Zonele de apă promițătoare reprezintă până la 40% din suprafața mărilor din estul Rusiei (25% pe uscat). Resursele de hidrocarburi ale zonelor de apă sunt de peste două ori mai mari decât cele de pe uscat, chiar și ținând cont de vastele regiuni de petrol și gaze din Yakutia.

Potențialul de hidrocarburi al platformei arctice de vest

De la sfârșitul anilor 70 ai secolului trecut, cele mai serioase măsuri au fost luate în URSS pentru căutarea zăcămintelor pe platforma continentală. Timp de un deceniu, eficiența explorării geologice în Marea Okhotsk, Barents și Kara a depășit cele mai bune realizări mondiale. Rezultate deosebit de impresionante au fost obținute în zona arctică: în mările Barents, Pechora și Kara, nu numai că au fost descoperite peste 100 de perspective de petrol și gaze, ci au fost descoperite și 11 zăcăminte.

Printre acestea se numără patru rezerve unice de gaze cu condensat în Mările Barents și Kara, două zăcăminte mari de gaze în Marea Barents și un zăcământ mare de petrol și petrol și gaze condensate în Marea Pechora. În acest domeniu, în cele mai multe anul trecut au fost descoperite încă patru zăcăminte de petrol și două zăcăminte mari de gaze în golful Ob. Potrivit estimărilor oficiale ale Ministerului Căilor Ferate, Mările Barents și Kara reprezintă aproximativ 80% din resursele potențiale inițiale de hidrocarburi ale întregului platou continental rusesc, ale căror rezerve potențiale se ridică la 90 de miliarde de tone de combustibil standard (13 miliarde de euro). tone de petrol și 52 de trilioane de metri cubi de gaz).

Primele previziuni foarte pripite și supraoptimiste pentru dezvoltarea câmpurilor de pe raftul arctic au fost făcute după primirea în 1982 a unui flux industrial de petrol la câmpul Peschanoozerskoye de pe insula Kolguev și un an mai târziu - o fântână de gaz pe Murmansk. structură în Marea Barents. Declarații și propuneri declarative au fost trimise organismelor guvernamentale și de partid cu privire la furnizarea de gaze în regiunea Murmansk, Karelia și regiunea Leningrad, precum și nivelurile ridicate de producție de petrol la zăcământul Peschanoozerskoye și exportul probabil. În aceste „relații”, estimările rezervelor identificate au fost în mod repetat supraevaluate, deoarece entuziasmul nu a fost inițiat de cei care au avut o relație directă cu descoperirile și au evaluat realist primele rezultate (parerea lor a fost ignorată). Din cauza acestui hype, o comisie de la biroul de combustibil din cadrul Comitetului Central al PCUS a mers chiar la Kolguev, după vizita căreia a fost aranjată o încărcare offshore de petrol din zăcământul Peschanoozerskoye. Rezervele promise ale celor doi „primi-născuți” nu au fost confirmate, dar declarațiile speculative despre dezvoltarea zăcământului de gaze din Murmansk au fost reluate ocazional până de curând.

Odată cu dezvoltarea zăcămintelor Shtokman și Prirazlomnoye, au început să fie asociate cele mai promițătoare perspective și consecințe socio-economice. Potrivit studiului de fezabilitate (FS) adoptat la mijlocul ultimului deceniu, producția de petrol la Prirazlomnoye ar fi putut fi începută în 1999. Conform proiectului Shtokman, înapoi în ani sovietici A fost creat un consorțiu internațional cu participarea Ministerului Industriei Petroliere și a marilor companii petroliere străine - Conoco (SUA), Norsk Hydro (Norvegia), Neste, acum Fortum (Finlanda), intenționând să înceapă producția de gaz înainte de 2000.

De menționat că acesta este cel mai mare zăcământ offshore cunoscut în lume în ceea ce privește rezervele de gaze explorate. Echipamentele de câmp și dezvoltarea acestuia necesită soluționarea unor probleme tehnice și tehnologice complexe din cauza adâncimii mării care depășește 300 de metri, a condițiilor severe de gheață și a unei distanțe de peste 550 de kilometri de coasta Murmansk.

Rezultatele lucrărilor de explorare pe raftul din Arctica de Vest pot fi considerate fantastice fără exagerare. În ultimii 25-30 de ani, acestea nu au fost egale în alte zone offshore ale lumii, dar zăcămintele Leningradskoye și Rusanovskoye descoperite în Marea Kara sunt chiar mai mari decât Shtokmanovskoye. Adevărat, de la descoperirea tuturor acestor supergiganți până la dezvoltarea lor - „o distanță uriașă”! Din diverse motive, și în ultimul deceniu - și din cauza stării de criză a întregii economii a țării.

Inițial, lucrările pe platforma arctică s-au concentrat pe prospectarea, explorarea și dezvoltarea câmpurilor petroliere. Cert este că, chiar și cu creșterea rapidă a producției de petrol în țară în detrimentul Siberiei de Vest, ca urmare a unei scăderi accentuate a eficienței explorării geologice, au apărut mari dificultăți cu reproducerea rezervelor de petrol explorate. La începutul anilor 1970, URSS a depășit limita anuală de producție de 300 de milioane de tone. În scurt timp s-a dublat, dar în același timp a devenit clar că atât în ​​regiunile producătoare, cât și în teritoriile nedezvoltate promițătoare de petrol, descoperirea de noi câmpuri petroliere care ar putea fi comparate în rezerve cu giganții în curs de dezvoltare în vest. Siberia și regiunea Volga este puțin probabil. Dar apoi sarcina a fost de a aduce producția de petrol la 1 miliard de tone în 20 de ani, astfel încât dezvoltarea resurselor de hidrocarburi ale platformei continentale, în primul rând a Arcticii de Vest, a devenit una dintre cele mai urgente sarcini economice naționale.

În primii ani de muncă, a devenit clar că descoperirea câmpurilor petroliere mari în cele mai accesibile pentru dezvoltare mările Barents și Kara este puțin probabilă, iar acest lucru a fost confirmat. După descoperirea giganților gazieri, aici nu au fost planificate deloc creșteri de gaze: planurile de creștere a rezervelor de petrol erau încă „coborâte” de sus.

Acum sunt cunoscute 17 zăcăminte în Arctica de Vest. Dar doar două dintre ele pot fi considerate obiecte reale pentru exploatare în viitorul apropiat - Shtokman și Prirazlomnoye. În rest, cel mai probabil, doar câmpurile petroliere descoperite în Marea Pechora la sfârșitul anilor 1990 pot deveni „sateliți” ai Prirazlomnoye - la câțiva ani după începerea dezvoltării și explorării sale. Chiar și zăcămintele unice și foarte mari de gaz condensat din Mările Barents și Kara nu sunt încă foarte atractive pentru investiții în ceea ce privește intensitatea capitalului de punere în dezvoltare. Alegerea obiectelor pentru dezvoltare este extrem de limitată, deoarece este imposibil fără investiții pe măsura bugetului anual al țării din ultimii ani. De exemplu, câmpul Prirazlomnoye. Conform clasificării noastre, acesta este un câmp mare - cel puțin 75 de milioane de tone de rezerve recuperabile de petrol. Permiteți-mi să vă reamintesc că, conform unui studiu de fezabilitate, dezvoltarea lui ar fi putut fi începută în urmă cu doi ani. Astăzi se numesc 2004-2005. Probleme: Prima este lipsa investițiilor de capital în instalațiile de teren. Pentru a începe dezvoltarea Prirazlomnoye, este nevoie de mai mult de un miliard de dolari de investiții din partea partenerilor străini. Dintre acestea, cel puțin 20 la sută - pentru reconstrucția "Sevmashpredpriyatie", care ar trebui să construiască platforme tehnologice. Până acum, investiția totală cu participarea atât a fostului, cât și a actualului partener al Rosshelf s-a apropiat de doar 20 la sută. Al doilea motiv este considerentele de oportunitate. Există încă condiții preliminare pentru descoperirea câmpurilor de petrol relativ mari în principala regiune producătoare a Rusiei - Khanty-Mansiysk Okrug și în vecinătatea acestuia - în sudul Yamal. În Nordul Europei, în regiunile nordice ale Republicii Komi și în regiunea Arhangelsk, bilanţul țării include peste 100 de zăcăminte cu rezerve totale recuperabile de aproximativ 1,3 miliarde de tone, dintre care mai puțin de jumătate sunt în curs de dezvoltare, aproximativ 15 sunt pregătite pentru dezvoltare, iar peste 40 sunt în explorare și în conservare. Având în vedere acest lucru, necesitatea dezvoltării Prirazlomnoye devine foarte îndoielnică. Și conform studiului de fezabilitate menționat, dezvoltarea acestuia a fost estimată în pragul rentabilității. Și nu putem vorbi despre contribuția la producția integrală rusească. Cel puțin, nu este prevăzut în proiectul de concept de stat al politicii energetice a Federației Ruse până în 2020. Da, iar gazul Shtokman, conform acestui proiect, va apărea undeva după 2010. Până în 2015, cota sa se poate apropia de 7-8% din producția totală a țării.

Înlocuirea insuficientă a rezervelor atât în ​​industria petrolului, cât și în cea a gazelor în urmă cu opt ani a pus țara în pragul securității energetice, dar situația gazelor s-a înrăutățit în ultimii ani.

Rezervele zăcământului Shtokman și dezvoltarea acestuia nu sunt o salvare pentru industria gazelor. Baza de resurse incontestabile pentru dezvoltarea producției de gaze în Rusia o reprezintă rezervele explorate de la zăcămintele Yamal. Recent, oamenii de știință de la Moscova și Novosibirsk au ajuns la aceeași evaluare. Rezervele totale de gaze dovedite de pe peninsulă sunt de trei ori mai mari decât cele ale zăcământului Shtokman, iar două treimi dintre ele sunt concentrate în trei câmpuri gigantice adiacente - Kharasaveyskoye, Kruzenshternovskoye și Bovanenkovskoye, care sunt pregătite pentru dezvoltare. Și dacă va începe dezvoltarea lor, atractivitatea investițională a supergiganților de gaz Rusanovsky și Leningradsky din Marea Kara, situate la adâncimi mai mici de 100 m și la doar 100-150 km distanță de Kharasavey, va crește brusc. Rezervele recuperabile ale acestor zăcăminte sunt aproape de două ori mai mari decât rezervele zăcământului Shtokman. Există o situație de gheață foarte dificilă. Dar echipamentul lor de pescuit subacvatic este o problemă care poate fi rezolvată. Deci intensitatea capitalului total al dezvoltării ambelor domenii este aproape jumătate din cea a câmpului Shtokman.

Cu toate acestea, timp de 10 ani, statul a investit circa 3 miliarde de dolari în sprijin organizatoric și logistic pentru dezvoltarea platformei Mării Barents. A fost creat un birou central specializat în sistemul Mingazprom, care includea întreprinderi specializate în Murmansk, bine echipate pentru lucru în Arctica și cu personal calificat, cu toate facilitățile de infrastructură de coastă aproape finalizate până în 1992.

Pentru regiunea Murmansk, dezvoltarea zăcămintelor Shtokman și Prirazlomnoye este o plăcintă pe cer. Și pițigoiul în pumn este ceva care ar putea fi dezvoltat atât mai rapid, cât și la un cost mai mic. Este indicat să continuați explorarea pe raftul Kola, unde există un obiect foarte promițător. Aceasta este o zonă de masive de recif, pe continuarea căreia - în partea norvegiană a Mării Barents - s-a obținut petrol. Potrivit celor mai conservatoare estimări, se poate aștepta ca în această zonă să poată fi explorate aproximativ 150 de milioane de tone de rezerve recuperabile de petrol. În 8-10 ani de la începerea lucrărilor la dezvoltarea lor, odată cu organizarea rafinării petrolului pe coasta Kola, se poate rezolva problema autosuficienței regiunii Murmansk cu produse petroliere.

Pentru a răspunde o dată pentru totdeauna la întrebarea dacă regiunea are perspectiva de a crea și dezvolta propria producție de petrol cu ​​toate consecințele socio-economice ulterioare, este necesar să se efectueze studii seismice precise în două sau trei sezoane de vară și, pe baza rezultatelor sale, forați și testați două sau trei puțuri de evaluare cu o adâncime de 2 ,6-2,8 km. Acest lucru nu necesită miliarde de dolari. Pentru explorarea seismică sunt suficiente o zeci și jumătate de milioane. Forajul va necesita un ordin de mărime mai mult, dar în condițiile licitației, cu siguranță vor exista investitori din rândul companiilor petroliere de top din Rusia.

În ceea ce privește problema dezvoltării resurselor platformei arctice în general, la recenta V Conferință Internațională de la Sankt Petersburg, care a fost dedicată în mod special soluționării acesteia, a fost făcută pentru prima dată o evaluare realistă - aceasta este sarcina secolul prezent.

Producția de petrol în regiunile arctice și pe raftul Federației Ruse este planificată să depășească 250 de milioane de tone pe an până în 2010, - a declarat Ivan Glumov, pe atunci ministru adjunct al Resurselor Naturale al Federației Ruse, vorbind în St. seas of Russia. El s-a referit la calculele specialiștilor din Ministerul Resurselor Naturale al Federației Ruse, care au stat la baza programului aprobat în august 2001 de guvern. utilizare rațională resurse naturale pentru perioada 2002-2004.Conform programului, până în 2010 districtele Khanty-Mansiysk și Yamalo-Nenets vor produce 220 de milioane de tone de petrol și 520 de miliarde de metri cubi de gaze naturale pe an. În regiunea autonomă Nenets și pe raftul Mărilor Barents și Kara - aproximativ 40 de milioane de tone de petrol și până la 70 de miliarde de metri cubi de gaz pe an, pe raftul Sahalin - aproximativ 20 de milioane de tone de petrol și 30 de miliarde de metri cubi de gaz pe an. Principalul volum de lucru la raft va fi efectuat pe baza partajării producției. Aceasta este cea mai optimistă viziune asupra dezvoltării producției de petrol și gaze în zona arctică de vest.

Referinţă

Câmpul Prirazlomnoye

Câmpul petrolier Prirazlomnoye este situat în Marea Pechora (partea de sud-est a Mării Barents), la 60 km de țărm, la o adâncime de 20 de metri. Rezervele recuperabile de petrol depășesc 70 de milioane de tone. Totuși, conform rezultatelor unui sondaj seismic 3D efectuat pe teren, oamenii de știință ruși vorbesc despre rezerve de 100 de milioane de tone.

Câmpul Prirazlomnoye a fost descoperit în 1989 de asociația rusă Arktikmorneftegazrazvedka.

Licența pentru dezvoltarea zăcământului Prirazlomnoye aparține lui Rosshelf.

Dezvoltarea zăcământului Prirazlomnoye este așteptată pe baza unui acord de partajare a producției.

Pentru implementarea proiectului sunt necesare investiții în valoare minimă de 1,3-1,5 miliarde USD.

Producția de petrol industrial în câmp a fost planificată să înceapă în 2003, cu toate acestea, producția nu este organizată și este puțin probabil să fie realizată în viitorul apropiat din mai multe motive tehnice, infrastructurale și financiare.

Uleiul ar trebui să fie extras de pe o platformă rezistentă la gheață, care urmează să fie construită de întreprinderea din Arkhangelsk Sevmashpredpriyatie și remorcat pe câmp. Proiectantul general al platformei rezistente la gheață este compania britanică Brown&Root. Principalii subcontractanți sunt TsKB MT Rubin, TsKB Coral și Sevmashpredpriyatie.

