Проекты разведки и добычи нефти на шельфе о Сахалина и в других участках Охотского моря
Поиск нефтегазовых месторождений на шельфе дальневосточных морей начался в конце 70х г.
Поиск нефтегазовых месторождений на шельфе дальневосточных морей начался в конце 70 х г.
С тех пор было пробурено около 80 поисковых и разведочных скважин на Сахалинском шельфе и 2 скважины на Магаданском.
К 1990 г на шельфе северо-восточного Сахалина были открыты 5 крупных месторождений нефти и газа.
Значительный объем сейсморазведочных работ проведен на шельфе Хабаровского и Приморского краев, Магаданской и Камчатской областей.
В 1999 г трестом Дальморнефтегеофизика была разработана «Программа геолого-геофизических работ на акваториях дальневосточных и северо-восточных морей РФ на ближайшую перспективу».
Программа предусматривает дальнейшее проведение сейсморазведочных работ большого объема в Татарском проливе, в Японском, Охотском, Беринговом, Чукотском и Восточно-Сибирском морях для поиска нефтегазовых месторождений на шельфовых зонах, прилегающих к Хабаровскому краю, Сахалинской, Магаданской, Камчатской областям, Чукотскому и Корякскому автономным округам.
На сегодняшний день активно развиваются нефтегазовые проекты только на Сахалинском шельфе.
Охотское море — пока еще одно из самых чистых и биологически продуктивных морей в мире, имеющее огромное экономическое значение как природная кладовая большого количества морских биоресурсов.
Здесь добывается 64% от общероссийского улова рыбы и морепродуктов, занимающих важное место в рационе миллионов жителей как России, так и других стран северо-западной части Тихого океана. Рыбный промысел в Охотском море дает работу и зарплату сотням тысяч людей, живущих на всем Дальнем Востоке, и за рубежом.
Охотское море имеет высокий показатель биологического разнообразия, здесь обитают сотни видов рыб, беспозвоночных, млекопитающих и растений, в т.ч. редких и исчезающих.
Однако, Охотское море богато не только биологическими, но и нефтегазовыми ресурсами.
Учитывая огромную ценность морских рыбных запасов, освоение нефтяных месторождений должно осуществляться с применением наилучших, наиболее чистых и безопасных технологий, чтобы не нанести ущерба морской среде, рыбе и беспозвоночным.
Рассмотрим более подробно, какие проекты по добыче нефти и газа реализуются в настоящее время на Сахалинском шельфе и каковы их основные технические характеристики.
Включает 3 нефтегазовых месторождения на северо-восточном шельфе Сахалина: Аркутун-Даги, Одопту и Чайво.
Оператор проекта — компания Эксон Нефтегаз Лимитед, зарегистрированная на Багамских островах, также в проекте участвуют: японская компания «СОДЕКО», российские — Сахалинморнефтегаз, Роснефть, и Индийская Национальная Нефтяная Компания (ONGC). Все вместе эти компании составляют Консорциум по проекту «Сахалин-1».
Права на изучение и освоение указанных шельфовых месторождений Консорциум получил без проведения конкурса или аукциона, а в результате прямых переговоров с Правительством России.
Технико-экономические расчеты, проведенные Консорциумом в 1994 г для определения экономической целесообразности совместного освоения 3 х месторождений получили отрицательное заключение государственной экологической экспертизы.
Тем не менее, в июне 1995 г Правительством РФ, администрацией Сахалинской области и участниками Консорциума было подписано Соглашение о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-1».
С тех пор до настоящего времени в рамках проекта пробурено 5 разведочных скважин на Аркутун-Дагинском месторождении и 1- на месторождении Чайво, а также проведен большой объем сейсморазведочных работ.
В процессе бурения на Аркутун-Даги в море было сброшено около 20 тыс т отработанного бурового раствора и бурового шлама.
При бурении скважины на месторождении Чайво в результате активных протестов экологов большая часть отходов была закачена обратно в подземные пласты горных пород вместо сброса в море, как хотела бы компания ExxonMobil.
