Перспективы континентальных шельфов как нефтеносных провинций

Континентальные шельфы как нефтеносные провинции

Чтобы уяснить большую перспективность континентальных шельфов как нефтеносных провинций, полезно вспомнить некоторые основные условия образования скоплений нефти.

  1. Крупные месторождения нефти обычно связаны с осадочными толщами, отложившимися в глубоко опущенных морских бассейнах, связанных с областями погружения подвижных участков земной коры.
  2. Нефть, по-видимому, образовалась из остатков морских организмов в результате преобразования этих остатков, происходившего в застойных, сильно осолоненых водах, заполняющих пониженные части этих бассейнов, опущенные ниже общего уровня окружающего их морского дна. Здесь органические остатки находятся в такой зараженной среде, которая исключает какую-либо возможность проникновения сюда живых хищных организмов, способных поглотить их. Кислород, который окисляет осадки, скопляющиеся на обычном морском дне, здесь также отсутствует.
  3. Природные резервуары нефти в недрах земной коры обычно сложены пористыми породами — песчаниками или известняками, тесно связанными с тонкими непроницаемыми глинистыми породами, обогащенными органическим веществом.

Если вспомнить все это, то станет ясно, что окраины континентов обладают рядом признаков, делающих их весьма благоприятными для образования и накопления нефти. Среди факторов, благоприятствующих образованию и накоплению нефти в недрах шельфов, отметим совпадение шельфа с зоной контакта между легкими породами континентальных платформ и тяжелыми породами океанического дна, на которых плавают континенты. К этой зоне контакта приурочено большинство движений земной коры, в результате которых путем сдвигов, опусканий и поднятий компенсируются напряжения, возникающие в земной коре. В результате этих движений в области континентальных шельфов наблюдаются резкие опускания морского дна и сопровождающее их быстрое накопление осадков, благодаря чему органические остатки, из которых может образоваться нефть, надежно захораниваются и предохраняются от окислений.

Континентальный шельф характеризуется также в высшей степени ши­роким развитием мезозойских и кайнозойских толщ, содержащих подавляющую часть всей нефти, открытой до сих пор. Другим благоприятным для нефтеобразования фактором в условиях континентальных шельфов, является скопление здесь морских организмов и возникающее в результате этого обогащение органическими остатками вод, покрывающих шельфы. Этому скоплению способствует отклонение вверх океанических течений, встречающих на своем пути крутые континентальные склоны у внешних окраин шельфа, и возникающее вследствие этого перемешивание и вынос к поверхности придонных вод, обогащенных неорганическими веществами, служащими питанием для растений, которыми в конечном итоге поддерживается вся жизнь в море.

Еще одним благоприятным фактором является наблюдающаяся на континентальных шельфах тенденция к отделению грубых осадков от тонких, причем грубые осадки отлагаются на повышенных частях дна, а тонкие, состоящие большей частью из органических остатков, сносятся в смежные пониженные участки. Таким путем образуются пористые коллекторские пласты, занимающие идеальное положение для миграции в них нефти, которая может образоваться в смежных тонких, обогащенных органическим веществом, нефтематеринских отложениях.

Значение возможных запасов нефти

До сих пор поиски нефти ограничивались почти исключительно сушей — областями развития осадочных толщ, отложившихся на месте бывших морей, покрывавших территорию нынешней суши в периоды временного погружения последней. Твенхофель определил общую площадь этих областей в 120 млн. кв. км, а объем осадочных пород, развитых в них, в 185 млн. куб. км. Согласно его подсчетам, лишь около 80% этих пород — морского происхождения, остальная часть представляет собой отложения пресных и солоноватоводных бассейнов, среди которых вряд ли могут присутствовать нефтематеринские породы. Более того, значительная часть осадочных толщ, отложившихся на современной суше в течение многократно повторявшихся периодов интенсивной складчатости, образования надвигать и других структурных нарушений, сопровождающих развитие земной коры, подверглась такому сжатию и уплотнению, что в ней не могло остаться ни малейших следов нефти, возможно, присутствовавшей ранее. Принимая во внимание это обстоятельство, Уикс определил общую площадь развития вероятно нефтеносных осадочных отложений на суше земного шара примерно в 40 млн. кв. км, а их объем в 80 млн. куб. км.

Площадь развития осадков на континентальных шельфах определена Твенхофелем в 26 млн. кв. км, а объем — в 120 млн. куб. км. Площадь прилегающего континентального склона, где отлагаются в конечном итоге тонкие органогенные осадки, выносимые в море через континентальный шельф, Твенхофель определяет в 40 млн. кв. км, а их объем — в 160—200 млн. куб. км или больше.

Таким образом, всего на континентальных шельфах и в смежных с ними зонах развито от 280 до 320 млн. куб. км осадочных пород. Некоторая часть этих пород, однако, подобно осадочным породам нынешней суши, в результате интенсивного давления уплотнена, и образование скоплений нефти в ней стало невозможным. Правда, из-за более молодого возраста осадочных пород шельфа эти изменения были менее полными, чем те, которым подверглись осадочные породы нынешней суши. Учитывая это уплотнение, следует, пожалуй, снизить объем осадочных пород, в которых возможно образование скоплений нефти, до 200 — 240 млн. куб. км.

Согласно этим грубым подсчетам, объем осадочных пород, развитых на континентальных шельфах и их склонах, сходных по своему характеру с осадочными породами областей суши, в которых уже давно ведутся поисково-разведочные работы, составляет свыше 2 0 0 млн. куб. м, то есть более чем в два раза превышает объем благоприятных для накопления нефти осадочных пород, развитых на суше.

В настоящее время уже началась предварительная стадия разработки нефтяных богатств континентальных шельфов. Геофизические съемки были проведены на обширной площади у берегов Техаса, Луизианы, Флориды и Калифорнии. На континентальных шельфах близ берегов этих штатов были пробурены многочисленные скважины, причем у берегов Калифорнии, Техаса и Луизианы уже добывается нефть. Поиски нефти на суше, в каком бы районе земного шара они ни производились, неизбежно приводят к морскому побережью. Поэтому совершенно ясно, что запасы нефти не ограничиваются только пределами суши.

Логическим результатом развития современных методов добычи нефти на суше является распространение их и на подводные участки. Есть основания полагать, что деятельность в этом направлении будет все более и более развиваться, а ее сфера будет расширяться до тех пор, пока нефть, добываемая на континентальных шельфах, не станет играть значительной роли в общем балансе добычи нефти. Это, однако, не приведет к полному разрешению проблемы использования нефтяных ресурсов континентальных шельфов. Решение этой проблемы станет возможным лишь тогда, когда наша изобретательность окажется не в состоянии находить более дешевые источники жидкого горючего. Но такая возможность весьма отдаленна. Это объясняется наличием больших запасов нефти в недрах суши, перспективой получения почти неограниченных количеств энергии из атома в ближайшие десятилетия и еще более реальной перспективой получения из угля жидкого горючего, стоимость которого будет лишь немного выше, чем стоимость бензина, полученного из нефти. Может случиться так, что никогда не возникнет необходимости добычи нефти за пределами лишь наиболее доступных месторождений на континентальных шельфах, какими бы запасами эти шельфы ни располагали. Однако если когда-либо возникнет необходимость полного использования нефти, таящейся в недрах континентальных шельфов, то связанные с этим технические проблемы, несомненно, будут разрешены.

Перспективы освоения нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

Рубрика: Экономика и управление

Дата публикации: 09.11.2014 2014-11-09

Статья просмотрена: 2960 раз

Библиографическое описание:

Демарчук Л. Н. Перспективы освоения нефтегазовых месторождений Арктического шельфа // Молодой ученый. — 2014. — №19. — С. 292-294. — URL https://moluch.ru/archive/78/13529/ (дата обращения: 25.02.2020).

Освоение арктического шельфа является одной из приоритетных стратегических задач экономического развития России. В последние несколько лет страна активизировала усилия по освоению обширных запасов углеводородных ресурсов на своём континентальном шельфе в рамках государственных инициатив, направленных на стимулирование добычи нефти и газа на шельфовых месторождениях. Площадь шельфа и континентального склона РФ достигает 6,2 млн. кв. км, причём значительная доля указанной территории приходится на арктический регион. Этот показатель может оказаться ещё выше, так как в настоящее время Россия трудится над подготовкой заявки о расширении границ своего континентального шельфа в Арктике.