Platforma rezistentă la gheață pentru dezvoltarea Prirazlomnoye constă din structuri superioare cu o greutate de 35.000 de tone, care vor fi instalate pe un cheson cu o greutate de 60.000 de tone. Chesonul va fi folosit și pentru depozitarea petrolului produs (până la 120.000 de tone).

Volumul maxim de producție de petrol este planificat a fi atins în al treilea an de dezvoltare a câmpului (5,8 milioane de tone).

Partenerul strategic al Rosshelf și Gazprom în proiectul de dezvoltare a câmpului Prirazlomnoye din 1994 este compania australiană Broken Hill Proertiary Petroleum (BHP Petroleum), o subsidiară a holdingului diversificat Broken Hill Proertiary (principalele domenii de activitate sunt metalurgia, minerit, diamante). , chimie și etc.). Cu toate acestea, în ianuarie 1999, compania australiană și-a anunțat oficial retragerea din proiect, afirmând că investiția necesară pentru dezvoltarea Prirazlomnoye a fost nerezonabil de mare în comparație cu alte proiecte în care este implicată compania.

Între timp, unii observatori ruși independenți atribuie ieșirea BHP din proiect problemelor cu care s-a confruntat holdingul după criza financiară din 1998 din Asia de Sud-Est. La sfârșitul anului 1998 - începutul anului 1999, BHP Petroleum a refuzat de asemenea să participe la proiecte pentru dezvoltarea unui număr de zăcăminte de hidrocarburi în Golful Mexic, Marea Nordului și Vietnam.

În martie 1999, a fost semnat un acord de parteneriat strategic între Gazprom și concernul german BASF, care implică participarea BASF la explorarea geologică și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze din Rusia prin filiala sa Wintershall.

În iulie 1999, compania Rosshelf și Banca Mondială au anunțat începerea audierilor publice cu privire la proiectul de dezvoltare a câmpului Prirazlomnoye, al cărui scop a fost să se determine dacă proiectul respectă cerințele Băncii Mondiale pentru protecția mediului. Până la sfârșitul anului 1999, vor avea loc trei etape de audieri - la Arhangelsk, Naryan-Mar și Severodvinsk. Pe baza rezultatelor audierilor, se va lua o decizie cu privire la implementarea în continuare a proiectului.

La începutul lunii iulie, un reprezentant oficial al companiei Rosshelf a anunțat că BASF (Germania), Norsk Hydro și Statoil (Norvegia) și-au exprimat dorința de a deveni parteneri ai Rosshelf și Gazprom în proiectul de dezvoltare a câmpului Prirazlomnoye.

Potențialul de hidrocarburi al platformei arctice de est și a mărilor din Orientul Îndepărtat

Zonele de apă promițătoare reprezintă până la 40% din suprafața mărilor din estul Rusiei (25% pe uscat). Resursele de hidrocarburi ale zonelor de apă sunt de peste două ori mai mari decât cele de pe uscat, chiar și ținând cont de vastele regiuni de petrol și gaze din Yakutia. Concentrațiile medii de resurse în bazinele petroliere și gaziere offshore (20-25 mii t/km2) depășesc semnificativ densitatea resurselor din bazinele petroliere și gaziere onshore (9 mii t/km2); intestinele zonelor de apă sunt mai promițătoare în raport cu hidrocarburile lichide. Diferențele în parametrii acumulărilor zonale de petrol și gaze, în dimensiunea terenurilor și a zăcămintelor offshore capătă, de asemenea, sens practic. Astfel, densitățile de resurse în zonele dovedite de acumulare de petrol și gaze pe raftul Sakhalin (Lunskaya, Monginskaya, Ekhabinskaya) ajung la 1.500 mii tone/km2, depășind semnificativ indicatorii zonelor teritoriale. Cele mai mari câmpuri offshore, ambele cu rezerve dovedite de până la 450 de milioane de tone (Lunskoye, Arkutun-Daginskoye, Piltun-Astokhskoye), și rezerve preconizate de până la 400 de milioane de tone de combustibil echivalent. depășesc cele mai mari zăcăminte terestre descoperite în Yakutia - Talkanskoye (89,0 milioane tone), Sredne-Botuobinskoye (66,5 milioane tone), Chayandinskoye (33,0 milioane tone). Peste 50 de zăcăminte de petrol și gaze sunt de așteptat să fie descoperite în Orientul Îndepărtat și în mările de Nord-Est, cu resurse de peste 50, respectiv 30 de milioane de tone echivalent combustibil. și aproximativ 100 - mai mult de 30 de milioane de tone de petrol și 10 miliarde de m3 de gaze. Zonele de acumulare de petrol și gaze prevăzute aici se caracterizează prin densități specifice de resurse de hidrocarburi până la 500-1500 mii. t/km

Datele obținute în anii nouăzeci mărturisesc existența unui potențial de petrol și gaze mai ridicat al mărilor de Nord-Est (Arcticul de Est). La 1 ianuarie 1998, resursele inițiale de hidrocarburi recuperabile se ridicau la 15857 milioane tone de combustibil de referință, inclusiv 4575 milioane tone petrol și condensat și 11282 miliarde m3 gaz. Astfel, resursele pentru petrol și condensat au crescut cu 214%, pentru gaze cu 170,9%. Totuși, datorită stării de explorare și datorită complexității și intensității capitalului de dezvoltare, întreaga regiune este o rezervă pentru un viitor destul de îndepărtat. Dezvoltarea acestor zăcăminte va necesita o concentrare uriașă de capital și, probabil, poate deveni un domeniu de activitate pentru consorții internaționale aflate sub controlul general al Rusiei.

Pe zona raftului Laptev Sea. Până în prezent au fost finalizate 320 mii de kilometri pătrați, 13,1 mii kilometri linie de profile seismice. Raftul Mării Laptev nu a fost pe deplin explorat de studiile regionale. Bazinele sedimentare identificate la sud (grosimea învelișului sedimentar este mai mare de 10 km) nu sunt conturate în partea de nord. În timpul zonei geologice de petrol și gaze, a fost identificată o regiune independentă de petrol și gaze din Marea Laptev (OGO). Partea de sud-vest a Mării Laptev este ocupată de OGO Anabar-Khatanga. În secțiune sunt identificate trei complexe purtătoare de petrol și gaze: carbonatul proterozoic târziu, terigenul Permian superior și terigenul jurasic-cretacic. Conform ultimelor estimări, resursele prognozate sunt determinate a fi de aproximativ 8700 milioane de tone, dintre care peste 70% sunt petrol.

În Mările Siberiei de Est și Chukchi, este de așteptat prezența unor obiecte locale mari, cu o suprafață promițătoare de până la 1,0-1,5 mii de metri pătrați. km și au estimat resurse recuperabile de peste 1 miliard de tone echivalent combustibil. dominată de petrol. Aici au fost identificate cinci bazine purtătoare de petrol și gaze (OGB), dintre care Novosibirsk, Chukotka de Nord și Chukotka de Sud sunt de cel mai mare interes. Bazinul de petrol și gaze din Chukchi de Sud se află pe placa epi-mezozoică, grosimea stratului sedimentar cenozoic ajunge la 4-5 km. Profilele unice conturează aici o ridicare mare (suprafață de peste 1200 km2) cu o amplitudine de peste 400 m. Condițiile geologice favorabile fac posibilă prezicerea prezenței depozitelor de hidrocarburi multistrat gigant aici. OGB Chukotka de Nord se distinge prin dezvoltarea unei secvențe sedimentare groase (cel puțin 13 km), în care se disting aceleași complexe ca și în OGB din Alaska. Potrivit estimării oficiale, resursele recuperabile ale Mării Siberiei de Est și Chukchi sunt de aproximativ 9 miliarde de tone de hidrocarburi, iar ponderea petrolului nu depășește 2,7 miliarde de tone. Ținând cont de datele privind corelația cu OGB din Alaska, această estimare poate fi mărită de cel puțin 2 ori.

În cadrul raftului Mării Bering, există trei bazine de petrol și gaze: Anadyr, Khatyr și Navarin. Potențialul de petrol și gaze al zăcămintelor de petrol și gaze Anadyr și Khatyr este reprezentat în regiunile lor continentale, unde au fost descoperite 6 mici zăcăminte de hidrocarburi, dintre care 4 au fost explorate. Potențialul de petrol și gaze al bazinului Navarino a fost dovedit în sectorul american. Principalul potențial de petrol și gaze se limitează la zăcămintele neogene, cu toate acestea, manifestări de petrol și gaze sunt remarcate pe tot parcursul secțiunii paleogene. Grosimea totală a straturilor sedimentare ajunge la 7 km. Resursele potențiale recuperabile ale platformei Mării Bering sunt estimate la nivelul de 1 miliard de tone echivalent combustibil, însă această estimare este minimă.

Revizuirea a fost pregătită folosind materiale de la Ministerul Dezvoltării Economice al Rusiei

Civilizația Rusă

Ivan Panichkin, lector, Departamentul de probleme juridice a complexului de combustibil și energie, MIEP MGIMO, MAE din Rusia, expert RIAC

Lucrările active privind dezvoltarea raftului arctic în URSS au început la începutul anilor 1980. Perspectivele de dezvoltare au fost asociate în primul rând cu Mările Pechora și Kara, care sunt extensii offshore ale provinciilor de petrol și gaze Timan-Pechora și Siberia de Vest.

Au fost comandate o serie de nave de foraj pentru dezvoltarea câmpurilor offshore în Uniunea Sovietică și în străinătate. Datorită investiţiilor în crearea flotei de foraj în perioada 1983-1992. Au fost descoperite 10 zăcăminte mari în mările Barents, Pechora și Kara.

După prăbușirea URSS, în 1991-1998, flota rusă de foraj a lucrat aproape exclusiv pe raftul Europei de Vest, Asia, Africa și America de Sud.

Încetarea efectivă a lucrărilor de explorare în Arctica după 1991 și pierderea flotei de foraj arctice au dus la faptul că astăzi gradul de explorare a platoului continental arctic al Federației Ruse rămâne extrem de scăzut: Marea Barents - 20%, Marea Kara - 15%, Marea Siberiei de Est, Marea Laptev și Marea Chukchi - 0%.

În total, pe platoul continental rusesc din Arctica au fost descoperite 25 de câmpuri, toate fiind situate în mările Barents și Kara (inclusiv golfurile Ob și Taz) și au rezerve recuperabile de categorii industriale de peste 430 de milioane de tone de petrol și 8,5 trilioane m 3 de gaz.

În 2008, Legea Federației Ruse „Cu privire la subsol” din 21 februarie 1992 a fost modificată pentru a limita gama de companii cărora li se pot acorda licențe pentru dreptul de a folosi zonele subsolului platoului continental al Federației Ruse. În acest sens, astăzi doar Rosneft și OAO Gazprom au voie să lucreze la raft.

Primul și până acum singurul proiect de petrol și gaze implementat pe platforma arctică rusă este dezvoltarea zăcământului petrolier Prirazlomnoye, descoperit în 1989 în Marea Pechora. Rezervele zăcământului sunt estimate la 72 de milioane de tone de petrol. Licența pentru dezvoltarea sa este deținută de Gazprom Neft Shelf. În august 2011, aici a fost livrată platforma petrolieră offshore rezistentă la gheață Prirazlomnaya, cu o capacitate de proiectare de până la 6,5 ​​milioane de tone pe an. Dezvoltarea comercială a câmpului a început în decembrie 2013. În 2014, de pe platformă au fost expediate 300 de mii de tone de petrol (aproximativ 2,2 milioane de barili) și livrate în portul Rotterdam. Uleiul produs a fost denumit „Arctic Oil” (ARCO). În 2015, compania intenționează să-și dubleze volumele de producție și livrări. Zona zăcământului este caracterizată de condiții naturale și climatice dificile, și anume: stratul de gheață persistă timp de șapte luni, înălțimea gheții de gheață ajunge la doi metri, iar temperatura minimă a aerului poate scădea sub 45 ° C.

Încetarea efectivă a lucrărilor de explorare în Arctica după 1991 și pierderea flotei de foraj arctice au dus la faptul că astăzi gradul de explorare a platformei continentale arctice a Federației Ruse rămâne extrem de scăzut.

Grupul Gazprom continuă să se pregătească pentru implementarea unui alt proiect în Marea Pechora legat de dezvoltarea zăcământului petrolier Dolginskoye. La zăcământul, ale cărui rezerve recuperabile sunt estimate la peste 200 de milioane de tone echivalent petrol (1,7 miliarde de barili), au fost deja forate patru sonde de explorare. Este planificată implicarea companiei vietnameze „PetroVietnam” în dezvoltarea domeniului. Începutul producției este programat pentru 2020, iar până în 2026 se preconizează atingerea unui vârf de producție de 4,8 milioane de tone de petrol pe an.

Proiectul de dezvoltare a zăcământului de gaz condensat Shtokman, descoperit în 1988 și situat în partea centrală a Mării Barents, la 550 km nord-est de Murmansk, rămâne relevant. Adâncimea mării în zona câmpului este de 320–340 m. Rezervele sunt estimate la 3,9 trilioane m3 de gaz și 56,1 milioane de tone de gaz condensat.

În total, Gazprom deține 7 zone licențiate în Marea Barents, 3 în Marea Pechora, 13 în Marea Kara, 8 în Golful Ob și o zonă în Marea Siberiei de Est.

O altă companie rusă, Rosneft Oil Company, deține 6 zone licențiate în Marea Barents, 8 în Marea Pechora, 4 în Marea Kara, 4 în Marea Laptev, 1 în Marea Siberiei de Est și 3 în Marea Chukchi. Pentru a-și îndeplini obligațiile de licențiere, compania a încheiat în 2011 și 2012 acorduri de cooperare strategică cu ExxonMobil, Statoil și Eni, care prevăd, printre altele, explorarea și dezvoltarea în comun a zăcămintelor de hidrocarburi de pe platforma arctică.

În august 2014, Karmorneftegaz, un joint venture între Rosneft și ExxonMobil, a descoperit zăcământul petrolier Pobeda cu rezerve recuperabile de 130 de milioane de tone de petrol și 500 de miliarde de m3 de gaze. De remarcat faptul că zona de foraj este caracterizată de condiții climatice extrem de dificile. Aici, timp de 270–300 de zile pe an, un strat de gheață de 1,2–1,6 m grosime rămâne la o temperatură de perioada de iarna până la minus 46˚С.

În 2014, Rosneft a încheiat un acord pe termen lung cu Norwegian North Atlantic Drilling privind utilizarea a șase platforme de foraj offshore până în 2022 pentru proiectele offshore ale companiei, inclusiv în Arctica. Pentru a extinde accesul la flota de foraj, Rosneft a încheiat în același an un acord-cadru cu Seadrill Limited și North Atlantic Drilling Limited privind schimbul de active și investiții.

În a doua jumătate a anului 2014, în legătură cu poziția Rusiei față de criza ucraineană, o serie de state (SUA, țări UE, Norvegia etc.) au impus sancțiuni sectoriale împotriva acesteia. Acestea prevăd, printre altele, o interdicție privind furnizarea de echipamente și tehnologii, precum și furnizarea de servicii pentru proiectele realizate de Rosneft și Gazprom (Gazprom Neft) pentru dezvoltarea resurselor petroliere offshore în Arctica. În plus, au fost stabilite restricții pentru companiile petroliere și băncile rusești pentru a atrage finanțare de la instituțiile financiare străine.

