ОБЪЕДИНЕНИЕ ЛИДЕРОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕРВИСА И МАШИНОСТРОЕНИЯ РОССИИ
USD 73,74 -0,32
EUR 83,24 -0,57
Brent 0.00/0.00WTI 0.00/0.00

Глубоководный прорыв: объемы разведки и добычи в океане растут

Новые технологические решения делают рентабельной добычу глубоководных запасов

По оценкам нефтесервисной корпорации Schlumberger, в 2018 году объемы работ на глубоководных активах существенно вырастут; рынок постепенно восстанавливается. В перспективе ожидается дальнейший прирост разведки и добычи на глубоководье, в то время как темпы разработки сланцевых месторождений после периода очень быстрого роста могут замедлиться. Компания прогнозирует увеличение объемов бурения на шельфе примерно на 10% в 2018 году, а также возможное наращивание темпов освоения глубоководных проектов до конца 2019 года. Новые технологические решения, стандартизация производства оборудования, сокращение затрат способствуют коммерциализации глубоководных запасов, сделав их разработку рентабельной при ценах на нефть ниже $30-50 за баррель.

Глубоководные проекты реализуются на глубинах свыше 305 метров. Главными центрами крупных открытий и запуска новых проектов являются регионы так называемого «атлантического золотого треугольника» (Северная Америка и Западная Америка). Интересные и значительные по объемам ресурсов проекты реализуются также в Северо-Западной Европе, Средиземном море, Восточной Африке и других регионах.

Ангольские сверхглубины

Total в конце июля 2018 года начала добычу на крупнейшем глубоководном проекте Анголы – Kaombo Norte. Плавучая установка, предназначенная для добычи, хранения и отгрузки (FPSO) до 115 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (б.н.э.) в сутки, разрабатывает три месторождения в Атлантике: Gengibre, Gindungo и Caril, расположенные в 260 км от Луанды. В 2017 году компания собирается запустить проект Kaombo Sul с аналогичной мощностью на еще трех ангольских глубоководных месторождениях: Canela, Mostarda и Louro. В результате на пике добыча в зоне Каомбо выйдет на уровень 230 тыс. б.н.э. в сутки. Добыча ведется на глубинах воды до 1,95 км в 200 км от берега.

Компания вложила в освоение Каомбо порядка $16 млрд, что значительно ниже ранее запланированных $20 млрд: в 2014-2017 годах, за три года низких цен, Total удалось значительно сократить издержки, а для реализации проекта была выбрана модель с использованием переоборудования двух супертанкеров.

После двух лет падения добыча в Анголе в мае 2018 года составляла примерно 1,5 млн б.н.э. в сутки.

Проекты Total критически важны для ангольской экономики, правительство Анголы сражается за привлечение зарубежных инвестиций в дорогостоящие глубоководные проекты.

Среди других компаний, участвующих в освоении ресурсов Блока 32, помимо французской компании в качестве оператора и долей в 30%, нужно упомянуть Sonangol (30%), СП Sonangol Sinopec International (20%), Esso (15%) и Galp Energia (5%).

В результате реализации проекта планируется пробурить и подключить к двум FPSO 59 скважин на площади 800 кв. км в центральной и южной части Блока 32, где расположено Каомбо с запасами 650 млн баррелей углеводородного сырья. Попутный газ пойдет на завод по производству СПГ Angola LNG.

Total работает в Анголе с 1953 года. По итогам 2017 года компания добывала в стране в среднем 229 тыс. б.н.э. в сутки в рамках проектов на Блоках 0, 14 и 17, а также Angola LNG. Недавно Total договорилась с национальной ангольской компанией Sonangol о разработке глубоководного Блока 48.

В июне 2018 года итальянская Eni обнаружила значительные запасы нефти на ангольском глубоководье: ресурсный потенциал месторождения, открытого на участке Калимба, оценен в 230-300 млн баррелей. Итальянцы работают в стране с 1980 года, добыча компании составляет 155 тыс. б.н.э. в сутки. Спустя два месяца с момента запуска ангольского месторождения Ochigufu, в мае 2018 года, Eni вышла на проектный уровень добычи в 24 тыс. б.н.э. в сутки и планирует к началу 2019 года начать промышленную добычу на еще трех своих активах.

