и около 1 млрд м3 газа.

Повышение эффективности восполнения запасов является одним из ключевых элементов Стратегии «Роснефть-2022». Компания взяла на себя обязательства восполнять не менее 100% добываемых углеводородов.

Новое месторождение было открыто в рамках реализации комплексной программы геологоразведочных работ, направленной на увеличение ресурсной базы проекта «Восток Ойл» — крупнейшего и наиболее перспективного проекта в мировой нефтегазовой отрасли. Ресурсная база месторождений, входящих в «Восток Ойл», на данном этапе составляет порядка 5 млрд тонн легкой малосернистой нефти.

Сотрудники геологического подразделения Компании провели сейсморазведочные работы методом 2D в объеме 600 пог. км, успешно завершили работы по интенсификации притока нефти в поисково-оценочной скважине с помощью операции гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В настоящее время силами корпоративных НИПИ выполняется проектная документации для доразведки Новоогненного месторождения и подготовке его ко вводу в промышленную разработку.

Благодаря проводимым масштабным геологоразведочным работам на лицензионных участках предприятия ресурсный потенциал Ванкорского проекта увеличился более чем в два раза с начала промышленной добычи в 2009 году. Запасы нефти выросли на 20 %, газа – на 54%.

Кроме Новоогненного месторождения ранее геологи «РН-Ванкор» открыли Байкаловское, Ичемминское и Горчинское месторождения. «РН-Ванкор» ведет геологоразведочные работы на 38 лицензионных участках, расположенных на севере Красноярского края и в Ямало-Ненецком автономном округе.

Справка:

«Восток Ойл» — один из крупнейших проектов в мировой нефтегазовой отрасли.  В рамках его реализации будет создано 15 промысловых городков, два аэродрома, порт, магистральные трубы — примерно 800 километров, внутрипромысловые — порядка 7 тысяч километров, электросетевое хозяйство — 3,5 тысячи километров, 2 тысячи мегаватт электрогенерации, около 100 тысяч новых рабочих мест. Проект позволит увеличить годовой ВВП страны на 2% ежегодно.

 «Восток Ойл» включает в себя Ванкорский кластер, Западно-Иркинский участок, Пайяхскую группу месторождений («Нефтегазхолдинг) и месторождения Восточно-Таймырского кластера.

Конкурентным преимуществом проекта «Восток Ойл» является близость к уникальному транспортному коридору – Северному морскому пути. Его использование открывает возможность поставок сырья с месторождений проекта сразу в двух направлениях: на европейские и азиатские рынки. Реализация проекта обеспечит выполнение поставленных Президентом России задач по увеличению грузопотока по Северному морскому пути до 80 млн тонн к 2024 году.

ООО «РН-Ванкор», дочернее общество НК «Роснефть», является оператором по освоению месторождений Ванкорского кластера – Ванкорского, Сузунского, Тагульского и Лодочного, расположенных на севере Красноярского края.

На Ванкоре «Роснефть» впервые применила кластерный метод освоения месторождений, который Компания применяет при разработке других нефтегазовых провинций. Это позволяет повысить эффективность разработки и получить существенный синергетический эффект за счет использования единой инфраструктуры.

С Ванкора началась новая эпоха освоения перспективных богатых запасами углеводородов месторождений Восточной Сибири.

Департамент информации и рекламы
ПАО «НК «Роснефть»
23 июля 2020 г.

Новые месторождения в России и мире

С каждым годом в мире объем добычи углеводородов только растет. Для того, чтобы выстоять в конкурентной борьбе со странами-лидерами (США, Саудовская Аравия) по добыче черного золота, необходимо открывать новые месторождения или совершенствовать технологии добычи и увеличивать нефтеотдачу. Сокращение добычи нефти российскими компаниями осуществлялось, в основном, за счёт снижения притока на старых месторождениях. Главным образом в Западной Сибири. А поддерживать объемы добычи приходилось за счет новых участков. В канун Нового года Агентство нефтегазовой информации решило проанализировать успехи нефтегазовых компаний России и мира. Составить топ самых значимых открытий и запусков новых, наиболее крупных месторождений.

В мире

Несмотря на значительный вклад инвесторов в разведку и разработку новых запасов американского сланца, наиболее ценные месторождения 2019 года были открыты в других регионах. Действительно крупные месторождения в последние годы обнаруживают все реже и чаще находят не на суше, а на шельфе. Этот год оказался удачным для морской разведки. ExxonMobil нашел крупное месторождение нефти на шельфе в Гайане, на блоке «Стабрук» (Stabroek). Его потенциальные ресурсы оцениваются в 500–800 млн баррелей н. э.

А на шельфе Северного моря обнаружили приблизительно 100 млн баррелей н. э. На шельфе Африки в Анголе — на месторождении Агого (примерно 180 млн баррелей н. э.). Крупнейшее открытие было сделано в Колумбии на скважине Боранда, а также в Индии и Пакистане. Французская Total открыла в феврале этого года крупное газоконденсатное месторождение Brulpadda на шельфе ЮАР, запасы которого превышают 500 млн баррелей н. э.

Всем известный факт – запасы крупнейшего в России Самотлора — более 7 млрд. Сегодня подобные месторождения уже не находят. Суммарные запасы в миллиард тонн — большая редкость, тем более на суше, поэтому сообщение об открытии в конце сентября месторождения с общим запасом, превышающим 1 млрд тонн, прогремело на весь мир. Об этом объявила китайская компания PetroChina (входит в группу CNPC). Месторождение находится на северо-западе страны в бассейне Ордос, провинция Ганьсу. Доказанные запасы нефти составляют 358 млн тонн и еще 693 млн тонн компания рассчитывает поставить на баланс.

Основной объем открытых запасов в этом году приходится не на нефть, а на газ. В феврале этого года ExxonMobil сообщил об открытии газового месторождения на Кипре с предполагаемыми запасами в 140–230 млрд куб. метров природного газа. В бассейне Сычуань, сообщало PetroChina в сентябре, было обнаружено месторождение сланцевого газа (уже не первое в этом районе) с геологическими запасами более 740 млрд куб. метров. Серьезным игроком на рынке поставщиков газа медленно, но верно становится Кипр. ExxonMobil в феврале этого года объявил об открытии газового месторождения на Кипре с предполагаемыми запасами в 140–230 млрд куб. метров природного газа. Жесткое противостояние развернулось в этой части мира. За кипрский шельф борются Турция, которая ведет бурение на шельфе острова, и Греция, Республика Кипр, ЕС, которые действия Анкары считают незаконным. 

В России

Уникальные месторождения — Нярмейское и им. Динкова

В мае 2019 «Газпром» сообщил об открытие аж двух новых месторождений природного газа, общие запасы которых превышают объём добычи компании за год. Эти сокровища расположены на шельфе Ямала. Залегающие запасы суммарно превысили 500 млрд м3 газа.

Одним из крупнейших стало месторождение, найденное «Газпромом» в Карском море и получившее имя В. А. Динкова – выдающегося деятеля отечественного топливно-энергетического комплекса. . Оно расположено в пределах Русановского лицензионного участка. В 2018 году были пробурены две поисковые скважины. Бурение оказалось успешным. По величине запасов газа месторождение относится к категории уникальных: извлекаемые запасы крупные, составляют 390,7 млрд кубометров», — сообщил Российский газовый концерн 17 мая этого года. Роснедра утвердили экспертные заключения Госкомиссии по запасам.

Второе открытие не столь крупное и потрясающее, но не менее значимое. Нярмейский участок недр расположен ближе к п-ву Ямал. Его восточная граница проходит по побережью полуострова. Месторождения по сумме категорий С1+С2 составляет 120,8 млрд м3. Лицензии на право разведки недр было получено «Газпромом» в 2013. С момента получения лицензий в пределах участков выполнено 5790 кв. км сейсморазведочных работ методом 3Д.

D41. «ЛУКОЙЛ»

Первая концепция комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Балтийского моря появилась в 2009 году и соединила в себе оценку развития региона в целом. А уже в период с 2014 по 2016 год компанией «ЛУКОЙЛ» были проведены геологоразведочные работы, благодаря которым открыты месторождения D6-южное, D41 и D33. Получены лицензии на право пользования недрами. В этом году началась добыча нефти на D41. Расположено месторождение в пределах юго-восточного участка шельфа Балтийского моря, в 3,2 км от ближайшего берега (Куршская коса), в 5 км от берега в районе НПС Романово и в 24 км от ближайшего порта Пионерский. Разработка ведется с береговой кустовой площадки горизонтальными скважинами длиной порядка 8 км. Скважины рекордной длинны для Балтийского моря.  Разведанные запасы нефти на Д-41 оцениваются в 3,9 млн тонн, извлекаемые – 2 млн 3 тыс. тонн. Коэффициент извлечения нефти составит 0,51, что является одним из самых высоких в России. Период эксплуатации, по прогнозам специалистов, почти 50 лет.

Фото из открытых источников

История нефти в России — Энергетика и промышленность России — № 7 (35) июль 2003 года — WWW.

EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 7 (35) июль 2003 года

В 1702 году царь Петр Первый издал указ об учреждении первой регулярной российской газеты «Ведомости». В первом выпуске газеты была опубликована статья о том, как была обнаружена нефть на реке Сок в Поволжье, а в более поздних выпусках была информация о нефтепроявлениях в других районах России. В 1745 г. Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухты. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

Нефтепроявления также наблюдались многочисленными путешественниками на Северном Кавказе. Местные жители даже собирали нефть с помощью ведер, вычерпывая ее из скважин глубиной до полутора метров. В 1823 году братья Дубинины открыли нефтеперерабатывающий завод в Моздоке для переработки нефти, собираемой с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения.

Нефте- и газопроявления были зафиксированы в Баку, на западном склоне Каспийского моря арабским путешественником и историком еще в десятом веке. Марко Поло позднее описывал, как люди в Баку использовали нефть в медицинских целях и для проведения богослужений. С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

Рождение нефтяной промышленности

В Бакинском регионе находилось много больших месторождений с относительно легко извлекаемыми запасами, но транспортировка нефти до рынков сбыта была трудной и дорогой. Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

Революция 1917 года негативно сказалась на добыче нефти в России, ситуация еще более ухудшилась с национализацией нефтяных месторождений в 1920 году. Братья Нобель продали значительную часть своих российских активов компании Стандард Ойл из Нью-Джерси, которая позже превратилась в компанию Экссон. Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым советскимправительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

Рост советской нефтяной промышленности

Каспий и Северный Кавказ оставались центром советской нефтяной промышленности вплоть до Второй мировой войны. Растущая добыча удовлетворяла потребности индустриализации России. Контроль добычи нефти в Баку, отсечение Советского Союза от добычи в этом регионе были основной стратегической задачей Германии во время войны. Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

В это же время советские планирующие органы начали развивать разведочные работы в Волго-Уральском регионе, который начинали разрабатывать еще в тридцатых годах. Месторождения в регионе зачастую находились недалеко от транспортной инфраструктуры, и их геология не была особенно сложной. С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

Рост добычи позволил Советскому Союзу наращивать экспорт нефти значительными темпами. Москва стремилась максимизировать валютные поступления от экспорта нефти и активно боролась за увеличение своей доли на мировом рынке. В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока. Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

Упадок советской нефтяной промышленности

После достижения феноменальной добычи из месторождений Западно-Сибирского бассейна советская нефтяная промышленность стала проявлять признаки упадка. Западно-Сибирские месторождения были относительно дешевы в разработке и давали существенный выигрыш за счет своих размеров, а советские плановые органы отдавали приоритет максимизации краткосрочной, а не долгосрочной нефтеотдачи. Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

К середине 1970-х годов в Москве уже поняли, что назревает падение добычи. Первое падение, обусловленное хроническим недофинансированием разведки в Западной Сибири, началось в 1977 году, но властям удалось его приостановить за счет очень больших капиталовложений в бурение. Второе падение произошло в период с 1982 по 1986 года. И в этот раз кризис удалось преодолеть за счет увеличения финансирования.

Падение было усугублено экономическим кризисом, который охватил регион в период распада Советского Союза. Развал экономики вызвал резкое падение спроса на нефть внутри страны, а экспортные мощности оставались ограниченными, и поэтому компании были вынуждены продолжать продавать большую долю нефти на внутреннем рынке, зачастую некредитоспособным потребителям. Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

Будущее развитие

Добыча нефти в России окончательно прекратила свое падение в 1997 году. Независимые эксперты считают, что Западная Сибирь располагает остаточными запасами более 150 миллиардов баррелей (более 20 миллиардов тонн), и уровень добычи может быть в три раза больше, чем сейчас. Но ситуация осложнена плохими пластовыми условиями на уже разрабатываемых месторождениях и тем, что западносибирские месторождения обычно состоят из большего числа нефтеносных пластов, чем месторождения в других регионах, что осложняет добычу.

Другие провинции также демонстрируют существенный потенциал. Тимано-Печорский бассейн простирается от Урала на востоке до Баренцева моря на севере. Регион характеризуется резким климатом, большая часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых и содержит тяжелую нефть. Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиарда тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России. Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиарда тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры. Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Новое месторождение в Турции: откажется ли Анкара от российского газа? | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

Благодаря открытию нового газового месторождения «Сакарья» Турция уже в самом ближайшем будущем существенно снизит свою зависимость от импорта голубого топлива и даже может начать его экспортировать. С таким заявлением 21 августа выступил президент страны Реджеп Тайип Эрдоган.

По оценкам турецких специалистов, объем залежей природного газа, обнаруженных в Черном море, достигают 320 млрд кубометров: если эти цифры соответствуют действительности, новое месторождение по праву можно называть крупнейшим в истории страны. Турецкий лидер надеется, что его эксплуатация начнется уже в 2023 году.

Импорт газа дорого обходится Анкаре

Многие эксперты отрасли, впрочем, считают планы Эрдогана слишком амбициозными. В данный момент импорт газа из России, Ирана и Азербайджана обеспечивает две трети потребностей Турции. Как отмечает аналитик консалтинговой группы Wood Mackenzie Эшли Шерман, в 2019 году поставки энергоносителей обошлись турецкой казне в 41 млрд долларов, да и то благодаря низким ценам на нефть.

Буровое судно «Фатих», обнаружившее новое газовое месторождение в Черном море

В Анкаре обнаружение крупных залежей голубого топлива называют чудом и утверждают, что с их помощью можно будет покрыть треть потребностей Турции в природном газе.

Эксперты, однако, подчеркивают, что прогнозы являются лишь предварительными. В частности, пока неясно, можно ли будет добыть на месторождении все 320 млрд кубометров природного газа или же заявления Эрдогана, в первую очередь, направлены на то, чтобы обеспечить ему поддержку электората.

Об открытии нового месторождения было объявлено крайне поспешно: на его разведку пока было отведено слишком мало времени, констатирует в беседе с DW специалист неправительственной организации Freedom House Нейт Шенккан. «Если вы называете его экономическим чудом, которое будет иметь огромное влияние, то вы должны быть в состоянии разъяснить и динамику его освоения. К примеру, хотелось бы узнать стоимость и скорость добычи газа, а также то, по какой цене его можно будет продать», — указал эксперт.

У Турции нет опыта добычи газа в открытом море

Заявление Эрдогана о том, что газ нового месторождения начнет поступать турецким потребителям уже в 2023 году, специалисты также оценивают скептически — не в последнюю очередь из-за сложностей, сопряженных с глубоководной добычей голубого топлива.

Из-за пандемии коронавируса в 2020 году турецкие пляжи так и не дождались туристов

Проект «Сакарья» по своим показателям практически не имеет мировых аналогов, а у Турции нет опыта добычи газа в открытом море, подчеркивает Эшли Шерман. По его словам, для начала необходимо пробурить в районе месторождения больше скважин: это поможет подтвердить объемы залежей и тщательнее изучить геологию месторождения.

Другие аналитики считают, что до начала эксплуатации нового месторождения может пройти до 10 лет, а для успешной реализации проекта турецкой национальной нефтегазовой компании TPAO будет необходимо привлечь иностранного партнера. На данный момент Анкара, впрочем, планирует осваивать месторождение самостоятельно, однако не исключает возможности объявления международного тендера на строительство трубопровода для доставки природного газа до суши.

Месторождение не решит экономических проблем Турции

Турецкая экономика в последнее время находится в плачевном состоянии. В 2019 году в стране разразился долговой и валютный кризис, а пандемия коронавируса только усугубила ситуацию. Уровень и инфляции, и безработицы в Турции остается высоким, туротрасль терпит огромные убытки, а усиливающийся авторитарные тенденции в политике  властей отпугивают многих инвесторов.

Между тем турецкий экономист Угур Гурсес заявил в интервью изданию Gazette Duvar, что открытие месторождения газа в Черном море не поможет Турции закрыть дефицит текущего счета и не будет иметь существенного влияния на экономику страны в долгосрочной перспективе.

Аналитик Эшли Шерман, однако, придерживается несколько иного мнения на этот счет. Даже если запасы газа окажутся не столь крупными, как ожидается, и Турции в итоге все же не удастся отказаться от импорта газа, открытие нового месторождения — хорошая новость, полагает он. Помимо прочего, это усилит позиции Анкары в ходе переговоров с экспортерами газа, особенно с учетом того, что в ближайшие годы истекает срок действия многих долгосрочных и дорогостоящих контрактов и их нужно будет продлевать, заключил эксперт. 

Смотрите также:

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Когда достроят «Северный поток — 2»?