Aceste restricții de sancțiuni au condus deja la suspendarea virtuală a participării unui număr de companii străine de servicii petroliere și zăcămintelor petroliere, inclusiv ExxonMobil, la proiecte de pe raftul arctic rus. De asemenea, trebuie remarcat faptul că sectorul petrolului și gazelor din Rusia este în prezent puternic dependent de utilizarea echipamentelor și serviciilor din țările care au impus sancțiuni Federației Ruse.

Gradul de dependență de echipamentele și serviciile „vestice” necesare implementării proiectelor offshore în Arctica este deosebit de ridicat, inclusiv instalații de foraj offshore, echipamente de pompare și compresoare și de fund, echipamente pentru generarea de energie electrică, precum și software. În același timp, înlocuirea unui număr de bunuri cu analogi autohtoni este posibilă nu mai devreme de 2020-2025. În același timp, utilizarea echipamentelor și serviciilor din țări terțe, în primul rând din China, crește riscul de accidente din cauza calității mai scăzute a acestor produse.

În aceste condiții, există riscul ca Rosneft și Gazprom să nu-și îndeplinească obligațiile de licență. În acest sens, companiile au solicitat sprijin de la stat, inclusiv în ceea ce privește prelungirea termenelor de licență.

Există un grad ridicat de dependență de echipamentele și serviciile „vestice” necesare implementării proiectelor offshore în Arctica.

În general, în ciuda dificultăților existente, dezvoltarea resurselor de petrol și gaze arctice rămâne una dintre prioritățile strategice ale Federației Ruse, având în vedere că rezervele totale recuperabile ale platformei arctice sunt estimate la 106 miliarde de tone echivalent petrol, inclusiv gaze. rezerve estimate la 70 trilioane m3.

Totodată, implementarea planurilor de dezvoltare a platformei arctice - pentru a aduce producția anuală la 65 de milioane de tone de petrol și 230 de miliarde de m3 de gaze până în 2030 - poate necesita investiții semnificative (mai mult de 1 trilion de dolari). Conform restricțiilor actuale de sancțiuni din sectorul financiar, atragerea unor astfel de investiții este foarte problematică.

Utilizarea echipamentelor și serviciilor din țări terțe, în primul rând din China, crește riscul de accidente din cauza calității mai scăzute a acestor produse.

Astăzi, platforma continentală joacă un rol important în menținerea producției mondiale de petrol și gaze. În ultimii zece ani, peste 2/3 din rezervele de hidrocarburi au fost descoperite pe raft. Toate statele subarctice au adoptat acte juridice care fixează importanța strategică a Arcticii, în primul rând în ceea ce privește rezervele de hidrocarburi.

În același timp, gradul de cunoaștere și dezvoltare a acestor resurse în statele subarctice rămâne extrem de scăzut. În prezent, doar câteva proiecte sunt implementate pe platforma continentală a Statelor Unite, Norvegiei și Rusiei în Arctica. Potrivit experților, până în 2030 platforma arctică va fi folosită în principal pentru explorarea și pregătirea zăcămintelor pentru dezvoltarea ulterioară la scară largă.

Printre factorii care vor influența capacitatea statelor arctice și a companiilor de petrol și gaze de a dezvolta resurse offshore de petrol și gaze în Arctica, se pot distinge următoarele.

1. Dezvoltarea tehnologiei

Astăzi, proiectele de petrol și gaze implementate pe platforma arctică diferă semnificativ unele de altele în ceea ce privește tehnologia, ceea ce se datorează condițiilor naturale și climatice diferite ale regiunilor în care se află. Acest lucru duce la necesitatea dezvoltării de noi tehnologii și a căutării soluțiilor tehnice adecvate pentru aproape fiecare proiect specific, ceea ce crește timpul și costul de implementare a proiectelor.

2. Dezvoltarea infrastructurii

Numărul de instalații de infrastructură terestră (baze de reparații, baze de aprovizionare și centre de salvare în caz de urgență) necesare pentru a sprijini operațiunile offshore legate de activitățile petroliere și gaziere este extrem de limitat.

În plus, capacitatea și configurația sistemelor de conducte și a porturilor (terminale) care operează în regiune limitează capacitatea de a livra noi volume de hidrocarburi consumatorilor din afara Arcticii.

3. Condiții naturale și climatice

Temperaturile scăzute, gheața și aisbergurile sunt trăsăturile distinctive ale condițiilor naturale și climatice ale regiunii. Aceste caracteristici restrâng în multe privințe posibilitățile de timp pentru foraj și alte operațiuni offshore, precum și impun cerințe suplimentare echipamentelor și personalului.

4. Siguranța mediului

Evident, orice activitate antropică din Arctica ar trebui să aibă un impact minim asupra ecosistemului arctic, fără a-i provoca daune semnificative. Deja astăzi, o parte din apele Oceanului Arctic are statut de arii protejate, în care este interzisă orice activitate legată de extracția mineralelor.

Activarea organizațiilor de mediu care se opun activităților de petrol și gaze din Arctica poate complica semnificativ planurile statelor și companiilor subarctice de a implementa proiecte relevante.

De asemenea, este necesar să se țină cont de riscurile asociate cu consecințele posibilelor scurgeri de petrol în larg. Acestea pot duce nu numai la falimentul companiei responsabile de scurgere, ci și la oprirea sub presiunea organizațiilor de mediu a tuturor activităților petroliere și gaziere offshore din Arctica.

5. Condiții financiare și economice

Potrivit unor experți, profitabilitatea proiectelor de petrol și gaze offshore arctic, în funcție de regiune, este asigurată la un preț al petrolului de 40–90 de dolari pe baril. Scăderea prețului mondial al petrolului, care a început în 2014, a dus la faptul că o serie de companii de petrol și gaze au anunțat suspendarea proiectelor lor arctice din cauza nerentabilității lor. În același timp, multe companii care au investit deja masiv în proiectele arctice continuă să lucreze la acestea, așteptându-se la un mediu de preț favorabil în perioada de după începerea producției comerciale de petrol.

O povară financiară suplimentară pentru proiectele arctice poate fi impusă de înăsprirea cerințelor naționale și internaționale privind siguranța industrială și de mediu, în special cerințele privind disponibilitatea echipamentelor pentru forarea rapidă a puțurilor de salvare în cazul deversărilor de petrol.

6. Restricții de sancțiuni

Rusia s-a confruntat cu sancțiuni cu restricții din partea unui număr de țări occidentale, inclusiv a tuturor statelor arctice, privind furnizarea de tehnologii și servicii pentru lucrul pe raftul arctic. Aceste restricții îi împiedică serios capacitatea de a implementa proiecte în Arctica. În plus, restricțiile privind accesul la tehnologii și soluții dovedite cresc riscul de accidente.

Evident, fiecare dintre factorii de mai sus prezintă propriile riscuri de incertitudine. De exemplu, astăzi este dificil de prezis care vor fi prețurile petrolului pe termen lung, cum vor avansa tehnologiile avansate pentru producția offshore de petrol și gaze în Arctica, dacă, așa cum prevăd unii oameni de știință, „calota glaciară” arctică se va topi prin 2040.

Având în vedere că ar putea dura 5-10 sau mai mulți ani de la decizia de a efectua explorări geologice până la începerea producției comerciale de petrol în Arctica, este necesar astăzi să începem crearea de tehnologii și soluții tehnice viabile din punct de vedere economic care să poată asigura petrol sigur și eficient și producția de gaze naturale, precum și la construcția infrastructurii aferente. Ținând cont de amploarea sarcinilor, este recomandabil să se construiască lucrări în acest domeniu pe baza mecanismelor de parteneriat public-privat.

Statele arctice ar trebui, de asemenea, să înceapă să dezvolte standarde și reguli comune. Acest lucru va permite companiilor de petrol și gaze să dezvolte și să utilizeze echipamente și soluții tehnice uniforme în toate țările din regiune, fără a fi nevoie să cheltuiască timp și bani pentru adaptarea lor la cerințele și regulile fiecărei țări.

Lucrările în aceste domenii sunt în prezent în desfășurare, dar sunt în mare parte fragmentate și nesistematice. În acest sens, este în creștere urgența consolidării cooperării dintre statele arctice și companiile de petrol și gaze interesate în dezvoltarea abordărilor comune pentru o serie de probleme desemnate.

Ca platformă pentru o astfel de activitate, este recomandabil să folosiți forumul interguvernamental la nivel înalt dovedit - Consiliul Arctic.

De la înființarea Consiliului Arctic în 1996, cooperarea internațională în Arctica a fost întărită semnificativ, ceea ce se reflectă într-o serie de proiecte comune implementate. În plus, în cadrul Consiliului, au fost elaborate acorduri internaționale privind aviația și salvarea pe mare în Arctica, pregătirea și răspunsul la poluarea cu hidrocarburi marine, precum și un plan-cadru pentru prevenirea și răspunsul la scurgerile de petrol marin din regiune.

Consolidarea cooperării internaționale arctice a făcut posibilă asigurarea nivel inalt securitatea si nivel scăzut confruntare în regiune. Totuși, dacă statele arctice nu reușesc să evite politizarea cooperării în Arctica în contextul situației geopolitice generale, acest lucru va afecta semnificativ perspectivele unei politici coordonate și implementarea unor proiecte comune.

Transferul tensiunii internaționale în zona arctică, împreună cu menținerea politicii de sancțiuni, vor contribui la luarea în considerare de către Federația Rusă a problemei atragerii statelor neregionale, în primul rând din Asia, către cooperare. În aceste condiții, cooperarea internațională în regiunea arctică poate fi serios reformatată, iar volumul comenzilor de la producătorii occidentali de echipamente pentru dezvoltarea raftului arctic va fi redus semnificativ.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://www.allbest.ru/

Introducere

Gradul de epuizare a zăcămintelor descoperite, în creștere în fiecare an, duce la necesitatea implicării în dezvoltare a unor noi teritorii promițătoare. În Rusia de astăzi, epuizarea câmpurilor de petrol și gaze a depășit 50%, în timp ce nici dezvoltarea maximă a rezervelor deja explorate nu va putea asigura nivelul planificat de producție de petrol și gaze. Atingerea acestui nivel este imposibilă fără dezvoltarea platformei arctice, care conține aproximativ 20% din resursele lumii și care va deveni în viitor una dintre principalele surse de hidrocarburi pentru țară.

Sarcinile impuse industriei de petrol și gaze de politicile energetice ale țărilor arctice sunt fezabile doar cu o creștere a ritmului de dezvoltare a regiunii, care poate fi realizată printr-o explorare geologică mai intensivă (GE).

Cu toate acestea, dezvoltarea rezervelor arctice necesită investiții uriașe din cauza condițiilor hidrografice și meteorologice severe și a depărtării mari de zonele locuite. Acest fapt este motivul nerentabilității multor proiecte arctice bazate pe tehnologiile miniere existente. Fiecare câmp arctic este unic și necesită dezvoltarea unor soluții tehnice speciale. În plus, companiile miniere au nevoie de condiții favorabile din partea statului, iar unul dintre principalii factori care determină eficiența economică a proiectelor arctice este regimul fiscal.

Pentru economia rusă, care depinde atât de mult de producția de energie, problema dezvoltării Arcticii este foarte importantă. Practica arată că unele țări extrag cu succes petrol și gaze din mările nordice. Cu toate acestea, în Rusia, în prezent, un singur câmp a fost pus în exploatare comercială pe platforma continentală arctică. Prin urmare, analiza abordărilor privind dezvoltarea platformei arctice din alte țări și studiul experienței străine de stimulare de stat a investițiilor în dezvoltarea resurselor arctice sunt acum extrem de relevante. raft economic zăcământ petrolier

În același timp, Norvegia prezintă cel mai mare interes, deoarece își dezvoltă cu succes economia bazată pe producția de hidrocarburi. În plus, Norvegia are acces la aceeași mare arctică ca și Rusia și este implicată activ în producția industrială în ea.

Scopul lucrării este o analiză comparativă a abordărilor țărilor cu privire la dezvoltarea resurselor de petrol și gaze ale platformei arctice și identificarea oportunităților de aplicare a experienței străine în Rusia. Obiectul cercetării îl reprezintă zăcămintele de petrol și gaze de pe platforma arctică, iar subiectul este procesul de dezvoltare a acestora.

Fără îndoială, până în prezent, s-au scris multe lucrări despre activitățile țărilor din Bazinul Arctic, dezvăluind diverse aspecte ale dezvoltării platformei arctice. În această lucrare, în cadrul temei alese, sunt stabilite următoarele sarcini:

Să studieze condițiile naturale și economice pentru dezvoltarea platformei arctice în Rusia, Norvegia, SUA și Canada și să efectueze analiza comparativă a acestora;

Evaluarea eficienței economice a proiectului Arctic în ceea ce privește sistemele fiscale rusești și norvegiene;

Pe baza calculelor, analizați abordările Rusiei și Norvegiei și evaluați posibilitatea de a aplica experiența norvegiană în Rusia.

Eficiența economică a proiectului va fi calculată folosind modelul autorului pentru dezvoltarea unui câmp de petrol condiționat în partea de sud a Mării Barents din Rusia.

1. Analiza comparativă a condițiilor naturale și economice pentru dezvoltarea platformei arctice în Rusia, Canada, SUA și Norvegia

1.1 Potențialul de resurse și cunoștințele geologice ale platformei arctice

Gradul tot mai mare de dezvoltare a rezervelor continentale și nevoia de materii prime de hidrocarburi au devenit motivul pentru activitățile active de explorare în apele Oceanului Mondial. Rezervele de hidrocarburi ale platformei arctice, în comparație cu alte regiuni, sunt deocamdată practic neatinse de companiile miniere.

Arctica este considerată acea parte a platoului, care se află dincolo de Cercul Arctic, la nord de 63? 33 "N. Partea subacvatică a continentului include apele maritime interne, mările teritoriale și platforma continentală. Potrivit Convenției ONU privind Legea mării din 1982, acea parte a fundului mării este recunoscută ca platformă continentală care se află în afara mării teritoriale (se poate extinde pe o distanță care nu depășește 350 de mile) În acest teritoriu, țara de coastă are dreptul exclusiv de a exploatează resursele naturale.

Până în prezent, raftul arctic a fost studiat destul de prost și inegal. Potențialul de resurse al subsolului arcticii este enorm. US Geological Survey (USGS) estimează că există aproximativ 22% din resursele de petrol și gaze neexploatate tehnic recuperabile (412 miliarde bep), dintre care 84% sunt offshore. Printre acestea, aproximativ 90 de miliarde de barili de petrol și 47,3 trilioane. m 3 gaz.

Motive pentru cunoștințele geologice slabe ale platformei continentale arctice

Dezvoltarea ulterioară a Arcticii este asociată cu o creștere a volumului de explorare pentru studiul resurselor de hidrocarburi și pregătirea pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze identificate. Dar explorarea, ca orice afacere, necesită o comparație a rezultatelor cu costurile. Platoul arctic se caracterizează prin condiții naturale și climatice foarte severe, a căror consecință este costul ridicat al lucrărilor în toate etapele și etapele procesului de explorare. Teritoriile promițătoare sunt foarte îndepărtate de zonele locuite, ceea ce complică și mai mult dezvoltarea zăcămintelor arctice. Nu orice domeniu poate justifica creșterea costurilor investitorilor, ceea ce indică riscurile mari ale acestei activități. Dezvoltarea rentabilă necesită un grad înalt explorarea raftului și investiții uriașe. Prin urmare, până în prezent, platforma arctică este doar o sursă potențială de hidrocarburi.