По официальным заявлениям руководства проекта Сахалин-1, на месторождениях Аркутун-Даги и Чайво в целом планируется строительство 5-6 добывающих платформ, каждая из которых будет рассчитана примерно на 50 скважин.
В планах и строительство нефте- и газопроводов, маршрут которых окончательно не определен. Существует несколько вариантов прокладки трубопроводов:
с месторождений через север Сахалина до п. Де-Кастри на побережье Хабаровского края и далее через материковые районы ДВ в Японию, Китай и Корею;
через весь остров на юг Сахалина и далее в Японию;
по дну моря вдоль восточных берегов Сахалина до Японии и далее в Китай.
Включает 2 месторождения, расположенные также на северо-восточном шельфе Сахалина: нефтяное Пильтун-Астохское и газовое Лунское.
Оператором проекта является компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД» («Сахалинская Энергия»), официально зарегистрированная в государстве Бермудские острова.
Совладельцами этой компании и прав на разработку месторождений являются дочерние структуры японских фирм «Мицуи», «Мицубиси» и голландской «Ройял Датч/Шелл».
Первоначально права на освоение месторождений по проекту «Сахалин-2», как победитель конкурса, объявленного Правительством России, получил международный консорциум «МММ».
Он включал японские компании «Мицуи» и «Мицубиси» и американскую «Марафон».
Одним из условий победы в конкурсе для «МММ» была газификация Российского Дальнего Востока, причем поставки газа сахалинским потребителям должны были начаться в 1995г.
В дальнейшем права на месторождения перешли от консорциума «МММ» к «Сахалинской Энергии».
В 1993 г. Технико-экономическое обоснование освоения всего проекта Сахалин-2 в целом получило положительное заключение государственной экологической экспертизы, правда, с большими замечаниями.
22 июня 1994 г компания «Сахалинская Энергия», Правительство РФ и администрация Сахалинской области подписали соглашение о разработке Пильтун-Астохского и Лунского месторождений на условиях раздела продукции (СРП).
В 1998 г на государственную экологическую экспертизу были представлены проектные материалы ТЭО самого первого этапа практического освоения первого шельфового месторождения, по которым предполагалось начать добычу нефти в 1999 г.
Комиссия экологической экспертизы, рассмотрев материалы ТЭО, сочла возможной его реализацию.
Первый кредит на осуществление работ по освоению Пильтун-Астохского нефтяного месторождения в размере 348 млн долл CIF в равных долях был получен в Европейском банке Реконструкции и Развития (EBRD), Американской корпорации по поддержке частных инвестиций за рубежом (OPIC) и Японском Экспорт-Импорт банке (JEXIM).
В 1998 г «Сахалинская Энергия» приобрела весьма подержанную разведочную буровую платформу «Моликпак», которая была построена в 1984 г и к моменту покупки уже несколько лет стояла без дела в море Бофорта на севере Канады.
В сентябре 1998 г Моликпак была установлена на Пильтун-Астохском месторождении и в течении последующих 2 х лет с нее пробурено 14 эксплуатационных скважин.
Объем сброшенных при этом в море токсичных отходов бурения составил более 70 тысяч тонн.
В 2001 — 2003 гг на «Моликпаке» планируется пробурить 13 дополнительных скважин, отходы от которых также предполагается сбрасывать в море.
В ближайшие годы на Пильтун-Астохском месторождении планируется установка еще одной платформы по добыче нефти, а на Лунском — платформы по добыче газа.
После ввода в эксплуатацию всех платформ намечается строительство нефте- и газопроводов на юг Сахалина. Трубопроводы дойдут до п. Пригородное, где будет построен крупный завод по сжижению природного газа (СПГ) и нефтеналивной терминал. СПГ и нефть будут отгружаться на транспортные танкеры дедвейтом до 100 тыс тонн и более и экспортироваться в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
В июле 1999 г на платформе «Моликпак» начата промышленная добыча нефти.
По подводному 2-километровому трубопроводу нефть перекачивается в плавучее нефтехранилище — танкер «Оха» грузоподъемностью 156 тыс тонн.
К нему приблизительно 1 раз в неделю швартуются экспортные танкеры на 80 — 100 тыс тонн и вывозят сырую нефть на рынки Китая и Кореи.