Кроме того, правительство РФ завершило работу над программой разведки арктического континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов на период с 2012 по 2030 г. Интенсификация геологоразведочных работ является одним из основных приоритетов, указанных в рамках программы, и ключевую роль в достижении данных целей должны сыграть инвестиции российских нефтегазовых компаний.

На российском шельфе открыто более двадцати крупных нефтегазоносных провинций и бассейнов, месторождения десяти из которых являются доказанными. Наиболее значительная часть ресурсов российской Арктики (около 94 % общего объёма) сконцентрирована в её западной части, а неразведанные запасы её восточной части (вдоль континентального склона и в глубоководном арктическом бассейне) в основном относятся к категории предполагаемых или условных.

В настоящее время новые лицензии на проведение геологоразведочных работ на континентальном шельфе России могут получить только ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». Однако в соответствии с программой освоения Арктического шельфа России право на проведение геологоразведочных работ и добычу нефти и газа в прибрежной акватории может предоставляться и другим компаниям, в том числе и некоторым менее крупным, частным компаниям или дочерним компаниям государственных предприятий.

Если сравнивать страны с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов, то можно сделать следующие выводы (см. табл.) [4]. По условиям налогообложения Россия будет несколько опережать США и Канаду по степени привлекательности. Это обусловлено тем, что в России предполагается имплементировать новую систему налогообложения для проектов, реализуемых в Арктическом регионе. Уровень издержек будет высоким в каждой из стран, но, возможно, чуть ниже он будет в РФ. Проблема отсутствия инфраструктуры также актуальна для всех стран, хотя с точки зрения критерия доступа к существующей инфраструктуре лучше всего обстоят дела в США, так как в этой стране функционирует Трансаляскинский нефтепровод. Вероятно, легче всего будет вывести продукцию на рынки из арктических регионов Норвегии. Наиболее перспективными в плане открытия новых крупных месторождений являются арктические регионы России и США. Однако, по мнению экспертов Deutsche Bank, самые хорошие перспективы в сфере разработки месторождений и выявления их экономического потенциала существуют в Норвегии и Гренландии. В целом можно сказать, что привлекательнее всего с точки зрения перспектив использования возможностей для освоения арктических регионов выглядит Россия, незначительно опережая Норвегию и США.

Оценка привлекательности стран с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов

Освоение Арктики открывает перед компаниями колоссальные перспективы, однако одновременно деятельность в этом районе связана с высокими рисками. Нефтегазодобывающим компаниям необходимо доказать, что они могут обеспечить безопасность при разработке арктических недр. Добыча углеводородов требует соблюдения усиленных мер безопасности и точных экономических оценок, и любая форс-мажорная ситуация (разлив нефти или несчастный случай) может привести к катастрофическим последствиям. Для обеспечения экономической целесообразности добычи углеводородов в Арктике цены на нефть должны стать выше текущего уровня, но перспектива на ближайшее время остаётся неопределённой. Кроме того, существуют ещё два фактора, влияющие на разработку арктических ресурсов, — геополитический и экономический.

Геополитика играет огромную роль, так как в Арктике сталкиваются интересы многих стран. В регионе идёт борьба за контроль над недрами. В таких политических условиях сложно надеяться на появление крупных инвесторов и рассчитывать на подписание долгосрочных контрактов, которые необходимы для освоения Арктики. Тем не менее, экономическое сотрудничество и конкуренция, базирующиеся преимущественно на использовании передовых технологий и ресурсов таких важных игроков, как ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Statoil, Eni, Total SA, Chevron и ConocoPhillips, российских компаний ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром» могут создать предпосылки для эффективного освоения этого региона и вселяют надежды в отношении Арктического шельфа.

Изучение и освоение запасов российского шельфа характеризуется специфическими особенностями, которые существенным образом влияют на рентабельность их разработки. К важнейшим из этих особенностей относятся:

– концентрация основного объема морских ресурсов и запасов нефти и газа на шельфах арктических морей, что требует создания особого технического оборудования для разведки и разработки морских месторождений в экстремальных климатических условиях;

– практически полное отсутствие в арктических акваториях необходимой береговой инфраструктуры, создание которой требует привлечения масштабных капиталовложений;

– необходимость создания комплекса транспортировки сырья для имплементации в хозяйственный оборот разведанных месторождений. В случае трубопроводного транспорта подобная система, учитывая территориальную удаленность арктических бассейнов от потребителей, сможет обеспечивать рентабельность прокачки нефти и газа лишь при их определенных экономически оправданных больших объемах; при этом по мере увеличения протяженности трубопровода увеличиваются и минимально целесообразные объемы прокачки. Формирование комплекса транспортировки продукции при освоении месторождений континентального шельфа является одной из наиболее технически сложных проблем, от решения которой во многом зависят перспективы освоения ресурсов акватории. Перечисленные особенности существенно повышают валовые издержки на освоение ресурсного потенциала и выдвигают жесткие требования к геолого-промысловым характеристикам открываемых месторождений [5].

Промышленная значимость морских технически доступных ресурсов определяется посредством их экономической оценки, на величину которой влияют следующие факторы:

– геолого-промысловые характеристики и параметры месторождений (объем запасов, глубина продуктивных горизонтов, начальные дебиты скважин, морская глубина);

– географико-экономические условия районов, где проводятся работы (ледовая обстановка акваторий, обустроенность региона и др.);

– уровень приемлемой для инвесторов нормы прибыли при освоении и разработке месторождений на шельфе (оценивается с учетом геологического и других рисков).

Согласно оценкам российских и зарубежных экспертов экономически эффективное освоение ресурсов континентального шельфа России будет целесообразно и начнется с крупных и гигантских месторождений нефти, газа и конденсата, промышленные запасы которых и их характеристики гарантируют инвестору не только компенсацию в приемлемые сроки значительных затрат на создание и развитие добычной и транспортной инфраструктур, но и получение прибыли.

Экспертные оценки привлекательности нефтегазовых месторождений с учетом определенных издержек и приемлемой для инвестора внутренней нормы рентабельности (15 %) свидетельствуют, что геолого-геофизические работы всех уровней начиная с регионального на рассмотренных акваториях должны быть ориентированы на освоение и разработку масштабных месторождений.

Возможности морской ресурсной базы России по добыче дают возможность организовать новые крупные нефтегазодобывающие центры. Для обеспечения крупных масштабов добычи необходимы создание специализированного технического оборудования, усиление геолого-разведочных работ с целью опережающего прироста запасов нефти и газа в масштабах, которые смогут гарантированно обеспечить полное возмещение затрат на обустройство месторождений, формирование промышленной и транспортной инфраструктур. Таким образом, суммарная величина издержек на реализацию региональных геолого-разведочных работ, которые обеспечат расширенное воспроизводство и аккумуляцию запасов, необходимых для устойчивого развития нефтегазового комплекса страны после 2020 г., достигнут, по приблизительным расчетам, 30,3 млрд. р. (в ценах 2003 г.) или около 1 млрд. долл. [3]

Осуществление поисковых и разведочных работ, промышленное сооружение и освоение месторождений, развитие промышленной и транспортной инфраструктур предполагается осуществлять за счет привлечения капиталовложений инвесторов, однако под неусыпным контролем со стороны государства.

Реализация предлагаемой стратегии изучения и освоения морского нефтегазового потенциала может оказать весьма существенный экономический эффект. Предполагаемый доход в федеральный бюджет от недропользования в виде разовых платежей оценивается величиной приблизительно 5,0 млрд. долл. Таким образом, за период до 2020 г. общий доход государства от реализации предлагаемой стратегии может достигнуть приблизительно 105,0 млрд. долл. [3]. В качестве косвенного дохода страны могут рассматривать инвестиции в развитие нефтегазодобывающей и транспортной инфраструктур, технологическое обеспечение и улучшение в связи с этим социально-экономических условий в приморских арктических и дальневосточных регионах (этому будет способствовать увеличение количества рабочих мест и соответственно уровня занятости населения).