Condițiile de gheață grea au o mare influență asupra efectuării explorării geologice (multe bazine sunt caracterizate prin acoperire continuă de gheață). Arctica este caracterizată de aisberguri mari, care sunt cele mai frecvente în Marea Barents, vânturi puternice, ninsori și ploi înghețate. În cele mai multe cazuri, încărcările de gheață sunt cele care determină alegerea conceptului de dezvoltare, valoarea investițiilor de capital (tipul structurii), precum și valoarea costurilor de operare și transport (nevoia de a controla condițiile de gheață, complexitatea transportului). și sistem tehnologic).

Recent, din cauza încălzirii globale, stratul de gheață din Arctica s-a micșorat. Această tendință, conform previziunilor Ministerului pentru Situații de Urgență al Rusiei, va continua până la sfârșitul acestui secol. Potrivit politicienilor ruși, topirea gheață arctică deschide mai multe oportunități pentru dezvoltarea resurselor de petrol și gaze ale platformei arctice, simplificând extracția hidrocarburilor. Cu toate acestea, experții occidentali consideră că schimbările climatice pot provoca daune grave mediului și pot crea anumite dificultăți pentru minerit din regiune.

Perspectivele reale pentru resursele petroliere de pe platforma arctică pot fi evaluate numai după ce au fost efectuate prospectări la scară largă. Forajul exploratoriu pe platforma arctică se caracterizează prin costuri ridicate în comparație cu alte zone de apă datorită faptului că necesită vase auxiliare (pentru gestionarea gheții, aprovizionare etc.) și faptul că lucrarea în sine este posibilă doar în perioada de apă deschisă. .

Doar 6 țări cu acces direct la Oceanul Arctic pot revendica rezervele de hidrocarburi ale platformei arctice: Norvegia, Canada, SUA, Rusia, Islanda și Danemarca cu propria sa insulă Groenlanda. Rezervele de petrol și gaze ale primelor patru țări care sunt cele mai avansate în dezvoltarea regiunii sunt repartizate după cum urmează (Fig. 1): Rusia și Statele Unite ale Americii dețin majoritatea rezervelor de petrol (43,1% și 32,6%, respectiv), și rezervele de gaze - pentru Rusia (93,1%).

Mările Beaufort, Barents, Pechora, Kara, Chukchi, Norvegia, Groenlanda, Siberia de Est și Laptev au o platformă continentală dincolo de Cercul Arctic. Primele cinci dintre ele sunt cele mai studiate prin foraje exploratorii.

Conform US Energy Information Administration (EIA) din octombrie 2009, 61 de câmpuri arctice au fost descoperite: 43 în Rusia (35 dintre ele în Bazinul Siberiei de Vest), 6 în SUA (Alaska), 11 în Canada (Teritoriile de Nord-Vest) și 1 în Norvegia.

Rusia a fost prima țară care a găsit rezerve de hidrocarburi în subsolul Arcticii. A fost zăcământul de gaz Tazovskoye, descoperit în 1962. Câmpurile offshore rusești reprezintă peste 60% din resursele de petrol și gaze ale Arcticii și peste 90% din rezervele sale dovedite (din care peste 90% sunt gaze).

Principalele bazine maritime ale părții ruse a platformei arctice includ Mările Barents, Kara, Siberia de Est, Chukchi, Pechora și Laptev.

Conform strategiei energetice a țării, dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze pe raftul mărilor Rusiei este una dintre cele mai promițătoare zone pentru dezvoltarea bazei de materii prime a industriei de petrol și gaze din Rusia. Aproximativ 70% din suprafața întregului platou continental al Federației Ruse se încadrează pe platforma continentală a zonei arctice. Principalele perspective pentru producția de petrol și gaze sunt asociate tocmai cu mările arctice, care conțin marea majoritate (aproximativ 80%) din resursele totale inițiale de hidrocarburi ale întregului platou rusesc, în timp ce, potrivit estimărilor Ministerului Resurselor Naturale și Ecologie a Federației Ruse, 84% este gaz și mai puțin de 13%% - pentru petrol. Potrivit directorului Institutului de Cercetare Oceanologică All-Russian, V. D. Kaminsky, sarcinile strategiei energetice a Rusiei nu pot fi rezolvate fără dezvoltarea raftului arctic. De menționat că strategia actuală (până în 2030) presupune că aproape toată producția de gaze offshore arctice din Rusia va fi asigurată de zăcământul Shtokman. Cu toate acestea, începerea funcționării sale este întârziată în mod constant.

Estimările potențialului resurselor de hidrocarburi ale raftului arctic al Federației Ruse variază destul de mult în funcție de sursa de informații. Estimările rusești sunt semnificativ mai mari decât estimările USGS pentru toate zonele de apă. Potrivit Ministerului Resurselor Naturale al Federației Ruse (01.01.2011), resursele prospective ale platformei arctice se ridică la 66,6 miliarde tce. tone, din care resursele petroliere se ridică la 9 miliarde de tone.

La evaluarea potențialului de petrol și gaze al platformei arctice rusești, sunt de obicei luate în considerare două componente: resursele sectorului arctic de vest (Mările Barents, Pechora și Kara) și resursele sectorului arctic estic (Marea Laptev, Siberia de Est și Chukchi). Mări). Mările Arcticii de Vest reprezintă cea mai mare parte a resurselor (62%), în timp ce aceste teritorii sunt predominant gazoase (cu excepția raftului Mării Pechora). În ceea ce privește mările arctice de est, dimpotrivă, ponderea cea mai mare în resursele totale inițiale este ocupată de petrol. Cel mai explorat este Arctica de Vest (zona de sud a Mării Barents, Mările Pechora și Kara).

Raftul Pechora este o continuare a provinciei de petrol și gaze Timan-Pechora. Cel mai cunoscut zăcământ din această regiune este zăcământul Prirazlomnoye cu rezerve de petrol la adâncimea de 20 m, aproximativ 70 de milioane de tone.Acesta este singurul zăcământ de pe platforma continentală arctică a Federației Ruse în care s-a desfășurat producție comercială (încă din sfârşitul anului 2013). Titularul licenței este OOO Gazprom Neft Shelf, deținut 100% de OAO Gazprom. O platformă offshore rezistentă la gheață a fost instalată la câmpul Prirazlomnoye pentru producția, depozitarea și descărcarea petrolului. Poate fi folosit tot timpul anului si functioneaza autonom o perioada indelungata. Compania intenționează să implice în dezvoltare și câmpurile învecinate (de exemplu, Dolginskoye), al căror ulei va fi furnizat pe aceeași platformă. O astfel de abordare a dezvoltării terenului, care presupune dezvoltarea în comun a acestora, face posibilă optimizarea costurilor și, în consecință, creșterea eficienței economice a dezvoltării.

Provincia de petrol și gaze din East Barents este cea mai explorată regiune din Arctica rusă. Aproape toate rezervele dovedite de aici sunt reprezentate de zăcăminte de gaze și gaze condensate. În zona centrală a părții ruse a Mării Barents se află unul dintre cele mai mari câmpuri de condensat de gaz din lume - Shtokmanovskoye, a cărui zonă este de 1400 km2. Rezervele de gaze (din categoria C1) sunt estimate la 3,9 trilioane. m 3 (în ciuda faptului că rezervele de gaze din întreaga provincie West Barents sunt estimate la aproximativ 5 trilioane m 3), rezervele de condensat (în categoria C1) - 56 milioane tone. Adâncimea straturilor productive este de aproximativ 1500-2500 m, care dificultăţi semnificative în dezvoltarea domeniului (nu a fost încă dat în exploatare).

Conform rezultatelor explorării geologice, încă două zăcăminte din același bazin, Ludlovskoye și Ledovoye, pot fi atribuite zonelor cele mai promițătoare. În ceea ce privește rezervele, zăcămintele Shtokman și Ice sunt unice, în timp ce Ludlovskoye este mare.

Regiunea de petrol și gaze din Kara de Sud este o extensie marină a provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Conținutul de gaz al acestei regiuni este dovedit de două zăcăminte de gaze cele mai mari - Leningradsky și Rusanovsky (adâncimea de apariție - 2200 și, respectiv, 1000-1600 m). Câmpurile gigantice ale peninsulei Yamal - Kharasaveyskoye și Bovanenkovskoye și altele - sunt de asemenea situate aici.

În prezent, potențialul semnificativ de hidrocarburi al Mărilor Kara și Barents este reprezentat mai mult de descoperirea zăcămintelor de gaze și gaze condensate în părțile lor sudice. Cu toate acestea, materialele lucrărilor geologice și geofizice marine mărturisesc o mare varietate de condiții structurale favorabile acumulării de hidrocarburi în întreaga margine de sud a Bazinului Barents de Sud. Prin urmare, studiul acestui teritoriu este una dintre cele mai promițătoare zone pentru descoperirea câmpurilor petroliere.

Au fost stabilite și condițiile geologice reale pentru prognoza unei zone mari de acumulare de petrol în nordul raftului Barents-Kara. Dar perspectivele de dezvoltare a zăcămintelor care pot fi descoperite aici sunt foarte complicate de condițiile de gheață din această regiune.

Compania Rosneft Oil observă perspectivele de a descoperi rezerve destul de semnificative de hidrocarburi lichide în partea de nord a regiunii de petrol și gaze din Kara de Sud. Ca rezultat al studiului geologic al acestui bazin, Universitetskaya, Tatarinovskaya, Vikulovskaya, Kropotkinsky, Rozhdestvensky, Rozevskaya, Rogozinskaya, Vilkitsky, Matusevich, Vostochno-Anabarskaya și altele au fost identificate ca structuri promițătoare.

Sectorul estic al platformei arctice rusești are și un potențial ridicat de hidrocarburi. Este mai puțin studiat decât cel vestic din mai multe motive: condițiile de gheață grea, strâmtoarea Vilkitsky impracticabilă, cunoștințele geologice și geofizice slabe ale pământului adiacent, îndepărtarea principalelor centre de explorare marine și infrastructura subdezvoltată a coastei. Mările arctice de est. Cunoașterea seismică a acestor zone de apă este extrem de scăzută și variază de la doar 0,02 km/km 2 în Marea Siberiei de Est până la 0,05 km/km 2 în Mările Chukci și Laptev. Condițiile naturale pun sub semnul întrebării fezabilitatea tehnică a extragerii resurselor. Prin urmare, explorarea și dezvoltarea potențialului acestor zone necesită dezvoltarea unor tehnologii polare speciale. Potrivit geologilor, zone întinse ale Mării Laptev și ale Mării Siberiei de Est sunt considerate cele mai promițătoare dintre apele arctice de est. Estimarea oficială a resurselor de hidrocarburi recuperabile în partea de est a raftului arctic rusesc este de aproximativ 12 miliarde de tone echivalent combustibil. t.

Cea mai mare parte a zăcămintelor de petrol și gaze descoperite se află în apele a trei mări: Barents, Kara, Pechora. În Marea Barents, două câmpuri au fost studiate prin foraje exploratorii și pregătite pentru dezvoltare: Shtokmanovskoye GCF și Murmanskoye GM; în Marea Pechora - trei câmpuri: Prirazlomnoye NM, Medynskoye-Sea NM și Dolginskoye NM; în Marea Kara în golful Ob-Taz - două zăcăminte: Kamennomysskoe GM și Severo-Kamennomysskoe GM.

Conform datelor proiectului Program de stat explorarea platformei continentale și dezvoltarea resurselor sale minerale, dezvoltate de Ministerul Resurselor Naturale al Rusiei, au realizat aproximativ 678,7 mii de metri liniari. km din mările arctice, din care peste 90% cad pe apele arctice de vest, densitatea rețelei seismice variază de la 0,05 la 5 km/km2. În zonele maritime din mările arctice de est, au fost lucrați doar aproximativ 65,4 mii de metri liniari. km de profile cu o densitate medie mai mică de 0,035 metri liniari. km/km 2.

Rezultatul studiului geologic și geofizic al potențialului de petrol și gaze al zonelor de apă este de aproximativ 1300 de capcane potențiale de hidrocarburi identificate, aproximativ 190 pregătite pentru foraj și peste 110 zone forate, 58 zăcăminte de hidrocarburi descoperite în larg și de tranzit.

Rata medie de succes a forajelor offshore a fost de 0,48. Valoarea maximă a acestui indicator a fost atinsă în Mările Kara și Barents (inclusiv în Pechora) și s-a ridicat la 1, respectiv 0,52.

Pe platforma rusă au fost forate 261 de sonde parametrice, de prospecțiune și explorare offshore, dintre care 86 de puțuri au fost forate pe raftul mărilor arctice de vest.

SRL NOVATEK-Yurkharovneftegaz, fiind o subsidiară a OJSC NOVATEK, este în prezent angajată în producția offshore în condiții arctice în bazinul Golfului Taz (partea centrală și de est a câmpului Yurkharovskoye), dar zona în curs de dezvoltare nu este continentală rusă. raft. Tot timpul, aici s-au produs deja aproximativ 150 de miliarde de m 3 de gaz. Acest câmp reprezintă mai mult de jumătate din producția de gaze offshore a Rusiei.

Un alt exemplu de dezvoltare a regiunii arctice este proiectul Yamal LNG pentru dezvoltarea zăcământului de gaz condensat Yuzhno-Tambeyskoye cu rezerve de 1,26 trilioane de metri cubi. m 3 gaz. Participația de control în capitalul social al Yamal LNG aparține proprietarului licenței, NOVATEK. Dar atragerea partenerilor străini continuă, de la 1 februarie 2014 ei sunt - compania franceză „Total” (20%) și compania chineză „CNPC” (20%). Aici se construiește o fabrică de producere a gazelor naturale lichefiate, iar lansarea primei etape este planificată pentru 2016.

Din 2008, dezvoltarea zăcămintelor nordice ale provinciei de petrol și gaze Timan-Pechora se realizează cu ajutorul terminalului de încărcare a petrolului Varandey, care face posibilă expedierea petrolului pentru export fără a interacționa cu sistemul Transneft. Operatorul proiectului de producție și transport maritim Varandey este un joint venture între LUKOIL și ConocoPhillips, LLC Naryanmarneftegaz. Condițiile naturale ale peninsulei Yamal sunt dure și provoacă dificultăți asemănătoare cu cele care pot apărea în câmpurile offshore de pe platforma arctică.

Eventual, experiența dezvoltării câmpurilor arctice „term-mare” va grăbi procesul de exploatare industrială a platformei continentale arctice din Rusia.

Dacă Rusia a fost prima care a descoperit un câmp în Arctica, atunci Canada a fost prima țară care a început forajele exploratorii acolo.

Primul câmp offshore dincolo de Cercul Arctic a fost descoperit în 1974 (Adgo). Câmpurile de petrol și gaze ale raftului arctic al Canadei se află în apele Mării Beaufort (au fost 32 dintre ele în 2011, dintre care majoritatea sunt zăcăminte de petrol și gaze). Rezervele de hidrocarburi recuperabile ale Mării Beaufort sunt situate la adâncimi mici ale mării (până la 100 m), iar în unele zăcăminte ajung până la 68,5 milioane de tone de petrol și 56 de miliarde de m 3 de gaze (Amauligak).