Сезон добычи и танкерной транспортировки нефти продолжается только в безледный период и занимает около 6 месяцев в году.
Обычный маршрут танкеров пролегает вдоль восточного побережья Сахалина, вокруг мысов Терпения и Анива, затем через пролив Лаперуза в Японское море.
Проект «Сахалин — 3»
Проект разбит на 2 блока, перспективных на содержание углеводородов и расположенных на шельфе северо-восточного Сахалина, южнее Лунского залива.
В 1993 г компании «Мобил» и «Тексако» получили право на ведение разведочных работ на одном из блоков — Киринском. Позднее к этим двум компаниям присоединились «Роснефть» и «Сахалинморнефтегаз», и для реализации проекта была создана новая компания «КОО ПегаСтар».
В настоящее время СРП по проекту «Сахалин-3» находится на рассмотрении в Государственной думе.
Пока в рамках проекта был проведен большой объем сейсморазведочных работ, поисковое или разведочное бурение до сегодняшнего дня не проводилось.
В будущих планах операторов проекта установка большой платформы на месторождении и бурение 250 скважин для добычи нефти и 80 скважин для добычи газа.
Учитывая то, что количество буровых отходов с одной эксплуатационной скважины в среднем составляет около 5000 тонн, то за период бурения всех скважин по проекту будет образовано более 1,5 млн тонн токсичных отходов.
Проект «Сахалин — 4»
Проект включает большой перспективный Астрахановский блок, находящийся на шельфе у берегов северо-западного Сахалина в Сахалинском заливе. Лицензию на ведение разведочных работ на нем получила компания «Сахалинморнефтегаз» (СМНГ).
Летом 1999г. СМНГ пробурил на Астрахановской площади й разведочную скважину. Отходы бурения по решению комиссии государственной экологической экспертизы вместо сброса в море были вывезены на берег.
Пробуренная скважина оказалась пустой и не подтвердила ожидаемых запасов углеводородов. В связи с этим СМНГ планирует продолжать разведочное бурение на месторождении в ближайшие годы.
Участки недр, входящие в этот проект и перспективные для поисков месторождений углеводородов, расположены на шельфе северного Сахалина, прилегающем к полуострову Шмидта с восточной стороны.
На право участия в проекте претендуют компании «Бритиш Петролеум» и «Сахалинморнефтегаз». Международный конкурс по проекту пока не проводился.
По настоянию Министерства природных ресурсов проект был разбит на несколько частей и по каждой из них будет приниматься отдельное решение.
Включает Пограничный блок, расположенный на восточном шельфе Сахалина, прилегающем к побережью Смирныховского и Поронайского районов до мыса Терпения.
Это наиболее крупный нефтегазовый блок сахалинского шельфа. Лицензию на геологическое изучение участков недр по проекту получил в начале 2001 г. (причем, без проведения обязательного конкурса) ЗАО «Петросах», главным держателем акций которого является компания «Альфа-Эко».
Поисковые геологоразведочные работы а шельфе решено проводить не в рамках соглашения о разделе продукции, а в соответствии с обычным налоговым законодательством РФ на условиях коммерческого риска.
Участки недр, перспективные на углеводороды, расположены на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. Какие либо решения об участниках проекта пока не приняты, однако это стоит в планах Правительства РФ.
Обширный участок шельфа, расположенный у юго-западных берегов Сахалина от мыса Крильон до мыса Тык в Александровск-Сахалинском районе. Никаких работ и даже переговоров по проекту пока не ведется.
Весь шельф Сахалина (и, соответственно, значительная часть Охотского моря) поделен на участки и блоки, либо перспективные на содержание нефти и газа (по которым идет поиск инвесторов или выработка решений по освоению), либо с уже разведанными месторождениями, отданными в пользование нефтяным компаниям, преимущественно иностранным.
Некоторые из месторождений уже активно осваиваются, на некоторых работы начнутся уже в ближайшем будущем.
Один из основных видов воздействия на морскую среду при разработке нефтегазовых месторождений — сброс разнообразных токсичных отходов бурения и нефтедобычи в море.