Читайте также:  Обзор стран Европы без промышленной добычи нефти

Законодательство, регулирующее правовые отношения в области разведки, добычи и эксплуатации полезных ископаемых на акваториях, находящихся под юрисдикцией РФ, включает в себя как нормы федерального законодательства, так и международно-нормативные акты. Однако существует потребность совершенствования законодательства, регулирующего правоотношения в сфере геологического изучения, разведки и добычи природных ископаемых на континентальном шельфе.

Таким образом, формирование положительного инвестиционного климата в Арктическом регионе предполагает разработку антирисковой стратегии, как на государственном, так и на корпоративном уровне, включающей комплексный аналитический подход к управлению рисками. Реализация комплексных мер позволит использовать нефтегазовый потенциал Арктики для обеспечения перехода региона на путь устойчивого социально-экономического развития.

1. Андреев А. Ф., Зубарева В. Д., Саркисов А. С. Анализ рисков нефтегазовых проектов: Учебное пособие. –М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 232 с., ил.

2. Зубарева В.Д, Саркисов А. С. Андреев А. Ф. Проектные риски в нефтегазовой промышленности: Учебное пособие. — М.: Нефть и газ, 2005. — 236 с., ил.

3. Коноплев Р. В. Анализ и оценка инвестиционных проектов // Вестник МГТУ. — Мурманск: Издательство МГТУ, Том 9, № 4, 2006. 0,33 п.л. (реферируемый журнал по перечню ВАК Минобрнауки России).

4. Коноплев Р. В. Топливно-энергетический комплекс: вопросы инвестирования // Материалы Российской конференции аспирантов и студентов «Молодые исследователи — регионам». Вологда: Издательство ВГТУ, 2006. 0,29 п.л.

5. Экономика и управление, принципы оценки эффективности инвестиций в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений — 2010. — № 2. — С. 29–35.

Перспективы нефтегазоносности российского континентального шельфа

В морских акваториях РФ выделяется 19 морских нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных провинций, которые по своему геоморфологическому положению подразделяются на три группы – транзитные, шельфовые и глубоководные.

В морских акваториях РФ выделяется 19 морских нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных провинций, которые по своему геоморфологическому положению подразделяются на три группы – транзитные, шельфовые и глубоководные.

Транзитные провинции, расположенные одновременно на суше и прилегающей акватории, как правило, хорошо или удовлетворительно изучены геологоразведкой и относятся к категории нефтегазоносных. Их перспективность доказана открытием месторождений нефти и газа, а в таких провинциях как Прикаспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская, Тимано-Печорская и Балтийско-Приднестровская ведётся добыча углеводородного сырья.

Шельфовые провинции, расположенные непосредственно в пределах акваторий, включают области как с доказанной, так и с прогнозируемой нефтегазоностью. Месторождения углеводородов (УВ) разного масштаба открыты в пределах таких шельфовых провинций, как Западно-Баренцевская, Восточно-Баренцевская, Охотоморская, Япономорская. Остальные шельфовые провинции (Северо-Карская, Новосибирско-Чукотская, Чукотско-Бофортская, Беринговоморская) характеризуются пока лишь прогнозируемой, то есть – гипотетической – нефтегазоносностью, поскольку, за исключением южных и центральных районов Баренцева моря и прибрежных зон Дальневосточных морей, остаются ещё не достаточно изученными сейсморазведкой и бурением.

Глубоководные провинции изучены геолого-геофизическими исследованиями весьма слабо, их нефтегазоносность определяется исключительно общими геологическими признаками. В их состав включены восточные области Черноморской провинции, имеющие в своем составе шельфовые районы и участки приморских территорий, и потенциально нефтегазоносные арктические провинции: Нансена, примыкающая с севера к Западно-Арктическому шельфовому региону; Амундсена, примыкающая к подводному поднятию Ломоносова в Северном Ледовитом океане, и Вилькицкого-Подводников, примыкающая к шельфовому региону Восточно-Сибирского моря.

Основные результаты геологоразведочных работ (ГРР), выполненные на российских шельфах за весь период их изучения, характеризуются относительно высокой успешностью поискового бурения.

Средний показатель (коэффициент) успешности бурения по всему шельфу России составляет 0.5. Однако при этом наблюдается высокий разброс данного коэффициента от 0,09 в Японском море до 1,0 в Карском море.

Значительный разброс наблюдается и по средней величине открываемых месторождений. Мелкие месторождения (запасы менее 10 млн.т УТ) характерны для акваторий Азовского, Японского и Балтийского морей, средние и крупные (более 10 млн.т УТ) – для акваторий Каспийского и Охотского морей, а уникальные с суммарными запасами более 300-400 млн.т УТ для Баренцевого, Карского и, отчасти – Охотского морей.

Причина такого разброса наряду с объективными геологическими обстоятельствами (особенностями геологического строения акваторий) кроется, по-видимому, в качестве нефтегазогеологической модели, описывающей объёмные характеристики изучаемого бассейна и состояние его нефтегазовых (углеводородных) систем, которые напрямую зависят от состояния геолого-геофизической изученности бассейнов, методики и технологии получения геолого-геофизических данных. Анализ материалов показывает, что до сих пор большинство моделей базируется на результатах работ 70-80 гг. прошлого столетия. Соответственно, стратегия и тактика поисков УВ, прежде всего выбор первоочередных направлений ГРР и лицензионной деятельности Государства, планируется на моделях, требующих усовершенствования на основе современных геолого-геофизических данных.

Достаточно полная характеристика текущего состояния геолого-геофизической изученности морских провинций и сформированного к сегодняшнему дню на акваториях углеводородного потенциала отражена в ряде недавних публикаций.

В период 2000-2010 гг. произошли заметные положительные сдвиги в изучении нефтегазоносности акваторий. Выполнен значительный объём новых сейсмических исследований на нефть и газ, составляющий более 380 тыс. км, что позволило выявить дополнительно более 630 потенциальных ловушек УВ. С целью поисков, оценки и разведки морских и транзитных месторождений нефти и газа недропользователями пробурено 88 новых скважин, в результате чего общее число скважин на шельфе превысило 250. В этот период было разбурено 35 перспективных площадей, что привело к открытию 26 новых месторождений.

Повышение степени геолого-геофизической изученности позволило обеспечить ощутимый прирост суммарных запасов сырья на континентальном шельфе, который превысил 4 млрд. т УТ. При этом существенный прирост углеводородных запасов получен в Баренцевом море (Штокмановское месторождение) и на ряде площадей Печорской акватории, а также на новых и ранее выявленных площадях в губах и заливах Карского моря.

Рост объёмов сейсмических исследований получен за счёт их проведения в новых и слабо изученных районах акваторий. С постановкой редкой сети региональных сейсмических наблюдений в высокоширотном районе Баренцево-Карского региона началась закрытие существовавшего здесь длительное время “белого пятна”, как в общегеологическом, так и в нефтегеологическом отношении.

Площадные нефтегазопоисковые работы регионального этапа в рамках федеральных заказов начаты в центральном районе моря Лаптевых, где впервые выявлено большое количество потенциальных ловушек УВ, в Восточно-Сибирском море, до этого пересечённом только отдельными рекогносцировочными сейсмическими профилями. В Чукотском море аналогичные работы выполнялись в рамках так называемых спекулятивных съёмок.

В дальневосточных морях, наряду с выполнением определённого объёма новых сейсмических исследований, пробурены новые скважины (Берингово и Охотское моря), которые дали большой объём информации о нефтегазогеологических свойствах разреза, а в ряде случаев привели к открытию новых скоплений углеводородов.

В Каспийском море нефтегазопоисковыми работами закрыто “белое пятно” в районе Мангышлакского порога, где выявлен ряд новых нефтегазоносных районов, включающих крупные месторождения нефти и газа, а также изучен северо-восточный мелководный район Азовского моря, ранее не привлекавший внимания недропользователей.

Важным событием последнего времени в области морской геологоразведки стал выход российских недропользователей с нефтегазопоисковыми работами в глубоководную область Черного моря (Туапсинский прогиб, вал Шатского), где на глубинах воды 1000-2000 м выявлено около 100 нефтегазоперспективных объектов; 8 из них подготовлены к поисковому бурению, а специальными геохимическими исследованиями установлено наличие в разрезе миграционных углеводородов нефтяного ряда.