Explorarea regiunii arctice din Canada a fost efectuată în mod activ în 1970-1980 datorită bunelor sprijinul statului. Un alt stimulent pentru investiții în explorare a fost prețul ridicat al petrolului din acea perioadă.

O mare parte din lucrările de explorare au fost efectuate de Panarctic Oils, care este deținută în proporție de 45% de guvernul federal. Din acest moment a început participarea directă a statului în industria petrolului și gazelor.

Aproape toate sondele de explorare de pe platforma arctică canadiană au fost forate înainte de anii 1990. După ce guvernul practic a încetat să investească în explorare, Serviciul Național de Energie al Canadei a devenit responsabil pentru aceasta, iar lucrările de explorare au încetat. Pe uscat existau destul de multe rezerve promițătoare de hidrocarburi, a căror extracție a necesitat costuri mult mai mici în comparație cu platforma arctică și ar putea provoca mai puține daune mediului.

De atunci, pe platforma arctică a fost forat un singur puț (în 2006). Până în prezent, numărul licențelor de explorare a crescut, dar forajul nu a fost încă reluat. Canada continuă explorarea seismică a platformei arctice. În 2012, a fost semnat un acord între Statoil și Chevron pentru a efectua studii seismice 3D în Marea Beaufort la adâncimi de 800 până la 1800 m, la 120 km în larg. Shell și BP plănuiesc să se dezvolte în aceeași mare.

Tot timpul, doar producția de probă (la Amauligak) a fost efectuată pe câmpuri offshore din regiunea arctică a Canadei. De asemenea, zăcămintele insulelor din Arhipelagul Arctic al Canadei nu sunt dezvoltate acum (producția comercială s-a desfășurat doar la câmpul Bent-Horn de pe Insula Cameron, dar a fost întreruptă din cauza condițiilor de mediu nefavorabile).

La sfârșitul anului 2013, Canada a depus o cerere de extindere a limitelor raftului său către Comisia ONU, în timp ce aceasta va fi completată cu noi materiale care confirmă deținerea unor teritorii ale Oceanului Arctic în afara zonei economice exclusive a Canadei. Arctica, potrivit primului ministru al Canadei, este acum de mare importanță pentru țară și nu va ceda altora. Potrivit declarațiilor politice, Canada intenționează în continuare să-și reia activitatea de explorare în Arctica și să dezvolte resursele de petrol și gaze ale platformei continentale.

De mai bine de un sfert de secol, Statele Unite ale Americii dezvoltă zăcăminte în Arctica. Primul petrol aici a fost produs în 1977 în câmpul Prudhoe Bay, situat pe coasta Oceanului Arctic, cu rezerve recuperabile de aproximativ 25 de miliarde de barili. petrol și 700 miliarde m 3 de gaze (în prezent reprezintă aproximativ 20% din producția de petrol din SUA). Exploatarea comercială a raftului a început în 1987 odată cu dezvoltarea câmpului Endicot și continuă până în zilele noastre. Ambele proiecte sunt operate de compania britanică BP. Până în 2011, 9 câmpuri produceau pe raftul american al Mării Beaufort.

Rezervele de hidrocarburi ale zonei arctice din Statele Unite sunt situate în măruntaiele a două mări: Marea Beaufort și Marea Chukchi. Marea Beaufort este mai benefică pentru dezvoltare: este mai puțin adâncă și este situată mai aproape de infrastructura existentă (conducta petrolieră Trans-Alaska, construită pentru pomparea petrolului produs în Golful Prudhoe). Pe raftul Mării Chukchi, în 1990, a fost descoperit zăcământul de gaz Burger, unul dintre cele mai mari de pe raftul Alaska. Cu toate acestea, producția comercială în această mare este așteptată nu mai devreme de 2022.

La sfârșitul anilor 1980, forajele de explorare pe fundul acestor mări au fost efectuate de Shell, dar apoi activitățile sale de explorare a platformei arctice au fost suspendate din cauza costurilor ridicate în condițiile prețurilor scăzute ale petrolului și a perspectivelor mari de producție în Golful Mexic. Dar Shell s-a întors mai târziu în Arctica, după ce a primit o licență în 2005 pentru a explora în Marea Beaufort și în 2008 în Marea Chukchi. Compania a efectuat sondaje seismice în zonele sale de licență. Dar forarea sondelor de explorare, programată pentru 2012, a fost amânată. Dificultăți în dezvoltarea zăcămintelor arctice au apărut din cauza indisponibilității tehnice a Shell în prezența gheții și a posibilului exces al standardelor de poluare a aerului. Lucrările de explorare ale companiei pe raftul Mării Chukchi au fost suspendate deocamdată.

Explorarea zăcămintelor arctice din SUA este complicată de un control strict din partea agențiilor guvernamentale. Activitățile de explorare pot provoca daune grave mediului. Prin urmare, multe zone nu sunt acum disponibile pentru dezvoltare. Pentru a începe forarea, companiile trebuie să obțină permisiunea de la Agenția pentru Protecția Mediului. Aceștia trebuie să dovedească siguranța echipamentului utilizat, să elaboreze măsuri de reducere a scurgerilor de ulei și un plan de răspuns în caz de deversare în caz de urgență.

Conform planului de foraj anunțat de președintele SUA pentru 2012-2017, platforma continentală Alaska rămâne deschisă spre dezvoltare: în 2016 și 2017 va avea loc o licitație pentru vânzarea de blocuri în Mările Chukchi și Beaufort.

Până în prezent, doar apele de coastă ale mărilor nordice au fost studiate prin explorare geologică, iar în aceste zone au fost deja efectuate foraje exploratorii. Regiunea minieră arctică din SUA rămâne partea de mică adâncime a versantului nordic al Alaska, unde exploatarea se desfășoară fie de pe țărm, fie din insule artificiale (9 câmpuri). Cu toate acestea, Alaska arctică are un mare potențial de resurse. Creșterea preconizată a rezervelor în 2050 față de 2005 va fi de 678 milioane de tone de petrol și 588 de miliarde de m3 de gaz în Marea Beaufort, 1301 milioane de tone de petrol și 1400 de miliarde de m3 de gaze în Marea Chukchi.

Un număr mare de rezerve promițătoare de petrol și gaze ale acestor mări sunt concentrate pe platforma continentală exterioară (în afara zonei de 3 mile), producție pe care este permisă de autoritățile americane din 2008 și se desfășoară doar la un câmp - Northstar , situat în Marea Beaufort, la 6 mile de coasta Alaska. Operatorul Northstar, BP, plănuiește să înceapă producția în curând la un alt câmp offshore din această mare, care este același offshore cu Northstar, Liberty (planul de dezvoltare și producție va fi furnizat către BOEM până la sfârșitul anului 2014) .

Norvegia

Raftul Mării Barents timpuri recente explorat activ de Norvegia. Peste 80 de mii de km2 au fost studiati prin seismică 3D. Rezervele de hidrocarburi din zona sa arctică, potrivit Direcției Petrolului Norvegiei (NPD), sunt estimate la 1,9 miliarde de barili. n. e., în timp ce doar 15% este ulei.

În momentul de față, singurul zăcământ norvegian de pe platforma continentală a Arcticii, unde se desfășoară producție industrială, este Snohvit, purtător de gaze, descoperit în 1981-1984. Potrivit Direcției Petrolului din Norvegia (din aprilie 2013), rezervele de gaz recuperabile de la Snohvit sunt estimate la 176,7 miliarde m 3 și condensat la 22,6 milioane m 3 . Operatorul este compania națională Statoil cu un pachet de 33,5% din licență. Cota de participare directă a statului (SDFI) în Snohvit, exprimată prin cota „Petoro”, este de 30%, restul fiind reprezentat de parteneri privați norvegieni.

Sistemul minier Snohvit este complet scufundat și operat de la țărm. Gazul este furnizat unei fabrici de lichefiere a gazelor naturale construită în orașul Hammerfest. Parte dioxid de carbon, eliberat în timpul dezvoltării Snohvit, este trimis în puțuri de injecție pentru producția ulterioară de gaze, iar o parte este pompată în depozite subterane. În ciuda sistemului existent de captare și stocare a CO 2 , accidentele au loc în continuare.

În 2014, Norvegia plănuiește să înceapă producția la un alt zăcământ de pe platforma continentală arctică, zăcământul de petrol Goliat, care a fost descoperit în 2000 și are 192 de milioane de barili de rezerve recuperabile. n. e. În 2013, demararea proiectului a fost deja amânată din cauza problemelor legate de construcția platformei. Uleiul produs va fi depozitat și expediat direct la mare. Goliat este operat de compania privată Eni Norge cu o cotă de 65%, restul este deținut de statul Statoil.

Până în 2012, un consorțiu format din Statoil, Eni și Petoro a descoperit câmpurile Skrugard și Havis la nord de Snohvit. Rezervele lor, potrivit Statoil, se ridică la 70 de milioane de tone echivalent petrol. e. Forarea sondelor de explorare Statoil în zona Hoop din partea norvegiană a Mării Barents, până acum cea mai nordică zonă în care se desfășoară astfel de lucrări, a fost programată pentru 2013, dar a fost amânată până în 2014. Zonele Hoop au fost deja studiate prin seismic 3D. sondaje efectuate de către TGS-NOPEC.

Norvegia intenționează să continue explorarea platformei arctice, inclusiv zonele cu condiții de mediu mai severe. Scăderea recentă a ratelor de producție observată în țară face necesară continuarea explorării Arcticii în căutarea rezervelor profitabile de hidrocarburi.

Până în prezent, Norvegia a efectuat explorare a teritoriilor recent anexate din Marea Barents: resursele de hidrocarburi, conform raportului NPD, sunt estimate la 1,9 miliarde de barili. (aproximativ 15% este ulei). Este posibil ca explorarea în continuare a raftului să crească dimensiunea rezervelor lor nedescoperite. Un sondaj seismic 3D este planificat pentru 2014 în zone promițătoare, în urma căruia va fi anunțat rezultatul celei de-a 23-a runde de licențiere din Norvegia.

Până în prezent, Arctica rămâne cea mai puțin explorată regiune cu rezerve de hidrocarburi offshore. Platoul arctic, cu o cantitate imensă de rezerve nedescoperite de petrol și gaze, atrage multă atenție în condiții de resurse limitate și de epuizare a câmpurilor situate pe uscat sau offshore în condiții mai favorabile. Cu toate acestea, interesul companiilor miniere poate să nu fie atât de mare în prezența rezervelor profitabile în zonele tradiționale.

Studiile seismice au studiat bine mările Beaufort (plata SUA și Canada), Chukchi (plata SUA), mările Barents, Pechora, Kara (densitatea profilului - 1 km liniar/km 2 și mai mult). Zonele de apă arctică din Rusia rămân puțin explorate: partea rusă a Mării Chukci, Marea Siberiei de Est și Marea Laptev (densitatea profilurilor este de 0,05 km liniari/km2 sau mai puțin).

În prezent, producția comercială în câmpurile arctice offshore se desfășoară numai în Statele Unite, Norvegia și Rusia. În Statele Unite, zăcămintele sunt dezvoltate în zona de coastă a Alaska. Pe platforma continentală arctică (în afara 12 mile de coastă), Norvegia (proiectul Snohvit) și Rusia (Prirazlomnoye) produc petrol și gaze.

Platoul continental rusesc are cel mai mare potențial de resurse din Arctica. Cu toate acestea, a fost mai puțin studiat decât în ​​apele nordice ale altor țări. Marea Barents din Rusia a fost studiată de 20 de ori mai puțin decât în ​​Norvegia, iar Marea Chukchi - de 10 ori mai puțin decât în ​​SUA.

În continuare, în acest capitol, vom avea în vedere aspectul tehnologic al dezvoltării zăcămintelor de pe platforma arctică și sistemul de reglementare de stat a acestei activități, care sunt principalele motive pentru dezvoltarea lentă a Arcticii.

1.2 Aspectul tehnologic al dezvoltării platformei arctice

Până în prezent, dezvoltarea industrială a platformei continentale arctice abia începe. Cu toate acestea, există o experiență mondială bună în studiul geologic.

Forajul de explorare în Arctica utilizează adesea aceleași platforme ca și în alte regiuni (de exemplu, doar una din patru platforme care operează în largul coastei Alaska este unică și proiectată să funcționeze în condiții de gheață). Forajul exploratoriu cu instalații de foraj cu cric este cel mai puțin costisitor, dar utilizarea lor este limitată la adâncimi maritime de până la 100 m. La adâncimi mai mari, se pot folosi instalații de foraj semi-submersibile, care sunt foarte stabile pe apă. Pentru zonele mai adânci (până la 3500 m), se folosesc vase de foraj care se pot deplasa independent. Cu toate acestea, chiria zilnică a acestui din urmă tip este cea mai mare. Pe lângă închirierea instalațiilor de foraj, un element de cost semnificativ pentru forajul de explorare în apele arctice este întreținerea navelor auxiliare (pentru gestionarea gheții, aprovizionare, răspuns la scurgeri în timpul accidentelor etc.).

Soluțiile tehnologice pentru implementarea proiectelor offshore arctic ar trebui să țină cont de toate caracteristicile muncii în condiții naturale dure. Aceste caracteristici includ temperaturi sub zero, curenți subacvatici puternici, prezența permafrostului sub apă, riscurile de deteriorare a echipamentelor de către gheață și aisberguri, îndepărtarea de infrastructură și piețele de vânzare, riscuri de deteriorare a mediului și probleme de siguranță industrială. Condițiile arctice severe aduc în prim-plan problema fezabilității tehnice a proiectului. Rentabilitatea proiectului în sine depinde în mare măsură de sofisticarea sa tehnică.

Canada are o vastă experiență în forajul exploratoriu pe platforma arctică. Prima a fost tehnologia insulelor artificiale, care erau situate în ape puțin adânci. Cu toate acestea, construcția lor s-a dovedit a fi destul de costisitoare. Navele de forat au fost folosite în perioada apelor deschise. Ulterior, a fost construită o platformă de clasa superioară a gheții - o instalație de foraj plutitoare (Kulluk), care poate funcționa chiar și toamna, la adâncimi de până la 100 m. Apoi, a început să fie utilizată tehnologia platformelor de foraj casetate, care permite forarea tuturor pe tot parcursul anului. Platformele de foraj Glomar și Molikpaq au fost reconstruite și sunt acum utilizate pentru producția pe câmpuri, ca parte a proiectelor Sakhalin-1 și Sakhalin-2. În 1997, singura platformă gravitațională din lume (Hibernia) a fost construită în Canada. Poate rezista la o coliziune cu un aisberg care cântărește până la 6 milioane de tone.

Aspectul tehnologic al dezvoltării platformei continentale arctice în Norvegia

Norvegia are experiență în implementarea unui proiect arctic bazat în întregime pe un sistem de producție submarin care este controlat de la țărm. Proiectul Snohvit are cea mai lungă conexiune system-to-shore din lume (câmpul central se află la aproximativ 140 km offshore). Tehnologia de control al fluxului multifazic la o asemenea distanță este un progres tehnic care deschide noi oportunități pentru producția submarină. O altă tehnologie nouă este reinjectarea dioxidului de carbon asociat, care este separat de gazul produs, în rezervorul de sub apă. Controlul de la distanță se realizează folosind un singur ombilical - un element critic al întregului sistem. Pe lângă sistemele de comunicații redundante, există posibilitatea controlului prin satelit de la o navă specială. Pomii de Crăciun submarin, care sunt dotați cu puțuri, au supape cu diametru mare, ceea ce reduce pierderea de presiune. Presiunea necesară pentru producerea gazului este creată direct în fitingurile submarine.