Источник
Япония планирует найти свои нефтегазовые месторождения на шельфе в Японском море
Япония намерена начать поиски нефтегазовых месторождений для обеспечения страны собственными энергоресурсами.
Япония намерена начать поиски нефтегазовых месторождений для обеспечения страны собственными энергоресурсами.
Об этом стало известно 14 июня 2016 г из японских СМИ.
Как сообщают японские коллеги, правительство Японии собирается к 2017 г разработать план геологоразведочных работ (ГРР).
В рамках этого плана предполагается исследовать возможные месторождения гидрата метана, из которого японцы научились вырабатывать газ, на площади 20 тыс км 2 шельфа Японского моря.
Речь идет об окрестностях Хоккайдо и префектур Симанэ и Ямагути.
Для ГРР будут использованы как усовершенствованные государственные исследовательские суда, так и поддержка со стороны китайских нефтегазовых компаний.
Так же японские чиновники вновь проанализирует уже собранные ранее данные о поиске нефти и газа на площади 43 тыс км 2 .
Расходы на ГРР составят 190 млн долл США.
Отметим, что газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) – это кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа.
Мировые запасы газовых гидратов по некоторым оценкам в несколько раз превышают запасы обычного природного газа, что позволяет считать газовые гидраты одним из перспективных нетрадиционных источников углеводородного сырья.
Проблема добычи газа из гидратов — основная часть природных газовых гидратов (98%) сосредоточена в акватории мирового океана, на глубине начиная примерно с 300-500 м.
В 2013 г пробные бурильные работы в поисках гидрата метана провели госкомпания Jogmec и консорциум 11 японских фирм Japan Methane Hydrate (JMH).
Тогда Япония произвела 120 тыс м 3 газа из гидрата метана после почти 10 лет поисковых работ у берегов префектуры Аити.
Чуть ранее — в 2012 г в Японии добыли свою 1 ю сланцевую нефть.
Разработка первого в Японии месторождения горючего сланца, велась Japex долгое время.
Объем запасов месторождения в Аките равен примерно 5 млн барр.
Источник
Явление Нептуна
Компания «Газпромнефть-Сахалин» завершила бурение и испытание поисково-оценочной скважины на Аяшском лицензионном участке на шельфе Охотского моря. Результаты выполненных работ позволяют говорить об открытии нового крупного месторождения и об еще одном значительном шельфовом проекте «Газпром нефти»
Известие пришло в начале октября. Поисковая скважина, пробуренная компанией «Газпромнефть-Сахалин» на шельфе Охотского моря, подтвердила нефтеносность Аяшской структуры, лицензию на изучение и разработку которой компания получила в начале 2017 года, показала коммерческие притоки и дала окончательное подтверждение того, что на Дальнем Востоке открыто новое перспективное нефтяное месторождение.
Геологические запасы месторождения, уже получившего название Нептун, составляют порядка 255 млн т.н.э. Извлекаемые запасы, по предварительным оценкам, могут составлять млн тонн, а это означает добычу на пике около млн тонн в год. Впрочем, специалистам еще предстоит проанализировать весь объем информации, полученный в ходе бурения, и на основании его результатов сделать окончательные выводы.
Месторождение Нептун
Углеводородный остров
Нефть на Сахалине обнаружили еще в конце однако освоение запасов началось в середине гг. прошлого века. К настоящему моменту наземные месторождения углеводородов здесь практически полностью исчерпаны. Однако еще в гг. Дальневосточная морская экспедиция разведочного бурения открыла более трех десятков месторождений нефти и газа на северо-восточном шельфе острова. Для разработки этих месторождений в последнем десятилетии XX века было создано несколько проектов под общим названием «Сахалин» и с порядковыми номерами от 1 до 9. Предполагалось, что они будут разрабатываться иностранными инвесторами и операторами в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) Соглашение о разделе продукции (СРП) — особый вид соглашения между государством и инвестором, согласно которому государство предоставляет инвестору исключительное право на разработку недр, а инвестор принимает на себя обязательство вести такую разработку. СРП предусматривает особый налоговый режим, согласно которому большая часть налогов и таможенных сборов заменяется разделом произведенной продукции. .