  Главная газовая интрига 2020 года: когда и как Россия достроит газопровод «Северный поток — 2»? Прокладка на Балтике оставшихся 160 километров может затянуться до 1-го квартала 2021 года. Санкции США заставили швейцарскую компанию Allseas отозвать свои суда-трубоукладчики (фото). Их призван заменить «Академик Черский», но ему потребовалась масштабная модернизация в дальневосточном порту Находка.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Украина сохранила газовый транзит

  Главное газовое событие года состоялось уже 1 января: начал действовать новый пятилетний договор о российских поставках в Евросоюз через Украину. Ради прекращения этого транзита строились «Северный поток — 2» и «Турецкий поток», но план Москвы сорвался. «Газпрому» пришлось гарантировать Киеву прокачку и оплату по возросшему тарифу 65 млрд кубометров в 2020 году и по 40 млрд в последующие годы.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Eugal убытки не грозят

  Пока «Северный поток — 2» мощностью 55 млрд куб.м. в год простаивает, его продолжение по территории ФРГ до Чехии Eugal на 51 млрд продолжает строиться. Первую нитку сдали в декабре 2019 года, вторую проложат по плану до конца 2020 года. «Газпром» заранее забронировал мощности всего газопровода и платит независимо от объемов прокачки. Так что для его европейских партнеров это беспроигрышный проект.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  «Турецкий поток» пока недозагружен

  Вместо четырех ниток «Турецкого потока» проложили две по 15,75 млрд куб.м. Их ввели в строй на церемонии в Стамбуле 8 января президенты РФ и Турции. Одна, заменившая маршрут через Украину, Молдову, Румынию, Болгарию, снабжает западную часть Турции. Вторая в 2020 году останется полупустой: газопровод, способный прокачивать столь большие объемы через Сербию дальше в ЕС, в Болгарии еще только строят.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Азербайджанский газ для Болгарии

  Одновременно с «Балканским потоком», как в Софии называют продолжение «Турецкого потока», в Болгарии до конца 2020 года заработает магистральный газопровод IGB. Его строит болгаро-греко-итальянская компания ICGB при поддержке ЕС. Этот интерконнектор соединит газотранспортные системы Греции и Болгарии и позволит получать азербайджанский газ из трубопровода TAP, что снизит зависимость от «Газпрома».

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  TAP продолжает TANAP

  В 2020 году заработает Трансадриатический газопровод TAP мощностью 10 млрд куб.м. Начало его строительства турецкий министр и греческий премьер праздновали в 2016 году. Он является продолжением законченного в 2019 году TANAP, по которому газ из Азербайджана через Грузию идет на запад Турции. Задача Южного газового коридора TANAP-TAP — обеспечивать топливом Грецию, Албанию и Италию в обход России.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  EastMed: израильский газ для ЕС

  2 января 2020 года лидеры Кипра, Греции и Израиля дали старт сооружению самого длинного в мире подводного газопровода EastMed мощностью 10 млрд куб.м. Он призван лет через пять обеспечить поставки из израильских морских месторождений «Левиафан» и «Тамар», а также кипрского «Афродита», через Крит и континентальную Грецию в Италию. А она для «Газпрома» — второй по размерам рынок в ЕС после Германии.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Baltic Pipe: норвежский газ для Польши

  Крупным покупателем российского газа пока является Польша. Но она не намерена продлевать истекающий к концу 2022 года договор с «Газпромом». Варшава делает ставку главным образом на поставки с норвежских морских месторождений (на снимке) по газопроводу Baltic Pipe через Данию и Балтику. Его сооружение в 2020-2022 годах станет еще одним крупным газовым проектом, получающим финансовую поддержку ЕС.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Финский рынок газа стал конкурентным

  В 2020 году начался качественно новый этап на финском газовом рынке: он стал конкурентным. «Газпром» перестал быть единственным поставщиком после окончания строительства (на снимке) трубопровода Balticconnector. Он соединил Финляндию с газотранспортной системой Эстонии, а через нее с газохранилищами в Латвии и Литве и с литовским СПГ-терминалом в Клайпеде. ЕС оплатил 75% проекта.

  Автор: Андрей Гурков

Нефть и газ Сахалина

Добыча на Одопту производится с северной береговой площадки скважинами с большим отклонением от вертикали, при разработке используются наклонно-направленные и горизонтальные скважины. С береговой площадки, а также с морской платформы «Орлан» нефть добывают на Чайво, которое эксплуатируется с 2005 года. Разработка третьего месторождения проекта, Аркутун-Даги, стартовала последней – в 2015 году. Здесь была установлена уникальная морская нефтедобывающая платформа «Беркут» общим весом более 200 тыс. т.

В процессе разработки месторождений «Сахалина-1» неоднократно устанавливались мировые рекорды, при этом последующий превосходил предыдущий. Так, в 2011 году нефтяная скважина Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, длиной 12 345 м стала на тот момент самой длинной скважиной в мире. А в 2017 году с платформы «Орлан» на Чайво успешно провели бурение еще более протяженной скважины длиной 15 тыс. м.

Добываемые в рамках проекта «Сахалин-1» нефть и конденсат по магистральному нефтепроводу поступают на терминал в Де-Кастри и отгружаются на экспорт.

«Сахалин-2»

Оператор проекта – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», акционерами которой являются Газпром (50%), «Шелл» (27,5%), «Мицуи» (12,5%) и «Мицубиси» (10%). Компания ведет разработку Пильтун-Астохского и Лунского месторождений с помощью трех морских буровых платформ. Старожил – первая в России морская нефтедобывающая платформа «Моликпак» – была установлена на Пильтун-Астохском месторождении в Охотском море в 1998 году, в 16 км от побережья, глубина моря в месте установки – 30 м. «Моликпак» означает «большая волна» на языке эскимосов Северной Канады, где эта платформа базировалась раньше.

Для установки в более глубоких водах у острова Сахалин к основанию платформы было добавлено 15-метровое стальное основание. Вначале платформа работала только в безледовый период, круглогодичная добыча с «Моликпака» началась в 2008 году. С этого же времени добыча нефти и попутного газа ведется и с платформы «Пильтун-Астохская-Б», которая была установлена на одноименном месторождении в 12 км от берега. Это самая крупная в проекте «Сахалин-2» платформа. К примеру, ее высота составляет 121 м от морского дна до верхней точки палубы (это как 30-этажный дом).

ПАО НОВАТЭК Пресс-центр : Классификация запасов

Оценку запасов природного газа, газоконденсата и сырой нефти можно разбить на две составляющие: (i) геологические запасы или количество природного газа, газоконденсата и сырой нефти, содержащееся в недрах, и (ii) извлекаемые запасы или доля геологических запасов, извлечение которых из недр на дату расчета запасов является экономически эффективным с учетом рыночной конъюнктуры и рационального использования современного оборудования и технологий добычи, а также с учетом выполнения требований об охране недр и окружающей среды.

Российская система классификации запасов значительно отличается от стандартов SEC и стандартов PRMS, особенно в части методики и степени учета коммерческих факторов при расчете запасов. Запасы, которые рассчитаны разными методами, невозможно точно выверить.

Российская система классификации запасов

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, газа и газового конденсата. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С1 (разведанные) и С2 (оцененные).

Запасы залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом, относятся к категории А (разрабатываемые, разбуренные).

Запасы неразбуренных эксплуатационными скважинами залежей, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа, относятся к категории В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).

Запасы залежей, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

Запасы залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, относятся к категории C1 (разведанные). Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.

Запасы залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных скважин, изученные сейсморазведкой или иными  методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С2 (оцененные).

Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные), D2 (прогнозируемые). Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности территории

Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями относятся к категории D0 (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории Dл (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа категории Dл используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D0.

Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона, относятся к категории D1 (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D1 отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа, или вышележащими нефтегазоносными комплексами относятся к категории D2 (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Оценка запасов природного газа во вновь открытых залежах природного газа или нефти и газа проводится в соответствии с Российской системой классификации запасов с применением объемного метода. Объемный метод определяет объем запасов путем изучения фильтрации и емкостных параметров залежи, исходя из (i) площади залежи; (ii) реальной глубины насыщенности углеводородами; и (iii) пористости залежи и уровня насыщенности углеводородами с учетом термобарических условий.

Оценка запасов природного газа в уже находящихся в эксплуатации залежах осуществляется в соответствии с Российской системой классификации запасов с применением как объемного метода, так и метода материального баланса. Метод материального баланса учитывает временные изменения в реальном пластовом давлении в результате извлечения углеводородов и возникающего в результате поступления воды.

В соответствии с Законом «О недрах» запасы полезных ископаемых в России подлежат обязательной государственной экспертизе, и недропользователям нельзя выдавать лицензию на добычу на месторождении, которое не проходило экспертизы. Государственная экспертиза запасов проводится подведомственными организациями Федерального агентства по недропользованию, включая государственную комиссию по запасам, Центральную комиссию по запасам и их региональные отделения. Если коммерческая целесообразность добычи некоторых запасов утверждается любой такой организацией, эти запасы вносятся в Государственный баланс полезных ископаемых. После того как недропользователю выдается лицензия на разведку, разработку или добычу, он обязан представлять ежегодные статистические отчеты, отражающие изменения в запасах. Кроме того, подаваемые недропользователями отчеты о запасах ежегодно выносятся на рассмотрение и утверждение в Центральную комиссию по запасам или ее региональные организации, либо если имело место значительное изменение в запасах – в Государственную комиссию по запасам.