Таким образом, анализ результатов выполненных в последние годы геолого-геофизических исследований показал, что они позволяют значительно уточнить и детализировать разработанные и принятые ранее нефтегазогеологические модели практически на всех акваториях Российской Федерации.

Необходимость и возможность уточнения нефтегазогеологических моделей акваторий вытекает также из анализа результатов бурения. Последние, наряду с открытием новых месторождений, обозначили проблемы в отношении нефтегазоперспективности районов, которые до сих пор характеризовались высокими перспективами (например, осадочные бассейны севера Охотского моря, Западно-Камчатского шельфа, некоторые зоны нефтегазонакопления Сахалинского шельфа, Каспийского моря).

Значимые открытия последнего времени делаются, прежде всего, на ограниченных по площади участках, связанных с ранее хорошо изученными и разведанными зонами нефтегазонакопления (например, губы и заливы Карского моря, некоторые зоны Восточно-Сахалинского шельфа). В то же время на них получены и отрицательные результаты бурения, которые приводят к переоценке недропользователями перспектив лицензионных участков и вынужденной корректировке своих планов по ГРР, вплоть до отказа от дальнейшей разведки и возврата лицензионных площадей владельцу недр (например – на отдельных участках Северо-Сахалинского шельфа).

Отрицательные результаты бурения в значительной степени обусловлены недостаточной изученностью нефтегазовых (углеводородных) систем, которые являются составной частью геологического пространства перспективной области и соответствующей нефтегазогеологической модели. Этот недостаток является причиной ошибок в прогнозировании и, как следствие, – неподтверждения оценок прогнозных ресурсов. Примером, могут служить имеющие серийный характер отрицательные результаты бурения в некоторых локальных бассейнах Прикамчатского, Примагаданского и Присахалинского шельфов Охотского моря. В данных конкретных обстоятельствах основная причина отрицательных результатов – это отсутствие значимого элемента углеводородной системы – качественного коллектора в нефтегазоносных комплексах неогена, которые определяют промышленную нефтегазоносность Присахалинского шельфа. Иными словами в указанных бассейнах отсутствует одно из ключевых условий (при наличии других необходимых условий), определяющих перспективы их нефтегазоносности.

Анализ публикаций, суммирующих теорию и практику прогнозирования, оценки перспектив нефтегазоносности и выбора наиболее эффективных направлений поиска и разведки углеводородных скоплений показывает, что для принятия решения о перспективности того или иного района геологоразведчик должен оценить вероятность реализации следующих шести главных функционально связанных условий, которые объединяются понятием нефтегазовой, или углеводородной системы и определяют возможность формирования и сохранения залежей:

наличие нефтегазоматеринских пород необходимого объёма, качества и состояния, способных генерировать УВ к перспективной площади;

наличие условий для миграции УВ от области развития нефтематеринских пород к району развития потенциальных ловушек;

наличие коллекторских пород, обладающих необходимыми фильтрационно-емкостными свойствами (мощность, пористость, проницаемость);

наличие замкнутой ловушки, в которой присутствует коллектор;

наличие надежной покрышки, обеспечивающей сохранность залежи;

оптимальное соотношение времён генерации, миграции УВ и образования ловушек.

При этом, каждое из этих условий должно рассматриваться как критическое. Это означает, что некачественная оценка каждого из них существенно снижает вероятность успеха и, соответственно, эффективность ГРР, а геологически доказанное отсутствие (невыполнение) любого из этих условий делает перспективность изучаемого района весьма сомнительной или маловероятной.

Это важное заключение следует принимать во внимание при оценке перспектив нефтегазоносности территории, начиная с установления границ нефтегазогеологических таксонов при районировании.

В связи с этим определение самого понятия нефтегазоносной провинции, на наш взгляд, должно быть дополнено важным условием, или принципом – единства и неразрывности связей между элементами углеводородной системы (или – принципом целостности углеводородной системы).

Игнорирование этого принципа может привести к тому, что элементы одной и той же углеводородной системы могут быть искусственно отнесены к разным элементам нефтегазогеологического районирования. Наиболее характерным случаем при районировании является разрыв связей между областью генерации и миграции УВ с одной стороны и областью аккумуляции УВ – с другой – в зонах сопряжения отрицательных и положительных тектонических элементов регионального масштаба.

Несоблюдение этого условия в конечном итоге способно привести к ошибочным заключениям об углеводородном потенциале региона, его количестве и флюидном составе, что сказывается на достоверности оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ тех или иных нефтегазоносных элементов и требует их периодического мониторинга.

Примером такой ситуации может служить, на наш взгляд, установление принадлежности нефтей из месторождений в триасовом разрезе о-ва Колгуев в Баренцевом море (Песчаноозёрское и Таркское), которые, исходя только из структурно-тектонической ситуации, относятся к Тимано-Печорской НГП.

Анализ геохимических характеристик этих нефтей и органического вещества, изученных исследователями ВНИГРИ и ИГиРГИ, и палеогеографических обстановок осадконакопления указывает на возможную связь колгуевских месторождений с источниками УВ, расположенными не на Печорском шельфе, а в Южно-Баренцевской впадине, в которой время от времени возникали условия, благоприятные для формирования нефтегазоматеринских толщ. Миграция УВ могла приходить по восстанию многочисленных песчаных горизонтов палеодельт, образованных древними речными системами, широко развитыми в триасе в южной части Баренцева моря – в зоне сочленения Южно-Баренцевской впадины и Тимано-Печорской плиты.

Понятно, что по мере уточнения нефтегазогеологической модели и, соответственно, характеристик нефтегазовых систем морских акваторий, возникает необходимость коррекции оценок НСР УВ.

Дополнительный повод к такой коррекции даёт сопоставление итогов официальных количественных оценок, выполненных в период с 1993 по 2011 г.

Из представленной таблицы следует, что оценки НСР практически всех восточно-арктических и дальневосточных морей, да и ряда других акваторий если и претерпели некоторые изменения с 1993 г, то в основном – “косметического” характера. Это означает, что сегодняшние оценки НСР этих акваторий базируются на структурных и нефтегеологических моделях, разработанных в середине-конце 80-х годов прошлого столетия. Как отмечалось выше, сегодня уже накоплен значительный объём новой геологической информации, которая указывает на необходимость синтеза этой информации и пересмотра устаревших моделей структуры и нефтегазоносности многих акваторий или их районов.

Существует ещё одна проблема с определением объёмов НСР. Она состоит в несоответствии официальных оценок с результатами оценки прогнозных локализованных и перспективных ресурсов, которые выполняются недропользователями по своим лицензионным участкам и которые в ряде случаев существенно выходят за пределы принятых на сегодня величин НСР.

Так, например, недропользователи, работающие в российском районе Черного моря оценивают прогнозные локализованные ресурсы своих лицензионных участков в объёме 2,3-2,7 млрд. т УТ, из которых около 70 % заверены международным аудитом ресурсов. Эти оценки в 3,5-5 раз превышают официально принимаемые оценки НСР для этого района, что указывает, на наш взгляд на отсутствие единых подходов к этим оценкам у разных групп исследователей. Подобные разногласия в оценках известны и по другим российским акваториям.

Для исключения таких несоответствий необходима тесная методическая и информационная координация между недропользователями, занимающимися локализацией нефтепоисковых объектов и государственными организациями, ответственными за мониторинг локализованных прогнозных, перспективных ресурсов и НСР. В настоящее время геолого-геофизическая информация недропользователя является как известно, ограниченно доступной. Возможность её анализа по всем акваториям морей РФ в рамках решения федеральных задач, разумеется с соблюдением необходимых мер предосторожности для исключения ущерба недропользователю, позволила бы создать единую электронную базу фактографических данных фонда выявленных объектов, включающую как качественную, так и количественную оценку достоверности выявления перспективных объектов. Её создание, на наш взгляд, целесообразно как для планирования поисково-детальных работ, проводимых недропользователем, так и для планирования лицензионной деятельности, осуществляемой государством, для оценки геологоразведочных рисков и уточнения оценок локализованных ресурсов, которые являются частью НСР.

