26.11.2024
Разное

Перспективные районы нефтедобычи: Главные районы добычи нефти в России. Главные центры нефтедобычи

alexxlabАвтор: alexxlab

Содержание

Технологии и перспективные направления нефтедобычи в России

Человеку, нефть и её свойства известны с древнейших времен. Самому возрастному нефтяному промыслу, который удалось найти археологам, больше 8000 лет. Именно с помощью бурения скважин нефть начали добывать с середины 19-го века, с тех пор технологии добычи меняются постоянно. Нефтегазовая отрасль на сегодняшний день одна из самых наукоемких, сейчас она двигает вперед такие фундаментальные науки как химия, физика и геология.

Не секрет, что добыча нефти с каждым годом становится всё более сложным и затратным процессом, поэтому внимание многих представителей научного мира обращено именно в эту сторону. Где искать большую нефть? Как бурить скважины нового поколения? Как ученым взаимодействовать с производителями и как повлияли нефтегазовые санкции на нефтегазовую отрасль России?

Перспективные направления Российских нефтедобытчиков

Одна из главных целей России — возрождение утраченной модели советских времен, когда объединялись наука и производство для совместного решения отраслевых проблем.

Сейчас до 95% высокотехнологичного сегмента российского рынка занимают западные компании. Поэтому проблема импортозамещения в России стала особенно остро. Учитывая, что введенные западом санкции коснулись и нефтяной отрасли, на инновационные разработки отечественных компаний будет большой спрос. В санкционных списках даже перечень оборудования используемого при разработке месторождений и добычи нефти.

Отечественные разработчики производители, сейчас должны не просто конкурировать с крупными западными компаниями на внутреннем рынке, но и полностью обеспечивать научную, техническую и технологическую базу российских нефтедобытчиков.

Причем условия нефтедобычи становятся всё сложнее, теперь большая нефть может прийти еще и с севера из-за чего цены на нефть могут подскочить. Крупные залежи черного золота возможно будут найдены в арктическом шельфе, с такими прогнозами выступают представители российской академии естествознания.

В каспийском море идет бурение уникальной, самой северной скважины. Ученые уверены, открытие новой нефтеносной провинции и её разработка станет прорывом в нефтяной отрасли России. Прогнозируемые запасы в этом регионе сопоставимы по своим объемам с колоссальными запасами Саудовской Аравии.

Еще более грандиозные планы связаны с нефтегазоносностью в районе Моря Лаптевых, сейчас там идут разведочные работы, уже через год должно начаться бурение скважин. Актуальные проблемы строительства и ремонта нефтегазовых скважин на суше и континентальном шельфе России.

Бурение скважин сложный технологический процесс от которого зависит последующий результат нефтедобычи. Скорость бурения, материалы и теологии которые применяются при бурении, всё это важные факторы непосредственно влияющие на качество строительства скважины.

Для России одним из самых перспективных направлений, сейчас является исследование в области техники и технологии промывки и закачивания скважин. Эти и другие разработки уже обеспечили серьезный скачек в отрасли для достижения высокого уровня качества бурения и строительства скважин.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Что будет с российскими нефтегазовыми проектами на шельфе — Российская газета

Падение цен на нефть ниже 30 долларов вопреки многим досужим разговорам не поставило крест на шельфовых нефтегазовых проектах России, как действующих, так и перспективных. Но если первым, фактически, ничего не угрожает, сроки запуска вторых могут быть серьезно скорректированы.

Проектов добывающих в промышленных объемах нефть и газ на российском шельфе не так много. Это платформа «Приразломное» в Печорском море, два сахалинских проекта в Охотском море и месторождения в Каспийском море. Все они работают уже не первый год и успели окупить хотя бы некоторую часть капитальных вложений. Поэтому совершенно необязательно, что сейчас они добывают сырье себе в убыток.

В конце прошлого года IHS Markit высчитала среднюю безубыточную цену нефти для новых морских проектов России, которая составила 44 доллара за баррель марки Brent.  В зависимости от сроков эксплуатации действующих месторождений и эффективности использования доходов эта цифра сильно уменьшится. После завершения капвложений в проекты она может упасть ниже 10 долларов за баррель.

Кроме того, консервировать уже работающие проекты, поддерживая их функциональность, может оказаться дороже, чем продавать сырье, добытое с них, даже с некоторым математическим дисконтом. А в определенных случаях остановить добычу просто не представляется возможным по причинам технического характера и экологической безопасности.

Продолжение разработки действующих отечественных шельфовых месторождений уже подтвердили в «Газпром нефти» и в «Лукойле». Причем в последнем также заявили о приоритете реализации проектов в Каспийском море, в том числе еще не введенных в эксплуатацию. Например, месторождения имени В.И. Грайфера, начало промышленной добычи нефти на котором, запланировано в 2022 году.

Но для большинства еще не начатых шельфовых проектов, а также планов морской геологоразведки, нынешние минимальные цены на нефть означают, в лучшем случае, перенос сроков запуска. По мнению экспертов, всерьез говорить о возвращении к шельфу можно будет только, когда нефть поднимется в цене выше 40 долларов за баррель.

«Вопрос в сроках, которые зависят от сроков стабилизации мировой экономики. Еще 10 лет назад считалось, что цена выше 80 долларов за баррель является эффективной для развития шельфа», — пояснил управляющий партнер консалтинговой компании Bright Денис Абакумов. С его точки зрения, по мере развития технологий, а также из-за мер стимулирования предпринимаемых правительством, этот порог сейчас снизился до 40-60 долларов за баррель. Но теперь для интенсификации усилий в этом направлении необходимы новые решения и новые подходы.

«Возможно, государство возьмет на себя часть рисков и выступит гарантом, а где-то и соинвестором, для того чтобы не терять набранного темпа», — считает Абакумов.

По-видимому, наиболее печальная ситуация сложится с морской геологоразведкой. Ее интенсивность и так оставляла желать лучшего при высоких ценах на нефть, а сейчас ее экономическую целесообразность объяснить достаточно сложно. По мнению Абакумова, новые проекты ГРР будут приторможены, поскольку потребуют серьезных пересмотров. В целом вся стратегия ГРР потребует корректировки и новых планов.

Какие страны быстрее восстановят добычу нефти после кризиса — Российская газета

Темпы восстановление нефтяной отрасли после коронакризиса в разных странах будут неравномерными, в зависимости от географии, экономической модели и системы налогообложения.

Ранее, глава минэнерго Александр Новак в своей статье в журнале «Энергетическая политика сделал прогноз, что в 2023-2025 годах произойдет снижение мирового производства нефти на 5 млн баррелей в сутки из-за спада инвестиций в добычу в 2020 году.

Ожидается, что именно в этот период (2023-2025 год) мировой экономике удастся окончательно преодолеть последствия пандемии и обострится борьба за рынки сбыта. При резком росте спроса на нефть и возникновении ее дефицита это может привести к сильному росту котировок барреля. В этом случае в наилучшем положении окажутся страны, которые смогут быстро нарастить производство нефти. При плавном увеличении потребления выиграют государства, в которых наиболее низкая себестоимость добычи. Но в обоих сценариях комфортнее себя будут чувствовать производители из тех стран, где в нефтяной отрасли короткий инвестиционный цикл — период времени с первого финансового вложения в проект до достижения им запланированных показателей (запланированных объемов добычи нефти).

«Возникновение дефицита нефти крайне маловероятно», — говорит управляющий партнер консалтинговой группы Bright Денис Абакумов. — Во-первых, сам тезис — прохождение кризиса — очень спорный, так как мир вряд ли вернется к доковидному состоянию. Начавшийся процесс деглобализации будет сопровождаться длительной системной трансформацией, которая изменит мировую конъюнктуру. Во-вторых, нефтяная отрасль имеет колоссальный накопленный запас прочности, чтобы быстро восстановить утраченные позиции в части объемов добычи. При этом текущее сокращение инвестиций сильнее скажется на странах с длинным циклом разработки новых месторождений, к которым относится Россия. Также следует учитывать, что консервация ряда месторождений в РФ при сегодняшних ценах на нефть делает проекты по их перезапуску практически нерентабельными. Значит, многие старые месторождения просто прекратят существовать. Поэтому страны Ближнего Востока выгодно отличаются от России, так как у них больше технологических возможностей воспользоваться разными наборами опций по сокращению и наращиванию добычи, считает Абакумов.

Также нужно учитывать особенности фискальных систем. Хуже всего из-за большой налоговой нагрузки будут чувствовать нефтяные компании в Африке, считает аналитик по товарным рынкам «Открытие Брокер» Оксана Лукичева. Она уточнила, что самая легкая налоговая нагрузка в Европе и Канаде, но здесь направление дальнейших инвестиций изменится в сторону развития энергосетей, энергосбережения и возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Наша страна в данном вопросе находится на перепутье. С одной стороны оказывается поддержка нефтесервисным компаниям, производящим все технические работы на месторождениях по извлечению нефти — от бурения скважин и проведения гидроразрыва пласта до хозяйственного обустройства участков. Решение создать Фонд незаконченных нефтяных скважин, которые в будущем можно будет быстро ввести в эксплуатацию, позволит России быстро нарастить добычу. С другой, налоговая нагрузка на нефтяные компании с 2021 года возрастет, и многие высоко затратные проекты могут стать нерентабельными при ценах на нефть ниже 50 долларов за баррель.

Также большое значение будет иметь, насколько долгим и глубоким окажется снижение вложений в нефтяную отрасль. «Наиболее значительным падение инвестиций в сегмент нефтегазовой добычи окажется в Африке и Северной Америке — минус 47% и 42% относительно 2019 года, соответственно», — говорит директор по исследованиям VYGON Consulting Мария Белова. — В США такое падение объявляется крахом сланцевой индустрии (банкротства, сокращение расходов), но после волны консолидаций отрасль восстановится и будет более устойчивой к кризисам. На Ближнем Востоке падение инвестиций составит всего 9,5%. В целом, государственные компании в странах, в значительной степени зависящих от экспортной выручки от продаж нефти, оказываются более устойчивы к резким изменениям конъюнктуры, в том числе благодаря поддержке властей, сказала Белова.

Создание Фонда незаконченных нефтяных скважин позволит России быстро нарастить добычу

В итоге, возможности России оказываются где-то посередине — у страны есть возможность быстро нарастить добычу, но многое будет зависеть от предоставления льгот нефтяным компаниям и дальнейшей налоговой политики. Ожидать резкого прироста вложений в нефтяную отрасль не приходится, но сократить продолжительность инвестиционного цикла, который сейчас здесь составляет от 5 до 10 лет, вполне возможно.

Конец эпохи: какое будущее ждет нефтяную отрасль | Статьи

Международная нефтегазовая компания BP опубликовала ежегодный прогноз о состоянии мировой энергетической отрасли до 2050 года — Energy Outlook BP 2020. Эксперты компании сходятся на том, что к докризисному положению нефтяная отрасль либо вернется через несколько лет, либо не вернется уже никогда. Особенно если изменятся нормы права в части платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу или в массовом сознании людей произойдут сдвиги в сторону более экологичного потребления. BP просчитала три сценария, согласно которым будет развиваться энергетика: «Быстрый» (Rapid), «Нулевой» (Net Zero), «Текущий базовый» (Business-as-usual). Подробности и оценки экспертов — в материале «Известий».

Логично и последовательно

«Текущий базовый» сценарий предполагает развитие мировой энергетики по существующим тенденциям. В таком варианте энергопотребление вырастет на 25%, доля угля снизится на 20%, а рост возобновляемой энергетики составит те же 20%. Стоимость парниковых выбросов также увеличится, но не настолько, чтобы промышленные предприятия серьезно пересмотрели свою энергетическую инфраструктуру: до $30–50 за тонну. Объем выбросов изменится незначительно. Стоит отметить и небольшой прирост водородной и газовой энергетики. Большая часть транспорта останется бензиновой.

Минус в том, что этот сценарий базируется исключительно на цифрах предыдущих лет, без учета быстроразвивающихся технологий и стартапов. Эксперты считают этот сценарий неблагоприятным для благосостояния людей и экологии.

Такой сценарий вероятен более остальных, по мнению Максима Худалова, руководителя группы оценки рисков устойчивого развития АКРА. «Если плата за выбросы подорожает, развитые страны будут сокращать потребление нефтепродуктов. Но это вряд ли применимо в ближайшее время к развивающимся: углеводороды пока дешевле и удобнее, чем ВИЭ. Вряд ли Индия и страны Африки откажутся от ископаемых энергоносителей». Эксперт также ставит под сомнение бурный рост водородных проектов: «Затраты на перестройку энергетической инфраструктуры — астрономические».

Настоящей причиной публикации этого отчета Максим Худалов называет политику: BP открыто заявила о поддержке зеленых трендов и, возможно, обозначил собственный курс развития.

Фото: REUTERS/Vasily Fedosenko

С Худаловым согласна Мария Белова, директор по исследованиям VYGON Consulting. «В августе компания BP представила новую зеленую стратегию, согласно которой снизит добычу нефти и газа на 40% к 2030 году. Странно было бы прогнозировать рост мирового спроса на нефть, объявив о такой стратегии развития. Так, вместо ежегодного анализа состояния энергетики опубликован глобальный прогноз по отрасли с более длинными и более разнообразными вариантами. Так, BP впервые заглянула в 2050 год и описала три сценария развития».

По мнению аналитика, спрос на нефть не упадет сильно в ближайшие годы: «Допускаем рост потребления выше уровня 2019 года после постпандемического восстановления экономик до 2025–2026 годов. Далее спрос снизится». Таким образом, истинное положение дел будет средним между «Базовым» и «Быстрым» сценариями.