Кроме ежегодных отчетов наши лицензии могут требовать от нас проведения оценки запасов в определенные годы или по завершении определенных этапов разработки месторождений. Такие оценки выносятся на рассмотрение и утверждение в Государственную комиссию по запасам.

Оценка запасов, рассмотренная государственными экспертными организациями и отраженная в подаваемых недропользователями годовых статистических отчетах, накапливается в Государственном балансе полезных ископаемых.

Стандарты PRMS

Если Российская система классификации запасов основной упор делает на реальном физическом наличии углеводородов в геологических формациях, и запасы оцениваются исходя из вероятности такого физического наличия, то стандарты PRMS учитывают не только вероятность того, что углеводороды физически присутствуют в данной геологической формации, но также и экономическую эффективность извлечения этих запасов (включая такие факторы, как затраты на разведку и бурение, текущие производственные затраты, транспортные издержки, налоги, сложившиеся цены на продукцию и иные факторы, влияющие на экономическую эффективность данной залежи).

В соответствии со стандартами PRMS, запасы классифицируются как «доказанные», «вероятные» и «возможные» исходя как из геологических, так и коммерческих факторов.

Доказанные запасы включают запасы, которые подтверждены с высокой степенью достоверности на основании анализа истории разработки и (или) анализа при помощи объемного метода соответствующих геологических и инженерных данных. Доказанными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 90 %-ные шансы быть добытыми.

Вероятными запасами являются запасы, в которых углеводороды находятся в геологической структуре с меньшей степенью достоверности, поскольку было пробурено меньшее количество скважин и (или) не проводились определенные эксплуатационные испытания. Вероятными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 50 %-ные шансы быть добытыми.

Возможными запасами являются недоказанные запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют 10 %-ные шансы быть добытыми.

Оценка доказанных, вероятных и возможных запасов природного газа естественно сопряжена с многочисленными сомнениями. Точность любой оценки запасов зависит от качества доступной информации и инжиниринговой и геологической интерпретации. Исходя из результатов бурения, опробования и добычи после даты проверки, запасы могут быть значительно пересчитаны в сторону увеличения или уменьшения. Изменения цены на природный газ, газоконденсат или сырую нефть также могут влиять на наши оценки доказанных и вероятных запасов, а также на оценки их будущей чистой выручки и чистой текущей стоимости, поскольку запасы и будущая чистая выручка и чистая текущая стоимость оцениваются, исходя из цен и затрат на дату проведения проверки.

Стандарты SEC

Стандарты SEC в некоторых существенных отношениях отличаются от стандартов PRMS. Ниже описываются основные различия:

Достоверность существования. По стандартам PRMS, запасы на неразведанных буровых площадках, которые находятся на расстоянии более чем одной скважины от действующей эксплуатационной скважины, могут быть классифицированы как доказанные запасы, если имеются «обоснованные достоверные данные» об их существовании. Согласно стандартам SEC, необходимо «достоверно доказать», что запасы существуют, прежде чем их можно будет классифицировать как доказанные запасы.

Срок действия лицензии. Согласно стандартам PRMS, доказанные запасы проецируются на экономически продуктивный период оцениваемых месторождений. Согласно стандартам SEC, нефтегазовые залежи нельзя классифицировать как доказанные запасы, если они будут извлекаться после окончания срока действия текущей лицензии, если владелец лицензии не имеет права возобновить лицензию, и имеется доказанная история возобновления лицензий. Закон Российской Федерации «О недрах» предусматривает, что владелец лицензии может подать заявление о продлении существующей лицензии в случаях, когда после окончания первого срока действия лицензии остаются извлекаемые запасы, при условии, что владелец лицензии в основном соблюдает условия лицензии. Кроме того, мы подготавливаем и направляем на утверждение правительства планы разработки наших месторождений исходя из периода рентабельной разработки месторождений, даже если такой период превышает первичный срок соответствующей лицензии. По нашему мнению, в настоящее время мы в основном соблюдаем условия наших лицензий и намерены ходатайствовать о продлении их срока до полного периода рентабельной разработки соответствующих месторождений после окончания их первичного срока действия. В феврале 2005 г. мы продлили срок действия нашей лицензии на Юрхаровское месторождение с 2020 по 2034 гг., на который приходится конец ожидаемого периода рентабельной разработки этого месторождения. Мы планируем подать заявление о продлении сроков лицензий на два наших других основных месторождения—Восточно-Таркосалинское и Ханчейское. Несмотря на то, что, по нашему мнению, мы имеем право на продление наших лицензий после окончания срока их действия, отсутствие значительной доказанной истории продления приводит к неуверенности относительно того, можно ли считать извлекаемые запасы, которые мы планируем добывать только после окончания срока действия существующей лицензии, доказанными запасами согласно стандартам SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. Мы отдаем себе отчет в том, что SEC не устанавливала четких принципов, позволяющих признавать в данных условиях такие извлекаемые запасы в качестве доказанных в соответствии со стандартами SEC. В своей оценке наших доказанных запасов в соответствии со стандартами SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. D&M опиралась на наше заявление о том, что мы планируем (i) продлить сроки действия наших лицензий до конца ожидаемого периода рентабельной разработки месторождений и (ii) соответственно приступить к разработке и эксплуатации этих месторождений с целью включения некоторых объемов запасов, оцененных как добываемые, после окончания первичных сроков действия этих лицензий.

Соответственно, информация о наших оцененных доказанных запасах природного газа, газоконденсата и сырой нефти вовсе не обязательно указывает на данные, которые бы мы указывали в соответствии со стандартами SEC в документе о предложении размещения, регистрируемом в SEC. Кроме того, стандарты SEC не допускают представления запасов иных, чем доказанные запасы.

Параграф (a) Правила 4-10 Положения S-X SEC дает следующие определения доказанных запасов:

Доказанные запасы нефти и газа. Доказанные запасы нефти и газа являются оценочными количествами сырой нефти, природного газа и жидких фракций природного газа, которые геологические и инженерные данные показывают с обоснованной достоверностью в качестве извлекаемых в будущие годы из известных коллекторов при существующих экономических и эксплуатационных условиях, т. е. при ценах и затратах на дату проведения оценки. Цены включают учет изменений в существующих ценах, предусмотренных только договорными соглашениями, но не повышение, исходя из будущих условий.

(i) Коллекторы считаются доказанными, если экономическая продуктивность обосновывается либо фактической добычей либо окончательным испытанием формации. Площадь коллектора, признанного доказанным, включает:

(A) часть очерченной бурением и определенной контактами газ-нефть или нефть-вода; и

(B) непосредственно прилегающие части, еще не разбуренные, но которые могут быть обоснованно признаны экономически продуктивными на основании имеющихся геологических и инженерных данных. При отсутствии информации о межфлюидных контактах наиболее низкое известное структурное залегание углеводородов определяет самую низкую доказанную границу коллектора.

(ii) Запасы, которые могут быть добыты экономически посредством применения усовершенствованных методов извлечения (как, например, нагнетание жидкости), включаются в классификацию «доказанные», когда успешное испытание пилотного (пробного) проекта или реализация установленной программы в коллекторе дают обоснование для инженерного анализа, на котором основан данный проект или программа.

(iii) Оценка доказанных запасов не включает следующее:

(A) нефть, которая может стать доступной из известных коллекторов, но которая классифицируется отдельно как «предполагаемые дополнительные запасы»;

(B) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, извлечение которых находится под обоснованным сомнением по причине неопределенности геологии, характеристик коллектора или экономических факторов;

(C) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут залегать на неразбуренных поисковых объектах; и

(D) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут быть извлечены из нефтяных сланцев, угля, гильсонита и иных таких источников.

Доказанные разработанные запасы. Доказанные разработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как можно ожидать, могут быть извлечены из действующих скважин при помощи существующего оборудования и методов работы. Дополнительные нефть и газ, которые, как ожидается, могут быть получены благодаря применению закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов извлечения для дополнения естественных сил и механизмов первичной добычи, должны быть включены в качестве «доказанных разработанных запасов» только после испытания при помощи пилотного проекта или после того, как реализация установленной программы подтвердила благодаря сигналам каротажных приборов, что будет достигнуто увеличение добычи.

Доказанные неразработанные запасы. Доказанные неразработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как ожидается, будут извлечены из новых скважин или неразбуренных площадей или из действующих скважин, где для переоборудования требуются относительно крупные затраты. Запасы на неразбуренных площадях ограничиваются теми неразбуренными объектами, которые компенсируют продуктивные объекты, в отношении которых имеется обоснованная уверенность в производстве во время разбуривания. Доказанные запасы по другим неразбуренным объектам могут быть заявлены, только когда можно доказать с уверенностью, что обеспечивается непрерывность добычи из существующего продуктивного пласта. Ни при каких обстоятельствах оценки доказанных неразработанных запасов не должны проводиться по какой-либо площади, для которой предусматривается применение закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов добычи, если такие методы не являются эффективными по результатам фактических испытаний на этой площади или на том же самом коллекторе.