În cadrul primei etape a dezvoltării proiectului (câmpurile Snohvit și Albatross), sunt utilizate 10 sonde (9 de producție și 1 de injecție). Ulterior, vor fi puse în funcțiune încă 9 puțuri. Bazele de susținere ale câmpurilor sunt conectate la baza centrală, de unde gazul este furnizat către țărm printr-o singură conductă. După separarea CO 2, gazul este lichefiat la instalația de GNL, cea mai nordică din lume (71°N).

Tehnologia Snohvit este aplicabilă și altor proiecte. Cu toate acestea, îndepărtarea extremă a câmpurilor de coastă (în principal, acestea sunt proiecte de producție de gaze) poate deveni o limitare serioasă. Potrivit experților, există deja o soluție tehnică pentru a reduce timpul de răspuns al echipamentelor subacvatice la gestionarea proiectelor pe distanțe lungi (de exemplu, utilizarea acumulatorilor speciali sub apă în puțuri), astfel încât să nu existe dificultăți cu sistemul hidraulic. . Sistemul de comunicații se dezvoltă în fiecare an într-un ritm din ce în ce mai rapid și nu ar trebui să devină un obstacol în calea utilizării tehnologiei. Distanțele transatlantice au dovedit deja capacitatea tehnologiei de fibră optică Snohvit de a furniza rate mari de date. Sistemul ombilical poate cauza probleme: fezabilitatea economică a utilizării unui astfel de sistem și fezabilitatea sa tehnică sunt discutabile. Lungimea ombilicală principală a lui Snohvit (144,3 m) este un record mondial. Pentru distanțe și mai mari, este posibil să fabricați ombilicalul în părți și să îl asamblați într-una singură numai în momentul instalării. Pot apărea dificultăți serioase cu transmiterea energiei electrice: furnizarea de curent alternativ cu o frecvență standard de tensiune (50 Hz) este foarte dependentă de distanță. O soluție la această problemă este utilizarea frecvențelor joase de curent alternativ pe distanțe lungi, dar această metodă are și limitările sale. Este aplicabil la funcționarea sistemelor subacvatice tradiționale. Cu toate acestea, există echipamente care necesită un nivel de megawați de alimentare care nu poate fi alimentat prin metoda frecvenței joase. De exemplu, acestea sunt compresoare subacvatice care sunt eficiente la distanțe mari de coastă. Acestea compensează pierderea de presiune la extragerea gazului din rezervor. Soluția problemei poate fi tehnologia de utilizare a curentului continuu de înaltă tensiune, care este utilizată în prezent numai pe uscat. Proiectul Snohvit a deschis perspective mari pentru dezvoltarea în continuare a industriei de petrol și gaze submarine. Acest lucru necesită o mulțime de dezvoltări de cercetare care să deschidă posibilitatea producției offshore în condiții arctice extrem de dificile.

Proiectul Goliat va fi implementat și folosind un sistem minier situat complet sub apă. Petrolul produs va fi expediat în larg de pe o platformă plutitoare fără facilități suplimentare pe uscat.

Tehnologia producției submarine este încă puțin testată, iar costurile de capital pentru aplicarea acesteia sunt destul de mari. Dar are o serie de avantaje: posibilitatea de a pune treptat câmpuri în dezvoltare, ceea ce permite producția de hidrocarburi să înceapă mai devreme, capacitatea de a deservi un număr mare de sonde (acest lucru este important atunci când mai multe structuri sunt dezvoltate simultan) și capacitatea pentru a reduce impactul condițiilor dure de mediu. Sistemul de producție submarin poate fi utilizat în mările arctice care sunt protejate de formarea de gheață. În partea rusă a Mării Barents, condițiile sunt mult mai dure. Experiența norvegiană poate fi aplicată în Rusia, cel mai probabil pentru depozitele din golfurile Taz și Ob.

Experiența dezvoltării intestinelor arctice de către alte țări răstoarnă ideea industriei petroliere ca un „ac de petrol” care împiedică dezvoltarea inovatoare a țării. De fapt, vorbim despre dezvoltarea celor mai avansate tehnologii „spațiale”. Și pentru Rusia, în calitate de vicepreședinte al Guvernului Federației Ruse D.O. Rogozin, dezvoltarea Arcticii poate și ar trebui să devină un catalizator pentru modernizarea industriei de petrol și gaze, care are acum atâta nevoie de reechipare tehnică.

Aspectul tehnologic al dezvoltării platformei continentale arctice în Rusia

Dezvoltarea câmpului Prirazlomnoye se realizează folosind o platformă offshore rezistentă la gheață, care asigură forarea puțurilor, producția, pregătirea, transportul și depozitarea petrolului. Platforma staționară este capabilă să funcționeze autonom, este rezistentă la încărcăturile de gheață, astfel încât poate fi folosită tot timpul anului. În plus, poate primi petrol din câmpurile învecinate, ceea ce va reduce semnificativ costul dezvoltării lor industriale.

Dezvoltarea câmpului Shtokman este planificată cu ajutorul unui sistem de producție subacvatic și a unor platforme de tip navă, care pot fi retrase în cazul apropierii aisbergurilor. Gazul produs și condensul de gaze vor fi livrate prin conducte principale submarine ca flux în două faze, cu separare ulterioară pe uscat. Proiectul Shtokman include și construcția unei uzine de GNL.

Pentru câmpurile offshore care nu pot fi dezvoltate de la țărm, există mai multe metode de dezvoltare care sunt fundamental diferite unele de altele:

· insule artificiale (la adâncimea mării până la 15 m);

· complexe de producție subacvatică de la mal (cu o amplasare relativ apropiată a câmpului de mal);

· complexe miniere subacvatice de pe platforme plutitoare (în absența banchetei);

platforme fixe.

Există o experiență de succes de lucru de pe platforme gravitaționale staționare la adâncimi mici în prezența gheții masive. Această tehnologie este aplicabilă la adâncimi mici de până la 100 m, deoarece odată cu creșterea adâncimii, costurile de capital ale unei astfel de structuri și riscul de coliziune cu un aisberg cresc foarte mult. La adâncimi mai mari, în condiții de apă limpede, este mai indicat să folosiți platforme plutitoare. Platformele staționare sunt utilizate în principal pentru câmpurile petroliere din Arctica. Un exemplu este câmpul Prirazlomnoye și există, de asemenea, o mare probabilitate de a utiliza acest tip pentru structura Universității.

Forarea de pe o platformă nu acoperă întotdeauna întregul câmp, unele dintre părțile sale pot fi situate la adâncimi mari cu banchita. În acest caz, este necesară conectarea puțurilor subacvatice, cu o creștere a numărului cărora, costul operațiunilor de foraj și momentul implementării lor cresc. Dar această metodă este mult mai economică decât instalarea unei platforme suplimentare. Eficiența economică a unei astfel de soluții tehnologice este încă mai mică în comparație cu forarea de pe o platformă fixă ​​datorită costurilor crescute și timpului de foraj. Această metodă de dezvoltare poate fi aplicată unor structuri ale blocurilor Vostochno-Prinovozemelsky (Marea Kara) și câmpului Dolginskoye (Marea Pechora) în perioada apei curate.

La adâncimi de peste 100 m și la distanțe mici de coastă sau de locul posibilei instalări a unei platforme fixe, se poate folosi o abordare tehnică atunci când toate puțurile sunt sub apă și conectate la platformă printr-o conductă. Această abordare poate fi aplicată depozitelor din Marea Kara la adâncimi de peste 100 m, de exemplu, pentru structura Vikulovskaya din zona Vostochno-Prinovozemelsky-1.

La adâncimi și distanțe mari în condiții de apă limpede, este posibilă utilizarea unei platforme plutitoare cu puțuri subacvatice. Acest concept de dezvoltare se caracterizează prin costuri de operare ridicate. Este nevoie de cheltuieli destul de mari pentru întreținerea navelor pe tot parcursul anului pentru a reglementa și monitoriza situația gheții.

Experiența norvegiană arată că utilizarea unei platforme plutitoare în condiții de apă a aisbergului este destul de competitivă din punct de vedere economic în comparație cu instalarea unei platforme de tip gravitațional.

Transportul hidrocarburilor din zăcămintele de petrol și gaze offshore poate fi efectuat atât printr-un sistem de conducte de petrol și gaze concepute pentru a satisface nevoile interne ale Rusiei și pentru export în alte țări, cât și de-a lungul Rutei Mării Nordului, care deschide accesul la piețe. de vest (SUA și Europa de Vest) și de est - (SUA și Asia-Pacific). Gazele naturale produse pot fi expediate ca gaz natural lichefiat (GNL) pe cisterne, ceea ce facilitează transportul atunci când se exportă în regiuni îndepărtate.

În dezvoltarea platformei arctice, infrastructura existentă a teritoriilor de coastă este de mare importanță și, în primul rând, sistemul de conducte.

Conceptul de dezvoltare a câmpurilor arctice și, prin urmare, profitabilitatea proiectelor în sine, este în mare măsură determinată de locatie geografica, încărcarea cu gheață și adâncimea mării. Rusia se caracterizează prin condiții naturale și climatice extrem de severe (prezența gheții). Norvegia, de exemplu, se caracterizează prin condiții mai favorabile pentru dezvoltarea Mării Barents, protejată curent cald Gulfstream.

Deci, pe baza experienței mondiale, putem concluziona că tehnologiile de dezvoltare a raftului există deja, dar încă nu există o soluție tehnică universală. Fiecare proiect arctic este individual și necesită o abordare tehnologică specială. De fapt, această remarcă este valabilă și pentru proiectele pe teren. Profesorul V.D. Lysenko notează: „Toate depozitele sunt diferite; deosebit de diferite, s-ar putea spune câmpuri neașteptat diferite, gigantice... Necazurile câmpurilor gigantice individuale au început cu faptul că la proiectarea dezvoltării s-au aplicat soluții standard și nu au fost luate în considerare caracteristicile esențiale ale acestora.

Principala problemă a dezvoltării Arcticii este costul foarte mare al aplicării soluțiilor tehnice disponibile în acest moment. Costurile mari determină ineficiența economică a dezvoltării multor câmpuri arctice.

O parte semnificativă a rezervelor de petrol și gaze ale Rusiei se află în condițiile naturale și climatice extrem de dure ale Arcticii, care necesită noi tehnologii pentru a funcționa. Prin urmare, dezvoltarea câmpurilor offshore din Arctica necesită dezvoltarea ulterioară a tehnologiilor care să facă profitabile proiecte complexe arctice.

Dezvoltarea platformei arctice este un motor puternic al dezvoltării tehnologice a sectorului petrolului și gazelor în oricare dintre țările luate în considerare.

1.3 Reglementarea de stat a dezvoltării platformei arctice

Reglementarea de stat a dezvoltării platformei arctice constă în formarea unui sistem de furnizare a resurselor de hidrocarburi pentru utilizare de către companiile de petrol și gaze și a unui sistem de impozitare a activităților pentru producerea acestora.

Analiza comparativă a sistemelor de furnizare a resurselor pentru utilizare de către companii din Rusia, Norvegia, Canada și SUA

În statele cu structură federală, problemele legate de determinarea drepturilor la raftul diferitelor niveluri de guvernare au început să fie rezolvate abia atunci când a apărut o tehnologie fiabilă pentru producția offshore (la mijlocul secolului XX). Până în prezent, gradul de soluție a acestora variază în funcție de țară. Astfel, triburile care trăiesc în Delta Nigerului încă nu sunt de acord să împartă bogăția raftului cu guvernul central al Nigeriei. Și în Rusia în anii 1990. s-a discutat serios posibilitatea împărțirii puterilor în raport cu raftul dintre regiuni și Moscova. Iar experiența de succes a dezvoltării raftului Golfului Mexic în Statele Unite sugerează că „regionalizarea” poate fi utilă.

Platoul continental al Rusiei se află sub jurisdicție federală, subsolul său este deținut de stat și este pus la dispoziție de către Agenția Federală pentru Utilizarea Subsolului.

Conform Decretului Federației Ruse nr. 4 din 8 ianuarie 2009, licențele de utilizare a subsolului situat pe platoul continental rusesc, inclusiv în regiunea arctică, se eliberează fără licitație sau licitație în baza unei hotărâri a Guvernului Federația Rusă.

În conformitate cu modificările adoptate la Legea Federației Ruse „Cu privire la subsol”, numai companiile cu o participare a statului de peste 50% (o cotă în capitalul autorizat de peste 50% și (sau) un ordin de peste 50% 50% din voturi atribuibile acțiunilor cu drept de vot).

O altă condiție importantă pentru intrarea companiilor este cerința de cinci ani de experiență pe platoul continental al Federației Ruse. Totodată, din lege nu reiese clar dacă experiența societății-mamă se extinde la filială și invers.

Conform legii, pe platforma continentală rusă pot fi admise doar două companii - OAO Gazprom și OAO NK Rosneft. În vara anului 2013, prin excepție, o altă companie, JSC Zarubezhneft, a primit dreptul de acces la dezvoltarea Arcticii ruse, care nu l-a avut înainte, în ciuda faptului că deține 100% de stat și a experienței de peste 25 de ani în vietnamezi. raft (societate mixtă „Vietsovpetro”). Motivul permisiunii de a lucra pe raft a fost deținerea de către Zarubezhneft a unei filiale (100% din acțiuni minus una) - Arktikmorneftegazrazvedka, care este deținută de stat și funcționează pe raft de mai bine de 5 ani și, astfel, îndeplinește toate cerinte legale. Arktikmorneftegazrazvedka a fost certificat de Ministerul Resurselor Naturale și Ecologiei din Federația Rusă pentru dezvoltarea raftului arctic. Zonele revendicate de Zarubezhneft în Arctica sunt Pechora și Kolokolmorsky în Marea Pechora.

Recent, a fost discutată foarte activ problema liberalizării accesului la resursele arctice pentru companiile private.

Până acum, singura modalitate de a participa la producția de pe platforma continentală arctică este crearea unui joint venture cu companii de stat, care rămân proprietarii licențelor. Cu toate acestea, această opțiune de control total al statului nu este atractivă pentru companiile private.

În 2010, șefii Ministerului Resurselor Naturale și Ministerului Energiei au ridicat problema necesității de „demonopolizare” a dezvoltării și dezvoltării raftului rus. În 2012, Ministerul Resurselor Naturale a venit cu o propunere de a face din explorare un tip separat de utilizare a subsolului platoului continental, de a elibera licențe companiilor private pentru a desfășura lucrări de explorare fără licitație, cu condiția ca în cazul unei descoperire de teren mare, Gazprom și Rosneft ar avea opțiunea de a intra în proiect cu 50% plus o acțiune. S-a propus, de asemenea, garantarea participării companiilor private la dezvoltarea zăcămintelor offshore, pe care acestea le vor descoperi singure.

Principalul argument al susținătorilor admiterii capitalului privat pe platforma continentală a Arcticii este avansarea în dezvoltarea resurselor de petrol și gaze din această regiune, accelerarea procesului prelungit. Participarea a mai multor companii va contribui la diversificarea riscurilor pe care Gazprom și Rosneft le asumă acum. În plus, liberalizarea accesului la subsolul platformei arctice va avea nu numai un efect economic, ci și social (locuri de muncă, creșterea nivelului general de trai al locuitorilor din regiunile nordice și dezvoltarea infrastructurii locale). ).