Таким образом, для решения проблем обоснованности прогноза перспектив нефтегазоносности и количественной оценки углеводородных ресурсов морских нефтегазоносных провинций, наряду с повышением степени их изученности необходимо принять ряд дополнительных мер научного и методико-технологического характера. Это, прежде всего, ревизия структурно-тектонических и нефтегазогеологических моделей морских нефтегазоносных провинций с учётом всей совокупности накопленных на сегодня геолого-геофизических данных и критических условий, определяемых концепцией углеводородных систем и создание комплекта региональных электронных картографических документов, дающих объёмную характеристику современных представлений о геологии и нефтегазоносности этих провинций.

Читайте также:  Нефть в полярных областях, в Арктике и Антарктике

Эти мероприятия, в свою очередь должны стать основой для уточнения оценок НСР в акваториях. Разработка уточнённых нефтегазогеологических моделей, на наш взгляд, должна стать конечной стадией регионального этапа изучения нефтегазоносности и включать одну или несколько фаз многомерного численного бассейнового моделирования, выполняемого на уровне провинции или её крупного подразделения (области, бассейна) и решающего задачу прогноза и оценки крупных зон нефтегазонакопления. К этому следует добавить необходимость электронной паспортизации всех выявленных на шельфе поисковых объектов, налаживания системы мониторинга и учёта не только положительных, но и отрицательных результатов бурения на перспективных площадях и оперативного использования этих данных для уточнения оценок УВ потенциала, включения перспективных ресурсов в Государственный баланс только на основе сторонней экспертизы (аудита).

Такой подход будет способствовать повышению объективности и обоснованности оценок прогнозных ресурсов и снижению геологоразведочных рисков, повышению инвестиционной привлекательности положительно оцениваемых районов шельфа и интереса недропользователей к их разведке.

Перспективы развития основных нефтегазодобывающих провинций

Нефтегазовый потенциал российских акваторий.

Площадь континентального шельфа нашей страны составляет 6,2 млн км2, что соответствует 21% площади шельфа Мирового океана.

Рис. 2 – Нефтегазоносные и перспективно нефтегазоносные провинции (НГП и ПНГП) и области акваторий России

По прогнозной оценке, начальные извлекаемые ресурсы углеводородов на шельфе России достигают почти 100 млрд. т условного топлива, в том числе 16.7 млрд. т. нефти и конденсата, и около 78.8 трлн. м3 газа, что соответствует 20-25% от общего объема мировых ресурсов углеводородов.

Всего на акватории России отработано около 1 млн. погонных километров сейсморазведочных профилей, и 5700 км2 площадей покрыто сейсморазведкой. Пробурено 178 скважин общим метражом более 440 тыс. м. Изученность шельфа в высшей степени неравномерна: наряду с хорошо или относительно хорошо изученными российскими секторами Балтийского и южных морей, шельфом о.Сахалин, Печорским морем, южной частью Баренцева моря, значительные площади арктического шельфа (северные районы Баренцева и Карского морей, моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) исследованы только редкой сетью сейсмических профилей, от Таймыра до границы с США на арктическом шельфе РФ не пробурено ни одной скважины.

Выявлено более 450 локальных объектов, открыто 32 месторождения, в том числе супергигантские газовые – Штокмановское, Русановское, Ленинградское в Западной Арктике и несколько крупных месторождений нефти на северо-восточном шельфе Сахалина и в Печорском море.

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2020 г[2]. подготовка запасов и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических , дальневосточных и южных морей – одно из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России.

Наибольшая доля ресурсов – около 62.7% – приходится на моря Западной Арктики: Баренцево, Печорское и Карское (рис. 3). За ними, в порядке убывания, следуют Охотское, Восточно-Сибирское и Каспийское моря.

Рис. 3 – Нефтегазоносные бассейны, области и провинции северо-западных окраин Евразии

Освоение топливно-энергетического потенциала континентального шельфа России способно сыграть определенную стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, смягчая или нивелируя возможный спад, прогнозируемый рядом экспертов за счет истощения континентальных месторождений в период 2010–2020 гг.

Начиная с 2010–2015 гг. предполагается прирост нефтяных ресурсов за счет открытия новых морских месторождений. В Баренцевом море месторождения могут быть связаны с палеозойскими и триасовыми ловушками на бортах Восточно-Баренцевского прогиба, Северо-Баренцевского бассейна, Земли Франца Иосифа и Приновоземелья. В Карском море ожидается высокая нефтепродуктивность в юрско-меловых и более древних отложениях. Последние могут оказаться высокопродуктивными, в частности в Северо-Карском районе. Высокие перспективы связываются с крупными платформенными прогибами на юге моря Лаптевых, в центральной части Восточносибирского моря и в Чукотском море. Наконец, значительные ресурсы нефти прогнозируются в триасовых и палеозойских отложениях Среднего и Северного Каспия. Суммарный прирост геологических ресурсов во всех указанных регионах за период реализации Стратегии может составить от 30 до 45 млрд. т условного топлива.

В настоящее время уже создаются прибрежно-морские федеральные нефтегазодобывающие комплексы в районах с высокой концентрацией промышленных запасов углеводородов, которые можно разделить на две группы. К первой относятся Печороморский и Южно-Баренцевский, Южно-Карский, Северосахалинский, Каспийский и Балтийский районы. При этом наиболее перспективны первые два.

Нефтегазодобывающий комплекс Печороморского и Южно-Баренцевского районов будет формироваться на базе запасов уже открытых месторождений нефти – Приразломного, Северо-Медынского, Северо-Гуляевского, Варандей-море, Поморского, Долгинского и развиваться по мере поиска и развития многочисленных компактно расположенных перспективных объектов (структуры Полярная, Алексеевская и др.). Извлекаемые запасы нефти этих структур и месторождений составляют 600-700 млн. т.

Запасы газа в основном сосредоточены в Западно-Баренцевской провинции и составляют более 4000 млрд. м3. Основа газодобывающего комплекса – Штокманское газоконденсатное месторождение, запасы которого (3,2 трлн. м3) вместе с Ледовым (500 млрд. м3) и Лудловским (220 млрд. м3) создают его надежную ресурсную базу. Здесь выявлено еще несколько перспективных структур – Туломская, Териберская и др. Общие ресурсы этого перспективного района газодобычи оцениваются не ниже 5-6 трлн. м3 газа.

Южно-Карский нефтегазодобывающий комплекс характеризуется наличием двух крупнейших газовых месторождений – Русановского и Ленинградского, а также гигантских месторождений полуострова Ямал (Харасавейского и Бованенковского), месторождений южнокарского мелководья (Харасавейское море, Крузенштерновское, Западно-Шараповское. Разработку месторождений Южно-Карского района необходимо увязывать с разработкой месторождений полуострова Ямал и использованием для транспорта морского газа системы газопроводов на полуострове.

Северо-Сахалинский нефтегазодобывающий комплекс наиболее подготовлен к промышленному освоению районом на шельфе России. Он охватывает и месторождения суши о.Сахалин. Морскими работами здесь открыто шесть крупных газоконденсатных и нефтегазовых месторождений и одно газовое. Суммарные извлекаемые ресурсы района оцениваются не ниже 1700 млн. т нефти и 4500 млрд. м3 газа. В настоящее время это единственный район добычи нефти в море. Оптимальная добыча в 2020 г. может достигнуть 45 млн т нефти и 60 млрд м3 газа. Для транспортировки сырья дополнительно к существующим планируется построить новые нефте- и газопроводы. Предусматривается строительство нефтеперерабатывающего завода и завода по сжижению газа. Формирование Северосахалинского нефтегазодобывающего комплекса знаменует собой начало развития нефтегазовой отрасли на Востоке России.

Каспийский нефтегазодобывающий комплекс формируется для освоения значительных ресурсов нефти и газа в регионе. Район предполагаемого формирования нефтегазодобывающего комплекса характеризуется развитой инфраструктурой и наличием месторождений на побережье и в акватории. Каспийское море характеризуется наиболее сбалансированной структурой запасов и ресурсов всех категорий. Начальные извлекаемые ресурсы шельфа составляют 1046 млн т нефти и 1905 млрд м3 газа.

