Современная география и экономика разведки и добычи нефти и газа кардинально изменились. Сегодня акцент сместился на освоение глубокозалегающих и низкокондиционных месторождений, расположенных в труднодоступных и малоосвоенных регионах планеты. Этот переход, наряду с внедрением новых методов повышения нефтегазоотдачи, привел к значительному росту затрат. Сегодня разведка, бурение и добыча обходятся в 3-5 раз дороже, чем в предыдущие периоды.
Северное море: начало новой эры
Конец 1960-х годов ознаменовал начало нового, перспективного этапа в морской нефтегазодобыче. Открытие крупных месторождений в Северном море, в частности, превратило Великобританию из импортера в крупного экспортера нефти. Уже к 1983 году страна добывала 115 млн тонн и вошла в число ведущих мировых производителей. Североморская нефть марки «Brent» приобрела статус маркерной: ее цена на международных биржах стала эталоном для определения стоимости многих других сортов, включая российскую нефть. Это легкая и малосернистая нефть, которая традиционно продается по высоким ценам. Однако ее добыча сопряжена с огромными затратами: к концу 1970-х годов удельные расходы на разведку и добычу в Северном море были в 25-27 раз выше, чем на Ближнем Востоке. К 2000 году морская добыча в Западной Европе достигла 324 млн тонн нефти и газоконденсата, что составило около 25% от мирового объема, причем 88% этого показателя обеспечивали Норвегия и Великобритания.
Глобальный охват: новые регионы и технологии
Сегодня интенсивные работы по разведке и освоению континентального шельфа ведутся по всему миру. В них участвуют крупнейшие нефтегазовые компании из США, Японии, Великобритании, Норвегии, Германии, Нидерландов и других стран. Яркими примерами таких международных проектов являются разработка месторождений в Каспийском море и на сахалинском шельфе.
Российский шельф: вызовы Арктики
Более 85% общих ресурсов нефти и газа российского шельфа сосредоточено в арктических морях. Освоение таких гигантских месторождений, как Штокмановское (запасы газа более 3 трлн куб. м) в Баренцевом море или месторождения в южной части Карского моря, сопряжено с уникальными трудностями из-за суровых климатических условий. Анализ этих проблем неизбежно ведет к разработке и внедрению подводных технологий. Речь идет о создании систем для бурения, добычи, эксплуатации и ремонта скважин с помощью подводных буровых комплексов — автоматических установок с дистанционным управлением или специализированных подводных судов. Компания «Norsk Hydro» (Норвегия), мировой лидер в этой области, уже построила первую подводную добывающую установку на своем шельфе, соединенную с берегом газопроводом.
Подводные технологии, с использованием морской платформы или без нее, — это, вероятно, будущее нефтегазовой отрасли для морской добычи. Подобные решения могут быть применены и в России при освоении Штокмановского месторождения. Первая фаза этого масштабного проекта включает строительство завода по сжижению природного газа (СПГ) мощностью 7,5 млн тонн в год, прокладку морского газопровода длиной 550 км и отгрузку СПГ на внешние рынки. Это будет второй завод СПГ в России, а стоимость первой фазы оценивается в 15 млрд долларов США.
Международные проекты: пример «Сахалина-2»
В июле 1999 года в рамках международного проекта «Сахалин-2» (участники: США, Япония, Великобритания, Нидерланды, Россия) была добыта первая российская морская нефть. Проект, реализуемый на основе соглашения о разделе продукции (СРП), предусматривает два этапа.
Первый этап включает добычу на Пильтун-Астохском месторождении с помощью трех морских платформ (ПА-А, ПА-В, ПА-С). Платформа ПА-А, известная как «Моликпак», представляет собой нефтедобывающий комплекс «Витязь». Добытая нефть по подводному трубопроводу поступает на плавучее нефтехранилище — танкер «Оха», откуда перегружается в экспортные танкеры. Эта схема является временной. В будущем к работе подключатся платформы В и С, а нефть и газ будут поступать на берег по системе подводных и наземных трубопроводов для подготовки на береговом технологическом комплексе (БТК).
Второй этап — освоение Лунского газоконденсатного месторождения с помощью платформ ЛУН-А и ЛУН-В. Газ с этих платформ будет поступать по трубопроводам на юг Сахалина, где расположатся береговой терминал для отгрузки нефти и завод по сжижению природного газа (СПГ). Пуск этого первого в России завода СПГ в феврале 2009 года (первоначальная стоимость — более 3 млрд долларов) стал знаковым событием. Его мощность составляет 9,6 млн тонн СПГ в год.
Будущее отрасли: инновации в сжижении газа
Технологии продолжают развиваться. Компания «Royal Dutch Shell» планирует создать у побережья Австралии первое в мире плавучее сооружение для сжижения природного газа, которое по размерам будет превосходить даже крупнейшие военные авианосцы. Строительство началось в 2013 году. Такие плавучие заводы СПГ, по оценкам, могут быть втрое дешевле и вводиться в эксплуатацию вдвое быстрее по сравнению с традиционными наземными аналогами, открывая новые горизонты для освоения удаленных морских месторождений.