Momentan, această problemă rămâne doar un subiect de discuție, nu au fost încă adoptate acte legislative care să permită companiilor private să achiziționeze licențe pentru dezvoltarea platformei arctice.

Până în prezent, majoritatea rezervelor de petrol și gaze explorate ale raftului arctic al Rusiei au fost deja distribuite între cele două companii. După cum arată practica, Gazprom și Rosneft se dezvoltă inactiv. În plus, din cauza lipsei capacităților lor, ei atrag parteneri străini.

Operațiunea industrială a fost începută recent doar de Gazprom la câmpul Prirazlomnoye. Inițial, dezvoltarea sa trebuia să fie eforturi comune ale Rosneft și Gazprom, dar în 2005 blocul de acțiuni al primei a fost vândut.

În 2010, Rosneft a primit licențe pentru a studia zone ale raftului arctic precum Vostochno-Prinovozemelsky - 1, 2, 3 în Marea Kara și Yuzhno-Russky în Marea Pechora.

Rosneft a efectuat lucrări geologice și geofizice la blocul Yuzhno-Russkoye, în urma cărora au fost evaluate riscurile geologice și resursele de hidrocarburi. Compania a identificat domenii prioritare de prospectare în cadrul cărora studiul obiectelor promițătoare va continua în următorii ani.

Partenerul strategic al lui Rosneft în dezvoltarea a trei blocuri Vostochno-Prinovozemelsky a devenit compania americană ExxonMobil, a cărei cotă în proiect este de 33,3%, conform unui acord semnat în toamna anului 2011. În aceste zone au fost deja identificate structuri mari promițătoare, dar studiul structurii geologice va continua până în 2016, iar prima sondă de explorare va fi forată abia în 2015.

Documente similare

Starea cartografierii geologice a platformei arctice rusești. Principii și metode de cartografiere, conceptul de creare a Hărții Geologice de Stat a Platoului Arctic de Vest. Caracteristici regionale ale structurii geologice a zăcămintelor cuaternare și moderne.

lucrare de termen, adăugată 16.11.2014


Caracteristici ale compoziției și originii raftului arctic al Rusiei, metode moderne studiul acesteia (geofizic, geologic și geochimic). Principalele caracteristici ale structurii geologice a Svalbardului și Pamant nou, creasta Pai-Khoi, depresiunea Pechora.

lucrare de termen, adăugată 07.02.2012


Analiza curentului și emiterea de recomandări pentru reglementarea procesului de dezvoltare a unui zăcământ de petrol. Caracteristicile geologice și de câmp ale stării câmpului, orizonturi de petrol și gaze. Calculul eficienței economice a dezvoltării lacului de acumulare.

teză, adăugată 29.09.2014


Caracteristicile geologice și fizice ale zăcământului Vakh. Proprietățile și compoziția petrolului, gazelor și apei. Analiza dinamicii producției, a structurii stocului de sondă și a indicatorilor de funcționare a acestora. Calculul eficienței economice a opțiunii de dezvoltare tehnologică.

teză, adăugată 21.05.2015


Caracteristicile geologice și fizice ale câmpului petrolier. Parametrii de bază ale rezervorului. Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor de formare. Caracteristicile fondurilor de sondă și debitele curente. Calculul indicatorilor de dezvoltare tehnologică. Analiza rezervorului.

lucrare de termen, adăugată 27.07.2015


Structura geologică a câmpului petrolier. Adâncimea de apariție, conținutul de petrol și caracteristicile geologice și fizice ale formațiunii 1BS9. Studiul dinamicii stocurilor de sonde și al volumelor producției de petrol. Analiza indicatorilor de dezvoltare și a stării energetice a rezervorului.

test, adaugat 27.11.2013


Scurte caracteristici geologice și de câmp ale câmpului petrolier. Studiul rezervoarelor și al productivității puțurilor. Analiza comparativă a rezultatelor și caracteristicilor dezvoltării zăcămintelor de petrol. Proiectarea metodelor pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului.

lucrare de termen, adăugată 20.07.2010


Descrierea generală și caracteristicile geologice și fizice ale câmpului, analiza și etapele dezvoltării acestuia, tehnologia de producere a petrolului și echipamentele utilizate. Măsuri pentru intensificarea acestui proces și evaluarea eficienței sale practice.

teză, adăugată 06.11.2014


Caracteristicile fizice și chimice ale petrolului și gazelor. Deschiderea și pregătirea câmpului minat. Caracteristici ale dezvoltării unui câmp petrolier prin metoda exploatării termice. Excavarea lucrărilor miniere. Proiectarea și selectarea instalației principale de ventilație.

teză, adăugată 06.10.2014


Caracteristicile geologice ale câmpului Khokhryakovskoye. Fundamentarea unei metode raționale de ridicare a fluidului în puțuri, cap de sondă, echipamente de fund. Starea dezvoltării câmpului și stocul puțului. Controlul dezvoltării câmpului.

11.06.12 / 20:32

Anul viitor, 2013, ar trebui să fie un an de mari schimbări pentru Rusia pe frontul arctic. Acum Consiliul Coordonator al Academiei Ruse de Științe și agentie federala privind utilizarea subsolului a Federației Ruse, care ar trebui să pregătească noi documente pentru a determina limita exterioară a platformei continentale din Arctica.

El conduce proiectul în trei domenii: rafinarea topografiei de fund, profile geofizice și studii ale evoluției Arcticii, luând în considerare datarea paleomagnetică și radioizotopică a rocilor. Oamenii de știință își văd sarcina în felul următor: să demonstreze că o bucată de fund, numită și Arctida, există de mult timp, cel puțin din timpul Permian, și este o parte integrantă a continentului. Și, prin urmare, Rusia își va păstra poziția de lider în dezvoltarea Arcticii.

Ciocnirea Titanilor

Ce este spațiul arctic? Acesta este Polul Nord și periferia Eurasiei și Americii de Nord. Acesta este Oceanul Arctic și puțin din Oceanul Atlantic și Pacific. Ce este raftul arctic? Aceasta este o zonă uriașă de raft, care trece de-a lungul marginilor mărilor Kara, Chukchi, Barents, Siberia de Est și Laptev.

Teritoriul raftului se desfășoară în principal în Oceanul Arctic și de-a lungul insulelor de origine continentală.
Acum, raftul arctic pentru Rusia este cea mai promițătoare zonă pentru dezvoltarea petrolului și gazelor. Dar nu trebuie să uităm de țările ale căror zone economice exclusive sunt situate în Arctica. Acestea sunt SUA, Canada, Norvegia, Danemarca, Suedia, Finlanda, Islanda.

În anii douăzeci ai secolului trecut, granița dintre țările arctice - URSS, SUA, Canada, Norvegia și Danemarca - a fost determinată foarte condiționat. Teritoriile pe care treceau granițele de nord ale acestor state au fost atribuite țărilor. În acele zile la Uniunea Sovietică avea cea mai lungă coastă. Acest lucru a determinat cel mai mare sector - aproximativ o treime din întreaga zonă a Arcticii. Deoarece granițele exacte ale teritoriilor arctice nu au fost atribuite țărilor, Suedia, Islanda și Finlanda au făcut revendicări asupra teritoriilor arctice.

În acest moment, India, China, Coreea de Sud, Germania, Japonia. Într-adevăr, conform datelor preliminare ale oamenilor de știință, volumul de petrol nedescoperit este de aproximativ 83 de miliarde de barili, iar gazele naturale este de aproximativ 1.550 de trilioane. m3. haideți să facem imediat o rezervare: o parte semnificativă a câmpurilor petroliere neexplorate se află în regiunea Alaska și aparține Statelor Unite. Dar rezervele solide de gaze naturale sunt situate la granița maritimă rusă. Oamenii de știință sugerează că forarea va fi efectuată la o adâncime de peste 500 de metri. În plus, au fost identificate peste 200 de instalații promițătoare de petrol și gaze în mările Kara, Pechora și Barents.

Reprezentanții Danemarcei, Rusiei, SUA, Canada, Norvegiei, Suediei, Islandei și Finlandei au semnat în 1996 o declarație de înființare a Consiliului Arctic. Membrii Consiliului Arctic se angajează să protejeze natura unică a zonei polare nordice și să asigure dezvoltare durabilă regiunile polare.

În prezent, regimul juridic prevăzut de Convenția Maritimă a ONU din 1982 operează în Arctica. Documentul precizează limitele zonei economice exclusive a statelor, care se termină la o distanță de 200 de mile marine de coastă. Dar dacă rezultatele studiilor geologice demonstrează că platforma continentală este mai mare de 200 de mile, atunci distanța este mărită la 350 de mile marine.

Prima "clatita"

În 2001, Rusia a încercat să se adreseze Comisiei ONU pentru a-și asigura drepturile asupra unei secțiuni a raftului, inclusiv crestele Lomonosov și Mendeleev. vorbim despre demonstrarea clară și logică că Creasta Lomonoșov este o continuare structurală a platformei continentale siberiei. Această zonă este foarte bogată în hidrocarburi. Cu toate acestea, inspectorii ONU au respins cererea, deoarece au fost furnizate puține informații. ONU a cerut argumente suplimentare pentru a lua o decizie.

Prin urmare, Rusia va trebui să demonstreze că crestele Mării Lomonosov și Mendeleev sunt o continuare a platformei continentale rusești. În consecință, granița zonei economice exclusive va crește, iar țara noastră va obține o suprafață de 1,2 milioane de kilometri pătrați, bogată în resurse energetice.

Pentru a-și susține dreptul de a extinde granițele platformei continentale arctice, în 2013 Rusia va transmite Comisiei ONU pentru Dreptul Mării două tipuri de date: mostre geologice din rocile de bază ale crestelor și date geofizice bazate pe rezultate ale profilării seismoacustice.

Cu toate acestea, este de așteptat ca și Canada, Norvegia, Suedia, Finlanda, Danemarca și Islanda să se adreseze comisiei speciale ONU pentru extinderea granițelor platformei arctice pentru a obține dreptul de a dezvolta zăcăminte de petrol și gaze. Experții evaluează șansele Canadei ca fiind mari, susținând că este un concurent demn și puternic pentru Rusia.

Munca offshore devine mai dificilă, dar continuă

În această vară, spărgătorul de gheață diesel-electric Kapitan Dranitsyn va merge la lucrări de recunoaștere. Inițial, s-a planificat trimiterea navei de cercetare „Akademik Fedorov” și a spărgătorul de gheață nuclear FSUE „Rosatomflot” către corporația de stat „Rosatom”. Dar s-a dovedit a fi scump. Acum „Kapitan Dranitsyn” este reechipat pentru a putea efectua lucrări de foraj pe raftul arctic. Este planificat ca în tandem cu spărgătorul de gheață „Kapitan Dranitsyn” să plece un alt spărgător de gheață mic, care va fi echipat cu un streamer seismic de 300 de metri lungime. Cu ajutorul unui scuipat se va efectua un studiu seismic al structurii sedimentelor de fund.

Reamintim că principalul client pentru lucrările de explorare pe raftul arctic este Ministerul Resurselor Naturale din Rusia și Rosnedra. În luna februarie a acestui an, Sevmorgeo a primit o licență de explorare a creasta Mendeleev pentru a colecta materialul necesar pentru ca Rusia să depună o cerere la Comisia ONU pentru Dreptul Mării pentru a determina limitele platformei continentale.

Lucrarea pe raft este complicată de faptul că există o diferență mare de adâncime, astfel încât forarea materialului de rocă de fund va trebui să fie efectuată la o adâncime de 350 de metri până la 2,6 mii de metri. Membrii echipei vor trebui să găsească locurile unde pietrele de bază ajung la suprafața de jos, iar aceasta nu este o sarcină ușoară. De menționat că echipamentele de foraj și metodologia utilizată de Sevmorgeo s-au dovedit bine în operațiunile din oceanele Pacific și Atlantic.

Expediția începe pe 1 iulie. La ea vor participa experți din multe industrii. Pentru perioada de studiu vor fi alocate 50 de zile. Alte 35 de zile sunt alocate pentru explorare seismică și 15 zile pentru foraj. Dacă, în urma studiului, oamenii de știință descoperă granit, atunci aceasta înseamnă că platforma este continentală, iar dacă găsesc bazalt, aceasta înseamnă că teritoriul este marin. Dacă cercetătorii îi vor dezamăgi pe ruși sau nu, vom vedea și în curând.

Este evident că Oceanul Arctic își pierde rapid stratul de gheață și devine o atracție pentru industriași. amploarea averii sale excită imaginația producătorilor de petrol. Și asta înseamnă că Rusia va avea din ce în ce mai mulți concurenți care să-și demonstreze corectitudinea pretențiilor sale în fiecare an.

În august 2015, Federația Rusă a depus la ONU o nouă versiune a cererii de extindere a granițelor platformei continentale din Oceanul Arctic. Pe această bază, țara își poate extinde aria de prioritate economică față de zonele de apă suplimentare și resurse naturale intestinele lor.

Cu toate acestea, alături de Rusia, alte țări revendică și zone „suplimentare” ale Oceanului Arctic. Opt state au propriile frontiere, platforme continentale, zone economice exclusive în Arctica: Rusia, Canada, SUA, Norvegia, Danemarca, Finlanda, Suedia, Islanda.

Care este istoria acestei probleme?

Arctic: începutul

Paradoxul este că nici măcar nu există un consens cu privire la locul exact în care încep granițele zonei arctice. Ar părea logic să considerăm Cercul Arctic, adică paralela 66, ca o astfel de graniță. Cu toate acestea, trece prin nordul Europei, dar partea de sud Groenlanda, două treimi din Alaska și aproape toată Chukotka sunt situate la sud de ea și, se pare, nu poate fi considerată Arctica după acest criteriu.

Prin urmare, în anii 1950, a apărut o propunere de a considera a 60-a paralelă nordică drept granița de sud a Arcticii. Trece prin Magadan, în sudul Alaska, atinge cea mai sudică parte a Groenlandei... Cu toate acestea, în Europa, orașe precum Bergen, Oslo, Stockholm, Helsinki, Sankt Petersburg... cu greu pot fi numite polare pe această paralelă. . Dar dacă latitudinea nu poate fi considerată un semn clar de apartenență la zona arctică, avem nevoie de criterii suplimentare, iar unul dintre ele este temperatura medie în iulie.

În Arctica, regimul de temperatură este de o importanță deosebită - de exemplu, temperaturile scăzute limitează suprafața pentru cultivarea cerealelor și capacitatea de a conduce agricultura convențională. De aceea, un număr de oameni de știință americani și europeni în aceiași ani 1950 au atribuit Arcticii aproape o treime din Norvegia, Finlanda, Karelia, regiunile din jurul Golfului Hudson din Canada și cea mai mare parte a Siberiei. Cu toate acestea, izoterma iulie la +10°C șerpuiește foarte capricios - în Oceanul Pacific este strânsă spre sud ca o bulă uriașă, până în Insulele Aleutine.