На шельфе планируется разработка пяти месторождений нефти, газа и конденсата и еще пяти-шести перспективных структур. В результате их освоения в 2020 г. может быть обеспечена добыча до 10 млн т нефти и 40 млрд м3 газа.

Балтийский нефтегазодобывающий район по своим потенциальным ресурсам имеет местное, региональное значение. Начало его освоения обусловлено максимально высокими среди всех акваторий России значениями доли нефти и степенью их разведанности (13,7% – запасы высоких категорий). Сравнительно небольшие запасы нефти компенсируются развитой наземной инфраструктурой Калининградской области и ее уникальным (анклавным) географическим положением в Европейском регионе, практически лишенном естественных энергоресурсов. Максимальный уровень годовой добычи нефти здесь составит 1.0 млн т.

Вторая группа нефтегазодобывающих комплексов включает Магаданский, Западно-Камчатский, Хабаровский в Охотском море, Беринговоморский, Чукотский, Южно-Лаптевский и ряд других перспективных районов. Контуры их формирования недостаточно ясны в связи со слабой изученностью ресурсов нефти и газа акваторий и в большинстве случаев – с отсутствием соответствующей инфраструктуры. Однако, как и нефтегазодобывающие комплексы предыдущей группы, они призваны решать как федеральные, так и местные задачи энергоснабжения.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Добыча нефти и газа на континентальном шельфе: налоговые аспекты

В России 1 января 2014 года вступили в силу поправки в законодательство, которые существенно повысили конкурентоспособность российских шельфовых проектов. Очередь — за последовательной долгосрочной государственной стратегией развития нефтегазового комплекса.

Ресурсы и перспективы

В совокупности начальные суммарные ресурсы месторождений континентального шельфа Российской Федерации по состоянию на сегодняшний день достигают 100 млрд тонн условного топлива, из которых 80% — природный газ, 15% — нефть, 3% — конденсат и 2% — растворенный газ. Наиболее перспективными районами освоения ресурсов углеводородов на ее арктическом шельфе признаны шельфы Баренцева, Карского и Печорского морей. К ресурсам российской части Баренцева моря достаточно высок интерес со стороны зарубежных инвесторов. ОАО «НК „Роснефть“» в 2013 году оформило партнерства по трем участкам с итальянской компанией «Эни» и норвежским «Статойлом».

Кроме того, «Роснефть» совместно с американской компанией «ЭксонМобил» ведет работы сразу на нескольких крупных участках Карского моря, первая поисковая скважина будет пробурена уже в этом году на участке Восточно-Приновоземельный-1. Освоение шельфовой части Крузенштернского месторождения планируется начать в 2026 году, а Ленинградского — в 2029 году, после чего начнутся работы на Русановском месторождении и на экваториальном продолжении Харасавейского месторождения. Далее планируются к разработке структуры вблизи побережья полуострова Ямал. Согласно расчетам, в совокупности добыча в данном регионе даст 200 млрд кубических метров газа в год, что позволит компенсировать снижение ресурсной базы на полуострове Ямал при использовании той же инфраструктуры.

Шельф Печорского моря содержит максимальную долю нефти в общем балансе углеводородного сырья континентального шельфа России — 42,2% и единственный из всех арктических содержит нефть. Первым российским проектом здесь стало Приразломное месторождение: в декабре 2013 года на нем была добыта первая нефть. Глубина моря в районе месторождения составляет запасы нефти — 72 млн тонн, что позволяет достичь годового уровня добычи 6,6 млн тонн.

Повышенное внимание государства к углеводородным ресурсам шельфа во многом связано с тем, что традиционные уникальные разрабатываемые регионы добычи, расположенные на суше, вступили в позднюю стадию разработки. Открытие новых регионов просто необходимо для поддержания уровня добычи. А он будет существенно снижаться, если не начать активную добычу на шельфе уже в ближайшие годы. В то же время освоение нефтегазовых ресурсов шельфа в современных условиях имеет смысл рассматривать как уникальную возможность для роста всей экономики страны. При разработке и реализации долгосрочной стратегии по освоению шельфовых месторождений, ориентированной на укрепление экономической мощи государства, возможно достижение мультипликативного эффекта, который обеспечит существенный рост ВВП страны в долгосрочной перспективе. При постепенной локализации производства возможно достичь рывка в развитии целой цепочки смежных отраслей (металлургии, кораблестроении, машиностроении, проектировании, строительстве и др.).

Только в рамках первых этапов реализации шельфовых проектов ожидаются заказы на десятки морских платформ, десятки ледоколов и танкеров, буровые суда, суда обеспечения и трубоукладчики. Будет создано более 100 тыс. новых рабочих мест, обеспечено развитие отстающих приморских регионов. Озвученный Правительством РФ и государственными нефтегазовыми компаниями высокий уровень локализации производства гарантирует российской промышленности заказы более чем на 15 трлн руб.

Примером того, как освоение шельфа вывело на принципиально новый уровень экономику отдельной страны, может служить опыт Норвегии. В этой стране грамотная и последовательная государственная политика в сфере морской добычи не только послужила толчком к экономическому росту, но и привела к формированию сильной отрасли обслуживающей промышленности, которая обеспечивает нужды внутренней нефтегазовой индустрии и при этом успешно конкурирует на мировых рынках.

Нефть, газ и налоги

Принципиальные особенности действующего Федерального закона от 30 ноября 1995 г. № «О континентальном шельфе Российской Федерации» заключаются в установлении ограниченного перечня видов пользования недрами в отношении участков недр шельфа при их предоставлении в пользование. В нем закреплен принцип бесконкурсного и безаукционного предоставления участков недр в пользование, установлен жесткий порядок государственного контроля и надзора в сфере экологии и промышленной безопасности при пользовании участками недр континентального шельфа России.

Последним и наиболее значимым этапом в изменении законодательства, относящегося к регулированию недропользования на шельфе, следует признать принятие Федерального закона от 30 сентября 2013 г. № «О внесении изменений в часть первую и вторую Налогового кодекса РФ и отдельные законодательные акты РФ в связи с осуществлением мер налогового и таможенно-тарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе РФ». Поправки узаконили новый налоговый режим для месторождений шельфа, добыча на которых начнется не ранее 1 января 2016 года.

Анализ действующей системы налогообложения добычи нефти и газа на российском континентальном шельфе показывает следующее. Систему обязательных платежей, взимаемых при недропользовании, образуют налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и ряд платежей, предусмотренных Законом РФ от 21 февраля 1992 г. № «О недрах». Кроме того, при совершении экспортных операций с добытыми полезными ископаемыми уплачивается таможенная пошлина на условиях, установленных таможенным законодательством. Специальный налоговый режим установлен для лиц, с которыми были заключены соглашения о разделе продукции (СРП).

СРП регулируются Федеральным законом от 30 декабря 1995 г. № «О соглашениях о разделе продукции». Налоговый режим, устанавливаемый для них, регулируется главой 26.4 части второй Налогового кодекса. Сторонники СРП утверждают, что это единственный способ гарантировать долгосрочную стабильность, но такое мнение не находит серьезной поддержки в Правительстве РФ. Вообще система СРП скорее используется либо в отстающих странах, либо как специальный режим поддержки малоэффективных месторождений, как, например, в Бразилии.

В настоящий момент в России действуют три соглашения о разработке месторождений углеводородного сырья на условиях СРП («Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское месторождение»). За весь период их реализации было добыто 103 млн тонн нефти с конденсатом и 71,9 млрд кубических метров газа, а также произведено 36,9 млн тонн сжиженного газа. Объем экспорта углеводорода в стоимостном выражении вырос в 2012 году по сравнению с 2011 годом на 7% и составил 560 млрд руб. При этом объем экспорта нефти снизился на 2%, а сжиженного природного газа возрос на 30%. Совокупные затраты с начала работ составили более 1,76 трлн руб., из которых 144 млрд — затраты 2012 года. Все затраты, подлежащие возмещению (1,57 трлн руб.), компенсированы государством в полном объеме. Доход государства за указанный срок составил более 512 млрд руб. Из них 320 млрд руб. поступило в федеральный бюджет и 192 млрд — в региональные бюджеты.