До практической реализации дошли лишь два из них — «Сахалин-1» и «Сахалин-2». В первом участниками консорциума выступили компании ExxonMobil, «Роснефть», ONGC и SODECO, во втором — «Газпром», Shell, Mitsui и Mitsubishi.
Аяшский — один из четырех лицензионных участков в составе проекта «Сахалин-3». Лицензия на него была приобретена «Газпромом», однако затем была выдвинута гипотеза о преобладании на участке жидких углеводородов. Работа по анализу имеющихся данных велась в течение трех лет: на территории 2150 кв. км были проведены сейсморазведочные работы в 3D, по их результатам строились геологические модели. Итогом этой работы стала передача лицензии на участок «Газпром нефти».
Развитие шельфовых активов «Газпром нефти» остается стратегическим приоритетом компании. Мы продолжаем освоение и изучение всех шельфовых лицензионных участков, которые находятся в нашем портфеле. Открытие крупного месторождения в Охотском море доказывает востребованность нашего опыта и позволяет по-новому оценить перспективы развития шельфовых проектов. Уже сейчас можно говорить о том, что извлекаемые запасы нового месторождения Нептун могут составить млн тонн нефти. Мы считаем, что можем самостоятельно справиться с его освоением, но не исключаем и привлечения партнера для работы на проекте.
Открытие дракона
В июне 2017 года на место прибыла буровая установка HAKURYU-5 (название платформы переводится с японского как «белый дракон») и приступила к строительству первой поисковой скважины в краевой зоне Аяшской структуры. При разработке параметров программы бурения был подробно проанализирован существующий опыт выполнения работ на шельфе Охотского моря, а также на арктических месторождениях, оператором освоения которых выступает «Газпром нефть». Строительство скважины глубиной 2700 метров завершилось точно в срок и без происшествий. Из предполагаемых продуктивных горизонтов отобрано 162 погонных метра керна, выполнен большой объем геофизических и гидродинамических исследований скважины в открытом и в обсаженном стволе.
Условия в регионе не такие сложные, как в Арктике, а это значит, что график бурения был менее напряженным, чем на других проектах. Впрочем, и здесь были свои особые сложности. Одна из наиболее серьезных — приповерхностный газ Наличие линз газа (газовых карманов) неглубокого залегания с повышенным пластовым давлением может приводить к аварийным ситуациям в процессе бурения при освоении шельфовых месторождений. Случайное вскрытие способно вызвать неконтролируемое выделение пластовых флюидов — газовый выброс. , частая причина осложнений при бурении скважин на шельфе. Аномально высокое пластовое давление также требовало особой осторожности при выборе конструкции скважины.
Так как ранее скважины здесь не бурились, большую роль сыграли предварительная камеральная работа и предшествующий опыт специалистов-буровиков и геологов. Для того чтобы избежать аварийных ситуаций, использовалась новая методика идентификации опасностей — прогнозирования приповерхностного газа. Кроме того, было решено использовать технологию безрайзерного бурения, которая в итоге позволила первые сотни метров пройти с минимальными рисками. «Обычно скважины на шельфе под первые колонны бурят, используя в качестве промывочной жидкости морскую воду. Порода при этом вымывается из скважины прямо на морское дно, — поясняет заместитель генерального директора по бурению „Газпромнефть-Сахалина“ Артур Шерстобитов. — Безрайзерная технология позволяет сразу начать бурение на буровом растворе, который подается в скважину с платформы по бурильным трубам, а затем откачивается вместе со шламом. Попадание отходов бурения в воду при этом полностью исключено. Они вывозятся на берег и утилизируются». Применение безрайзерного бурения позволяет бурить быстрее, так как ствол в этом случае получается более стабильным. Кроме того, это позволяет предупреждать возможные выбросы газа.
Технология безрайзерного бурения на Аяшском участке была применена в России впервые. Однако проблема приповерхностного газа не уникальна для Сахалина — она существует и в Обской губе, и в Карском море: везде, где есть потенциально высокое содержание газа. Опыт, полученный «Газпром нефтью», окажется полезен на других шельфовых проектах, которые компания собирается реализовывать в будущем.