Какие крупнейшие месторождения природного газа в России?

Россия обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, более половины из которых находится в Сибири. В настоящее время более 70% запасов страны принадлежит государственной компании «Газпром».

Изображение: Заполярное газовое месторождение, установка подготовки газа. Фото любезно предоставлено Правительством Российской Федерации / Википедия.

NS Energy представляет крупнейшие месторождения природного газа в России на основе их запасов в триллионах кубических метров (трлн куб. М)

Уренгойское месторождение — 10.9Тсм

Расположенное на севере Западной Сибири Уренгойское газоконденсатное месторождение находится в разработке с 1978 года.

Уренгойское месторождение, управляемое «Газпромом», расположено в северной части бассейна Западной Сибири в Ямало-Ненецком автономном округе. Российский углеводородный актив, расположенный на территории более 12 000 км², был открыт в 1966 году. Он также считается вторым по величине месторождением природного газа в мире.

«Газпром» в настоящее время ведет работы на труднодоступных ачимовских месторождениях, чтобы получить больше газа и конденсата с Уренгойского месторождения.Запасы по категории С1 (разведанные) ачимовских отложений составляют более триллиона кубометров газа и 400 миллионов тонн конденсата.

Добычу на ачимовских месторождениях планировалось обеспечить за счет разработки пяти пилотных блоков, а именно 1А, 2А, 3А, 4А и 5А. Из них Блок 2А начал добычу газа в 2009 году, за ним последовал Блок 1А в 2011 году.

Остальные три находятся в стадии подготовки к разработке, а «Газпром» надеется получить около 36,8 млрд кубометров газа в год, как только все пять блоков выйдут на полную мощность.

Изображение: Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение. Фото любезно предоставлено Газпромом.

Ямбургское месторождение — 8,2 трлн м3

Ямбург, управляемый «Газпромом» и расположенный в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области, также является третьим по величине месторождением природного газа в мире.

Открытое в 1969 году наземное Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение было введено в эксплуатацию в 1986 году после примерно шести лет разработки. Ямбург, как и Уренгойское месторождение, также находится в Западно-Сибирском бассейне и составляет 148 единиц.В 5 км к северу от Полярного круга в Тазовском и Надымском районах.

В апреле 2019 года «Газпромнефть-Заполярье», дочерняя компания «Газпром нефти», заключила с дочерними обществами Газпрома долгосрочное операторское соглашение, основанное на оценке рисков, что позволило начать разработку ачимовских пластов Ямбургского месторождения. «Газпром нефть» рассчитывает начать промышленную добычу с ачимовских залежей Ямбургского месторождения в 2024 году.

По данным «Газпром нефти», запасы ачимовских залежей Ямбурга оцениваются в 1 балл.2 миллиарда тонн.

Бованенковское месторождение — 4,9 трлн м3

Расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе наземное Бованенковское месторождение, эксплуатируемое «Газпромом», эксплуатируется с 2012 года.

По данным «Газпрома», Бованенково является крупнейшим месторождением на полуострове Ямал по разведанным запасам газа и входит в разрабатываемый компанией мегапроект «Ямал».

Бованенково было открыто еще в 1972 году. Проектная мощность месторождения по добыче газа составляет 115 млрд кубометров в год, что, вероятно, достигнет 140 млрд кубометров в год после разработки неокомско-юрских отложений.

Основной объект разработки Бованенково — сеноман-аптские отложения, которые разрабатывались тремя газодобывающими объектами, введенными в эксплуатацию в период с 2012 по 2018 год.

Газ, добываемый на Бованенковском месторождении, поступает в Единую систему газоснабжения по трубопроводам Бованенково – Ухта и Бованенково – Ухта 2, протяженностью около 1 200 км каждый.

Изображение: Бованенково — самое крупное месторождение на Ямале. Фото любезно предоставлено Газпромом.

Штокмнское месторождение — 3.9Тсм

Открытое в 1988 году Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине от 320 до 340 метров.

Разведанные запасы Штокмнского месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. М газа и 56 млн тонн газового конденсата.

В феврале 2008 года российский государственный энергетический гигант «Газпром», Total и StatoilHydro подписали соглашение о создании Штокмановской компании для разработки месторождения в три этапа.Компания «Штокман Девелопмент» была создана для организации проектирования, разработки, строительства, финансирования и эксплуатации объектов первой фазы, связанных с освоением Штокмановского месторождения.

«Газпром» владел 51% акций «Штокман Девелопмент», а Total и StatoilHydro — 25% и 24% соответственно. Однако впоследствии «Газпром» приобрел 100% контрольный пакет акций компании.

В настоящее время «Газпром» управляет лицензией на поиск, разведку и добычу газа и конденсата на Штокмановском месторождении, мощность которого, как ожидается, выйдет на проектную мощность в 71 объект.1 млрд куб. М газа в год на третьей фазе освоения.

Заполярное месторождение — 3,5 трлн м3

Заполярное месторождение расположено в южной части Тазовского района, в 220 км от г. Новый Уренгой, Ямало-Ненецкий автономный округ.

Открытое в 1965 году, месторождение входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и способно производить 130 миллиардов кубометров газа в год. Он принадлежит и управляется Газпромом.

Распространение на площади 8 745 га, месторождение включает два месторождения, а именно сеноманское и валанжинское.Добыча на месторождении началась в 2001 году с разработки сеноманских отложений. «Газпром» начал добычу газа и конденсата из более глубоких валанжинских (неокомских) залежей в 2011 году. Добыча на месторождении достигла отметки в триллион кубометров в декабре 2012 года.

Всего пять установок комплексной подготовки газа (УКПГ) используются для добычи углеводородного сырья на Заполярном месторождении, в том числе три УГПГ для очистки газа сеноманских залежей и две УКПГ для очистки газа валанжинских залежей.

Система магистральных газопроводов (ГТС) Заполярное-Уренгой протяженностью 190 км транспортирует добытый с месторождения газ на рынок.

Запасы газа и нефти

Как оцениваются запасы углеводородов

«Газпром» обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, его доля в мировых и российских запасах составляет 16 и 71% соответственно. По состоянию на 31 декабря 2019 года внутренние запасы углеводородов Группы по категориям A + B1 + C1 (по российским стандартам) составляли 34 899.0 млрд кубометров газа, 1 569,7 млн ​​тонн газового конденсата, 2 005,7 млн ​​тонн нефти.

В целях пополнения ресурсной базы Группа Газпром ведет геологоразведочные работы в России и за рубежом, а также на постоянной основе отслеживает новые проекты и активы, приемлемые для покупки.

Резервы ассоциированных компаний и совместных предприятий

В 2019 году запасы углеводородов А + В1 + С1 ассоциированных компаний и совместных предприятий в составе Группы Газпром составили 1064.0 млрд кубометров природного и попутного газа, 111,1 млн тонн газового конденсата, 588,6 млн тонн нефти.

Аудит запасов

Аудит запасов углеводородов Группы Газпром на основе PRMS, проведенный DeGolyer and MacNaughton, показал, что на конец 2019 года доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы включают 24 395,5 млрд кубометров газа, 1063,2 млн тонн газового конденсата и 1374,8. млн тонн нефти.

Международным аудитом охвачено 92.8% газа, 95,0% конденсата и 95,7% нефти в общих запасах Группы по категориям A + B1 + C1.

Геологоразведочные работы

Основными задачами геологоразведочных работ, проводимых Группой Газпром, являются восполнение добываемых углеводородов коммерческими запасами и подготовка сырьевой базы в перспективных регионах. Темпы прироста запасов природного газа Компании превышают темпы добычи с 2005 года.

В 2019 году коэффициент замещения запасов природного газа составил 1,1.

«Газпром» работает практически во всех нефтегазоносных регионах России. В 2019 году на геологоразведку отечественных углеводородов Группа направила 116,9 млрд рублей.

В течение 2019 года прирост запасов углеводородов A + B1 + C1 в результате геологоразведочных работ в России составил:

• 556.7 миллиардов кубометров природного газа;
• 11,7 млн ​​тонн газового конденсата;
• 29,0 млн т нефти.

В 2019 году было открыто четыре новых месторождения — газоконденсатное месторождение имени Василия Динькова, газоносное Нярмейское месторождение (шельф Карского моря), нефтеносные Ягодное и Рощинское месторождения (Оренбургская область) — и 25 новых месторождений в Республике Саха (Якутия), Ямало-Ненецком автономном округе, Ханты-Мансийском автономном округе — Югре, Томской и Оренбургской областях, а также на шельфе Карского моря.Кроме того, инвестиции компаний, в которые классифицируются как совместные операции, открыли месторождение в Томской области, названное в честь Юрия Чикишева, и два месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре.

Добыча углеводородов за пределами России

В соответствии с существующими договорными обязательствами Группа Газпром продолжает реализацию текущих проектов за рубежом.В 2019 году Группа провела геолого-геофизические исследования в странах СНГ, Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Южной Америки.