Другим перспективным регионом для итальянцев стали глубоководные участки Средиземного моря. Eni в 2018 году открыла глубоководное месторождение газа Calypso на Блоке 6 экономической зоны Кипра на глубине 2,074 км. Итальянская компания охарактеризовала свое открытие как «подобное Zohr».

В январе 2018 года Eni официально запустила свое гигантское глубоководное газовое месторождение на блоке Шорук в египетской части Средиземного моря. В 2018-2019 годах компания будет постепенно наращивать добычу газа. Ожидаемый уровень промышленных мощностей – 3 млрд куб. м в год. Геологические запасы Zohr оцениваются в 850 млрд куб. м газа. В проекте участвует «Роснефть» с 30%-ной долей в концессии на данном активе.

Первый морской нефтедобывающий проект с доходами для ООН

На другом конце мира в экстремально сложном для освоения нефтегазовых запасов районе Атлантики норвежская Equinor (бывшая Statoil, поменявшая название в мае 2018 года) собирается реализовать глубоководный проект у границ Канады стоимостью $5,2 млрд. Впервые в истории мировой нефтяной промышленности средства от реализации нефтяного проекта пойдут и в пользу ООН. Еще в 2013 году Equinor открыла месторождение Bay du Nord в 480 км от города Сент-Джонс в канадской провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. По оценкам норвежской компании, запасы актива составляют 300 млн баррелей высококачественной нефти. Первую нефть на месторождении на глубинах до 1,2 км планируют добыть в 2025 году. Проект будет рентабельным при ценах на нефть не ниже $49 за баррель. Предполагается разработка месторождения с помощью платформы FPSO.

С реализации проекта на Bay du Nord начнется освоение крупного нефтяного бассейна Flemish Pass, ресурсы которого оцениваются сейчас до 600 млн б.н.э.

Equinor предложила властям канадской провинции проект по разведочному бурению в рамках лицензий 1139, 1140, 1141 и 1142 в этом районе в течение 10 лет начиная с 2018 года.

Поскольку Канада подписала в 2003 году Конвенцию ООН по морскому праву, устанавливающую экономическую зону в 200 морских миль (370,4 км) от линии наибольшего отлива, власти Ньюфаундленда и Лабрадора сообщили, что правительство страны будет отчислять ООН специальные платежи от доходов, получаемых с месторождения Bay du Nord, расположенного за пределами этой зоны.

Провинция ожидает доходы от разработки этого актива на уровне $3,5 млрд.

Норвежцы запланировали реализацию еще одного глубоководного проекта в самых жестких климатических условиях. В июне 2018 года норвежский парламент утвердил реализацию арктического нефтяного проекта Johan Castberg, расположенного в Баренцевом море на глубине 340-360 метров. За последние годы Equinor добилась существенного сокращения издержек на реализацию проекта, рентабельного теперь при цене $30 за баррель при изначально планируемых $80. Первая нефть на Johan Castberg должна быть извлечена в 2022 году.

Сокращая издержки

В 2017 году произошли существенные изменения в господдержке морской нефтегазодобычи в США, что повысило экономическую конкурентоспособность проектов в Мексиканском заливе. В результате на год раньше срока стартовала в 2018 году разработка нового глубоководного проекта Kaikias концерна Shell (спустя 4 года после открытия и год после принятия окончательного инвестиционного решения). В рамках первой фазы освоения проекта максимум добычи составит 40 тыс. б.н.э. в сутки. Компании удалось за год снизить затраты на 30%, и теперь разработка месторождения принесет Shell прибыль при ценах на нефть даже ниже $30 за баррель. Партнером по проекту, в котором ей принадлежит 80%, является дочернее предприятие японской Mitsui Oil Exploration – MOEX North America – с 20%-ной долей в Kaikias.

Месторождение расположено в 210 км от побережья Луизианы на глубине 1,372 км. Четыре эксплуатационных скважины подключены к платформе на соседнем месторождении Ursa (Shell с долей 45% является оператором разработки). По итогам I квартала компания добывала на глубоководных проектах по всему миру 731 тыс. б.н.э. в сутки, а к 2020 году нацелена довести добычу на больших глубинах до 900 тыс. баррелей в сутки.