В рамках проведенной в 2013 году Счетной палатой РФ проверки деятельности операторов обнаружились существенные нарушения. В частности, выявлены неэффективное расходование средств, нарушения в отношении создания и передачи государству имущественных комплексов. Особое внимание следует обратить на выполнение требования по локализации производства. Привлечение российских подрядчиков составляет 75% по «Сахалину-1», 61% — по «Сахалину-2» и 95% — по «Харьягинскому месторождению». Однако зачастую контракты, заключенные с российскими организациями, на деле выполняются иностранными субподрядчиками. И пожалуй, ключевым минусом указанных проектов стало недополучение государством значительных доходов после резкого повышения цен на нефть. Формат СРП предусматривает превалирование международного законодательства над местным, что делает эту систему интересной скорее для иностранных инвесторов, нежели для страны — собственника ресурсов.

Читайте также:  Секреты успешной консумации от EGO agency: заработок на общении

Вступившие в силу поправки в законодательство существенно повысили конкуренто-способность российских арктических проектов

Путь к переменам

До принятия Федерального закона № основным препятствием на пути освоения шельфовых месторождений было текущее фискальное законодательство. Налоговая составляющая в выручке проектов была настолько высокой, что терялся экономический стимул освоения сложных и капиталоемких проектов. Существовавший налоговый режим какое-то время был оправдан с точки зрения наполнения бюджета, но не годился для реализации новых крупномасштабных проектов. По подсчетам Минэнерго России, на разработке шельфа до принятия Федерального закона № недропользователь терял бы по 440 руб. c каждой тонны добытой нефти.

Расчеты экономической эффективности разработки шельфовых месторождений арктического региона показывали по большей части очень низкий уровень доходности, несоизмеримый с теми рисками, которые несет инвестор. Например, уровень доходности по нефтяному месторождению в Печорском море составлял порядка 6%, что значительно ниже аналогичных показателей в целом по нефтегазовой отрасли. Налоговая составляющая в выручке проекта была очень высокой (65%), и даже значительное сокращение затрат не привело бы к качественным улучшениям показателей экономики проекта. Было ясно, что без экономического стимулирования со стороны государства разрабатывать месторождение нерентабельно. Ранее применявшийся механизм в виде точечного льготирования тоже не подходил, инвестор требовал приемлемого уровня доходности и гарантий от ухудшения фискальных условий.

Партнеры «Роснефти» по совместным проектам на российском шельфе («ЭксонМобил», «Статойл» и «Эни») наверняка вышли бы из проектов или существенно пересмотрели условия сотрудничества, если бы фискальный режим не был значительно улучшен. Это их решение было бы оправдано тем, что, несмотря на более суровые природно-климатические условия, Россия предусматривала и более высокий уровень государственных изъятий, чем большинство других стран. Изначально решение указанных проблем было обозначено в распоряжении Правительства РФ от 12 апреля 2012 г. № которое предусматривало разработку нового фискального режима со следующими параметрами:

— отмена экспортной пошлины;

— гарантии неизменяемости фискальных параметров;

— дифференцированный по уровню сложности проекта роялти (НДПИ) на уровне от 30 до 5%;

— отмена налога на имущество;

— отмена ввозных пошлин на оборудование.

В итоге, как уже упоминалось, был принят Федеральный закон № который установил новый режим для освоения шельфовых месторождений. Его характерные особенности таковы:

— налоговые каникулы по экспортной пошлине;

— НДПИ по уровню сложности проектов (от 30 до 1%);

— отмена налога на имущество и ввозных пошлин на оборудование;

— налог на прибыль в размере 20%;

— возможность переноса убытков на будущее.

По ряду позиций новый налоговый режим предусматривает улучшения в сравнении с распоряжением Правительства РФ № От вывозной таможенной пошлины освобождаются не только углеводородное сырье, но и продукты технологического передела. Установлены пониженные ставки НДПИ при добыче природного газа и нефти (только для четвертой группы сложности), а также льготы по транспортному налогу. Кроме того, закон предусмотрел возможность отнесения безрезультатных геолого-разведочных затрат на последующие успешные проекты до момента достижения полного вычета (на один новый проект не более трети безрезультатных затрат).

В то же время Федеральный закон № преподнес одну неожиданность, четко обозначив каникулы по экспортной пошлине до Это оказалось сюрпризом для тех, кто ожидал полной отмены пошлины. Именно этот аспект был камнем преткновения в рамках обсуждения закона. Однако инвесторам данное ограничение имеет смысл рассматривать и с точки зрения тенденций отрасли: в результате принятия предложенного Минфином России налогового маневра начиная с 2014 года в целом по отрасли начинается постепенный переход от экспортных пошлин к НДПИ, и, таким образом, к обозначенному периоду фискальная модель, вероятно, будет иной.

Еще один положительный момент для инвестора можно усмотреть в том, что полная отмена экспортной пошлины оставляла бы больший соблазн правительству вернуть данный инструмент. Отрицательным же аспектом наличия каникул с позиции государства является то, что инвестор, во-первых, в определенных условиях будет стремиться к ускоренному извлечению запасов, что может быть неэффективным подходом с точки зрения рационального пользования недрами. Во-вторых, может отказаться от долгосрочных проектов в Восточной Арктики. Помимо чисто фискальных новый федеральный закон устраняет и другие законодательные барьеры. Среди них таможенные проблемы при осуществлении работ на шельфе, отсутствие законодательно подкрепленной практики использования сервисных контрактов на условиях риска, проблема с вычетом «входного» НДС, неопределенность правового регулирования в отношении искусственных островов, установок и сооружений.

Несмотря на более суровые климатические условия, Россия предусматривала и более крупные государственные изъятия, чем большинство других стран

Основа есть!

Пока сохраняются законодательные сложности, например, в части утилизации буровых отходов или чрезмерного количества разрешений на бурение. Есть и целый ряд неопределенностей в новом законодательстве — например, не описаны четкие механизмы по учету расходов на месторождениях, которые выйдут на промышленную добычу ранее срока и вопреки плану не попадут под действие закона. Вместе с этим важно отметить, что, несмотря на ряд прочих не проработанных в законодательстве вопросов, уже с 1 января 2014 года в России вступили в силу поправки, которые существенно повысили конкурентоспособность российских арктических проектов. Федеральный закон № заложил крепкое основание для развития морской нефтегазодобычи в нашей стране. Наряду с этим вероятное открытие Северного морского пути для судоходства в течение всего года приведет к появлению новой глобальной транспортной артерии. В таком случае Россия с ее огромными территориями обретет уникальную возможность для дальнейшего развития.

Для воплощения в жизнь амбициозной программы освоения морских ресурсов Правительству РФ сегодня необходимо прежде всего выработать последовательную долгосрочную государственную стратегию, выстроить развитие отраслей не в угоду отдельным интересам или компаниям, а в интересах всей экономики. В свою очередь и планы отдельных лидеров рынка (ОАО «НК „Роснефть“», ОАО «Газпром», ГК «ОСК») государство должно корректировать и увязывать с задачами отрасли и страны в целом.

Шельф

Буровые уходят в море

По мнению отраслевых экспертов сегодня на морском шельфе добывается около 40% нефти и 30% – газа. Основные центры глубоководной добычи (более 40% соответствующего мирового производства) сосредоточены внутри «треугольника», образованного шельфовыми структурами США (Мексиканский залив) – Бразилии – Анголы и Нигерии.

Россия ведет работы на морском шельфе сразу в нескольких регионах: в районе острова Сахалин, где проекты были запущены в 90-е годы; в Каспийском море, где первые опыты начались еще в 20-е годы прошлого века, а современная промышленная эксплуатация стартовала несколько лет назад. В Арктике, в Печорском море, где находится первая и пока единственная в России арктическая морская ледостойкая платформа (МЛСП) «Приразломная», на которой добыча нефти ведется уже 5 лет. Освоение арктического шельфа считается наиболее сложным, но при этом и наиболее перспективным направлением морских проектов добычи.