Блок развития шельфовых проектов (БРШП) был создан в «Газпром нефти» в 2015 году для реализации одного из ключевых стратегических направлений деятельности — укрепления позиций компании на шельфе РФ. Помимо месторождения Нептун в периметре ответственности блока находятся первый в истории России проект по освоению ресурсов шельфа Арктики «Приразломное», Долгинское месторождение и ряд других проектов.
Помимо безрайзерного бурения на Нептуне использовались и другие инновационные технологии. «При испытаниях скважины применялась беспроводная телеметрическая система, которая позволила передавать информацию о параметрах на забое в режиме онлайн. Такой подход способствовал заметному сокращению времени испытаний и получению существенной экономии», — отметил заместитель генерального директора по геологии «Газпромнефть-Сахалина» Виталий Литвин.
Повысить эффективность работы позволили и удачные логистические решения. База снабжения в порте Корсаков фактически со-здавалась с нуля, однако за счет более удобного расположения и меньшей загрузки порта, чем в альтернативных вариантах, удалось снизить издержки и вовремя обеспечить проект всем необходимым.
От Аяшской к Баутинской и далее
Сахалин — для «Газпром нефти» новый регион присутствия. Однако в ближайшие годы здесь вполне может быть сформирован новый кластер развития ресурсной базы компании.
«Наши ожидания по большей части оправдались, — говорит генеральный директор „Газпромнефть-Сахалина“ Александр Коробков. — Подтвердилась гипотеза о наличии здесь жидких углеводородов. Это хорошая нефть — без сероводорода, повышенного содержания углекислого газа и других проблем. Кроме того, изучение первых образцов нефти показывает невысокое содержание в ней растворенного газа. Полученные данные говорят о хороших перспективах для развития этого проекта».
В 2018 году в полевых работах на Аяшской структуре планируется сделать паузу. Специалистам предстоит проанализировать полученный керн и геологические данные, актуализировать геологическую модель. Детальная оценка запасов будет подготовлена к середине 2018 года. На основании этих данных будет приниматься решение о доразведке Нептуна в 2019 году.
В 2018 году бурение продолжится на соседней — Баутинской структуре, входящей в тот же лицензионный участок. Она несколько меньше по площади и объему потенциальных запасов. Но в случае если нефтеносность будет подтверждена и здесь, контур проекта «Сахалин» может быть увеличен, и компания сможет планировать совместное обустройство обеих структур.
«В текущих макроэкономических условиях проект представляет коммерческий интерес и может быть реализован», — считает Александр Коробков. Вместе с тем, по его мнению, важную роль будет играть и дальнейшая работа с государством по определению подходящего режима налогообложения для проекта.
Открытие месторождения Нептун стало итогом большой работы блока по развитию шельфовых проектов. Мы продолжаем закладывать прочную основу для будущего, вкладывая ресурсы в освоение других месторождений на шельфе. Это Долгинское нефтяное месторождение и Северо-Западный лицензионный участок в Печорском море, на которых в этом году проводятся сейсморазведочные работы. Ведется проектирование геолого-разведочных работ на Хейсовском лицензионном участке в Баренцевом море, Северо-Врангелевском лицензионном участке в Восточно-Сибирском и Чукотском морях. Мы убеждены, что накопленный нами уникальный опыт работы на арктическом шельфе будет успешно использован как в проекте Нептун, так и на других лицензионных участках, а применение лучших международных практик в области бурения и испытания скважин обеспечит эффективную и безопасную работу.
Существующие дорожные карты предполагают ввод в эксплуатацию месторождения Нептун в Так как шельфовые проекты, как правило, капиталоемкие и технически сложные, традиционно нефтяные компании предпочитают привлекать партнеров при их реализации как для разделения финансовых рисков, так и с целью обмена опытом и технологиями. Такую возможность сегодня не исключают и в «Газпром нефти». В качестве партнеров по проекту могут выступить как те компании, которые уже работают в регионе, так и те, для кого мог бы представлять интерес выход в новый регион и перспективы развития в нем.
Источник