Среди последних открытий, анонсированных Shell, можно отметить крупнейшее из обнаруженных в Мексиканском заливе за последние 10 лет глубоководное нефтяное месторождение Whale, а также крупное месторождение Dover, открытое в мае 2018 года на глубоководье по соседству с месторождением Appomattox, которое компания планирует ввести в эксплуатацию в 2019 году. Одноименная платформа для разработки актива установлена на месторождении в мае 2018 года. Appomattox, способная добывать до 175 тыс. баррелей нефти в сутки, станет крупнейшей платформой Shell в Мексиканском заливе.

В апреле 2018 года Shell приняла окончательное решение по проекту Vito, рентабельное для разработки при ценах на нефть ниже $35 за баррель.

Компании удалось сократить издержки на 70% по сравнению с первоначальными планами. Извлекаемые запасы актива оцениваются в 300 млн б.н.э. Предполагается запустить промышленную добычу на месторождении в 2021 году. На пике планируется добывать порядка 100 тыс. б.н.э. в сутки. Освоение месторождения станет одиннадцатым глубоководным проектом Shell в Мексиканском заливе США. В целом компания сейчас производит 240 тыс. б.н.э. в сутки в этом регионе, а до 2020 года планирует увеличить добычу до 400 тыс. б.н.э. в сутки.

Компания Chevron начала 2018 год с открытия крупного нефтяного месторождения Ballymore в глубоководной части Мексиканского залива США. Разработка нефтяных месторождений в этом регионе является одной из главных составных частей долгосрочной стратегии компании. Ballymore расположено на глубине воды 2 км.

ExxonMobil сосредоточилась на разведке глубоководных месторождений Гайаны. Компания в 2018 году открыла свое восьмое месторождение на шельфе страны – глубоководное Longtail. Exxon оценивает ресурсы блока Stabroek, на котором она ведет разведку, в 4 млрд б.н.э. Компания начала бурение в рамках готовящегося к запуску в промышленную эксплуатацию проекта Liza Phase 1, здесь предполагается пробурить 17 скважин и начать добычу до 2020 года. Первое FPSO Liza Destiny будет добывать 120 тыс. б.н.э. в сутки. В ближайших планах ExxonMobil – разрабатывать нефть в Гайане на трех проектах (двух фазах на Liza и месторождении Payara), доведя добычу до 500 тыс. б.н.э. в сутки.

Гайана находится на третьем месте среди беднейших государств Южной Америки, а население страны составляет 800 тыс. человек. ExxonMobil обещает местным властям только на первой фазе освоения Liza роялти в размере $7 млрд. Кроме того, 50% сотрудников, занятых в проектах компании, набираются из местного населения. В 2017 году Exxon нашла более 300 местных поставщиков.

В Южной Америке Equinor, Shell, Chevron и ExxonMobil сейчас вкладывают миллиарды долларов в новые глубоководные проекты в Бразилии, где на глубоководье сосредоточено более чем 30 млрд б.н.э. Разработка этого огромного ресурсного потенциала рентабельна сегодня при ценах ниже $40 за баррель н. э.

Африка, Северная и Южная Америка лидируют по объемам инвестиций в глубоководные разработки, на эти регионы придется около 79% вложений в этом сегменте до 2022 года.

Согласно оценкам Westwood Energy, в этот период в мире будет потрачено до $136,8 млрд на 107 глубоководных нефтегазовых проектов. Мексиканский залив США пока лидирует по количеству новых глубоководных месторождений, запускаемых в 2018-2019 годах: здесь стартуют 10 проектов на глубоководье. По итогам 2017 года на шельфе Мексиканского залива Соединенных Штатов в среднем добывались рекордные для региона 1,7 млн б.н.э. в сутки, а в 2018 году планируется дальнейший рост до 1,9 млн б.н.э. в сутки.

Несмотря на рекордные уровни, этот рост пока не может конкурировать с темпами прироста на сланцевых формациях в США, такой прирост аналогичен лишь одному региону – Eagle Ford. Однако добыча в Мексиканском заливе, прежде всего на глубоководье, вносит существенный вклад в американскую нефтедобычу, которая, по официальным прогнозам, увеличится в 2018 году на 1,4 млн б.н.э. в сутки, до средних за год 10,8 млн, а в 2019 году выйдет на уровень 11,8 млн б.н.э. в сутки.

Дополнительная информация

Идет загрузка следующего нового материала

Это был последний самый новый материал в разделе "Upstream"

Материалов нет

Наверх