По оценкам экспертов, ресурсы мирового шельфа оцениваются в 457 млрд тонн нефтяного эквивалента. Доля России составляет 33%, или 153 млрд тонн нефтяного эквивалента, а основные разведанные ресурсы арктических углеводородов сосредоточены в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Именно поэтому за экономическое влияние в регионе конкурирует не только пятерка стран-участниц Арктического совета – Россия, США, Канада, Норвегия, Дания, но также их европейские союзники и даже азиатские государства. В частности, обостряется борьба за право добычи природных ресурсов на шельфе Северного Ледовитого океана и беспрепятственный доступ к Северному морскому пути. Поэтому России крайне важно наращивать свое присутствие в Арктике.

По мнению Алексея Конторовича, академика, научного руководителя Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН, уже в 2030 – 40-е годы мир рискует столкнуться с дефицитом нефти. Но ее много в Арктике, куда все стремятся. У нас самый богатый шельф в мире. Арктика – это огромные запасы нефти и газа, алмазов, редких металлов, которых нигде больше нет. Это очень большие ресурсы на многие десятки лет и будущее экономики страны. При этом задача в том, чтобы создать эффективные технологии разработки, которые не нанесут ущерб природе.

ВОПРОС НА ЗАСЫПКУ
А как же возобновляемые источники энергии? Может быть,
лучше развивать их?

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) пока не могут стать базой мирового энергобаланса. По мнению главного экономиста Группы ВР Спенсера Дейла, доля ВИЭ в ближайшие двадцать лет вырастет в пять раз, но вытеснить традиционные источники они все равно не смогут. По прогнозу эксперта, к 2040 году мировой спрос на энергию вырастет на треть. Структуру мирового рынка составят в равной пропорции нефть, природный газ, уголь и неископаемые виды энергии (включая гидроэлектростанции). России, чтобы сохранить лидирующее положение на глобальном рынке, нужно наращивать добычу всех видов традиционных энергоносителей.

Мировой опыт работы на шельфе

История морского бурения началась в далеком 1897 году, недалеко от известного всем россиянам города Санта-Барбара в штате Калифорния. Один из местных бурильщиков использовал эстакаду для установки наземной буровой установки в проливе рядом с существующим месторождением. Через пять лет в этом районе уже было 150 «морских» скважин.

В 1954 году первой передвижной морской буровой установкой стала Mr. Charlie. Она представляла собой специальную погружную баржу, рассчитанную на транспортировку к месту бурения на плаву. Там после затопления кормы баржа опускалась на дно для начала буровых работ.

Первая специально построенная полупогружная морская буровая установка, Ocean Driller, была введена в эксплуатацию в 1963 году. Эту технологию затем быстро масштабировали. Появились десятки подобных МБУ.

Затем была разработана концепция «самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ)». Установка этого типа представляла собой корпус, из которого внизу выступали опоры. То есть до места бурения установка «плыла», а по прибытии специальные опоры с помощью электрических или гидравлических приводов опускались на дно океана, поднимая корпус из воды. Получалась устойчивая платформа, с которой можно было осуществлять бурение.

В дальнейшем буровые платформы постоянно совершенствовались – становились больше, надежнее и эффективнее. Компании же применяли тот или иной вид платформы в зависимости от особенностей месторождения.

В настоящее время парк морских буровых установок в мире насчитывает несколько сотен самопогружных буровых установок, полупогружных морских буровых платформ и установок на стационарных платформах. Одной из самых современных зарубежных платформ считается платформа 5-го поколения Deepwater Nautilus, которая сейчас работает в Мексиканском заливе.

Российская история освоения шельфа

Первые шаги на шельфе СССР сделал еще в 20-е годы прошлого века, когда на Каспии в районе Баку приступили к засыпке бухты Ильича и с искусственных островов начали вести морское бурение и добычу нефти. Но широкого применения этот способ добычи не получил, так как в Западной Сибири были обнаружены крупные месторождения нефти, ставшие одной из основ советской экономики.

История становления советского парка морских буровых установок началась в 1975 году, когда была сдана в эксплуатацию первая отечественная самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ).

В 2000-е годы интерес к шельфовым месторождениям возобновился. Началось активное освоение акваторий Охотского, Баренцева, Карского и других морей. Главным стимулом стала тенденция к исчерпанию традиционных запасов.

При этом в CCCР, а впоследствии и в России был уже накоплен большой опыт работы в Арктике – арктические экспедиции, освоение Севморпути, круглогодичная эксплуатация морского порта Дудинка. Кроме того, по проектам таких месторождений, как Приразломное, Штокмановское, Каменномысское проведен большой комплекс инженерно-геологических изысканий и ледовых исследований.

В итоге, в 2011 году произошло важное событие – на шельфе Печорского моря компания «Газпром нефть» установила первую российскую морскую стационарную ледостойкую платформу (МСЛП) для освоения нефтяного месторождения Приразломное. А в декабре 2013 года началась промышленная добыча арктической нефти нового сорта ARCO.

ВОПРОС НА ЗАСЫПКУ
А что же другие компании?

«Роснефть» работает на шельфе Сахалина. В 2005 году в юго-западной части месторождения «Чайво» установили морскую платформу «Орлан». В 2014 году компания начала разработку запасов месторождения «Аркутун-Даги», расположенного восточнее «Чайво». Для добычи нефти используется ледостойкая стационарная нефтегазовая платформа (НГП) «Беркут».

«Лукойл» активно разрабатывает шельф Каспийского моря. В 2005 году компания открыла крупное месторождение им. Филановского. Его начальные извлекаемые запасы составляют 130 млн тонн. Для бурения тоже используется стационарная платформа.

Как добывают арктическую нефть

Безопасность – во главе угла

Не страшна 10-метровая волна
Платформа сконструирована так, чтобы обеспечить полную безопасность нефтедобычи. Она рассчитана на максимальные ледовые нагрузки. От волновых и ледовых воздействий «Приразломную» защищает специальная конструкция — дефлектор, изготовленный из высокопрочной стали. Это стена высотой 16,4 метра. Ее верхняя часть наклонена, что предотвращает переливание набегающих волн.

Уникальный кессон
Платформа надежно удерживается на дне моря за счет своего гравитационного веса, превышающего 500 тыс. т, и после установки фактически стала искусственным островом. Поскольку глубина моря в районе платформы небольшая — всего 20 м, «Приразломная» стоит непосредственно на дне моря, а все скважины бурятся внутри нее. Таким образом, основание платформы (кессон) одновременно является буфером между скважиной и открытым морем.

Нулевой сброс
Современные технологии позволяют добывать нефть так, чтобы влияние на окружающую среду было минимальным. На «Приразломной» используется принцип нулевого сброса. Его суть в том, что все промышленные и бытовые отходы вывозятся на материк и утилизируются, либо закачиваются в специальную поглощающую скважину.

Мокрый способ хранения нефти
Для большей устойчивости к коррозии и износу стены кессона выполнены из слоя плакированной стали толщиной в 4 см, трехметровое пространство между которыми заполнено сверхпрочным бетоном. Нефть закачивается внутрь платформы в специальные танки (емкости). В танках-нефтехранилищах применяется «мокрый» способ хранения нефти — то есть они постоянно заполнены либо нефтью, либо водой. Такой способ хранения исключает образование любой взрывоопасной среды, что является дополнительным условием безопасности платформы.

Ни одна рыба не пострадает

Водозабор на «Приразломной» происходит через четыре специальных рыбозащитных устройства типа «жалюзи». Они состоят из рядов вертикальных планок. Рыба зрительно воспринимает этот «забор» как сплошную непреодолимую преграду и не подплывает близко, в то время как вода свободно проходит между планками жалюзи. Кроме того, искусственный поток воды создает турбулентные возмущения, которые отпугивают молодь рыб и сносят ее в безопасную зону.

Все под контролем

Все оборудование и технологические процессы «Приразломной» максимально автоматизированы. На скважинах установлено специальное оборудование (клапан-отсекатель), способное автоматически на глубине надежно перекрыть подъем нефти и защитить платформу от аварийных выбросов. Принцип ее действия основан на философии failsafe («безопасный при отказе»). В случае возникновения нештатной ситуации все системы приводятся в безопасное состояние.

Ссылка на основную публикацию