Объем инвестиций в геологоразведочные работы за рубежом в 2019 году составил 5,4 млрд рублей.

В рамках геологоразведочных проектов, оператором которых является Группа, в 2019 году было проведено разведочное бурение в Сербии и Румынии, в результате чего были открыты два новых месторождения в Сербии.

Программа развития минерально-сырьевой базы

Стратегия развития ресурсной базы Группы Газпром направлена ​​на поддержание баланса между приростом запасов и добычей углеводородов, а также на обеспечение более активного восполнения ресурсов в будущем.

В июне 2011 г. Правление Газпрома утвердило Программу развития минерально-сырьевой базы (МРБ) газовой промышленности до 2035 г. Программа предусматривает усиленное восполнение минерально-сырьевой базы с учетом изменения структуры запасов и сдвига центры добычи газа в новые регионы: полуостров Ямал, Восточную Сибирь, Дальний Восток и континентальный шельф России. Программа предусматривает добавление около 20 миллиардов тонн условного топлива в период с 2011 по 2035 год.

В документе большое внимание уделяется научно-исследовательской, опытно-конструкторской и проектной деятельности, которая поможет значительно повысить эффективность поисков и разведки новых месторождений и месторождений углеводородов.

GEO ExPro — огромные объемы нефтегазовых ресурсов в России

Огромные объемы нефтегазовых ресурсов в России

Терминал «Ворота Арктики» на Новопортовском рассчитан на круглогодичную работу в экстремальных климатических условиях с температурой ниже -50 °.© Газпром.

Самым крупным открытием газа в 2018 году стало Северо-Обское месторождение Новатэк на мелководье Обской губы на севере российского полуострова Ямал.

Сообщается, что в этом открытии имеется более 11 трлн кубических футов газа, и, по оценке Rystad Energy, извлекаемые ресурсы на нем составляют около 960 млн баррелей нефтяного эквивалента.

Это подчеркивает тот факт, что полуостров Ямал является одной из наиболее обеспеченных, но малоизвестных нефтегазовых провинций в мире и местом расположения крупнейших известных в России неосвоенных запасов газа.

Сложности и проблемы разведки углеводородов на полуострове Ямал

Унылый и холодный полуостров Ямал на северо-западе Сибири вдается на 700 км в Карское море к северу от Полярного круга. Он имеет ширину 240 км и возвышается не более чем на 90 м над уровнем моря. Здесь проживает небольшая человеческая популяция и более 200 000 оленей. Это также 2230 км по прямой от Москвы, вечная мерзлота достигает глубины 300 м, здесь сложные геологические и гидрологические условия, и темно в течение многих месяцев в году, поэтому коммерциализация запасов нефти и газа является сложной задачей.

Бованенковское — крупнейшее открытое газовое месторождение на Ямале. Источник: Газпром

Углеводороды были впервые обнаружены на Ямале еще в 1960-х годах, но активная эксплуатация ресурсов началась только во втором десятилетии XXI века. Бованенковское месторождение с начальными запасами более 170 трлн куб. Фута является крупнейшим месторождением на полуострове. Когда это и несколько других крупных газовых месторождений были обнаружены в центрально-западном секторе полуострова Ямал между 1978 и 82 годами, Россия начала строить планы по разработке этих ресурсов.Однако всего через два года проблемы, связанные с коммерческой добычей и экспортом газа, а также экологические и культурные проблемы местного населения привели к тому, что эти планы были приостановлены. Промышленная добыча на месторождении наконец началась в 2012 году, при этом газ экспортировался на 1200 км до Ухты, а оттуда в Единую систему газоснабжения России. Газ транспортируется под давлением 120 атм — рекордным показателем для наземных газопроводов — и трубопровод пересекает часть Карского моря, которая большую часть года покрыта льдом: еще одна серьезная техническая проблема.

То же самое и с нефтью. Новопортовское, крупнейшее нефтяное месторождение на полуострове с запасами более 1650 млн баррелей, было открыто в 1972 году, но оно оставалось неразработанным в течение 50 лет, пока в 2011 году не начался пилотный проект Газпрома. Коллекторы с низкой проницаемостью и сложная структурная обстановка в дополнение к вышеупомянутому грунту. Несмотря на трудности, это был сложный проект, но добыча нефти была достигнута с использованием многих методов, обычно связанных с нетрадиционной разведкой, таких как горизонтальные и многоствольные скважины и многоступенчатый гидроразрыв пласта.Месторождение находится в 700 км от ближайшей нефтяной инфраструктуры, поэтому нефть в Северную Европу экспортируется по морю круглый год специальными танкерами, способными преодолевать лед толщиной до 1,8 м при поддержке атомных ледоколов. Первая нефть покинула Ямал в 2016 году, а в 2017 году было экспортировано более 40 миллионов баррелей нефти.

СПГ теперь также отправляется с Ямала по морю из хаба на северо-востоке полуострова, недалеко от Южно-Тамбейского месторождения 32,7 трлн фут3 (2P). , которое сможет использовать новое открытие на Северо-Обском.Это гигантский комплексный проект с участием ряда операторов и сервисных компаний. Это потребовало строительства морского порта и аэропортов, а также трех поездов по сжижению газа, каждая вместимостью 5,5 миллионов метрических тонн, а также использования специально построенных танкеров-ледоколов для перевозки СПГ на рынки Азии и Европы.

Огромные объемы нефтегазового потенциала в России

Если посмотреть на потенциал полуострова Ямал, то можно увидеть ошеломляющие цифры. На данный момент открыто более 30 месторождений, и, по данным Газпром, общие запасы и ресурсы полуострова составляют 936 триллионов кубических футов, 11 баррелей нефтяного эквивалента газового конденсата и 2.2 баррелей масла. Только в 2017 году на Ямале было добыто около 3 трлн кубических футов газа, и считается, что этот показатель может возрасти до более 12 трлн кубических футов в год. Полуостров Ямал мог снабжать Европу десятилетиями.

Дополнительная литература по нефтегазовой деятельности в России

Некоторые рекомендуемые статьи GEO ExPro, касающиеся разведки нефтегазовых ресурсов в России.

Западная Арктика Россия — Карское море
Томас Смит
Самая северная нефтяная находка в мире может стать первым залпом, необходимым для рывка в этом очень перспективном приграничном районе.
Эта статья появилась в томе. 12, No. 1 — 2016

Каспийское море: исследование границ в бассейне Среднего Каспия
Джасвиндер Манн и Грегор Дюваль, CGG.
Многоклиентные сейсмические данные 2D CGG в Центральной части Каспийского моря помогают понять существующие и новые нефтяные системы в приграничной зоне.
Эта статья появилась в томе. 11, No. 4 — 2016

Русские складные ремни: следующая горячая игра?
Константин Соборов, ООО «Норд Вест», Москва
В истории отечественной нефтегазовой разведки можно выделить три успешных цикла наращивания запасов нефти.Могут ли складные ремни стать основой следующего цикла?
Эта статья появилась в томе. 12, No. 3 — 2015

5 крупнейших газовых компаний России

Газовые компании являются важной частью экономики России. Энергетический сектор является основным продуктом в мире инвестиций, и на него приходится около 60% ВВП России по состоянию на 2017 год и около 36% ее доходов по состоянию на 2016 год. В стране находятся одни из крупнейших транснациональных нефтегазовых компаний. компаний в мире, потому что он также обладает одними из крупнейших известных в настоящее время запасов.

Ниже приведены пять крупнейших российских нефтегазовых компаний, которые поддерживают экономику как России, так и мира.

1. Газпром

Газпром (MCX: GAZP.ME) — крупнейшая в мире газовая компания. Это компания с контрольным пакетом акций с государственным участием, специализирующаяся на геологоразведке в России, а также на добыче, транспортировке, хранении, переработке и сбыте природного газа и другие углеводороды.

Миссия «Газпрома» — обеспечивать российских потребителей эффективными и сбалансированными поставками газа и реализовывать долгосрочные газовые контракты по экспорту природного газа из России в другие страны.По состоянию на 2020 год он владеет крупнейшими в мире запасами природного газа.

2. Новатэк

Новатэк (MCX: NVTK.ME) — крупнейший независимый производитель природного газа в России и второй по величине производитель природного газа в России после «Газпрома». Компания занимается разведкой, добычей и переработкой природного газа и жидких углеводородов.

На конец 2019 года Новатэк располагал примерно 16 265 миллионами баррелей нефтяного эквивалента (барр. Н. Э.) Доказанных запасов природного газа.Взаимодействие с другими людьми

3. Роснефть

«Роснефть» (MCX: ROSN) является лидером российской нефтяной отрасли и входит в число крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Компания занимается разведкой, добычей и производством нефтепродуктов и нефтехимии, но также занимается разведкой и добычей природного газа. «Роснефть» включена в Список стратегических предприятий и организаций РФ.

4. Лукойл

ПАО « Нефтяная компания Лукойл » (MCX: LKOH) — российская компания, которая изначально контролировалась государством, но теперь является крупнейшей компанией России, не контролируемой государством, и второй по величине компанией в целом после Газпрома по состоянию на 2020 год.Его основная деятельность включает разведку и добычу нефтепродуктов и природного газа.