Очень дорогие выбросы

«Быстрый» вариант предполагает корректировки с помощью политических мер, из-за чего вырастет стоимость парниковых выбросов. Общее число угольных выбросов снизится до 70%. Этот вариант развития событий — средний по показателям относительно двух других. «Быстрый» сценарий предполагает медленный рост ВВП и резкое снижение использование угля. Больше всего энергопотребления, согласно оценке BP, придется на транспорт. Наряду с традиционными «бензиновыми» средствами передвижения предполагается широкое развитие электрического и водородного транспорта.

Фото: ТАСС/Александр Колбасов

К такому варианту склоняется Михаил Аристакесян, руководитель аналитического управления ГК «ФИНАМ»: «BP, на наш взгляд, правильно описала будущий тренд в энергетике. Сроки исполнения сценария более-менее оптимистичные и подлежат коррекции. Однако тренд очевиден: доля традиционной энергетики будет снижаться, а альтернативной — расти». Эксперт считает, что этот сценарий характерен не только для стран Запада: «Тот же Китай активно развивает альтернативную энергетику».

Пробуждение массовой сознательности

Согласно «Нулевому» сценарию, к политическим мерам добавится и влияние массового экологического сознания, которое стимулирует альтернативную энергетику, осознанное потребление и бережное отношение к природе на уровне стран и отдельных домохозяйств. Годовой объем выбросов снизится на 95%, до всего 2 гигатонн к 2050 году, а глобальный рост температуры не превысит 1,5 градуса по Цельсию. Потребление угля уменьшится на 70%, а объем возобновляемой энергетики приблизится к 60%. В промышленности широко будет использоваться водородная энергетика и энергия биомасс. В электроснабжении населения вырастет доля водорода и снизится — газа, а транспорт станет преимущественно электрическим.

Фото: ИЗВЕСТИЯ/Зураб Джавахадзе

По мнению Екатерины Косаревой, управляющего партнера аналитического агентства WMT Consult, этот сценарий — крайне радужный и вызывает много вопросов. «Нулевой» вариант развития событий не учитывает множества факторов. Это и лобби нефтяников, приближенных к правительствам, которые так легко не сдадут позиций. И изменения в социальной жизни: речь идет о миллионах рабочих мест в нефтяной отрасли. Резкий переход транспорта на электричество и водород также сомнителен: люди слишком консервативны, чтобы менять привычки, а для автомобильной промышленности чревато огромными затратами на массовую реорганизацию производств. Снижение потребления угля также под вопросом: страны Азиатско-Тихоокеанского региона потребляют много энергии, и за зеленую они пока объективно не могут заплатить. Кроме того, на массовое применение зеленой энергетики нужны колоссальные средства. Производство, хранение, транспортировка, инфраструктура того же водорода — всё сейчас находится в зачаточном развитии, в стадии исследований, и не все пилотные проекты, даже успешные, реально применимы к реальной жизни из-за дороговизны материалов, производства или обслуживания». Косарева отмечает, что сами эксперты BP называют варианты сценариями, но не прогнозами.

Общие тенденции

Независимо от сценария спрос на электроэнергию будет расти: на 10% по «Быстрому» и «Нулевому» сценарию и на 25% — по «Базовому». Потребность при этом будет покрываться из разных источников. Это означает глобальный передел структуры энергетического рынка в пользу диверсификации. В мировой истории такое случится впервые: всегда существовал какой-то доминирующий энергоноситель. «Быстрый» и «Нулевой» сценарии отводят большую роль водородной энергетике. Газовую сферу ждет усиление или, наоборот, падение в зависимости от варианта.

Вместе с тем точно вырастут затраты для предприятий, вредящих экологии. Стоимость парниковых выбросов за тонну составит от $40–60 («Базовый») до $150–250 («Быстрый», «Нулевой»).

Фото: ТАСС/dpa/Andreas Arnold

По оценкам BP, в любом случае ожидается рост возобновляемой энергетики плавный или резкий. В структуре ВИЭ — энергия солнца, ветра, геотермальная или энергия биомассы. При этом стоимость получения киловатта с помощью объекта ВИЭ на 25–70% будет ниже, чем сейчас. Пик развития альтернативной энергетики придется на 2030–2040-е годы XXI века.

А что с Россией

В России львиную долю экспорта составляют традиционные энергоносители, и оба «экологичных» сценария экономически невыгодны. В то же время зеленый тренд характерен для развитых стран, к которым причисляет себя Россия. В этом противоречие.

«Перспективы ТЭК РФ — в глубокой нефтепереработке. Пора понять, что экспорт энергоносителей — дорогое удовольствие. Прежде всего необходимо развивать собственную экономику, пользуясь дешевыми энергоресурсами, и догонять отставание в химии и машиностроении», — комментирует Максим Худалов из АКРА.

Мария Белова из VYGON Consulting считает прогноз BP предостережением для России. «Базовый» сценарий предполагает для России суточную добычу в 12 млн баррелей в сутки к 2030 году. Согласно «Быстрому», уже до 2030 года добыча упадет до 7 млн баррелей в сутки. Это означает усиление конкуренции на рынке и, скорее всего, невысокие цены на нефть». Эти факторы нужно учитывать в стратегическом планировании экономики и бюджета страны.

Московский нефтеперерабатывающий завод, где в июле был введен в эксплуатацию высокотехнологичный комплекс переработки нефти «Евро+»

Фото: РИА Новости/Пресс-служба мэрии Москвы

Впрочем, авторы исследования указывают, что озвученные варианты не более чем сценарии и не являются прогнозами. На нефтяную отрасль, как показал 2020 год, могут повлиять самые неожиданные факторы: экономические договоренности, разрывание политических отношений и санкции, пандемия и связанные с ней ограничения.

НЕФТЬ И ГАЗ РОССИЙСКОГО ШЕЛЬФА: ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗЫ

«Богатство земли русской Сибирью прирастать будет и морями студеными», — писал Михаил Ломоносов. Осваивая Сибирь, мы обычно опускали последние слова этой цитаты. Но как же весомо они звучат сегодня, когда изучена геология не только суши, но и шельфа, то есть прибрежной мелководной части морей. Почти весь российский шельф располагается в холодных морях Северного Ледовитого океана и Охотского моря. Его протяженность у берегов России составляет 21% всего шельфа Мирового океана. Около 70% его площади перспективны с точки зрения полезных ископаемых, в первую очередь нефти и газа.

Основные нефтяные и газовые запасы российского шельфа сосредоточены вдоль арктического побережья.

Нефтеносные запасы России, включая шельф.

Богатства шельфа Карского и Баренцева морей и прилегающей сибирской суши. Такое крупнейшее месторождение, как Харасавейское, находится и на земле и в море.

Наука и жизнь // Иллюстрации

Прогноз добычи нефти (А) и газа (Б) на шельфе России до 2035 года (по данным журнала ‘Нефть России’ № 10, 2005 г.).

Монтаж платформы на производственном объединении ‘Севмаш’ в Северодвинске.

Наука и жизнь // Иллюстрации

Чтобы круглый год добывать нефть на месторождении Приразломное в суровых северных условиях, сконструирована морская ледостойкая платформа. На дне моря на подушке из щебня устанавливается стальное основание — кессон.

На Штокмановском месторождении для бурения скважин и откачки газа предполагается использовать ледостойкие полупогружные платформы.

‹

›

На шельфе содержится четверть наших запасов нефти и половина запасов газа. Распределены они следующим образом: Баренцево море — 49%, Карское — 35%, Охотское — 15%. И лишь менее 1% находится в Балтийском море и на нашем участке Каспия.


Разведанные запасы на шельфе Северного Ледовитого океана составляют 25% мировых запасов углеводородного сырья. Чтобы понять, что это значит для нашей страны, напомним некоторые факты. Нефть и газ обеспечивают 20% внутреннего валового продукта России, они являются главными статьями нашего экспорта, давая более половины его доходов. Однако основные их месторождения на суше уже частично выработаны, а в Татарии и Западной Сибири — истощены. По прогнозам, при существующих темпах добычи эксплуатируемых месторождений России нефти хватит лет на 30. Прирост разведанных запасов в настоящее время не покрывает добываемого количества.


О том, что такое континентальный шельф и каково его происхождение, журнал «Наука и жизнь» уже рассказывал (см. статью «Континентальный шельф: «ахиллесова пята» океана» в № 6, 2004 г.). Там, где побережье носит равнинный характер и плавно уходит в море, шельф выступает как бы продолжением суши под водой, имея при этом ту же геологическую структуру. Если нефть и газ добывают в прибрежных районах, то почти наверняка их можно обнаружить и в глубинах морского дна. Уже сегодня в мире каждую третью тонну нефти добывают в море.


Нефть и газ, эти родные ископаемые «братья», образовались и залегают в одних и тех же материнских породах — в многокилометровых осадочных толщах, накопившихся на дне древних морей. Толщи эти не однородны, а расчленены на много пластов разного возраста. Бывает, что поверх нефтяной залежи в том же пласте находится газовая «шапка». Нефть и газ залегают в пористых пластах, сложенных в основном песчаниками и известняками, от древнейших — девонского периода (их возраст порядка 1,5 млрд лет) и до самых молодых — неогеновых, которым всего-то 20 млн лет. Месторождение считается нефтяным или газовым в зависимости от того, что преобладает. Средняя глубина залегания месторождений — около 3 км, хотя встречаются залежи и на глубине 7 км. В дальнейшем для краткости будем говорить только о нефти, поскольку для общей оценки запасов по их энергетическим свойствам нередко указывают нефть, пересчитывая запасы газа в нефтяной эквивалент (1 тыс. м3 газа приравнивается к 1 т нефти).


В богатейшей нефтью Западной Сибири толщина осадочных пород более 10 км. Больший объем и глубина погруженности осадочной толщи, как правило, свидетельствуют и о бoльших потенциальных ресурсах. Вопрос только в том, созрела ли накопленная органика до стадии нефти. На созревание требуется уж никак не менее 10 млн лет, да еще и высокая температура. Бывает так, что местами нефтеносные пласты не накрыты сверху толщей непроницаемых пород, например глинами или солями. Тогда не только газ, но и все легкие фракции нефти испаряются и образуются огромные запасы битумов. По калорийности они почти не уступают нефти; запасы сырья огромны и залегают неглубоко, но подступиться к битумным залежам почти невозможно: низкая текучесть препятствует практической разработке.


Наибольшая толщина осадочного чехла в России — в районе Каспия, там она достигает рекордных 25 км! Современное Каспийское море — это жалкие «усохшие» остатки древнейшего тепловодного моря. Поэтому-то здесь и наслоилось столько осадочных отложений, накопивших огромные запасы нефти (см. статью «Большая нефть Каспия», «Наука и жизнь» № 12, 2002 г.).


У России самая большая протяженность морских границ и соответственно морского шельфа. Бoльшая его часть находится в Ледовитом океане, суровом и холодном, почти круглый год покрытом льдом. На востоке Россию омывают моря Тихого океана. В зимние месяцы они затянуты льдом от берегов Чукотки и почти до южной оконечности Сахалина. Но под водой и ледяными полями лежат богатые нефтеносные структуры и уже открытые месторождения (структура становится месторождением, когда из пробуренной на ней скважины получен промышленный приток нефти, газа и уже можно примерно оценить запасы).


Путешествуя вдоль морских границ России, посмотрим, что открыто на шельфе, что добывают рядом на берегу, взглянем на геологию берега и шельфа, а точнее, на осадочную толщу.
Следует сразу отметить, что шельфы морей в среднем изучены всего на 7%, в то время как основные сухопутные нефтегазоносные регионы — более чем на 50%. Поэтому мы можем говорить только о потенциальных шельфовых запасах.


ВДОЛЬ МОРСКИХ ГРАНИЦ РОССИИ


Со школьных лет мы знакомы с географической картой нашей страны, с зелеными пятнами низменностей и коричневыми, разных оттенков, горами. Но очень мало кто видел подобную же карту рельефа морского дна, особенно Ледовитого океана, — она появилась совсем недавно.


Начнем более детальный осмотр шельфа с границы с Норвегией. Конечно, на суше она определена точно — до метра, ведь эти небольшие километры были единственной нашей сухопутной границей со странами — членами НАТО. Далее же на север линия раздела дна Баренцева моря до сих пор не зафиксирована. Это объясняется тем, что еще в 1926 году правительство СССР объявило морскую границу продолжением точно на север границы сухопутной. Так она и обозначена на всех отечественных картах и в атласах. Долгое время граница вполне устраивала нашего соседа — Норвегию. Но настали другие времена. В 1982 году была принята Международная конвенция по морскому праву, которую подписали и мы. А она рекомендует проводить границу раздела морского дна по срединной линии между берегами принадлежащих странам территорий. (Так недавно мы и поделили Каспий с соседями — Казахстаном и Азербайджаном). В случае с российско-норвежской границей линия должна проходить посередине между берегами Новой Земли и Земли Франца-Иосифа, принадлежащими России, и берегами Шпицбергена и самой Норвегии. Оказалось, что эта срединная линия проходит восточнее от объявленной нами в 1926 году границы. В результате появился значительный (несколько десятков тысяч квадратных километров) участок морского дна, на который претендуют оба государства. По прогнозам, этот участок дна моря содержит большие запасы углеводородов. Причем условия добычи достаточно легкие: небольшая глубина и нет льда — ведь здесь проходит ветвь Гольфстрима, потому-то порт в Мурманске незамерзающий и зима на Кольском полуострове сравнительно теплая.


