Добыча нефти и газа на шельфе России: обзор действующих проектов
Российский шельф богат нефтью и газом: по данным Роснедр на 2023 год, только в Арктике запасы оцениваются в 85 трлн м3 газа и 17 млрд т нефти. Однако перспективные районы добычи не ограничиваются лишь северным шельфом. Частью акватории России является Каспийское море, и эти запасы вот уже 20 лет активно осваивает «Лукойл». Кроме того, значительные ресурсы сосредоточены на Дальнем Востоке. Именно здесь, на шельфе Сахалина, впервые начали добывать углеводороды под водой.
О том, где расположены основные районы добычи нефти и газа на шельфе, расскажем в нашем обзоре.
«Сахалин-2»
«Сахалин-2» — первый шельфовый проект в России, начало которому было положено в 1994 году. До 2007 года разработкой месторождений в акватории Охотского моря занимались исключительно иностранные компании — Shell, Mitsui и Mitsubishi. Потом к ним присоединился «Газпром».
На проекте ведут добычу и нефти, и газа. Сырьевая база проекта — Пильтун-Астохское и Лунское месторождения. Запасы обоих составляют 160 млн т нефти и 500 млрд м3 газа.
На Пильтун-Астохском месторождении добыча ведётся с платформы «Моликпак». Производительность этого сооружения — 14,3 тыс. м3 нефти и 2,1 млн м3 попутного газа в сутки. Сначала платформа могла добывать углеводороды только в летний период, но в 2008 году её модернизировали и перевели на круглогодичный режим работы. В нём же ведёт работу и вторая платформа месторождения — «Пильтун-Астохская-Б». В год они дают около 20 млн т нефти.
На Лунском месторождении добывают газ и для этого используют платформу «Лунская-А». Она обеспечивает большую часть добычи газа для производственного комплекса «Пригородное» — это примерно 53 млн м3 газа. Изначально производительность завода СПГ составляла 9,6 млн т СПГ, но его мощность увеличили с помощью ряда технических нововведений, и теперь он может производить 11,6 млн т СПГ в год.
Санкции 2022 года повлияли на реализацию проекта: из него вышла компания Shell, которая отвечала за технологии. Её долю в компании «Сахалинская энергия» собирается выкупить «Новатэк». Разрешение на это уже получено, но о сделке пока не сообщалось.
«Сахалин-1»
Реализация проекта «Сахалин-1» началась в 1995 году с соглашения о разделе продукции. Право разрабатывать недра и получать от этого прибыль досталось ExxonMobil (США), ONGC Videsh Ltd. (Индия), SODECO (Япония) и «Роснефти», причём доля российской компании составила всего 20%.
Совместными усилиями в 2005 году удалось запустить месторождение Чайво. Для этого потребовалось бурить скважины и с берега, и с морской платформы. Часть скважин стала рекордной по длине. Так, сооружение, построенное с платформы «Орлан», имеет длину 15 тыс. м, из них 14,1 тыс. м — это горизонтальный участок.
Всего же добыча ведётся на трёх месторождениях: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Их суммарные запасы оцениваются в 307 млн т нефти и 485 млрд м3 природного газа. Извлекают углеводороды с помощью двух морских платформ «Орлан» и «Беркут». Первая платформа — морское сооружение для геологоразведки на шельфе. Её собрали в Японии ещё в 1984 году, а специально для «Сахалина-1» превратили из разведочной в добывающую.
Платформа «Беркут» была разработана именно для проекта. Её основание построили в Находке, а собрали сооружение высотой с 50-этажный дом уже на месте. Одна из крупнейших в мире буровых платформ — это готовая кустовая площадка. По проекту добычу нефти на Аркутун-Даги обеспечивают 28 скважин.
Подготовка нефти ведётся на береговом комплексе «Чайво», а отгрузка осуществляется танкерами из порта «Де-Кастри». Проектная мощность по добыче нефти — 11,3 млн т в год. Добывают здесь нефть марки Sokol.
Из-за санкций проект значительно пострадал в 2022 году. Американская компания ExxonMobil заявила о проблемах со страховкой для танкеров и по этой причине приостановила добычу. В 2023 году объёмы восстановили. Всеми производственными процессами занялся новый оператор — ООО «Сахалин-1», а компания ExxonMobil окончательно вышла из проекта.
«Сахалин-3»
Проект «Сахалин-3» в Охотском море реализует «Газпром». В 2014 году холдинг начал добычу на Киринском месторождении, в скором времени готовится ввести в эксплуатацию Южно-Киринское. Сейчас газа добывается относительно немного — 5,5 млрд м3 в год. С вводом нового месторождения годовая производительность увеличится на 21 млрд м3 газа.