Хотя он специализируется (и был основан для) разведки и добычи в Западной Сибири, где находится большая часть запасов нефти и газа компании, Лукойл является крупным игроком в мировой энергетической отрасли.

5. Сургутнефтегаз

Сургутнефтегаз — российская нефтегазовая компания, образованная путем слияния нескольких бывших государственных компаний.Его основные интересы — нефть, природный газ и нефтепродукты, а также экспорт по всему миру, особенно в Беларусь. В компании работает более 100 000 человек, а объем продаж по состоянию на 2020 год составил 24,7 миллиарда долларов, что сделало ее шестой по величине компанией в России.

См. Новый огромный российский газовый завод на арктическом побережье

В то время как большая часть мира наблюдает за быстро тающей Арктикой с растущей тревогой и полностью возлагает вину на ископаемое топливо, Россия и ее партнеры во Франции и Китае видят рублевые знаки.Фактически, миллиарды из них будут сделаны на продаже арктического ископаемого топлива остальному миру.

Горение газа на буровой на полуострове Ямал. Во время бурения здесь и в других странах мира избыточный газ, который не может быть доставлен на рынок, обычно сжигается в факелах — обычно в менее пустых местах из высокой трубы.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

В конце прошлого года российский энергетический гигант Новатэк завершил строительство самого северного промышленного объекта в мире: завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) «Ямал СПГ» стоимостью 27 миллиардов долларов.2 градуса северной широты в Сабетте, на берегу реки Обь. Объект и его новый порт примыкают к восточному берегу богатого газом полуострова Ямал, который, как обмороженный палец, торчит в Карское море — то есть посреди мерзлого нигде.

Завод был построен на год раньше запланированного срока, в немалой степени потому, что российское правительство помогло построить крупный порт для танкеров СПГ, аэропорт и электростанцию, не говоря уже об использовании своего флота атомных ледоколов для сохранения канал свободен для судов, прибывающих со строительными материалами.

Нурлан — один из многих рабочих завода «Ямал СПГ», выходцев из Казахстана, который также является крупным производителем нефти и газа.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

И это только начало. Под заказ 15 ледокольных танкеров-газовозов, а также новая железнодорожная ветка и еще два завода по производству СПГ через устье Оби. Россияне ожидают, что к 2030 году все заводы будут производить в общей сложности 60 миллионов тонн СПГ в год.

Арктический поворот

Сабетта, поселок, который всего пять лет назад был крошечным даже по мерзлым тундровым меркам, теперь является основным строительным блоком на большом повороте президента России Владимира Путина на север. «Это очень удобное место с действительно хорошей логистикой», — сказал Путин в 2015 году. Он считает Сабетту «универсальным портом для всех видов товаров».

Перспектива относительно дешевого газа по короткому пути между Азией и Европой привлекла несколько инвесторов, озабоченных тем, чтобы опереться на Арктику, а СШАПо оценкам S. Geological Survey, может содержаться пятая часть оставшихся запасов нефти и газа на Земле. Французской нефтяной компании Total принадлежит 20 процентов акций завода «Ямал СПГ», как и CNPC, национальной газовой компании Китая. Фонд Шелкового пути правительства Китая владеет десятью процентами.

Завод только начинает работать на полную мощность, но в прошлом году он отгрузил 7,5 млн тонн СПГ на пять континентов, по данным Новатэка. Это также привлекло внимание французского фотографа Шарля Кселота, бывшего инженера-эколога, который был очарован масштабным проектом.

«Это очень важный проект для них», — говорит Кселот. Первоначально нанятый «Новатэком», ему предоставили свободный простор для фотографирования завода, на котором во время строительства находилось около 30 000 рабочих. «В России очень мало крупных промышленных проектов. Это единственное, о чем российское телевидение говорит, говоря, что это будущее». Сейчас Сабетта — небольшой город с ресторанами и спортивными залами и даже небольшой русской православной церковью, освященной Патриархом Московским и всея Руси в 2016 году.

С тех пор Кселот несколько раз возвращался, чтобы сфотографировать новую рабочую деревню, а также традиционные деревни близлежащих ненецких оленеводов, которые жили на Ямале в течение нескольких поколений. Он был единственным жителем Запада, который путешествовал на борту Christophe de Margerie — первого ледокольного танкера СПГ Совкомфлота, названного в честь покойного генерального директора Total — во время его первого рейса с Ямала во Францию. По пути он пробил лед толщиной в пять футов.

«Это было похоже на поездку», — говорит Кселот.«Никакого качения, просто плоское. Снаружи можно было слышать плеск льда по бокам».

Свет ледокола пробивает метель на Карском море, недалеко от полуострова Ямал. Поверхность моря большую часть года замерзает.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Гигантское судно, как и многие другие, которые Россия планирует использовать на Северном морском пути, работает на СПГ, и это хорошо, говорит Фредерик Хауге, основатель норвежской экологической группы Bellona , , работавший в России. Арктика на десятилетия.

«Работа корабля на СПГ не очень помогает климату, — говорит Хауге, — но с точки зрения случайного выброса существует большая разница между газом и мазутом».

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Слева : Капитан Christophe de Margerie, первого из 15 танкеров-ледоколов, заказанных для перевозки СПГ с Ямальского завода, следит за движением корабля во льдах.

Справа : Экипаж корабля проводит пожарные учения.

Фотография Шарля Кселота

Ночью в Карском море мощные прожекторы освещают лед впереди для офицеров на мостике Christophe de Margerie. Построенный компанией Daewoo в Южной Корее корабль имеет длину почти тысячу футов, может перевозить 172 000 кубометров СПГ — около 85 000 тонн — и может развивать скорость в пять узлов по льду толщиной в пять футов.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права.Несанкционированное использование запрещено.

Россия в течение последних нескольких лет перевозила нефть в танкерах ледового класса с нескольких небольших месторождений и морских платформ в Арктике до нетронутого норвежского фьорда возле Хоннингсвага. Там груз переваливается на более крупные танкеры не ледового класса для отправки дальше на юг. В ноябре прошлого года компания начала делать то же самое с СПГ.

Больше трафика в Арктике?

Производство на новом заводе на Ямале помогло увеличить грузооборот на российском Северном морском пути, который пролегает 2800 миль от востока Карского моря до Берингова пролива, на 25 процентов в прошлом году до 18 миллионов тонн грузов. Путин приказал увеличить тоннаж в четыре раза до 80 миллионов тонн всего за пять лет. Это все равно будет примерно десятая часть объема, отправляемого через Суэцкий канал, но огромная для Арктики.

Даже Минприроды России задохнулось. Для его выполнения, как сообщается, потребуются дополнительные инвестиции в размере 163 млрд долларов в арктические ресурсы, включая разработку угольных месторождений на Таймыре к востоку от Ямала, нефтяного месторождения Паяха в дельте реки Енисей и нефтепровода на север от берега реки Енисей. Ванкорское нефтяное месторождение.

«Для Путина это больше тщеславие, чем реальность», — говорит Наташа Уденсива, эксперт по энергетике и морскому транспорту, преподаватель Школы международных отношений и государственной политики Колумбийского университета. «Не так много судов, использующих его, и весь маршрут открыт только в течение нескольких месяцев в году. Но даже если это был открытый океан, и вы отправляете грузовые суда из Европы в Азию, там ничего нет. Нет клиентов. Вы не может делать несколько остановок Я не думаю, что это так жизнеспособно, как говорят русские.«

Завод в Сабетте в три часа ночи февральского утра. В феврале этого года он отгрузил свою десятимиллионную тонну СПГ.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

И еще один — большая проблема, которая может разрушить мечту Путина о промышленно развитой российской Арктике, — говорит Уденсива, — та же проблема, которую русские усугубляют, добывая здесь больше ископаемого топлива.

«Я не уверен, сколько времени продлится проект, потому что изменения климата », — говорит Уденсива.«Они построили завод СПГ на сваях из-за вечной мерзлоты, но все же в Арктике тает все. В частности, на газовых месторождениях есть некоторая опасность. Там уже много дыр в вечной мерзлоте, и вы не знаете, когда они откроются «.

Помимо самого изменения климата, усилия по ограничению изменения климата также делают рискованными инвестиции в арктический газ. «Сразу возникает вопрос, нужен ли нам газ так долго?» По словам Уденсива, Европа ставит перед собой агрессивные цели по декарбонизации, Китай быстро переходит на электромобили, а мир наводнен дешевым газом.«Если бы вы были инвестором, вы бы вложили все эти деньги в ископаемое топливо?»

Кселота поразили более философские вопросы, когда он сфотографировал крохотных рабочих, сваривающих панели внутри гигантских резервуаров для хранения газа на Ямале, как если бы они были каменотесы, работающие над Нотр-Дамом. Столетия назад, по его словам, «мы вкладывали ту же энергию в строительство соборов. Теперь мы вкладываем всю свою энергию в эти здания на ископаемое топливо. Даже устья скважин выглядят как православный крест».