Sunt cunoscute propuneri de trasare a graniței arctice de-a lungul tranziției sudice a tundrei la pădure-tundra și taiga - astăzi nu este dificil să faci acest lucru, având imagini din spațiu la îndemână. Limita poate lua în considerare și alți factori: iluminare, disconfort meteorologic etc.? - iar întrebarea despre ea nu este deloc inactivă. Este direct legată de înregistrarea indemnizațiilor și alocațiilor aferente muncii în condiții deosebit de dificile, care sunt acceptate în toate țările din nord. Drept urmare, diferite state își folosesc propriile criterii pentru a trasa granițele arctice. De exemplu, în Rusia, se ia în considerare legătura cu Traseul Mării Nordului. Malul Oceanului Arctic, fără îndoială, este deja Arctic.

Maluri tulburate

Linia de coastă a Oceanului Arctic s-a format, în termeni geologici, literalmente „ieri”. Acest ocean este cel mai tânăr de pe planetă. Există opinia că poate fi considerată în general o continuare a Atlanticului. Grandioasa creasta Mid-Atlantic, care incepe din Antarctica, se intinde direct in Arctica, unde se rupe in „ramuri”, cum ar fi creasta Gakkel.

Oceanul Arctic se remarcă și prin faptul că are cea mai mare suprafață de raft: adâncimi de până la 200 m ocupă cel puțin 40% din întreaga sa suprafață. Din partea eurasiatică, este tăiată de văi inundate de râuri - de la Dvina de Nord și Pechora la vest până la Indigirka și Kolyma la est - care merg până la o adâncime de aproape 100 m. Se pare că în trecut nivelul Arcticii Oceanul era mult mai jos decât acum. Se crede că în urmă cu 5 milioane de ani era mai puțin adânc cu până la 300 m, după care a câștigat brusc un nivel și a scăzut din nou mai târziu, acum aproximativ 11-12 mii de ani, cu 130 m.

Prin urmare, multe țărmuri joase și apele puțin adânci ale Oceanului Arctic sunt zone din tundra care au fost inundate pentru secolul omenirii. Sunt compuse din roci de permafrost și se caracterizează printr-o instabilitate extremă: sunt sensibile atât la influențele mecanice, cât și la modificările regimului de temperatură. Perspectiva lor este topirea, care va fi însoțită de eliberarea activă de gaze, în principal metan.

Moștenirea glaciară

Metanul va fi eliberat în principal în timpul distrugerii hidraților de gaz - complexe de metan și apă. S-au acumulat timp de multe secole în timpul descompunerii lente a materiei organice la adâncimi mari și reci, unde presiunea depășește 25 atm., iar temperatura nu crește peste zero. După ridicarea fundului, de ceva timp au rămas încă stabile, dar încălzirea mai devreme sau mai târziu duce la dezintegrarea lor. Prin urmare, astăzi stabilitatea coastelor și zonelor de coastă ale Oceanului Arctic este o mare întrebare.

În urmă cu câțiva ani, emisiile de metan au fost observate în partea de jos a raftului din Siberia de Est. Studiile au arătat că hidrații de gaz care apar acolo sunt într-o „stare limită”. Este suficient ca apa de jos să se încălzească cu mai puțin de un grad, deoarece metanul va începe să fie eliberat în atmosferă mult mai intens. Dar „potențialul său de seră” este estimat de zece ori mai mare decât cel al dioxidului de carbon.

Din fericire, Arctica are și alte țărmuri - masive de încredere, stâncoase - țărmurile Scandinaviei și Peninsula Kola, Taimyr și Chukotka, insulele Canadei și Groenlandei ... Ei bine, cel mai controversat loc din nord poate fi numit Islanda, țara gheții și a focului, singura insulă mare, prin care trece gama riftului și care se află pe două plăci tectonice.

Comorile Nordului

Câți în Arctica resurse utile ca hidrocarburile? Nimeni nu are cifre exacte, iar diferența dintre estimări este semnificativă. De exemplu, geologii americani presupun că dincolo de Cercul Arctic (inclusiv rezervele offshore și onshore) există aproximativ 400 de miliarde de barili echivalent petrol, sau 20% din toate rezervele recuperabile din punct de vedere tehnic.

Cu toate acestea, aceste resurse ale zonei arctice sunt distribuite inegal. Există mai mult petrol în largul coastei Alaska, dar Rusia deține partea leului din rezervele de gaze naturale din nord. Nu este de mirare că liderul mondial în producția de petrol de pe platforma arctică (în Marea Beaufort) este Statele Unite, în timp ce Rusia tocmai a început lucrările în Marea Pechora, la zăcământul Prirazlomnoye. Dar pe uscat, în zona subpolară a Siberiei de Vest, atât petrol, cât și gaze sunt produse cu succes - aproximativ 90% din toată producția de gaze naturale din Rusia și aproximativ 80% din petrol sunt concentrate aici.

Pe lângă hidrocarburi, pe raft (în special în albiile văilor inundate ale râurilor antice) pot exista depozite extinse de minerale solide, inclusiv cele atât de râvnite precum diamantele și aurul. Întrebarea este unde sunt situate geografic aceste zăcăminte, adică cine și pe ce teme își pot desfășura explorarea și dezvoltarea.

Dificultăți în definiții

Afilierea juridică a mineralelor din platforma arctică este determinată de un număr de conventii internationale. Potrivit articolului 76 din Convenția ONU privind dreptul mării din 1982, platforma continentală a unui stat de coastă include fundul mării și subsolul care se extinde dincolo de apele sale teritoriale „pe toată extinderea naturală a teritoriului său terestre până la limita exterioară a marginea continentală”.

Definiția aproape strict geologică inclusă în documentul legal este dezvăluită în paragrafele 4-6 ale acestui articol, care descriu procedura de stabilire a graniței subacvatice a continentelor. Măsurătorile de adâncime sunt esențiale, care fac posibilă determinarea unghiului de înclinare și a grosimii platoului continental care se extinde până la fundul oceanului. Pentru a tine undeva frontiera noua trebuie să dovedim că stratul de roci sedimentare de aici, fără întrerupere, este legat de continentul nostru și că grosimea lui nu este mai mică de 1% din distanța până la piciorul versantului.

Pentru a obține date geologice detaliate sunt necesare studii complexe, inclusiv ecolocație, profilare seismoacustică subacvatică, prelevare de probe de fund, foraj de referință... Lipsa unor astfel de date a fost cea care a servit mai devreme, în 2001, drept bază pentru respingerea primei cereri rusești de schimba limitele raftului său. Cu toate acestea, în acest an, oamenii de știință cred că au fost deja colectate suficiente dovezi riguroase.

Premiul subacvatic

Principalele argumente ale Rusiei sunt că crestele Lomonosov și Mendeleev, precum și ridicările Alpha și Chukchi, sunt rămășițele unei cruste continentale antice și au o „rudență” directă cu raftul adiacent. Dar care mai uscat sunt aceste creste? Danezii și canadienii cred că creasta Lomonosov este legată, mai degrabă, de Groenlanda (danezi) și Ellesmere Land (canadieni). Problema prezenței unor deficiențe mari în ea rămâne, de asemenea, deschisă - la urma urmei, granițele raftului țărilor de coastă pot fi trasate doar până la ele.

Cu toate acestea, chiar dacă argumentele Rusiei sunt acceptate, asta nu înseamnă sfârșitul jocului. ONU nu trasează granițe: dacă o comisie specială decide că partea rusă a strâns și executat corect toate probele, va recomanda negocieri cu țări învecinate, care se aplică și această întrebare. Este posibil ca acestea să continue foarte mult timp. Cu toate acestea, concurenții din ziua de azi pot chiar să facă acorduri și alianțe neașteptate: sunt prea mulți „străini” care vor să vină în Arctica.

În partea centrală a Oceanului Arctic există bazine de adâncime, care, în principiu, nu pot fi în zona economică a nimănui. Cele mai mari dintre ele sunt bazinul canadian, precum și bazinele Nansen, Amudensen și Makarov, unde adâncimile pot depăși 5 km. Aici, nu numai țările cu acces la coasta arctică poate opera în siguranță, ci oricine în general. Nu este o coincidență că China dezvoltă o mare lucrare de cercetare, care a achiziționat un spărgător de gheață și își desfășoară propriile expediții polare.

Preț la raft

Cu câțiva ani în urmă, nimeni nu se îndoia că „este necesar să mergem la raft”. Trezoreria petrolului a entuziasmat mințile nu numai țărilor din nord - chiar și India, China, Japonia, Coreea și Singapore visau să subcontracteze măcar participarea la secțiunea inevitabilă a „plăcintei arctice”. Cu toate acestea, scăderea prețului petrolului în 2014 a răcit oarecum punctele fierbinți.

Rezervele „recuperabile din punct de vedere tehnic” nu înseamnă viabile comercial. Când costul petrolului este peste un anumit nivel, producția sa devine pur și simplu neprofitabilă. Dacă solurile fundului mării sunt slabe, saturate de gaze, iar regiunea este seismică, atunci costul dezvoltării unui astfel de câmp va crește vertiginos. Prin urmare, câmpurile de pe uscat nu arată afaceri mult mai de încredere. Un exemplu de astfel de loc de succes este Peninsula Yamal, care este introdusă în Marea Kara și servește drept platformă naturală pentru producția de gaze.

Apropo, în această regiune există o altă rezervă puțin cunoscută de hidrocarburi - Formația Bazhenov. Acesta este un pachet de zăcăminte antice de 20 până la 60 m grosime, formate la limita Jurasicului, iar acestea sunt cele mai mari rezerve de „petrol de șist” din lume. Formația Bazhenov este cunoscută încă de la sfârșitul anilor 1960, deși nu a trezit multă vreme interes: în jur erau suficiente zăcăminte tradiționale. Totuși, boom-ul de șist din SUA a forțat Rusia să privească mai atent rezervele sale, în special cele situate atât de bine, în teritorii deja dezvoltate, cu toată infrastructura necesară.

Alte valori

Dezvoltarea Arcticii nu este neapărat asociată cu căutarea petrolului. Pentru unele țări, nordul este o nouă șansă de a-și reduce dependența de hidrocarburi. La urma urmei, aici sunt concentrate rezerve grandioase de minereuri metalice - negre, neferoase, rare, pământuri rare și prețioase. Indiu și platină, paladiu și niobiu, crom, mangan, reniu, wolfram, molibden, litiu, nichel, cupru - tehnologiile moderne au nevoie de întregul tabel periodic, iar munții arcticii le au pe toate.

Din punct de vedere istoric, dezvoltarea resurselor polare a început în Europa de Nord. Încă de la mijlocul secolului al XVII-lea, în nordul Suediei a fost descoperit minereu de fier de cea mai bună calitate. La sfârșitul secolului al XVII-lea, minerii au ajuns în Peninsula Kola, de unde au început să extragă minereu de cupru și argint. Și în 1868, aur a fost descoperit în Valea râului Ivalojoki din Laponia. Aceasta a dat naștere „goapei după aur”, în timpul căreia s-au format tradițiile prospectorilor finlandezi. Ei au fost printre pionierii care, câteva decenii mai târziu, au mers în Klondike.

Geologii ruși au început să vorbească despre uriașa bogăție minerală a Peninsulei Kola, Taimyr, Siberia de Est încă de la începutul secolului al XX-lea. Nikolai Urvantsev, care a fost trimis să caute zăcăminte de cărbune la gura Yenisei, a descoperit platină, nichel, cupru - complexul luxos de zăcăminte Norilsk. În anii 1920, Alexander Fersman a descoperit cele mai bogate zăcăminte de minereuri de cupru-nichel și apatite din Peninsula Kola. Expedițiile lui Yuri Bilibin și Valentin Țaregradski au dat țării aurul lui Kolyma.

Grupul de zăcăminte Tomtor la est de Taimyr este destul de unic. Descoperită în 1959, matricea nu a stârnit mult interes mult timp, până când - la sfârșitul anilor 1980 - a devenit clar că ascunde o bogăție reală. Niboiu, ytriu, scandiu, lantan, ceriu, praseodim, neodim, samariu, europiu, titan - Tomtor este printre cele mai mari provincii cu minereuri din lume.

Încetul cu încetul, se dezvăluie imensa cămară a Groenlandei. Deja astăzi, zăcămintele de minereuri de plumb-zinc Marmoriliyka sunt exploatate pe insulă, unde se află 10% din toate rezervele mondiale ale acestor metale. Aici se extrag uraniu, crom, se pregătește molibdenul pentru dezvoltare... Arctica este o resursă uriașă de minerale care poate juca un rol cheie în dezvoltarea unui nou tip de economie și în eliberarea omenirii de „dependența de petrol”. Dacă, desigur, natura nu ne va acorda timp.

viitor cald

Arctica joacă un rol imens în viețile noastre, chiar dacă noi înșine nu observăm acest lucru. Într-o anumită măsură, aceasta este „bucătăria vremii”: interacționând cu curenții de aer de la latitudini subtropicale, formează clima întregii zone temperate. De aici ghețarii giganți coboară spre sud cu o constanță de invidiat, măturând totul în cale...

În același timp, Arctica rămâne surprinzător de vulnerabilă. O schimbare de temperatură de doar unul sau două grade schimbă totul aici. În regiunile polare, „plus sau minus unu” este conservarea sau dispariția zăpezii, a gheții și a permafrostului. Aceasta este viață sau moarte pentru multe specii de plante și animale care au evoluat pentru a trăi în frig. Natura Arcticii este extrem de fragilă, conexiunile ecosistemelor sale sunt complexe și puțin previzibile. Arctica este încă în mare parte Terra Incognita.

Unde mai poți face descoperiri geografice clasice? Dar, de curând, în vara anului 2015, o expediție rusă în arhipelagurile Ținutului Franz Josef și Novaia Zemlya a descoperit nouă insule cu dimensiuni de până la 2 km, care nu se aflau cel mai mult. hărți moderne, iar un golf cunoscut anterior s-a dovedit a fi o strâmtoare ... Se pare că vom corecta hărțile nordului pentru o lungă perioadă de timp și chiar mai mult - aplicând pictograme pentru noile zăcăminte minerale. Cine ar trebui să dețină Arctica dacă nu Rusia?

Rusia revendică o zonă de fund al mării dincolo de zona de 200 de mile din întregul sector polar rus, inclusiv zona Polului Nord și vârful sudic al creasturii Gakkel. Vorbim despre suprafața platformei continentale extinse din Oceanul Arctic, care este de 1,2 milioane de metri pătrați. kilometri.

Reamintim că în 2001 Rusia a depus o cerere generală de recunoaștere a platformei continentale ca teritoriu rus. Se referea atât la Marea Ochotsk, cât și la partea arctică. În 2004, s-a decis separarea acestor aplicații.

În 2014, Comisia ONU pentru Limitele Platoului Continental a admis cererea Rusiei de includere pe platforma continentală a unei enclave cu o suprafață de 52.000 km pătrați situată în partea de mijloc a Mării Ohotsk. La o altă solicitare, membrii Comisiei au invitat Rusia să furnizeze informații suplimentare.

În februarie 2015, delegația rusă a înaintat Comisiei o cerere actualizată pentru Arctica.

Trebuie remarcat faptul că problemele utilizării și dezvoltării diferitelor zone ale Oceanului Mondial sunt reglementate de Convenția ONU privind dreptul mării din 1982. În prezent, 155 de țări sunt părți la Convenție. Rusia a ratificat Convenția în 1997.

Comisia pentru limitele platoului continental a fost creată în conformitate cu Convenția ONU privind dreptul mării. Este format din 21 de experți. Toți sunt specialiști în domeniul geologiei, geofizicii sau hidrografiei. Experții sunt aleși pentru un mandat de cinci ani.

surse