Двинемся дальше на восток. По геологическому строению весь Кольский полуостров — это часть выходящего на поверхность Балтийского щита, образованного древними изверженными породами. Их возраст на поверхности может достигать 3 млрд лет, а возраст Земли — всего-то 6 млрд. Неслучайно именно здесь, у границы с Норвегией, бурили Кольскую сверхглубокую скважину для изучения глубинного строения Земли (см. «Наука и жизнь» № 5, 2002 г.). Она достигла самой большой в мире глубины — более 12 км!
Осадочных пород здесь нет, и нефти тоже нет. Но сушу омывает Баренцево море, а под дном его, в некотором удалении от берега, лежит большая осадочная толща — там и в древние времена было огромное море, по-видимому, теплое и мелкое, иначе не выпало бы столько осадков с органикой. И следовательно, у дна моря иное геологическое строение, чем у суши. Потому-то здесь и обнаружены значительные запасы углеводородов.


За Кольским полуостровом — узкое горло Белого моря, окраина Балтийского щита. Поверх изверженных пород лежат осадочные. Но какая же здесь нефть — осадочная толща едва наросла до 500—600 м и еще не опустилась вглубь.


Следуем на восток. Миновали полуостров Канин, за ним остров Колгуев и Печорское море. На берегу леса сменились тундрой, а под ними — многокилометровая осадочная толща. Здесь, у Печоры, и далее на юг расположены мощные нефтегазовые месторождения. Нефтяники называют этот район Тимано-Печорской нефтегазоносной провинцией. И неслучайно, что на шельфе Печорского моря (оно сравнительно небольшое, и на крупномасштабных картах его не выделяют, считая частью Баренцева моря) находятся крупнейшие залежи нефти и газа. Они уходят на север, в Баренцево море, вдоль всего западного побережья Новой Земли, но близко к ней не подходят — Новая Земля является продолжением древних Уральских гор, и осадочных пород здесь нет.


Переваливаем за Урал, а в море — за Новую Землю. Взглянем на полуостров Ямал и восточный берег Обской губы. Они буквально усыпаны нефтегазовыми месторождениями, крупнейшие из которых — Ямбургское газовое, Уренгойское и Медвежье нефтяные. В самой Обской губе в 2004 году открыли два новых месторождения. Все месторождения как бы нанизаны на нитку, протянувшуюся с юго-востока на северо-запад. Дело в том, что глубоко под землей находится большой древний тектонический разлом, вдоль которого и сгруппированы месторождения. Вдоль разлома из глубин земли выделяется больше тепла, что способствует ускорению образования нефти из органики в древней осадочной толще.
Итак, в Баренцевом и Карском морях сосредоточено 84% уже известных запасов всего шельфа России. А на берегу, южнее, расположена огромная Западно-Сибирская низменность, в которой находится 63% наших сухопутных ресурсов нефти. Все это — дно единого древнего моря, существовавшего в течение многих геологических эпох. Здесь-то и находится основная наша кормилица — Западно-Сибирская нефтяная провинция. Полуостров Ямал славен еще и тем, что Россия добывает на нем почти 80% газа. На соседнем шельфе, по-видимому, сосредоточено 95% запасов газа всего нашего шельфа. Отсюда начинаются основные российские газопроводы, по которым газ уходит в страны Западной Европы.


Продолжим путешествие вдоль побережья. Далее, на восток, находятся устье Енисея и Таймырский полуостров. У Енисея низменность Западной Сибири сменяется Сибирской платформой, тянущейся до устья Лены, на которой местами на поверхность выходят древние изверженные породы. Небольшой прогиб платформы с шестикилометровым слоем осадков огибает Таймырский полуостров с юга от устья Енисея до Хатанги, но нефти в нем нет.


Геология севера Восточной Сибири изучена еще очень слабо. Но общее геологическое строение этой горной страны указывает, что нефть приурочена к прогибам, где есть осадочный чехол. А вот дальше на восток, у берега моря, геология уже иная — здесь под дном Ледовитого океана лежит многокилометровая осадочная толща (после поднятия суши она местами «вылезла» и на берег), перспективная на нефть и газ, но почти совсем не изученная. Исследования с поверхности затруднены круглогодичными льдами, а бурение дна тут пока не проводилось.


Обогнем Чукотку: на ней местами велись поиски нефти и разведочное бурение. Следующий участок шельфа, где находятся 15% запасов, — уже побережье Тихого океана, от севера Камчатки до юга Сахалина. Правда, нефтяные вышки промыслов увидим только на северном Сахалине, где нефть добывают с 1927 года. Геология шельфа у острова повторяет геологию суши. Вернее было бы сказать, что лишь на северном Сахалине древний шельф «слегка обсох». Отдельные месторождения шельфа Сахалина почти «выползли» на сушу. Морские месторождения, площадь которых и запасы во много раз превышают сухопутные, тянутся вдоль всего восточного берега Сахалина и уходят на север. Часть месторождений была открыта еще в 70-е годы прошлого века. Прогнозируемые извлекаемые запасы шельфа Сахалина — более 1,5 млрд т (извлекаемые запасы составляют примерно 30% выявленных). Для сравнения: вся Западная Сибирь имеет 9,1 млрд т доказанных запасов. Первая промышленная нефть шельфа России получена на Сахалине в 1998 году, но это отдельная история.


Осталось взглянуть на шельф Каспийского, Черного, Азовского и Балтийского морей, хотя протяженность его составляет лишь небольшую часть российского, а на карте он едва виден. Согласно оценкам, российская часть шельфа Каспия содержит около 13% всех его запасов (основные принадлежат Казахстану и Азербайджану). У Кавказского побережья Черного моря нефть может быть в глубоководной (глубина 1,5—2 км) его части и совсем немного — в Азовском море. Но Азовское море маленькое и поделено между двумя странами. Украина ведет там добычу газа.


И, наконец, завершая путешествие по морям, посмотрим на Балтику. Балтийское море по сравнению с морями Ледовитого океана невелико, а государств много, но здесь, в Калининградской области, недалеко от берега, рядом с Куршской косой, в 1983 году обнаружена нефть на малых глубинах. В 2004 году начата ее промышленная добыча. Запасы по российским меркам, не столь велики — менее 1 млн т, но условия добычи значительно легче, чем в Ледовитом океане. Наличие нефти в этом месте не является сюрпризом, рядом на берегу ее добывают давно, и запасы больше.


ПЕРВЫЕ ШАГИ В ОСВОЕНИИ СЕВЕРНОГО ШЕЛЬФА


В мире на шельфе и прибрежных акваториях сегодня добывают 35% нефти и около 32% газа. Начало положено бурением первых морских скважин лет 50 тому назад в мелком и теплом Мексиканском заливе.


Опыт освоения богатств морского дна есть и в Европе. Уже более 30 лет в Северном море добычу с морских платформ ведут Норвегия и Англия и получают нефти столько, что суммарный экспорт этих двух стран соизмерим с российским. Норвегия благодаря добыче нефти стоит на первом месте по уровню жизни. Правда, здесь добыча ведется не на шельфе, а на дне Северного моря, имеющем иное геологическое строение. Кстати, добыча ведется не только в экономических зонах этих стран, а и вне их согласно международной договоренности о разделе дна между примыкающими странами.


Ожидается, что в России доля добычи углеводородов на шельфе к 2020 году составит 4% общего объема. На шельфе запасы изрядные, да только разрабатывать их значительно труднее и дороже. Нужны огромные инвестиции, которые начнут давать отдачу и прибыль не ранее чем лет через пять, а то и через десять. Например, для освоения морских богатств Каспия суммарные инвестиции за десять лет превысят 60 млрд долларов. В Ледовитом океане стоимость будет еще выше из-за суровых ледовых условий.


И тем не менее Россия приступила к освоению своего шельфового богатства. Только 15% запасов углеводородного сырья шельфа приходится на Охотское море. Но именно здесь, у Сахалина, в 1998 году группа иностранных компаний впервые в России начала промышленную добычу нефти с шельфа. В 2004 году добыли промышленную нефть и на шельфе Балтийского моря.


К освоению на шельфе Печорского моря намечены два крупнейших месторождения. Первое — нефтяное Приразломное, открытое в 1989 году и расположенное в 60 км от берега, где глубина около 20 м. Название неслучайно — месторождение находится рядом с тем самым глубинным разломом. Его запасы — 74 млн т извлекаемой нефти и 8,6 млрд м3 газа. При современном уровне технологии в России извлекают только порядка 30% выявленных запасов нефти, в западных странах — до 40%.


Уже имеется проект разработки Приразломного. Лицензии на его освоение получили российские компании. В центре будет установлена огромная ледостойкая платформа общим весом около 110 тыс. т с опорным основанием размером 126ґ126 м, состоящим из четырех супермодулей. В них расположатся 14 танков нефтехранилища на 120 тыс. т. Жилой модуль рассчитан на 200 человек. Это лишь несколько впечатляющих цифр, которые позволяют представить масштабы только одного сооружения, а потребуется целый комплекс. Платформу подобного ледового класса в мире еще не изготавливали. Слишком уж суровы условия добычи в этих краях: ведь навигация по Северному морскому пути идет в течение нескольких месяцев, да и то в сопровождении ледоколов. К тому же каждый год ледовая обстановка разная, и в начале навигации встает вопрос: как лучше проходить через льды в районе Новой Земли — огибать архипелаг с севера или пробираться через проливы в середине. А ведь планируется круглогодичная добыча с шельфа. Строительство платформы начато в 1998 году на крупнейшем заводе под Архангельском, который до этого строил подводные лодки.


Вслед за Приразломным, вероятнее всего, будет освоено Штокмановское газовое месторождение, крупнейшее в Арктике и в мире. Оно открыто в 1988 году на шельфе Баренцева моря, в 650 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря там составляет 320—340 м. Запасы Штокмановского месторождения оцениваются в 3,2 трлн м3 газа, что соизмеримо с месторождениями на Ямале. Общий объем капитальных вложений в проект составит 18,7 млрд долларов, срок окупаемости — 13 лет. Подготавливается проект строительства крупнейшего завода по сжижению природного газа: тогда его можно будет везти и за море, в Канаду и Америку.


Еще недавно считали, что нефть океана сосредоточена именно на шельфе, но за последние 10—15 лет обнаружены гигантские месторождения и на глубинах моря 2—4 км. Это меняет установившиеся представления о местах скопления углеводородов на дне океана. Здесь не шельф, а континентальный склон. Такие месторождения уже успешно разрабатываются, например, в Бразилии.

Почему мы отстали от других стран в освоении шельфа, наверное, можно объяснить. У нас большие запасы на суше, их пока хватает и себе и на экспорт. А добыча на шельфе стоит примерно втрое дороже. Отечественные компании на столь суровый шельф не спешат: сейчас, при высоких ценах на нефть, выгоднее вкладывать деньги в уже освоенные месторождения. Только вот что мы будем делать, когда легкодоступная нефть закончится? Как бы не опоздать с разработкой своих собственных богатств.


Редакция благодарит ЗАО «Севморнефтегаз» за предоставление ряда иллюстраций.

Главные направления и задачи поисков нефти и газа в Западной Сибири на ближайшие десятилетия — Бурение и Нефть

MAJOR DIRECTIONS AND TASKS OF OIL AND GAS SEARCHES IN WESTERN SIBERIA FOR NEXT DECADES

KAZANENKOV V.A.1,
FILIMONOVA I.V.1,2,
NEMOV V.Yu. 1,2
1 Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS
2 Novosibirsk State University
Novosibirsk, 630090,
Russian Federation

Определены перспективные направления развития добычи углеводородного сырья в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на новых для хозяйственного освоения и еще слабо изученных глубоким бурением арктических территориях центральной и северной частей Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба, а также акватории южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами.

Выполнен ретроспективный анализ и обобщены геологические данные по открытым месторождениям рассматриваемой территории. Проиллюстрированы перспективные зоны нефтегазодобычи, дана характеристика современного состояния степени готовности месторождений к промышленному освоению, выполнен прогноз ожидаемого уровня добычи углеводородного сырья.

The perspective directions for the development of oil production in the West Siberian oil and gas province are substantiated: new for economic development and still poorly studied by deep drilling in the central and northern parts of the Gydansky Peninsula, Yenisei-Khatanga regional trough, and the waters of the southern part Kara Sea with the Ob and Taz bays. A retrospective analysis was performed and the geological data on the open fields of the territory under consideration were summarized. The prospective oil and gas production areas was illustrated, a description was given of the current state of the degree of readiness of fields for industrial development, and a forecast was made of the expected level of hydrocarbon production.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) является и, в перспективе, будет оставаться главным регионом добычи нефти и газа в России и мире. Провинция расположена на территории восьми субъектов РФ и занимает около 15 % территории России.
Современная нефтяная и газовая промышленность России базируется, главным образом, на разведанных уникальных запасах нефти в ХМАО и природного газа в ЯНАО, соответственно, что в значительной мере обеспечивает и будет обеспечивать, по крайней мере, до середины XXI века энергетическую безопасность и, в определенной мере, экономические и геополитические интересы страны.
Однако к настоящему времени в этом регионе сложилась ситуация, когда добыча, в первую очередь нефти, неуклонно снижается, а ресурсная база восполняется запасами углеводородного сырья на уровне, не обеспечивающем расширенное воспроизводство. Это, в значительной степени, связано с недостаточными для воспроизводства объемами геологоразведочных работ и ухудшающимся качеством ресурсов. Поэтому в средне- и долгосрочной перспективе устойчивое развитие ЗСНГП будет определяться в первую очередь параметрами расширенного воспроизводства ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в поиски, разведку и добычу сырья, уровнем инвестиций в традиционные и новые добывающие регионы.

РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
В геологическом плане Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция включает 14 нефтегазоносных областей (НГО), а также 4 перспективных НГО и 2 самостоятельных перспективных нефтегазоносных района, в контурах которых в настоящее время залежей углеводородов не выявлено.
Низкая степень изученности территории в совокупности с большим ресурсным потенциалом дают основание выделить три основные области, которые в средне- и долгосрочной перспективе могут стать основой прироста запасов и поддержания стабильных уровней добычи в Западной Сибири — Енисей-Хатангская НГО, Гыданская НГО и акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами (рис. 1).

Енисей-Хатангская нефтегазоносная область
Геологические исследования, направленные на поиски углеводородов на территории в контуре современных границ Енисей-Хатангской НГО, начались еще в 30-е гг. прошлого века, с создания в 1935 г. Главным управлением Северного морского пути Усть-Енисейской нефтеразведочной экспедиции.
В результате почти 20-летней деятельности экспедиции (1935 — 1953 гг.) были раскрыты основные черты геологического строения западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. В его пределах были установлены крупные положительные и отрицательные структуры, выявлено более десятка локальных поднятий. Основной объем поискового бурения был сосредоточен на Малохетской структуре в районе п. Усть-Порт, в контуре которой при испытании скважин в интервалах юрских и меловых отложений были получены многочисленные слабые притоки газа (до 12 тыс. м3/сут) и воды с небольшим содержанием газа и пленкой нефти [1].
Несмотря на наличие положительных результатов, свидетельствующих о перспективности мезозойских отложений на нефть и газ, они были оценены как отрицательные, и в начале 50-х гг. экспедиция была ликвидирована [2].
Тем не менее, проведение в этом районе комплекса геолого-геофизических исследований, колонкового и глубокого бурения имело большое значение. Анализ полученного объема геологического и палеонтологического материала из пробуренных скважин во многом способствовал впоследствии наиболее обоснованному выбору новых поисковых объектов [3, 4].
Этап основных открытий месторождений углеводородов на территории Енисей-Хатангской НГО начался со второй половины 60-х гг. прошлого века, когда были значительно увеличены объемы сейсморазведочных работ, параметрического и поискового бурения, которые были сконцентрированы, главным образом, к западу от р. Енисей. Всего до конца 80-х гг. на этой территории было открыто 9 месторождений, в том числе и крупных по запасам, с залежами газа и газоконденсата в отложениях средней юры, нижнего и верхнего мела. К востоку от р. Енисей за этот же период было открыто 4 месторождения, что подтвердило нефтегазоносность мезозойских отложений территории Енисей-Хатангской НГО в региональном масштабе. При этом в правобережной части было выявлено первое крупное по запасам нефтяное месторождение – Паяхское, что стало свидетельством перспектив открытий в Енисей-Хатангской НГО залежей не только газообразных углеводородов, но и жидких.
По итогам этого этапа исследований были установлены основные особенности геологического и тектонического строения Енисей-Хатангского регионального прогиба, выполнены первые оценки перспектив нефтегазоносности и обоснованы направления геологоразведочных работ по поиску крупных залежей углеводородов [4]. При этом необходимо отметить, что к концу 80-хгг. резервный фонд не изученных глубоким бурением выявленных крупных и средних по размерам ловушек значительно сократился.
В последующее десятилетие геологоразведочные работы в Енисей-Хатангской НГО носили несистемный, фрагментарный характер, что было связано с глобальной реорганизацией нефтегазового комплекса России.
В XXI веке геологическое изучение территории Енисей-Хатангской НГО возобновлено. С начала нулевых годов здесь выполнен большой объем сейсморазведочных работ по программам Федерального агентства по недропользованию РФ. На распределенном фонде недр геологоразведочные работы ведут ПАО «Роснефть», ПАО «Сургутнефтегаз», АО «Нефтегазхолдинг». В 2000г.
ОАО «Норильскгазпром» открыл Новосоленинское газонефтяное месторождение. В 2009 г. компанией ОАО «Роснефть» к северу от Паяхского месторождения открыто крупное по запасам Байкаловское нефтегазоконденсатное месторождение и в 2012 г. — Горчинское газовое месторождение.
Таким образом, с начала целенаправленных нефтегазопоисковых работ на территории Енисей-Хатангской НГО открыто 1 нефтяное, 1 газонефтяное, 1 нефтегазоконденсатное, 2 газоконденсатных и 9 газовых месторождений. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов Енисей-Хатангской НГО составляют почти 700 млн т, в том числе нефти – 206 млн т, природного газа – 473 млрд м3, газового конденсата – 15 млн т (рис. 2).
В составе месторождений Енисей-Хатангской НГО выявлено 56 залежей в стратиграфическом интервале от средней юры по сеноманский ярус верхнего мела включительно. При этом отмечается четкая закономерность концентрации залежей по фазовому состоянию в отдельных стратиграфических интервалах. Так, наибольшее количество газоконденсатных залежей и запасов в них приурочено к пластам валанжин-готерива суходудинской свиты. Все залежи с нефтяным насыщением расположены в основании мелового разреза в пластах берриас — нижнего валанжина нижнехетской свиты, непосредственно над нефтегазогенерирующей толщей верхней юры.
Такая закономерность определяет главный этаж нефтегазоносности недр Енисей-Хатангской НГО и ориентирует проведение поисковых работ на нефть в берриас – валанжинском разрезе, имеющем клиноформное строение. Так, согласно оценке, выполненной только для клиноформного комплекса на нераспределенном фонде недр, величина ресурсов Д1 составляет: нефть – 1684,1 млн т (извлекаемые – 336,8 млн т), природный газ – 3800 млрдм3, газовый конденсат – 380 млн т (извлекаемые – 190,0 млн т) [5]. Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, начальные геологические ресурсы (НСР) углеводородов, сконцентрированных в мезозойских отложениях Енисей-Хатангской НГО, составляют 11 млрдт, извлекаемые — 7 млрд т [6].
Одна из последних оценок ресурсов углеводородов Енисей-Хатангской НГО приведена в работе А.П. Афанасенкова. В этой работе, на основе обобщения результатов выполненного комплексного анализа, полученного ранее и в последние годы нового геолого-геофизического и геохимического материала, в уточненных границах области суммарные начальные геологические ресурсы углеводородов мезозойско-кайнозойского и палеозойского комплекса пород Енисей-Хатангской НГО оцениваются в 18 млрд т, из которых на долю нефти приходится 40 % [7].
Гыданская нефтегазоносная область
На территории Гыданской НГО бурение глубоких скважин началось в 1973 г. На первом этапе (с 1973 по 1976гг.) буровые работы выполнялись Ямальской и Тазовской нефтегазоразведочными экспедициями (НГРЭ), основными районами деятельности которых были п-ов Ямал и северные районы Пур-Тазовского междуречья, соответственно. В связи с этим в 1976 г. специально для изучения нефтегазоносности мезозойского осадочного чехла Гыданского полуострова были организованы Гыданская и Антипаютинская НГРЭ . Кроме того, с середины 80-х гг. вплоть до 1992 г. в южных районах полуострова работала Мессояхская НГРЭ [8]. В период с начала 70-х гг. до середины 90-х гг. прошлого века в Гыданской НГО пробурено более 150 поисковых и разведочных скважин. При этом поисковое бурение было направлено, главным образом, на выявление залежей углеводородов в отложениях апт-альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса, залегающего на глубинах от 950 до 2500 м.
Первое месторождение (Геофизическое) было открыто на одноименной локальной структуре в 1975 г. В 1978г. открыты еще два крупных газовых месторождения – Гыданское и Антипаютинское. Наиболее значительное по запасам – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение выявлено в 1979 г. Первоначально этот объект оценивался как сравнительно небольшой. В дальнейшем, при расширении поисковых и разведочных работ в ареале трех структурных куполов, к которым приурочено месторождение, его запасы постоянно увеличивались. В настоящее время суммарные запасы газа на месторождении составляют порядка 1,2 трлн м3. Утреннее месторождение – единственный «гигант» на Гыданском полуострове. Следует отметить, что согласно последнему нефтегазогеологическому районированию территории Западно-Сибирской НГП (ФГУП «ВНИГНИ», 2012г.), Салмановское (Утреннее) месторождение вместе со Штормовым месторождением, расположенным севернее, отнесены к Ямальской НГО.
С 1980 по 1984 гг. на полуострове велась доразведка открытых месторождений, а также на северном побережье Тазовской губы открыто Тота-Яхинское газовое месторождение. За период 1985 – 1990 гг. открыты три месторождения – крупные Минховское и Солетское с Ханавейским (последние первоначально рассматривались как два самостоятельных месторождения) и мелкое Восточно-Бугорное. При этом интенсивные поиски и разведка уже открытых залежей привели к значительному приросту как промышленных, так и предварительно оцененных запасов газа [8]. Вплоть до 1993 г. включительно было открыто еще четыре месторождения УВ – два мелких (Трехбугорное и Восточно-Минховское) и два средних (Штормовое и Ладертойское). Таким образом, все известные в настоящее время месторождения УВ на территории Гыданского полуострова открыты к середине 90-х гг. В юрско-меловом интервале осадочного чехла на этих месторождениях выявлено порядка 90 залежей УВ различной величины и фазового состояния. По числу и совокупным запасам резко преобладают газовые и газоконденсатные скопления, наибольшее количество которых сформировалось в пластах группы ТП танопчинской свиты под региональным флюидоупором нижнего-среднего альба.
Наряду с открытием газовых и газоконденсатных месторождений и залежей в середине 80-х гг. на полуострове Гыданский стали выявлять и скопления нефти в виде подгазовых оторочек часто не сплошного, а прерывистого развития. Например, на Утреннем и Геофизическом месторождениях. Однако после периода «большой разведки» на Гыдане (1980 — 1993 гг.) многие залежи остались недоразведанными. Кроме того, низкой и весьма низкой степенью изученности глубоким бурением ниже апт-альб-сеноманского комплекса характеризуется вся территория Гыданской НГО. Здесь к настоящему времени неизученными остаются нижние горизонты берриас-нижнеаптских отложений, которые на сейсмических разрезах характеризуются клиноформным строением и, по аналогии с северными и центральными областями Западной Сибири, считаются весьма перспективными для поисков залежей УВ.
Во второй половине 90-х гг. произошло резкое снижение объемов всех видов работ, что связано с началом преобразований нефтегазового комплекса и переходом к государственному лицензированию пользования ресурсами недр. Как и в Енисей-Хатангской НГО, новый этап поиска и разведки залежей углеводородов на территории Гыданского полуострова начался в XXI веке и продолжается в настоящее время.
Отличительной чертой этого этапа является проведение недропользователями на распределенном фонде недр доразведки ранее открытых месторождений. Геологоразведочные работы состоят из комплексирования результатов детальной сейсморазведки МОГТ, проведенной по сгущенной сети профилей и бурения разведочных скважин, позволяющих уточнить геологическое строение открытых и выявить новые залежи углеводородов. В центральной и северной частях полуострова геологоразведочные работы ведутся ООО «Арктик СПГ 1», в южной части – ПАО «Газпром» и ПАО «НК «Роснефть».
Крайне низкой в настоящее время остается изученность глубоким бурением среднеюрского комплекса пород – высокоперспективного в Ямальской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. В настоящее время разрез средней юры скважинами вскрыт только на пяти площадях, расположенных на побережьях Обской и Тазовской губ. По результатам бурения этих скважин на Геофизическом (1991 г.), Северо-Парусовом (2012 г.) и Салмановском (Утреннем) (2018 г.) месторождениях в отложениях бата открыты залежи газоконденсата.
Значительным вкладом в изучение мезозойского осадочного чехла центральных районов Гыданского полуострова является строительство Гыданской параметрической скважины № 130, которая остановлена забоем в отложениях триаса. Скважина пробурена вблизи пересечения региональных сейсмических профилей № 42 и № 108. В результате бурения получены новые данные о строении разреза юрских и меловых нефтегазоперспективных комплексов. На основе интерпретации материалов ГИС выделено два потенциально продуктивных горизонта в интервалах ачимовской толщи и средней юры. Результаты исследований кернового материала из юрской части разреза, свидетельствующие о перспективах поисков промышленных скоплений УВ в центральной части Гыданского полуострова, приведены в работе.
В настоящее время в пределах Гыданского полуострова выявлено 12 месторождений углеводородов, из которых 8 газовых, 2 газоконденсатных и 2 нефтегазоконденсатных. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов Гыданской НГО составляют 2,3 млрд т, в том числе нефти — 10,9 млн т, природного газа — 1,97 трлнм3, газового конденсата — 4,9 млн т (рис. 3). Суммарные геологические запасы углеводородов составляют более 2,5 млрд т против 1,8 млрд т, приведенных в работе [8].
Аналогично выросла оценка начальных суммарных ресурсов УВ Гыданской НГО. Так, согласно оценке 2003г., НСР углеводородов Гыданской НГО составляли 9772,1 млн т, в том числе нефти — 938,1 млн т, природного газа — 8181,1 млрд м3 и газового конденсата 652,8 млн т [9]. Современная оценка НСР углеводородов Гыданской НГО, базирующаяся на комплексном региональном обобщении геологических, геохимических, литологических, петрофизических и других материалов, в том числе новых, полученных как недропользователями, так и в рамках программ параметрического бурения и сейсморазведочных работ, выполненных на территории области по заказу Федерального агентства по недропользованию, составляет 31,8 млрд т, из которых доля нефти равна 30 % [7]. Таким образом, оценка НСР углеводородов Гыданской НГО за последние 15 лет выросла более чем в 3 раза.
Акватория южной части Карского моря
Планомерное изучение арктического шельфа России началось в 60-е гг. XX века, но особенно широкий размах оно приобрело в 70-е гг., после создания Северного морского научно-производственного объединения «Севморгео» в составе научно-исследовательского института геологии Арктики — НИИГА (ВНИИокеангеология), Полярной геофизической экспедиции (ныне — АО «ПМГРЭ») и Морской арктической геологоразведочной экспедиции (ныне — ОАО «МАГЭ»).
За короткий срок на акватории Карского моря был выполнен комплекс региональных работ, включающий сейсмическое профилирование, аэромагнитную съемку, набортные гравимагнитное и гравиметрическое исследования, донное опробование, а также геологические исследования на островах. В 1979 — 1980 гг. на острове Свердруп была пробурена первая опорно-параметрическая скважина [10]. Результатом бурения Свердрупской скважины стало существенное уточнение представления о строении осадочного разреза и фундамента в юго-восточной части шельфа Карского моря [11]. Согласно опубликованным на сайте ОАО «НПЦ «Недра» данным, при испытании песчаных пластов юры были получены признаки их возможной газоносности.
Вторая параметрическая скважина пробурена на острове Белый в 1983 — 1984 гг. с забоем 3500 м в отложениях валанжина [10, 12]. При испытании объектов в меловых отложениях баррема-апта танопчинской свиты были получены притоки нефти, воды и конденсатного газа. Так, из пласта ТП23 получен приток нефти дебитом 3,4 м3/сут, а из пласта ТП16 фонтанный приток конденсатного газа с водой дебитом порядка 87 тыс. м3/сут [13 –15]. Запасы углеводородов в залежах не подсчитывались.
Во второй половине 80-х гг. прошлого века после выявления и подготовки структур сейсморазведочными работами было начато бурение поисково-разведочных скважин на акватории Карского моря. В 1987 — 1988гг. на Русановской структуре пробурены две скважины, результатом испытания которых стало открытие одноименного многопластового газоконденсатного месторождения с залежами в отложениях танопчинской свиты нижнего мела. В 1989 — 1990 гг. на подготовленной сейсморазведочными работами Ленинградской площади, расположенной в 70 км южнее Русановского месторождения, пробурены 2 поисково-разведочные скважины. Обе скважины остановлены в отложениях нижнего мела. В результате испытания песчаных пластов альб-сеноманского возраста скважины № 1 установлено наличие пяти залежей, четыре из которых газовые и одна — газоконденсатная. Строительство второй скважины закончено без испытаний, и по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин она отнесена к продуктивным.
В результате бурения параметрических и поисково-разведочных скважин на шельфе южной части Карского моря получены уникальные данные, которые дают представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности недр. Во всех пробуренных скважинах получены разной величины притоки нефти и газа и признаки углеводородного насыщения пород. Благоприятные общегеологические предпосылки территории южной части Карского моря сочетаются с прямыми признаками нефтегазоносности на островах и очевидными структурными связями с Западно-Сибирской НГП на прилегающей суше [6]. В настоящее время суммарные извлекаемые запасы углеводородов Предновоземельской и Южно-Карской НГО составляют 2,9 млрд т, в том числе нефти — 130 млн т, природного газа — 2,8 трлн м3, газового конденсата – 10,8 млн т (рис. 4).
В связи с нарастающим интересом к проблеме нефтегазоносности акватории южной части Карского моря в последние годы значительно увеличился объем морских сейсморазведочных работ, выполненных ОАО «МАГЭ», ОАО «Севморнефтегеофизикой», ФГУНПП «Севморгео», ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», ОАО «Дальморнефтегеофизикой». Полученный материал позволил на новом информационном уровне уточнить и детализировать представления о геологическом строении осадочного чехла южной части Карского моря и выполнить оценку ресурсной базы этого региона. Это отражено в многочисленных опубликованных работах сотрудников ВНИИокеангеология, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИНГГ СО РАН и др. (табл.). Тем не менее геолого-геофизическая изученность этой территории остается достаточно низкой, что, несомненно, влияет на кондиционность количественной оценки ресурсной базы этого региона. Нетрудно заметить, что максимальная и минимальная оценки различаются более чем в два раза.