Получат ли будущие россияне выгоду от нынешней арктической авантюры — или сочтут это безумием Путина — еще предстоит увидеть.Между тем, температура в Арктике продолжает нагреваться вдвое быстрее, чем в остальном мире.

Зимним днем ​​в Сабетте над туманом видны только факельные трубы и дымовые шлейфы завода в Сабетте.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Россия открывает сверхгигантское месторождение газа после 40-летнего ожидания

Мнение / анализ

Китай четко заявил о своей цели доминирования в критических технологиях, включая возобновляемые источники энергии, полупроводники и робототехнику.Это представляет серьезную угрозу для руководства, промышленности и рабочих мест США. Когда дело доходит до солнечной энергетики и тысяч хорошо оплачиваемых рабочих мест в Америке, которые она поддерживает, законодатели и администрация Байдена должны принять решительные меры.

Рынок солнечных панелей в США продолжает расти, и 29 штатов уже придерживаются стандартов портфеля возобновляемых источников энергии, которые требуют более широкого развертывания солнечных систем и других зеленых технологий. Однако китайские производители занимают доминирующее, почти монопольное положение в ключевых секторах цепочки поставок солнечной энергии. Китай также продолжает в значительной степени субсидировать свою солнечную промышленность, еще больше увеличивая свою долю на рынке, поскольку Пекин стремится к мировому господству.

Давление Китая на глобальную цепочку поставок солнечной энергии угрожает не только рабочим местам и производственным мощностям США, но и энергетической независимости и технологическому лидерству Америки. Это также угрожает нашей национальной безопасности.

Поликремний является основным сырьем, необходимым как для солнечной, так и для полупроводниковой промышленности. Полупроводники — это важнейшие «мозги», которые управляют нашими системами вооружения и военными самолетами, такими как F-35.Китай понимает синергию между солнечной энергией и полупроводниками — и мы должны это признать.

По мере того, как мы движемся к зависимости от возобновляемых источников энергии, было бы трагедией, если бы Соединенные Штаты в конечном итоге зависели от Китая, конкурирующей мировой державы и коммунистической диктатуры, в отношении этого жизненно важного ресурса. К счастью, в последнее время мы добились некоторых успехов, вернув значительную долю рынка в производстве солнечных модулей. В новом отчете, выпущенном моей организацией под названием «Восстановление цепочки поставок солнечной энергии в США из Китая», документируется, как U.Сектор производства солнечной энергии S. вернул себе долю рынка. Он также предоставляет дорожную карту для построения непрерывной цепочки поставок солнечной энергии в США.

Как показано в нашем отчете, Раздел 201 защитных тарифов на солнечную энергию, взимаемых администрацией Трампа в 2018 году, помог индустрии солнечных модулей США достичь новых высот в производстве и рыночной доле. Фактически, количество солнечных установок в США выросло на 43 процента в 2020 году до 16,5 гигаватт, что является рекордным показателем.

Кроме того, несколько производителей солнечных модулей в США значительно увеличили производство за последние три года под влиянием тарифов. В 2019 году производители США достигли 10-летнего максимума доли рынка в 19,8 процента.

Чтобы солнечная промышленность США продолжала процветать, директивным органам следует ввести налоговые льготы «Сделано в США» для американских производителей солнечных батарей. Налоговый кредит будет привязан к сумме добавленной стоимости и уровню продаж для каждой компании. Вашингтону также следует удвоить политику «покупайте американские», гарантируя, что федеральное правительство не только покупает солнечные модули американского производства, но и покупает электроэнергию, производимую в США.Солнечные модули S.-made.

Важно отметить, что эта политика должна быть усилена расширенными тарифами, охватывающими всю цепочку поставок, чтобы позволить отечественной промышленности превратиться в полную, сквозную цепочку поставок солнечной энергии.

Конгресс также должен увеличить инвестиции в исследования и разработки в области возобновляемых источников энергии, а также в образование в области STEM. Америка является мировым лидером в области революционных инноваций, и фундаментальным двигателем нашего технического прогресса является качество наших ученых, инженеров и студентов.Достижение безуглеродного и недорогого энергетического будущего, которое мы все хотим видеть, зависит от постоянных инноваций США в солнечной и смежных отраслях.

Неспособность решить проблему доминирования Китая в солнечной промышленности также имеет серьезные моральные и этические последствия. Использование Китаем принудительного труда в провинции Синьцзян является важным фактором в способности Китая продавать солнечное энергетическое оборудование по ценам ниже рыночных.

Выбор, стоящий сейчас перед администрацией Байдена, прост: воспользоваться возможностью для улучшения восстановления и поддержки непрерывного роста U.S. цепочки поставок солнечной энергии или позволить доминирующему положению Китая и использованию принудительного труда по-прежнему беспрепятственно.

Возобновляемая энергия — слишком важная отрасль, чтобы позволить одной враждебной, автократической стране монополизировать поставку оборудования для производства этого жизненно важного ресурса.

Джефф Ферри — главный экономист Коалиции за процветающую Америку. Twitter: @menloferry

Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики. Считыватель РСМД

Советский Союз начал активно осваивать арктический шельф в начале 80-х годов прошлого века.Наиболее перспективными участками арктического шельфа были Печорское и Карское моря, являющиеся водным продолжением Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. В период после распада Советского Союза, с 1991 по 1998 год, российский буровой флот работал почти исключительно на шельфе Западной Европы, Азии, Африки и Южной Америки.

Прекращение геологоразведочных работ в Арктике после 1991 г. вкупе с потерей арктического бурового флота означают, что российский арктический шельф остается в значительной степени неисследованным: только 20% Баренцева моря и 15% Карского моря имеют исследованы, а Восточно-Сибирское, море Лаптевых и Чукотское море вообще не исследованы.

Всего на континентальном шельфе России открыто 25 месторождений, все из которых расположены в Баренцевом и Карском морях (включая Обскую губу и Тазовский лиман). Извлекаемые коммерческие запасы месторождений составляют более 430 млн тонн нефти и 8,5 трлн кубометров природного газа.

Первым и пока единственным нефтегазовым проектом на российском арктическом шельфе является разработка Приразломного месторождения, открытого в Печорском море в 1989 году.Запасы месторождения оцениваются в 72 миллиона тонн нефти. «Газпром нефть шельф» владеет лицензией на его разработку. В августе 2011 года на месторождение была доставлена ​​морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная». Его проектная мощность — 6,5 млн тонн в год. Промышленная разработка месторождения началась в декабре 2013 года. В 2014 году платформа доставила около 2,2 миллиона баррелей нефти в порт Роттердама. Добываемая на месторождении нефть называется ARCO (Arctic Oil).В 2015 году компания планирует удвоить добычу и отгрузку нефти.

«Газпром» продолжает подготовку к реализации еще одного проекта в Печорском море — Долгинского месторождения. Уже пробурены четыре разведочные скважины. Извлекаемые запасы оцениваются более чем в 200 миллионов тонн нефтяного эквивалента (1,7 миллиарда баррелей). «Газпром» хочет привлечь к проекту вьетнамскую компанию PetroVietnam. Ожидается, что производство начнется в 2020 году с пиковыми уровнями 4.К 2026 году должно быть добыто 8 миллионов тонн нефти в год.

Как никогда актуально Штокмановское месторождение, открытое в 1988 году. Его запасы составляют 3,9 триллиона кубометров газа и 56,1 миллиона тонн газового конденсата.

Всего «Газпрому» принадлежат семь лицензионных участков в Баренцевом море, три в Печорском море, тринадцать в Карском море, восемь в Обской губе и один в Восточно-Сибирском море.

Другая российская компания, Роснефть, владеет шестью лицензионными участками в Баренцевом море, восемью в Печорском море, четырьмя в Карском море, четырьмя в море Лаптевых, одним в Восточно-Сибирском море и тремя в Чукотском море.В целях выполнения существующих лицензионных обязательств в 2011 и 2012 годах «Роснефть» подписала соглашения о стратегическом сотрудничестве с Exxon Mobil, Statoil и Eni, которые, в частности, предусматривают совместное геологическое изучение и разработку месторождений углеводородов на арктическом шельфе.

В августе 2014 года в результате работ по разведочному бурению, проведенных совместным предприятием Роснефть и Exxon Mobile Карморнефтегаз на лицензионном участке Восточно-Приновоземельского месторождения 1 в Карском море, было открыто месторождение нефти с извлекаемыми запасами 130 млн тонн нефти. и 500 миллиардов кубометров природного газа.В целях выполнения существующих лицензионных обязательств в 2014 году «Роснефть» подписала долгосрочное соглашение с норвежской компанией North Atlantic Drilling на использование шести морских буровых установок на своих шельфовых проектах, включая проекты на арктическом шельфе, до 2022 года. В отношении своего бурового флота «Роснефть» также подписала в 2014 году рамочное соглашение с Seadrill Limited и North Atlantic Drilling Limited об обмене активами и инвестициями.