Ресурсы тоже значительные: на Киринском по категории С1 насчитывается 162,5 млрд м3 газа и 19,1 млн т газового конденсата. На Южно-Киринском ресурсы по категориям С1 и С2 содержат 814,5 млрд м3 газа, 130 млн т газового конденсата и 3,8 млн т нефти.
Здесь, в отличие от других шельфовых проектов Сахалина, не используют добывающих платформ. Для того чтобы не зависеть от ледовой обстановки, построен подводный добывающий комплекс. Его основа — манифольд — специальная конструкция, к которой подведены газопроводы для транспортировки газа из скважин. Оттуда по трубопроводу длиной 139 км газ идёт к береговому комплексу, где его готовят к транспортировке и доставляют потребителям по газопроводу «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». В перспективе будут организованы и поставки в Китай.
Приразломное
Несмотря на богатые арктические запасы, добыча на шельфе северных морей пока не очень развита. Сейчас в России действует только один добывающий проект на Приразломном месторождении в Печорском море. Его с 2013 года реализует «Газпром нефть шельф». Здесь добывают 5,5 млн т в год нефти собственной марки ARCO. Это плотные сернистые углеводороды с низким содержанием парафина.
Добычу на месторождении ведут с одноимённой платформы «Приразломная». Глубина моря здесь небольшая — всего 20 м, и платформа установлена прямо на дне. Устья скважин выведены в нижнюю часть платформы. Для эффективного извлечения запасов здесь строят горизонтальные скважины, всего их предусмотрено 32. Максимальная протяжённость скважины — 6,6 тыс. м.
Платформа полностью автономна: на ней есть мощности для выработки тепловой и электрической энергии. Возможности сооружения позволяют осуществлять бурение, добычу и подготовку нефти, хранить её в специальных резервуарах и отгружать на танкеры.
Семь месяцев в году в зоне работы платформы сохраняется ледовый покров, поэтому её пришлось снабдить системой ледового менеджмента, которая рассчитывает, в какой момент танкеры могут безопасно забирать углеводороды из хранилищ.
Геологические запасы месторождения составляют 263 млн т, извлекаемые — 79 млн т.
Добыча нефти на Северном Каспии
Ещё один регион добычи нефти — российская часть Каспийского моря. В начале 2000-х годов этим участком заинтересовался «Лукойл». В 2000-м тут было открыто месторождение им. Ю. Корчагина, а в 2010 году нефтедобывающая компания уже ввела его в эксплуатацию. Здесь в пилотном режиме были отработаны технологии для добычи, которые в последующем стали применяться и на других участках шельфа, в их числе — ледостойкие добывающие платформы, малогабаритные платформы (блок-кондукторы), горизонтальные скважины и скважины с интеллектуальными системами заканчивания.
Вторым в водах Каспия стало месторождение им. В. Филановского. Добыча нефти тут оказалась крайне выгодной благодаря высоким дебитам. «Лукойл» сообщал, что стартовый уровень многократно превышает показатели на других месторождениях компании.
Благоприятно на экономике проекта сказалась и близость к трубам Каспийского трубопроводного консорциума (КТК): по ним нефть отправляется для отгрузки в Новороссийск. На месторождении им. Филановского добывают ежегодно 6 млн т малосернистой нефти.
Применение нашли и попутному нефтяному газу: его направляют на газоперерабатывающий завод «Ставролен». В скором времени переработку нефтяного газа сделают более глубокой: «Лукойл» планирует построить в Ставрополье новое предприятие нефтегазохимии.
Третьим месторождением «Лукойла» в Каспийском море стало месторождение им. В. Грайфера. Оно имеет общую с месторождением Филановского инфраструктуру и тоже будет использует мощности КТК, за счёт чего снизижается себестоимость добычи. Месторождение запустили в 2023 году, его проектная мощность 1,2 млн т нефти в год.
Месторождения Балтики
Есть у «Лукойла» и месторождения в Балтийском море вблизи Калининграда. Два участка D33 и D41 компания открыла в ходе проведения геолого-разведочных работ в 2015 году.
Их разработку не стали откладывать в долгий ящик, и инфраструктура для добычи на месторождении D41 появилась уже в 2019 году. Оно расположено вблизи берега, поэтому тратиться на платформу не стали, а пробурили скважины с большим отходом по вертикали с берега.
Месторождение D33 собирались ввести в эксплуатацию в 2023 году и осваивать его с помощью самоподъёмной буровой установки. Однако свои коррективы внесли санкции: часть оборудования оказалась недоступной, и теперь ему предстоит искать альтернативу.
Пока действующих проектов на российском шельфе не так много, но участки, считающиеся перспективными, уже присмотрели крупные компании. Так, на будущее на Сахалине запланированы проекты, которые заканчиваются «Сахалином-9».
«Газпром» планирует и дальше осваивать Арктику: готовы проекты добычи на месторождении «Каменномысское-море» в акватории Обской губы и на Штокмановском в Печорском море.