В структуре начальных суммарных ресурсов углеводородов южной части Карского моря преобладают газ и газоконденсат — порядка 85 %, а доля нефти и конденсата, соответственно, не превышает 15 % [6]. Учитывая геологические аналогии с Ямальской и Гыданской НГО, в разрезе баррема — апта южной части Карского моря следует ожидать обнаружения не только газовых и газоконденсатных, но и газонефтяных и нефтяных залежей.
Высокие перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений на территории южной части Карского моря подтвердились в 2014 г. бурением скважины ОАО «НК «Роснефть» на Университетской структуре, по результатам которого открыто крупное по запасам, многозалежное нефтегазовое месторождение «Победа» с газоносными пластами в верхнем и нижнем мелу и нефтеносными в средней и нижней юре.
В 2018 г. компания ПАО «Газпром» на лицензионных участках в Южно-Карской НГО, по результатам бурения двух скважин, открыло два новых месторождений газа, что также подтвердило перспективность газоносности меловых отложений на территории южной части Карского моря.
Акватории Обской и Тазовской губ
Этап активного проведения геологоразведочных работ на нефть и газ на акваториях Обской и Тазовской губ начался с 2000 г. – созданием дочернего предприятия Газпрома — компании «Газфлот». Бурением первых скважин на акватории Обской губы были открыты Каменномысское-море – газовое месторождение и Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение, затем Обское газовое месторождение. По результатам бурения поисковой скважины в устье Тазовской губы в 2005 г. открыто многопластовое газоконденсатное Чугорьяхинское месторождение. Все залежи на этих месторождениях приурочены к пластам сеномана и баррем-альба.
На открытых месторождениях компания выполняла разведочное бурение, по результатам которого был осуществлен значительный прирост запасов и открыты новые залежи на Северо-Каменномысском месторождении — в отложениях баррема и на Тота-Яхинском месторождении — в отложениях сеномана на акватории Тазовской губы.
На акваториях Обской и Тазовской губ в настоящее время не изученными глубоким бурением остаются нижнемеловые (берриасс-готерив) и юрские комплексы, которые являются продуктивными на окружающей суше в Надым-Пурской, Гыданской и Ямальской НГО. Полученные в последнее время новые геолого-геофизические материалы по акваториям Обской и Тазовской губ, в том числе детальной сейсморазведки, позволяют высоко оценить перспективность открытия новых крупных залежей углеводородов на подготовленных к глубокому бурению структурах, а также в нижнемеловых и юрских комплексах пород в контурах открытых месторождений.
Согласно опубликованным данным, начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов для акваторий Обской и Тазовской губ составляют порядка 7,0 млрд т [16].
Для этих территорий на сеноманские отложения приходится основная доля ресурсов свободного газа, второе место принадлежит альбским и аптским отложениям. Основная доля жидких углеводородов сосредоточена в берриас-готеривских и нижнесреднеюрских отложениях. Результаты прогноза подтверждают дифференциацию фазового состояния залежей углеводородов в разрезе.

СОВРЕМЕННАЯ ДОБЫЧА И ИНФРАСТРУКТУРНАЯ ОБЕСПЕЧЕННОСТЬ ТЕРРИТОРИИ
Енисей-Хатангская нефтегазоносная область
Добыча газа в Енисей-Хатангской НГО сегодня осуществляется только в рамках локальных систем газоснабжения — для обеспечения газом Норильского промышленного района. Газоснабжение осуществляется на базе Пеляткинского месторождения, которое связанно с Норильским промышленным районом системой газо- и конденсатопроводов протяженностью около 350 км. Оператором разработки месторождения является ОАО «Таймыргаз» (дочерня компания ПАО «ГМК «Норильский никель»»). Перспективы увеличения добычи газа на Пеляткинском месторождении связаны с расширением мощности газопровода до Северо-Соленинского месторождения –для обеспечения потребности Норильского промышленного района.
В группу месторождений Енисей-Хатангской НГО входит нефтяное Пайяхское месторождение, где «Таймырнефтегаз» осуществляет проект по геологическому изучению и последующей разработке месторождения. Пайяхское месторождение расположено в 135км к северо-западу от г. Дудинки Красноярского края. В 2013г. месторождение перешло в ведение Независимой нефтегазовой компании в связи с поглощением компании «Пайяха» — оператора освоения месторождения. Добыча на Пайяхском месторождении начнется в 2023 г. и к 2030г. ожидается на уровне 26 млн т в год. В настоящее время оно находится на стадии разведки, пробурено 12 поисковых и разведочных скважин и происходит активный прирост запасов нефти.
Открытое Таймырской геофизической экспедицией Ушаковское месторождение расположено далеко от обжитых населенных пунктов. Это территория вечной мерзлоты, покрытая болотами, мелкими водоемами и извилистыми реками, поэтому транспортировка грузов и персонала осуществляется только с использованием болотных вездеходов и только с наступлением морозов и промерзанием почвы по зимним дорогам. Ушаковское, Нанадянское, на западе — НГО, Казанцевское, северо-восточнее Ушаковского, освоены слабо.
В 2009 г. в правобережной части Енисейского залива (к северу от нефтяного Пайяхского месторождения) «Роснефтью» открыто нефтегазоконденсатное Байкаловское месторождение. Байкаловский участок расположен в 160 км к северу от г. Дудинки – одного из крупнейших портов Арктической зоны России. По данным Роснедр, ресурсный потенциал Байкаловского месторождения оценивается в 51,9 млн т. Район относится к малонаселенным с плотностью населения менее 1 человека на квадратный километр. Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территориях отсутствует. Необходимые материалы и оборудование в пос. Байкаловск завозятся водным транспортом по реке Енисей. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно-Соленинское, Северо-Соленинское расположены в 150 км на юг-юго-запад от Байкаловского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата.
Лицензия на освоение Зимнего лицензионного участка принадлежит компании «Русская платина», на участке пробурено 8 скважин. Природный газ Зимнего месторождения может быть использован компанией для газификации промышленной инфраструктуры. В настоящее время ведется строительство обогатительной фабрики и плавильного завода для переработки руды Черногорского месторождения, содержащей цветные и драгоценные металлы, а также осуществляется проектирование транспортной инфраструктуры, включающей порт на реке Енисей.
Гыданская нефтегазоносная область
Гыданская НГО является наименее изученной территорией Западно-Сибирской НГП. По большинству месторождений, открытых на Гыданском полуострове, подтверждаемость как перспективных ресурсов, так и предварительно оцененных запасов УВ при переводе их в промышленные категории не превышает 20 – 30 % (за исключением Утреннего месторождения), в то время как по другим северным областям этот показатель составляет 40 – 70 %.
Развитие нефтедобычи связано прежде всего с южной частью – группой Мессояхских нефтегазоконденсатных месторождений. Оператором разработки является совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК Роснефть» – АО «Мессояханефтегаз». Добыча на Восточно-Мессояхском месторождении началась в конце 2016 г., выход на проектную мощность (6,5 млн т в год) запланирован на 2020 г., подключение Западно-Мессояхского месторождения запланировано на более поздний срок.
ПАО «НОВАТЭК» обладает значительной сырьевой базой на Гыданском полуострове, включающей Утреннее, Геофизическое, Гыданское, Трехбугорное, Штормовое и Ладертойское месторождения, а также приобретенные в последние годы на геологическое изучение и разведку лицензионные участки, которые расположены в восточной части Гыданской НГО. Новые участки существенно увеличивают сырьевую базу компании для реализации новых СПГ-проектов. Ранее в 2014 г. «НОВАТЭК» получил право экспортировать природный газ с полуострова Гыданский через дочерние компании «Арктик СПГ-1», «Арктик СПГ-2» и «Арктик СПГ-3».
Наибольшую эффективность разработка средних и мелких месторождений Гыданской НГО будет иметь при комплексном подходе.
Акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами
Наиболее перспективными объектами для разработки в акватории Карского моря являются уникальные газоконденсатные месторождения Ленинградское и Русановское с запасами более 500 млрд м3. Помимо уникальных запасов этих месторождений рядом с ними выявлено более десяти поисковых участков с большим ресурсным потенциалом. Необходимо проведение детальной сейсморазведки и бурение поисково-разведочных скважин. Освоение ПАО «Газпром» Ленинградского и Русановского месторождений ожидается за пределами 2030 г.
Результатом геологоразведочных работ компании ПАО «Газпром» в 2018 г. стало открытие двух новых месторождений в Карском море c суммарными запасами газа более 500 млрд м3 — уникального месторождения имени В.А. Динкова (в пределах Русановского лицензионного участка) и крупного Нярмейского месторождения (в пределах Нярмейского лицензионного участка). Лицензии на право пользования недрами этих лицензионных участков компания получила в 2013 г. и к настоящему времени выполнила 5,79 тыс. кв. км сейсморазведочных работ методом 3D, а в 2018 г. пробурила две поисковые скважины. Согласно установленной для Карско-Ямальского региона вертикальной зональности распределения залежей различного фазового состояния [17], открытые месторождения, скорее всего, будут газоконденсатными, что может подтвердиться в процессе доразведки.
В акватории Обской губы компанией «НОВАТЭК» в 2018 г. открыто Северо-Обское месторождение, самое крупное газоконденсатное месторождение в мире из открытых в 2018 г. Суммарные запасы природного газа на месторождении составляют 322 млрд м3, конденсата — 16 млн т. Сырьевая база месторождения станет основой будущих арктических СПГ-проектов компании «НОВАТЭК».
Месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Чугорьяхинское, Обское, Парусовое, Северо-Парусовое), в соответствии с планами ПАО «Газпром», будут разрабатываться взаимосвязанным технологическим комплексом с транзитом газа через имеющиеся мощности на Ямбургском месторождении.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ И ДОБЫЧИ НЕФТИ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Неравномерность степени геологической изученности территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции позволяет выделить три основных направления перспективных с точки зрения прироста запасов и организации будущей добычи нефти и газа в арктическом регионе.
Первое направление связано с поиском новых залежей и месторождений нефти и газа в практически не развитых в инфраструктурном плане и слабоизученных глубоким бурением арктических районах Западной Сибири, к которым в настоящее время относятся территории Гыданской и Енисей-Хатангской НГО (центральная и северная части Гыданского полуострова, Енисей-Хатангский региональный прогиб), а также акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами.
Второе направление связано с доизучением глубокопогруженных комплексов нижней и средней юры, доюрского основания и сложнопостроенной ачимовской толщи нижнего мела в северных и центральных районах внутренней области провинции. Кроме того, в центральных районах Западной Сибири, в первую очередь на территории ХМАО, значительные ресурсы нефти содержатся в баженовской свите («сланцевая нефть») [18].
Третье направление включает доизучение прибортовых зон юрско-мелового осадочного бассейна в пределах мегамоноклиз Внешнего пояса. Однако из-за существенного сокращения мощности потенциально продуктивных отложений и опесчанивания флюидоупоров ожидать крупных открытий на этой территории маловероятно. Данный тезис подтверждается размерами запасов месторождений (преимущественно газа), выявленных в настоящее время в Березовском нефтегазоносном районе (НГР) Приуральской НГО. В рамках этого же направления можно рассматривать доизучение верхнепротерозойско-палеозойского Предъенисейского осадочного бассейна на юго-востоке Западной Сибири, перспективы нефтегазоносности которого в настоящее время оцениваются неоднозначно [19].
Совершенно очевидно, что максимальный эффект по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в ЗСНГП может быть достигнут при реализации первого и второго направления. Доразведка и ввод в эксплуатацию уже открытых месторождений в пределах центральной и северной частей Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба, а также акватории южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами позволит обеспечить добычу преимущественно природного газа на уровне до 100 млн м3 в год, а с учетом открытия новых месторождений ежегодная добыча природного газа может превысить 150 млн м3.
В долгосрочной перспективе прогнозируемые объемы добычи газа будут определяться в основном внешним спросом и международной конъюнктурой цен на энергоносители, развитием газотранспортной инфраструктуры, воспроизводством ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в разведку и добычу газа, уровнем инвестиций в традиционных и новых газодобывающих регионах.

1. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 261 с.
2. Казаков Д.Е., Шамес Д.З. Итоги геологопоисковых и разведочных работ на нефть и газ за 1948 — 1965 гг. // Проблемы геологии Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / под ред. Н.Н. Ростовцева. М.: НЕДРА, 1968. 267 с.
3. Брехунцов А.М., Кулахметов Н.Х. Этапы социально-экономического освоения и развития Ямало-Ненецкого автономного округа // Горные ведомости. 2006. № 6(25). С. 20–31.
4. Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Кузнецов Л.Л. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. В 8 вып. Вып. 3. Енисей-Хатангский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1994. 71 с.
5. Исаев А.В., Девятов В.П., Карпухин С.М. Кринин В.А. Перспективы нефтегазоносности Енисей-Хатангского регионального прогиба // Геология нефти и газа, 2010. № 4. с. 13-23.
6. Конторович А.Э., Эпов М.И., Бурштейн Л.М., Каминский В.Д., Курчиков А.Р., Малышев Н.А., Прищепа О.М., Сафронов А.Ф., Ступакова А.В., Супруненко О.И. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их освоения // Геология и геофизика. 2010. № 1.
С. 11–20.
7. Афанасенков А.П. Комплексирование геолого-геофизических исследований при оценке перспектив нефтегазоносности малоизученных территорий РФ на примере северного обрамления Сибирской платформы // Геофизика. 2018. № 3. С. 134–152.
8. Салманов Ф.К., Немченко-Ровенская А.С., Кулахметов Н.Х., Рыльков А.В. Предпосылки формирования крупных
и уникальных месторождений газа на арктическом шельфе Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2003. № 6. С. 2–11.
9. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Недосекин А.С., Зарипов С.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Гыданского полуострова севера Западной Сибири // Наука и ТЭК. 2012. № 3. С. 9–13.
10. Долин Д.А., Иванов В.Л., Каминский В.Д. Российская Арктика – крупная минерально-сырьевая база страны
(к 60-летию ВНИИОкеангеология) // Литосфера. 2008. № 4.
С. 76–92.
11. Грамберг И.С., Школа И.В., Бро Е.Г., Шеходанов В.А., Армишев А.М. Параметрические скважины на островах Баренцева и Карского морей // Советская геология. 1985. № 1.
С. 95–98.
12. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Белонин М.Д. и др. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов / М.:
ООО «Геоинформ центр», 2002. 432 с.
13. Армишев А.М., Бро Е.Г., Десятков В.М. Результаты испытаний параметрических скважин на островах. Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по результатам бурения на море и островах). Л., 1988. 58 с.
14. Соколов В.Н. Геология и перспективы нефтегазоносности арктической части Западно-Сибирской низменности. Труды НИИГА, вып.100. Л., 1960. 151 с.
15. Супруненко О.И., Вискунова К.Г., Суслова В.В. Основные результаты уточнения количественной оценки углеводородного потенциала западно-арктического шельфа России // Разведка и охрана недр. 2005. № 6. С. 10–13.
16. Каминский В.Д., Супруненко О.И., Суслова В.В. Состояние и перспективы освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа России // Бурение и нефть. 2008.
№ 12. С. 3–7.
17. Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В., Попова Н.И., Шапорина М.Н. Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них ресурсов углеводородов // Геология нефти и газа. 2014. № 1. С. 27–50.
18. Конторович В.А., Аюнова Д.В., Губин И.А., Кали-
нинА.Ю., Калинина Л.М., Конторович А.Э., Малышев Н.А., Скворцов М.Б., Соловьев М.В., Сурикова Е.С. История тектонического развития арктических территорий и акваторий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. 2017. Т. 58. № 3–4. С. 423–444.
19. Филиппов Ю.Ф. Геологическая модель Предъенисейского верхнепротерозой-палеозойского осадочного бассейна на юго-востоке Западно Сибирской провинции // Геология нефти и газа. 2018. № 4. С. 53–62.

1. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V. Gydan: geologicheskoye stroyeniye, resursy uglevodorodov [Gydan: geological structure, hydrocarbon resources, the future ]. Moscow, Nedra-Business Center LLC Publ., 2006, 261 p. (In Russian)
2. Kazakov D.Ye., Shames D.Z. Itogi geologopoiskovykh i razvedochnykh rabot na neft’ i gaz za 1948–1965 gg. Problemy geologii Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii, pod red. N.N. Rostovtseva [Results of geological prospecting and exploration for oil and gas in 1948-1965. Problems of geology of the West Siberian oil and gas province. Ed. N.N. Rostovtsev]. Moscow, NEDRA Publ., 1968, рp. 197–237. (In Russian)].
3. Brekhuntsov A.M., Kulakhmetov N.KH. Etapy sotsial’no-ekonomicheskogo osvoyeniya i razvitiya Yamalo-Nenetskogo avtonomnogo okruga [Stages of socio-economic development and development of the Yamalo-Nenets Autonomous District]. Gornyye vedomosti [Mining Gazette], 2006, no. 6 (25), рp. 20–31. (In Russian)].
4. Kontorovich A.E., Grebenyuk V.V., Kuznetsov L.L. et al. Neftegazonosnyye basseyny i regiony Sibiri. Yenisey-Khatangskiy basseyn [Oil and gas bearing basins and regions of Siberia. Yenisei-Khatanga pool].)]. In the 8th issue, issue 3. Novosibirsk, OIGGM SO RAN Publ., 1994, 71 p. (In Russian).
5. Isayev A.V., Devyatov V.P., Karpukhin S.M. Krinin V.A. Perspektivy neftegazonosnosti Yenisey-Khatangskogo regional’nogo progiba [Oil and gas prospects of the Yenisei-Khatanga regional trough]. Geologiya nefti i gaza [Oil and Gas Geology], 2010, no. 4, рp. 13–23. (In Russian).
6. Kontorovich A.E., Epov M.I., Burshteyn L.M., Kaminskiy V.D., Kurchikov A.R., Malyshev N.A., Prishchepa O.M., Safronov A.F., Stupakova A.V., Suprunenko O.I. Geologiya, resursy uglevodorodov shel’fov arkticheskikh morey Rossii i perspektivy ikh osvoyeniya [Geology, hydrocarbon resources of the shelves of the Arctic seas of Russia and the prospects for their development]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics], 2010, no. 1, рp. 11–20.
(In Russian).
7. Afanasenkov A.P. Kompleksirovaniye geologo-geofizicheskikh issledovaniy pri otsenke perspektiv neftegazonosnosti maloizuchennykh territoriy RF na primere severnogo obramleniya Sibirskoy platformy [Integration of geological and geophysical studies in assessing the prospects for oil and gas potential in poorly studied territories of the Russian Federation on the example of the northern framing of the Siberian platform]. Geofizika [Geophysics], 2018, no. 3,
рр. 134–152. (In Russian).
8. Salmanov F.K., Nemchenko-Rovenskaya A.S., Kulakhmetov N.KH., Ryl’kov A.V. Predposylki formirovaniya krupnykh i unikal’nykh mestorozhdeniy gaza na arkticheskom shel’fe Zapadnoy Sibiri [Prerequisites for the formation of large and unique gas fields on the Arctic shelf of Western Siberia]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2003, no. 6, рp. 2–11. (In Russian).
9. Kurchikov A.R., Borodkin V.N., Nedosekin A.S., Zaripov S.M. Geologicheskoye stroyeniye i perspektivy neftegazonosnosti Gydanskogo poluostrova severa Zapadnoy Sibiri [Geological structure and oil and gas potential of the Gydan Peninsula in the north of Western Siberia]. Nauka i TEK [Science and Fuel and Energy Complex], 2012, no. 3, рp. 9–13. (In Russian).
10. Dolin D.A., Ivanov V.L., Kaminskiy V.D. Rossiyskaya Arktika – krupnaya mineral’no-syr’yevaya baza strany (k 60-letiyu VNIIOkeangeologiya) [The Russian Arctic is a large mineral resource base of the country (on the 60th anniversary of VNIIOkeangeologiya)]. Litosfera [Lithosphere], 2008, no. 4, рp. 76–92. (In Russian).
11. Gramberg I.S., Shkola I.V., Bro Ye.G., Shekhodanov V.A., Armishev A.M. Parametricheskiye skvazhiny na ostrovakh Barentseva i Karskogo morey [Parametric wells on the islands of the Barents and Kara Seas]. Sovetskaya geologiya [Soviet Geology], 1985, no. 1, рp. 95–98. (In Russian).
12. Grigorenko Yu.N., Mirchink I.M., Belonin M.D., et al. Zony neftegazonakopleniya okrain kontinentov [Oil and gas accumulation areas of continental margins]. Moscow, Geoinform Center LLC Publ., 2002, 432 p. (In Russian).
13. Armishev A.M., Bro Ye.G., Desyatkov V.M. Rezul’taty ispytaniy parametricheskikh skvazhin na ostrovakh. Neftegazonosnost’ Barentsevo-Karskogo shel’fa (po rezul’tatam bureniya na more
i ostrovakh) [Test results of parametric wells on islands. Oil and gas potential of the Barents-Kara shelf (based on the results of drilling at sea and islands)]. Leningrad, 1988, 58 p. (In Russian).
14. Sokolov V.N. [Geology and oil and gas potential of the Arctic part of the West Siberian Lowland]. Trudy NIIGA «Geologiya i perspektivy neftegazonosnosti arkticheskoy chasti Zapadno-Sibirskoy nizmennosti», issue 100. Leningrad, 1960, 151 p. (In Russian).
15. Suprunenko O.I., Viskunova K.G., Suslova V.V. Osnovnyye rezul’taty utochneniya kolichestvennoy otsenki uglevodorodnogo potentsiala zapadno-arkticheskogo shel’fa Rossii [The main results of the refinement of the quantitative assessment of the hydrocarbon potential of the western Arctic shelf of Russia]. Razvedka i okhrana nedr [Exploration and protection of mineral resources], 2005, no. 6, рр. 10–13. (In Russian).
16. Kaminskiy V.D., Suprunenko O.I., Suslova V.V. Sostoyaniye i perspektivy osvoyeniya uglevodorodnykh resursov kontinental’nogo shel’fa Rossii [The state and prospects of development of hydrocarbon resources of the continental shelf of Russia]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil], 2008, no. 12, рp. 3–7. (In Russian).
17. Kazanenkov V.A., Yershov S.V., Ryzhkova S.V., Borisov Ye.V., Ponomareva Ye.V., Popova N.I., Shaporina M.N. Geologicheskoye stroyeniye i neftegazonosnost’ regional’nykh rezervuarov yury
i mela v Karsko-Yamal’skom regione i prognoz raspredeleniya v nikh resursov uglevodorodov [Geological structure and oil and gas potential of the regional reservoirs of the Jurassic and Cretaceous in the Kara-Yamal region and forecast of the distribution of hydrocarbon resources in them]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2014, no. 1, рp. 27–50. (In Russian).
18. Kontorovich V.A., Ayunova D.V., Gubin I.A., Kalinin A.YU., Kalinina L.M., Kontorovich A.E., Malyshev N.A., Skvortsov M.B., Solov’yev M.V., Surikova Ye.S. Istoriya tektonicheskogo razvitiya arkticheskikh territoriy i akvatoriy Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii [History of the tectonic development of the Arctic territories and waters of the West Siberian oil and gas province]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics], 2017, t. 58, no. 3–4,
рp. 423–444. (In Russian).
19. Filippov Yu.F. Geologicheskaya model’ Pred»yeniseyskogo verkhneproterozoy-paleozoyskogo osadochnogo basseyna na yugo-vostoke Zapadno Sibirskoy provintsii [Geological model of the Pre-Yenisei Upper Proterozoic of the Paleozoic sedimentary basin in the southeast of the West Siberian province]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2018, no. 4, рр. 53–62. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Казаненков В.А.

к.г.-м.н., доцент, заведующий лабораторией

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука

Филимонова И.В.

Д.э.н., профессор

Немов В.Ю.

научный сотрудник

Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

Ключевые слова: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, Гыданский полуостров, Енисей-Хатангский региональный прогиб, Карское море, перспективные направления, прогноз добычи

Keywords: West Siberian oil and gas province, Gydansky peninsula, Yenisei-Khatanga regional trough, Kara Sea, promising areas, production forecast

Просмотров статьи: 3839

3,7. Развитие международных проектов в перспективных нефтегазовых регионах

Венесуэла

«Роснефть» — один из крупнейших инвесторов в Боливарианской Республике Венесуэла (BRV) в мире.
Компания продолжает последовательно расширять свое сотрудничество в сфере добычи нефти с Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), национальной компанией Венесуэлы.

Роснефть успешно реализовала пять совместных с PDVSA проектов по разведке и добыче в Венесуэле, в том числе три проекта, которые сейчас находятся на стадии добычи, — Petromonagas (доля Роснефти — 16.67%), Петропериха (доля Роснефти 40%) и Бокерон (доля Роснефти
26,67%), один пилотный проект разработки, Петромиринда (доля Роснефти 32%) и один геологоразведочный проект Петровиктория (доля Роснефти 40%) . Проекты в Венесуэле в основном связаны с добычей низкокачественной нефти. Всего в 2015 году добыто 8,8 млн т нефти, в том числе на долю «Роснефти» 1,67 млн ​​т.

Наибольшие запасы доступны по проектам Хунин-6 и Карабобо 2/4.СП «Петромиранда» приступило к реализации проекта Хунин-6, расположенного в поясе низкосортной нефти в бассейне реки Ориноко
в 2010 году. В настоящее время выполняется фаза 1. Он предусматривает дополнительную разработку месторождений и проектирование инфраструктуры. Ведется опытно-промышленная разработка приоритетного участка для определения характеристик продуктивной зоны.

Для реализации проекта на блоке Карабобо 2/4 в 2014 году было создано

СП «Петровиктория».
В 2015 году была разработана дополнительная программа развития.Проведена оценка синергизма с СП Петромонагаз при разработке месторождения. Был подписан меморандум с PDVSA для согласования ключевых показателей развития проекта с 2015 по 2017 год, и в ноябре 2015 года было начато разведочное бурение
на участке ранней добычи.

Роснефть рассматривает возможность расширения своего бизнеса за счет участия в проекте разработки газоконденсатных месторождений на шельфе Микелонес, Патао и Риу-Карибе в Венесуэле с доказанными запасами и монетизацией газа в виде СПГ на экспорт.

«Роснефть» участвует в создании совместных предприятий с PDVSA для оказания услуг, связанных с нефтью и строительством инфраструктуры. Эти операции будут способствовать расширению бизнеса Компании в Венесуэле и улучшат показатели разведки и добычи. Участие в бурении скважин в 2015 году компании Precision Drilling de Venezuela в рамках своих дочерних проектов увеличило скорость бурения на промыслах при одновременном снижении затрат на бурение.

Компания рассмотрела вопрос о расширении сотрудничества с PDVSA в других областях, включая реализацию совместных проектов по добыче углеводородов на шельфе Венесуэлы.

Роснефть и PDVSA наращивают сотрудничество в сфере поставок нефти и нефтепродуктов. В июне 2015 года они подписали соглашение об основных условиях поставки российской нефти марки Urals в Венесуэлу.

Совместный проект
«Роснефть» и PDVSA в Венесуэле.

«Роснефть» активно участвует в социально значимых проектах, включая строительство центра боевых искусств в стране.Граждане Венесуэлы могут учиться в колледжах и университетах-партнерах Компании в Российской Федерации. В 2015 году «Роснефть», PDVSA и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина подписали меморандум о сотрудничестве в сфере образования и науки, а также договор об обучении сотрудников PDVSA.

Соглашение о совместном предприятии между «Роснефтью» и Государственной нефтяной компанией Азербайджанской Республики (SOCAR) рассматривает вопрос о выборе активов обеих компаний для включения в деятельность совместного предприятия.ГНКАР потенциально может передать совместному предприятию свою долю участия в морском месторождении «Абшерон» в Каспийском море.

Бразилия

Роснефть участвует в проекте по разведке и разработке углеводородов с 2012 года (через свою дочернюю компанию Rosneft Brasil E&P Ltda., Далее RN-Brazil) на лицензионных участках в бассейне реки Солимоэс (штат Амазонас, Бразилия). В октябре 2015 года была закрыта сделка по приобретению 55% доли в проекте у PetroRio.В настоящее время RN-Brazil владеет 100% прав собственности на территории в бассейне реки Солимоэнс и является оператором проекта. Компания планирует длительные сейсморазведочные работы и бурение двух разведочных скважин в 2016 и 2017 годах.

Мозамбик

Консорциум был сформирован с ExxonMobil в 2015 году для развития международного сотрудничества путем участия в 5-м раунде лицензирования в Республике Мозамбик.По результатам подачи совместной заявки консорциум получил три блока (А5-В, Z5-C и Z5-D) на шельфе страны (доля «Роснефти» — 20%). Начало работ по проекту запланировано на 3-4 квартал 2016 года после подписания концессионных соглашений с правительством Мозамбика.

Вьетнам

Платформа Lan Tay на шельфе Вьетнама

Роснефть участвует в совместном проекте по добыче газа и конденсата в Социалистической Республике Вьетнам, а также в геологоразведочных проектах на Блоке 06 PLDD.1 (35% принадлежит Rosneft Vietnam B.V., 45% принадлежит ONGC, а 20% принадлежит PetroVietnam).

Компания подписала соглашение о разделе продукции на разработку Блока 05.3 / 11 в 2013 году.

«Роснефть» также является участником проекта морского трубопровода Нам Кон Сон, предусматривающего экспорт и переработку газа и газового конденсата, добываемых на шельфовых блоках в бассейне Нам Кон Сон (32,7% принадлежит Rosneft Vietnam Pipelines B.V., 16,3% принадлежит Perenco, и 51% принадлежит PetroVietnam).

В 2015 году добыча газа и газового конденсата на месторождениях блока 06.1 составила 24,34 млн т н.э. (включая 3,85 млрд м3 газа в 100% доле), что значительно превышает минимальные обязательства покупателя (Petrovietnam Gas) по текущему контракту.

Добыча газа и газового конденсата на Блоке 06.1 месторождение Вьетнама составило 24,34 млн баррелей нефтяного эквивалента

В 2015 году дочерняя компания

Rosneft Vietnam B.V. провела несколько знаковых событий. 22 июня 2015 года был достигнут важный производственный показатель, ознаменованный 13 годами безаварийных морских операций. Это один из лучших показателей в мире. Другой важной датой было 1 мая 2015 года, когда в 2006 году было добыто 300 млн баррелей нефтяного эквивалента (включая 46,6 млрд кубометров газа на 100% долю).Блок 1 (бассейн Нам Кон Сон), эксплуатируемый Rosneft Vietnam B.V. с начала разработки месторождения. Эти мероприятия получили высокую оценку руководства Petrovietnam, и в ноябре 2015 года компания Rosneft Vietnam B.V. была удостоена высокой национальной награды — Ордена Труда второй степени.

В августе 2015 года подписано

Соглашения о предоставлении морской буровой установки и поставке длинномерного оборудования при подготовке к бурению двух разведочных скважин (в PLDD 06./ 1 блок и 05.3 / 11 блок). Бурение разведочной скважины на блоке PLDD и блоке 05.3 / 11 запланировано на 2016 г. Дополнительные сейсморазведочные работы 3D на блоке 06.1 также запланированы на 2016 г. для оценки потенциала новых перспективных пластов.

Я УБЕДИТЕЛЬНО, НАШ ОПЫТ ВО ВЬЕТНАМЕ ПРИМЕНЯЕТСЯ НЕ ТОЛЬКО ДЛЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ В ЮЖНЫХ МОРЯХ. ПРИОБРЕТЕННАЯ КОМПЕТЕНЦИЯ БУДЕТ ИСПОЛЬЗОВАТЬСЯ ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ И РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ ДОБЫЧИ В ДАЛЬНЕЙШИХ РЕГИОНАХ.ХОЧЕТ ПОДЧЕРКНУТЬ, ЧТО РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА ЯВЛЯЕТСЯ ПРИМЕРОМ ПОГРЕССИВНОГО СОТРУДНИЧЕСТВА КОМПАНИИ С НАШИМИ Азиатско-Тихоокеанскими партнерами — PETROVIETNAM И ONGC. МЫ ВЫСОКО ОЦЕНИВАЕМ ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РЕАЛИЗАЦИИ СОВМЕСТНЫХ ПРОЕКТОВ ВО ВЬЕТНАМЕ И ИХ БУДУЩЕЕ РАЗВИТИЕ ».

Игорь Сечин
Начало бурения разведочной скважины ПЛДД-1Х.
на Блоке 06.1 Вьетнамского шельфа, март 2016 г.

Перспективные экономические и экологические разработки в области добычи нефтеносных песков

WTI Crude • 10 минут 40.73 +0,44 + 1,09%
Brent Crude • 10 минут 42,85 +0,45 + 1,06%
Природный газ • 10 минут 2,964 +0,105 + 3,67%
Марс США • 16 часов 40.54 +3.10 + 8,28%
Корзина ОПЕК • 1 день 39,97 +0,75 + 1,91%
Урал • 1 день 39,60 +0,00 + 0,00%
Луизиана Лайт • 1 день 41.35 +3,13 + 8,19%
Луизиана Лайт • 1 день 41,35 +3,13 + 8,19%
Bonny Light • 1 день 42,09 +2,73 + 6,94%
«Мексиканская корзина» • 1 день 37.46 +2,63 + 7,55%
Природный газ • 10 минут 2,964 +0,105 + 3,67%
Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Пермь побила собственный рекорд по добыче нефти

WTI Crude • 10 минут 40.73 +0,44 + 1,09%
Brent Crude • 10 минут 42,85 +0,45 + 1,06%
Природный газ • 10 минут 2,964 +0,105 + 3,67%
Марс США • 16 часов 40.54 +3.10 + 8,28%
Корзина ОПЕК • 1 день 39,97 +0,75 + 1,91%
Урал • 1 день 39,60 +0,00 + 0,00%
Луизиана Лайт • 1 день 41.35 +3,13 + 8,19%
Луизиана Лайт • 1 день 41,35 +3,13 + 8,19%
Bonny Light • 1 день 42,09 +2,73 + 6,94%
«Мексиканская корзина» • 1 день 37.46 +2,63 + 7,55%
Природный газ • 10 минут 2,964 +0,105 + 3,67%
Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Нажмите здесь, чтобы узнать более 150 мировых цен на нефть

Самый многообещающий путь к устойчивому производству бионефти — ScienceDaily

Новое поколение процесса HTL может преобразовать все виды биомассы в сырую бионефть, которая достаточно похожа на ископаемую сырую нефть, которая проста термической модернизации и существующая Технологию нефтепереработки можно использовать для последующего получения всех известных сегодня жидких видов топлива.Более того, процесс HTL потребляет только приблизительно 10-15 процентов энергии исходной биомассы, обеспечивая энергоэффективность 85-90 процентов.

Подчеркнем, что процесс HTL принимает все биомассы современного общества — отстой сточных вод, навоз, древесину, компост и растительный материал, а также отходы домашних хозяйств, мясоперерабатывающих предприятий, молочного производства и аналогичных производств.

Это, безусловно, наиболее гибкое сырье из всех процессов производства жидкого топлива, включая пиролиз, биоэтанол, газификацию с помощью Фишера-Тропша или каталитическую переработку различных растительных или агропромышленных остаточных масел, и не требует более высоких затрат, чем эти.

Гидротермальное сжижение — это в основном варка под давлением, но вместо варки биомассы партиями, по одной кастрюле за раз, это новое поколение HTL основано на поточном производстве, где биомасса вводится в предварительно нагретый до 400 ° C реактор. , «варились» под высоким давлением в течение ~ 15 минут, а затем быстро охлаждались до 70 ° C.

При 400 ° C и высоком давлении вода находится в сверхкритическом состоянии, ни в жидкости, ни в газе, при котором она легко разлагает биомассу. Этот процесс является экологически чистым, так как не используются вредные растворители, а энергоэффективность очень высока: процесс HTL потребляет только примерно 10-15% энергии исходной биомассы, поскольку тепловая энергия рециркулируется между нагревом и охлаждением. технологической среды.

Влажная среда означает, что HTL легко принимает влажные или влажные биомассы, такие как упомянутые выше. Влажные биомассы составляют подавляющее большинство на Земле. Все другие известные процессы производства жидкого биотоплива требуют либо дорогостоящей сушки, либо используют только ограниченную часть биомассы, например содержание углеводов.

Водная фаза, образующаяся в процессе HTL, имеет низкое содержание углерода и может быть либо повторно использована в процессе, либо в конечном итоге очищена для достижения качества питьевой воды, что является долгосрочной целью.Таким образом, HTL заменяет бремя утилизации преимуществом вторичной переработки.

Процесс HTL имеет следующие преимущества:

  • Сырая нефть HTL имеет высокую теплотворную способность примерно 35-39 МДж / кг в пересчете на сухую беззольную основу
  • Процесс HTL потребляет только примерно 10-15% энергии биомасса сырья, обеспечивающая энергоэффективность 85-90%
  • Сырая нефть HTL имеет очень низкое содержание кислорода, серы и воды (по сравнению, например, с пиролизным маслом, которое обычно содержит прибл.50% воды)
  • Нефть HTL восстанавливает более 70% содержания углерода в сырье (за один проход)
  • Нефть HTL стабильна при хранении и имеет сравнительно низкие требования к облагораживанию, отчасти из-за высокой доли средних дистиллятов в сырой нефти масло. Это гораздо менее интенсивное обновление, чем, например, пиролизное масло, которое требует немедленной очистки, чтобы не испортиться.

Биомасло HTL можно использовать в исходном состоянии в тяжелых двигателях, или оно может быть гидрогенизировано или термически улучшено для получения дизельного, бензинового или реактивного топлива с помощью существующих технологий нефтепереработки.В этом смысле бионефть HTL напрямую сопоставима с ископаемой сырой нефтью. Это уникальное явление среди жидкого биотоплива, и это означает, что оно может напрямую поступать в существующую сеть распределения топлива для автомобильного транспорта в любой концентрации, придавая ему все необходимые свойства.

В Дании Орхусский университет и Ольборгский университет сотрудничают в области HTL-исследований на всех уровнях. В Орхусе кафедра химии фокусируется на фундаментальном понимании процесса и быстрых исследованиях воздействия различного сырья и катализаторов вместе с последующей модернизацией.Департамент агроэкологии занимается выращиванием энергетических культур, а Департамент инженерии работает над пилотным HTL. Последнее еще более активно реализуется в университете Ольборга (факультет энергетических технологий), который уделяет большое внимание пилотному производству и эффективности процессов, а также обновлению биомасла HTL наряду с тестированием масел и обновленных дистиллятов конечным пользователем в двигатели и турбины. Департамент биотехнологии, химии и экологической инженерии, AAU Esbjerg, направляет свою деятельность на извлечение ценности не только из нефти, но и из сточных вод.

Объединенные усилия и уже полученные уникальные результаты открывают перспективы для другого начинания в области энергетических технологий в Дании, сравнимого только с прорывом ветряной промышленности в 1980-х годах.

История Источник:

Материалы предоставлены Орхусским университетом . Примечание. Содержимое можно редактировать по стилю и длине.

Страны, ранжированные по выбросам от производства нефти — ScienceDaily

Пока возобновляемые источники энергии, такие как ветер или солнце, не станут более надежными и менее дорогими, люди во всем мире по-прежнему будут полагаться на ископаемое топливо для транспорта и энергетики.Это означает, что если люди хотят сократить выбросы парниковых газов, необходимы более эффективные способы смягчения последствий добычи и сжигания нефти и газа.

Адам Брандт, доцент кафедры энергетических ресурсов в Школе наук о Земле, энергии и окружающей среде в Стэнфорде, и его коллеги выполнили первый глобальный анализ, сравнивающий выбросы, связанные с методами добычи нефти, — шаг к разработке политики, которая могла бы уменьшить эти выбросы.Они опубликовали свою работу 30 августа в журнале Science .

Группа обнаружила, что сжигание нежелательного газа, связанное с добычей нефти, — так называемое сжигание в факелах — остается наиболее углеродоемкой частью добычи нефти. Брандт поговорил с Stanford Report о выводах группы и стратегиях сокращения факельного сжигания.

Что такое сжигание на факеле и почему его особенно важно отслеживать?

Нефть и газ обычно добываются вместе.Если поблизости есть газопроводы, то газ могут потреблять электростанции, фабрики, предприятия и дома. Однако, если вы находитесь очень далеко от берега или не можете доставить газ на рынок, часто нет экономически целесообразного выхода для газа. В этом случае компании хотят избавиться от газа, поэтому они часто сжигают или сжигают его.

К счастью, газ имеет некоторую ценность, поэтому можно получить некоторую экономию, связанную с прекращением сжигания. Я думаю, что установка на то, что газ будет управляться должным образом, — это роль регулирующей среды.В настоящее время прилагаются некоторые усилия, чтобы попытаться решить эту проблему — Всемирный банк проводит большую работу под названием «Глобальное партнерство по сокращению сжигания газа», в рамках которого компании объединились, чтобы попытаться установить целевые показатели сжигания факельного газа, поэтому, надеюсь, это начнет снижаться.

Эта работа представляет собой первое исследование выбросов парниковых газов в нефтяной промышленности на национальном уровне. На какие данные вы обращались для выполнения этой работы?

Это кульминация большого проекта, над которым мы работали около восьми лет.Мы использовали три разных источника данных. По некоторым странам вы можете получить данные из государственных источников или регулирующих органов. Экологические агентства и агентства природных ресурсов также будут сообщать информацию, которую мы можем использовать. В противном случае мы обращаемся к литературе по нефтегазовой инженерии, чтобы получить информацию о месторождениях нефти. Затем мы смогли сотрудничать с Aramco, международной нефтяной компанией, чтобы получить доступ к коммерческому набору данных. Это позволило нам заполнить пробелы для множества небольших проектов, по которым было труднее получить информацию, или сбор данных был слишком интенсивным.При этом наша газета охватывает около 98 процентов мировых поставок нефти. Безусловно, это первый раз, когда мы можем сделать это на этом очень решенном уровне от месторождения к месторождению.

При составлении карты мировых запасов нефти, как вы оценивали выбросы от сжигания в факелах для каждой страны?

Одна из проблем, связанных с факельным сжиганием, заключается в том, что большинство стран не сообщают об этом. Во многих странах мы использовали усредненные спутниковые данные на уровне страны, собранные Национальным управлением океанических и атмосферных исследований.Ученые разработали способы оценки количества вспыхнувшего газа, используя яркость вспышки, видимую из космоса. По сути, это глаз в небе. Например, Россия не скажет, сколько они горят, но мы это видим со спутника.

Где вы видели, как действуют правила факельного сжигания?

Offshore Canada добилась хороших результатов за последние 15 лет. По сути, там правила гласят, что вам не разрешено гореть выше определенной суммы. Если факельное сжигание превышает допустимый уровень, Канада требует, чтобы их морские месторождения были отключены до тех пор, пока они не начнут работать с газом.Это можно сделать, закачав его обратно в землю, преобразовав в сжиженный природный газ или проложив газопроводы для доставки газа потребителям. Факельное сжигание в Канаде значительно сократилось, и эти правила доказывают, что вы можете управлять сжиганием на факеле и требовать, чтобы люди производили что-то продуктивное с газом или возвращали его под землю. На самом деле проблема с факелом состоит в том, что должна существовать политика или регулирующий аппарат, который бы сказал: «Бесполезное сжигание газа запрещено; положите его обратно в землю или найдите что-нибудь полезное, что с ним можно сделать.«

В отсутствие федеральных мер, как мы можем расставить приоритеты по сокращению сжигания факелов здесь, в США?

Если вы не видите действий на федеральном уровне США, вы можете работать с руководством государственных органов. Хорошим примером этого является штат Северная Дакота. В Северной Дакоте находится формация Баккен, которая является одним из основных районов добычи нефти из скважин с гидроразрывом пласта. Пять лет назад 30 процентов добываемого газа сжигалось на факелах, и, по сути, правительство штата заявило, что это неприемлемо.Тридцать процентов — это слишком много, а газ имел ценность — его можно было продать в такие города, как Чикаго, Калгари или Денвер. Правительство поставило цель на уровне 10 процентов с угрозой потенциальных ограничений производства, если производители не достигнут цели. Так что случилось? Производители в регионе фактически досрочно выполнили планку в 10 процентов. Так что я думаю, что дела могут продолжаться. Очевидно, было бы лучше, если бы у нас было какое-то федеральное действие по этому поводу, но штаты могут многое сделать.

Кто может осуществить необходимые изменения во всем мире?

Я думаю, что в глобальном масштабе международные нефтяные компании действительно могут взять на себя инициативу.Многие проекты по сжиганию на факеле находятся в странах, где экологические вопросы плохо регулируются. Но многие из этих проектов разрабатываются местной национальной нефтяной компанией в сотрудничестве с международными партнерами. Трудно ждать, когда развивающиеся страны без больших бюджетов или сложного регулирующего потенциала введут в действие правила сжигания. Вместо того, чтобы ждать, пока это произойдет, мы могли бы ожидать, что международные нефтяные компании будут работать над решением проблем самостоятельно, применяя передовой опыт из тех мест, где нормативные акты уже решили проблему.Например, компании в Нигерии увеличили закачку газа и разработали проекты по производству сжиженного природного газа, чтобы поставлять газ на рынки.

В ближайшие десятилетия мы будем использовать много нефти и газа. Это неизбежно. Использование передового опыта и его применение в местах, которые сейчас не так хорошо регулируются — но, надеюсь, будут — могут позволить улучшения в одном регионе на пользу другому.

Надеюсь, мы как можно быстрее перейдем на возобновляемые источники энергии, но пока мы используем нефть и газ, давайте делать это ответственно.

Работа финансировалась Канадским советом по естественным наукам и инженерным исследованиям, Aramco Services Co., Ford Motor Co., Фондом Карнеги за международный мир, Фондом Хьюлетта, Фондом ClimateWorks и Фондом Альфреда П. Слоана.

новых нефтяных скважин обещают увеличить добычу нефти | Ригзона

Компания

Planet Resource Recovery, Inc., разработчик, производитель и продавец продуктов семейства PetroLuxus, представила PetroLuxus WC-100 в качестве нового комплексного решения для очистки оборудования нефтяных скважин на буровой площадке.Этот новый производный продукт PetroLuxus представляет собой экологически чистое решение для обширного рынка очистки нефтяных скважин, которое предназначено для увеличения добычи нефти за счет эффективной эксплуатации оборудования на буровой площадке. PetroLuxus WC-100 обеспечивает резкое и экономичное восстановление скважины с реализованной экономией затрат на 30-40 процентов по сравнению с существующими традиционными методами.

PetroLuxus WC-100 был специально разработан на основе результатов многочисленных обработок нефтяных скважин с помощью PetroLuxus MMMF, продукта компании для повышения нефтеотдачи, который увеличивает добычу нефти за счет стимуляции пласта.После обработки многочисленных маржинальных скважин с помощью PetroLuxus MMMF стало очевидно, что рост добычи нефти затруднен из-за ограничений потока нефти в производственном оборудовании. Производственное оборудование включает в себя все компоненты, контактирующие с текучими средами, перемещаемыми из пласта в сборные резервуары, такие как насосы, скважинные насосно-компрессорные трубы, обсадные трубы, клапаны и фитинги надземных трубопроводов, а также резервуары. На оборудование ежедневно влияют возраст, загрязнения, химические вещества для обработки, окалина, ржавчина, парафин, асфальт, температура, давление, истирание и множество других факторов, которые неизменно влияют на динамику потока.Кроме того, область, примыкающая к стволу скважины или зоне добычи, действует как зона фильтрации, которая накапливает твердые частицы, парафин и тяжелые углеводородные компоненты, которые со временем уменьшают или ограничивают количество текучей среды, которая может течь. Все это приводит к снижению производства с течением времени и увеличению эксплуатационных расходов на техническое обслуживание. PetroLuxus WC-100 был разработан для решения этих проблем с минимальными затратами.

Комбинированная обработка с использованием PetroLuxus WC-100 для устранения ограничений потока жидкости с последующей обработкой пласта с помощью PetroLuxus MMMF приводит к увеличению добычи из маргинальных скважин.

По данным Министерства энергетики США, «один из каждых шести баррелей сырой нефти, добываемой в Соединенных Штатах, поступает из малодебитной скважины — скважины, добыча которой снизилась до 10 баррелей в день или меньше. Около 80 процентов от общего объема ряд нефтяных скважин в США теперь классифицируются как маргинальные.

alexxlab

Посмотреть все записи автора alexxlab →

Вам также может понравиться

Распределители тепла в квартире: Что такое распределитель тепла для радиатора

Аппарат сварка плазменная: Плазменный сварочный аппарат: что это такое? Разновидности

Электрическая емкость пары: Расчет параметрической надежности кабеля «витая пара»::Журнал СА 12.2016

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *