1. Корректно ли утверждение. что на сайте АШ Вы проводите времени больше, чем на любом другом сайте, где публикуетесь, как автор?
Я вообще-то выкладываю свои статьи только на двух сайтах, на прочих перепечатывают уже без меня. В Агентстве нефтегазовой информации я веду раздел аналитики, но там сейчас нет форума. Все статьи по другой тематике публикую на АШ. Не скажу, что я провожу здесь много времени, в среднем 1-1,5 часа в день. Но есть исключения: когда выкладываю свою статью, отвечаю почти на все вопросы и комментарии, а их бывает сотни…
2. Какая основная Ваша мотивация писать статьи как автору?
Моя цель - просвещение. Так случилось, что я владею разнообразной информацией в области нефти и газа, экономики, экологии. Умею ее проанализировать и изложить в доступной форме. Надеюсь, это полезно и читателям, и, в целом, нашей стране.
3. Один из основных вопросов у меня к Вам: возможно ли добиться приемлемых EROEI при добыче сланцевой нефти?
На этот вопрос нет однозначного ответа, ибо он зависит от разных факторов. Вы знаете, что уже в 2008 г. на месторождении Bakken были пробурены скважины, из которых потом добыли 300-500 тыс. т нефти? Без супер-пупер-гидроразрывов. А нынче на самом перспективном месторождении Permian basin рассчитывают получить из средней скважины 13,5 тыс. т… Огромная разница, причем финансовые и энергетические затраты почти одинаковы. Решающим фактором является продуктивность пласта. И есть все основания полагать, что самые высокопродуктивные участки сланцевых пластов уже выбраны. Поэтому при неизменных ценах все показатели сланцевой добычи будут только ухудшаться.
С другой стороны, допустим на минуту, что нефтяные цены вернулись на уровень $100 за баррель. Бензин и дизель при этом вдвое не подорожают, в лучшем случае, на 30-35%. Следовательно, экономика сланцевой добычи резко воспрянет духом. А при рентабельном производстве низкий коэффициент EROEI большого значения иметь не будет.
4. Баженовская свита. Возможно ли добывать нефть на ней с хорошей рентабельностью? Или же это российская кладовая драгоценного сырья, которое в будущем будем добывать ради самого производства, а не ради получения энергии? Или вообще бесперспективные углеводороды для любых целей? Как Вы оцениваете будущий вклад баженовской свиты в российскую промышленность в будущем?
В ближайшие годы будут попытки разбурить наиболее трещиноватые участки бажена в районе Ханты-Мансийска. На пределе рентабельности (либо при ее отсутствии) из них можно добыть несколько миллионов тонн нефти. И все. Убыточную добычу никто там поддерживать не будет. Сибирские нефтяники сейчас займутся другими низкопроницаемыми пластами, в первую очередь, Ачимовской свитой. Там уже получены неплохие результаты, их можно тиражировать и развивать дальше.
Пригодятся ли нам эти запасы в отдаленном будущем? Думаю, да. Но нужны принципиально новые способы повышения продуктивности таких пластов . Когда нефти станет не хватать, они появятся.
Да. Некоторая стабилизация возможна при интенсивном внедрении методов повышения нефтеотдачи. Но долгой она не будет. Впрочем, даже постепенное снижение добычи позволит эксплуатировать Самотлор еще добрых 50 лет….
6. Добыча углеводов в Арктике - рискованная затея или нет?
На малых морских глубинах особого риска нет. В береговой зоне и на шельфе Аляски нефть добывают уже более 40 лет. За эти годы уровень техники многократно вырос. Наша платформа Приразломная в Печорском море нормально работает.
А вот на больших глубинах (свыше 200 м) добыча нефти несет высокий риск на любых широтах. В полярных морях мороз и ледовые поля, в южных - жара, штормы и ураганы, еще неизвестно, что лучше. Самый большой риск сулит бурение в глубоководной зоне Черного моря; в случае открытого фонтана ущерб черноморским курортам обойдется дороже аварии в Мексиканском заливе. Лучше бы там пока вообще не бурить.
7. Какие факторы необходимы, чтоб в российском секторе Арктики добыча углеводородов была высоко рентабельна (как газ на Ямале)?
Самый необходимый фактор - большие запасы и дебиты скважин. Платформа Приразломная (страшно подумать!) строилась 18 лет, она обошлась в $3 млрд. Но месторождение содержит свыше 70 млн т извлекаемых запасов, и выручка от добытой нефти ожидается на порядок больше. Это - гарантия высокой рентабельности.
Из других факторов отмечу освоение Северного морского пути. Другие транспортные маршруты намного дороже. Так что не зря Россия строит ледоколы.
8. На ваш взгляд, уже пройдены пики добычи нефти, газа, угля? В рамках планеты / РФ.
«Пик добычи» - это такая неуловимая вещь, как мираж. Вот он, кажется, можно руками потрогать, ан нет, отодвинулся дальше. Я вообще с большим недоверием отношусь к долгосрочному прогнозированию макроэкономических процессов. В данном случае гипотеза «пика нефти» оперирует только с запасами, добычей и потреблением. А вот что она не учитывает: 1) изменение мировых цен, 2)технический прогресс в экономии топлив, 3) переход с нефтепродуктов на газ и электроэнергию, 4) синтез нефтяных углеводородов из газа, угля и биологической органики.
Главное в том, что мировые запасы нефти не есть величина постоянная, их объем сильно зависит от текущей цены. И если цена вырастет до $150-200 за баррель, то мировые доказанные (выгодные для извлечения) запасы вырастут, по меньшей мере, вдвое. Поэтому разговоры о «пике нефти» любят падкие для сенсаций журналисты, а специалисты относятся к ним с улыбкой.
9. Какие страны наиболее сильно пострадают в ближайшем будущем из-за прохождения пиков добычи углеводородов? В каких странах наиболее сильно будет ощущаться в ближайшее время нехватка углеводородов?
Из предыдущего ответа следует, что «пика» все же не будет. Вместо него будут периоды роста и падения нефтяных цен. Однако на локальных рынках определенный дефицит нефти и, особенно, газа не исключен; именно он и будет управлять ценами.
Через 4-5 лет (возможно и раньше) в США начнется неуклонное снижение добычи газа. Оно будет легко компенсировано поставками СПГ по импорту. Да, придется опять переоборудовать часть терминалов, затратить какие-то деньги. Но никакого дефицита топлива не будет. Будет дефицит дешевого топлива . Те же процессы уже сейчас набирают силу в ЕС. То же произойдет и в сфере добычи нефти.
Вы скажете: сложно ждать роста нефтяных цен, когда они втрое ниже исторических максимумов. Но все именно так. Развитие идет по законам диалектики, скачкообразно. В период высоких нефтяных цен (2010-2014 г.г.) в нефтедобычу были вложены огромные средства, $1,4 трлн. Это долгосрочные, преимущественно морские проекты, их нельзя было остановить и законсервировать. Они и обеспечили избыток нефти на рынке, который был многократно преувеличен прессом западной пропаганды. Сейчас уже третий год инвестиции падают, порождая дефицит предложения. Поэтому рост цен неизбежен.
10. Запасы сланцевых месторождений колоссальные, однако извлечь возможно лишь небольшую часть на текущий момент (запасы неизвлекаемые) В будущем возможны технологии повышения процента извлечения нефти?
Это не запасы, а потенциальные ресурсы. В мире таких довольно много. Упомяну хотя бы формацию Green River в США, которая содержит более 1 трлн т органического вещества, треть из которого можно считать нефтью. Чтобы ее извлечь, нужно пропарить или размолоть 10 трлн т горной породы. Пустяковое дело…
Некоторые улучшения сланцевых технологий возможны по мере прекращения вокруг них глупого ажиотажа. Сейчас добыча идет под девизом «Драть шкуру, пока не лопнет!» Надо же продемонстрировать акционерам свои «достижения», привлечь горячие деньги. В результате во всех сланцевых скважинах происходит преждевременное разгазирование нефти в пласте, на месторождении Bakken идут колоссальные прорывы пластовых вод. Все это снижает отдачу пласта. Увы, планомерная разработка крупных пластов в США невозможна; там на месторождении сотни операторов и каждый стремится быстрей урвать кусок у другого.
11. Я часто слышу, что у России нет технологий добычи нефти на шельфе, в Арктике. Насколько реально в настоящий момент России самой разрабатывать шельф, добывать в Арктике?
А Вы не слушайте западные СМИ. И наших подпевал типа РБК тоже не слушайте. Если попросить их перечислить эти самые заветные, остро необходимые нам «технологии», они скромно спрячут мордочки в сторонку. Ответа будете ждать до ишачьей пасхи.
Для работы на мелководном шельфе никаких тонкостей-сложностей нет. Свои плавучие буровые установки мы производим. Свои платформы - тоже, у Лукойла они работают на Балтике и Каспии, Приразломную платформу я уже упоминал. Для Охотского моря заказываем часть оборудования в Корее? Это удобнее и дешевле. Приборы, автоматику берем импортную? Верно. А есть такие дуралеи, которые сами все пытаются производить, от насосов-компрессоров до диодов-триодов? Мне такие не известны.
А вот для работы на глубоководном шельфе, для подводных скважин мы не производим ничего. Причина проста, как блин: нет на них в России спроса . У нас еще мелководного шельфа хватит лет на 20. И на суше мы добываем в три раза больше , чем самим нужно. Ради чего же нам лезть на глубокий шельф, риски нести? Чтобы наводнить рынок нефтью, уронить цены в пол и половину выручки отдать западному сервису? Тот, кто рассчитывает на это, не имеет либо ума, либо совести.
12. Знаю производственное предприятие геофизической аппаратуры в Новосибирске “ЛУЧ”, которая разрабатывает оборудование для нефтянки. Но их постоянно преследуют финансовые проблемы. Как много таких компаний в России?
Почти все нефтесервисные компании испытывают финансовые трудности. Причин тут две. Первая в том, что создание и продвижение новой техники у нас чрезвычайно трудно: ни дешевых кредитов, ни опытных производств, ни крепких позиций на мировом рынке практически нет. Вторая проще. Крупные нефтяные компании повадились задерживать оплату своих подрядчиков на 3-4 месяца. Кажется, такого безобразия нигде в мире нет.
13. За 10 лет можно создать в России государственную сервисную компанию уровня Шлюмберже? Ведутся такие проекты? Возможно, уже есть?
Теоретически можно, практически - нет. Есть у нас такая компания, называется Росгеология. Она много намерений декларирует, но просит увеличить финансирование из бюджета. Может быть, ей не хватает сильного менеджера типа Сечина, они там часто меняются.
А вот подобную негосударственную компанию создать нельзя. Как только она начнет реально конкурировать с западными гигантами, они ее купят. Прецедент уже был: у геофизической компании «Петроальянс» с оборотом в сотни миллионов долларов на входе висел плакат «Не отдадим Шлюмберже ни пяди родной земли!». Шлюмберже ее потом и купила.
Надо понимать, что американцы, располагая неограниченными кредитными ресурсами за счет печатания доллара, способны удавить в корне любую конкуренцию, скупить все, что продается. И будет так до тех пор, пока у нас не заработают в полную силу антимонопольные законы. Вот тогда Шлюмберже больше 25% рынка взять не сможет и аппетиты свои умерит.
14. Для создания технологичного нефтепромыслового оборудования каких компетенций в России не хватает больше всего?
Россия на 85 % обеспечивает себя нефтепромысловым оборудованием. Вы считаете его «нетехнологичным»? Кто Вам это сказал? Можете рассмеяться ему в лицо. Трубная компания ТМК работает в США, Румынии, ОАЭ. Наши погружные насосы мало в чем уступают импортным, но существенно дешевле. Я уже не говорю о резервуарах, аппаратах, они во всем мире практически одинаковы.
А не хватает нам пока средств и опыта для работы на мировом рынке. Но с годами это придет.
15. Какие проекты сейчас ведутся по снижению пробелов в Российских компетенциях для разработки нефтепромыслового оборудования?
Честно говоря, не слежу за этим, потому что не вижу здесь проблемы. У нас десятки заводов нефтяного профиля от громады Уралмаша до небольшого завода буровых долот в Кургане. Они модернизируются, осваивают новые виды продукции, идет нормальная работа.
16. В 2000 году, когда поменял институт и первый раз расписался в ведомости получения зарплаты в новой лаборатории, с удивлением узнал, что зарплату в нашей лаборатории получает около 40 человек. Был уверен, что в лаборатории работает не более 10-12 человек (тех, кого я видел за месяц работы). Как на Ваш взгляд, в современных НИИ имеет место неэффективное использование трудового времени сотрудников? Ситуация меняется?
Разные есть институты… Мне довелось много лет работать с Институтом криосферы Земли, который возглавляет академик РАН В.П.Мельников. Численность сотрудников там всего 52 человека. Но его специалисты успевают и вести мониторинг вечной мерзлоты, и обследовать погребенные льды на Ямале, и помочь технарям в разработке мерзлых фундаментов… Многое зависит от лидера. Думаю, в Институте ядерных исследований штаны не просиживают, а в других, наверное, бывает.
Сам я всегда работал в прикладных НИИ, а там непосредственная связь с производством, оно и диктует тематику.
17. На Ваш взгляд, как часто российские НИИ занимаются освоением бюджета, а не реальной научной деятельностью. Меняется ли ситуация?
Не знаю. Приходилось сталкиваться со слабыми лабораториями, которые, можно сказать, даром хлеб ели, а вот с целыми институтами бездельников - никогда.
18. Один академик в личной беседе (около 8 лет назад) на вопрос: “...а почему не выбиваете больше проектов в институт...” ответил: “а кто делать их будет? !!!...”. И адекватная оценка сотрудников в институте показывала, что делать работы реально некому. Первопричиной указанного явления было:
Талантливых специалистов не хватало всегда. Во всех сферах, и в науке тоже. Сейчас положение с кадрами продолжает медленно ухудшаться. Основной причиной я считаю бюрократизацию всех сфер деятельности: образования, финансирования и самой науки.
19. Между компанией Шлюмберже и СО РАН существует неофициальная договоренность, что Шлюмберже не переманивает научных сотрудников из СО РАН. Но в любом случае, знаю массу специалистов, кто ушел из РАН в иностранные компании. От деятельности иностранных сервисных компаний в России Вы лично видите плюсы? Какие? В чем заключаются минусы?
Главным плюсом иностранных сервисных компаний является то, что российские специалисты проходят в них школу рыночных отношений. Надо знать себе цену; для многих это до сих пор остается проблемой. Существенно и получение опыта работы с иностранной техникой. Многие из россиян после этого уезжают работать за рубеж.
Главным минусом является монополизация сервиса. Цены западных компаний в России совершенно грабительские, заработки иностранцев порой выше президентских. Поражаюсь, как спокойно реагируют на это антимонопольные службы. Но рано или поздно эта вакханалия должна прекратиться.
20. Согласны ли Вы с утверждением, что одной из причин развала Советского Союза был локальный пик производства нефти (на существующих на тот момент технологиях)?
Ерунда. Никакими цифрами, экономическими выкладками она не подтверждается.
21. Какие ключевые вызовы предстоит решить российской нефтегазовой отрасли в ближайшее десятилетие?
Предстоит, наконец, осознать, что безудержная гонка за рекордами по добыче сырья выгодна лишь иностранным конкурентам да, может быть, еще нашим жуликам. Если Россия сократит нефтедобычу, скажем, на 20 % в течение 10 лет, она с лихвой компенсирует эти доходы за счет роста цен и притом сохранит свои природные ресурсы.
На сайте сайт много интересных авторов. Одним из них является . Для меня мнение Александра является ценным в силу его крайне богатого опыта в нефтегазовой отрасли. В то же время, он является независимым экспертом и может рубить правду матку не связан обязательствами при ответах на вопросы. Александр Григорьевич согласился ответить на вопросы:
1. Корректно ли утверждение. что на сайте АШ Вы проводите времени больше, чем на любом другом сайте, где публикуетесь, как автор?
Я вообще-то выкладываю свои статьи только на двух сайтах, на прочих перепечатывают уже без меня. В Агентстве нефтегазовой информации я веду раздел аналитики, но там сейчас нет форума. Все статьи по другой тематике публикую на АШ. Не скажу, что я провожу здесь много времени, в среднем 1-1,5 часа в день. Но есть исключения: когда выкладываю свою статью, отвечаю почти на все вопросы и комментарии, а их бывает сотни…
2. Какая основная Ваша мотивация писать статьи как автору?
Моя цель – просвещение. Так случилось, что я владею разнообразной информацией в области нефти и газа, экономики, экологии. Умею ее проанализировать и изложить в доступной форме. Надеюсь, это полезно и читателям, и, в целом, нашей стране.
3. Один из основных вопросов у меня к Вам: возможно ли добиться приемлемых EROEI при добыче сланцевой нефти?
На этот вопрос нет однозначного ответа, ибо он зависит от разных факторов. Вы знаете, что уже в 2008 г. на месторождении Bakken были пробурены скважины, из которых потом добыли 300-500 тыс. т нефти? Без супер-пупер-гидроразрывов. А нынче на самом перспективном месторождении Permian basin рассчитывают получить из средней скважины 13,5 тыс. т… Огромная разница, причем финансовые и энергетические затраты почти одинаковы. Решающим фактором является продуктивность пласта. И есть все основания полагать, что самые высокопродуктивные участки сланцевых пластов уже выбраны. Поэтому при неизменных ценах все показатели сланцевой добычи будут только ухудшаться.
С другой стороны, допустим на минуту, что нефтяные цены вернулись на уровень $100 за баррель. Бензин и дизель при этом вдвое не подорожают, в лучшем случае, на 30-35%. Следовательно, экономика сланцевой добычи резко воспрянет духом. А при рентабельном производстве низкий коэффициент EROEI большого значения иметь не будет.
4. Баженовская свита. Возможно ли добывать нефть на ней с хорошей рентабельностью? Или же это российская кладовая драгоценного сырья, которое в будущем будем добывать ради самого производства, а не ради получения энергии? Или вообще бесперспективные углеводороды для любых целей? Как Вы оцениваете будущий вклад баженовской свиты в российскую промышленность в будущем?
В ближайшие годы будут попытки разбурить наиболее трещиноватые участки бажена в районе Ханты-Мансийска. На пределе рентабельности (либо при ее отсутствии) из них можно добыть несколько миллионов тонн нефти. И все. Убыточную добычу никто там поддерживать не будет. Сибирские нефтяники сейчас займутся другими низкопроницаемыми пластами, в первую очередь, Ачимовской свитой. Там уже получены неплохие результаты, их можно тиражировать и развивать дальше.
Пригодятся ли нам эти запасы в отдаленном будущем? Думаю, да. Но нужны принципиально новые способы повышения продуктивности таких пластов . Когда нефти станет не хватать, они появятся.
Да. Некоторая стабилизация возможна при интенсивном внедрении методов повышения нефтеотдачи. Но долгой она не будет. Впрочем, даже постепенное снижение добычи позволит эксплуатировать Самотлор еще добрых 50 лет….
6. Добыча углеводов в Арктике - рискованная затея или нет?
На малых морских глубинах особого риска нет. В береговой зоне и на шельфе Аляски нефть добывают уже более 40 лет. За эти годы уровень техники многократно вырос. Наша платформа Приразломная в Печорском море нормально работает.
А вот на больших глубинах (свыше 200 м) добыча нефти несет высокий риск на любых широтах. В полярных морях мороз и ледовые поля, в южных – жара, штормы и ураганы, еще неизвестно, что лучше. Самый большой риск сулит бурение в глубоководной зоне Черного моря; в случае открытого фонтана ущерб черноморским курортам обойдется дороже аварии в Мексиканском заливе. Лучше бы там пока вообще не бурить.
7. Какие факторы необходимы, чтоб в российском секторе Арктики добыча углеводородов была высоко рентабельна (как газ на Ямале)?
Самый необходимый фактор – большие запасы и дебиты скважин. Платформа Приразломная (страшно подумать!) строилась 18 лет, она обошлась в $3 млрд. Но месторождение содержит свыше 70 млн т извлекаемых запасов, и выручка от добытой нефти ожидается на порядок больше. Это - гарантия высокой рентабельности.
Из других факторов отмечу освоение Северного морского пути. Другие транспортные маршруты намного дороже. Так что не зря Россия строит ледоколы.
8. На ваш взгляд, уже пройдены пики добычи нефти, газа, угля? В рамках планеты / РФ.
«Пик добычи» - это такая неуловимая вещь, как мираж. Вот он, кажется, можно руками потрогать, ан нет, отодвинулся дальше. Я вообще с большим недоверием отношусь к долгосрочному прогнозированию макроэкономических процессов. В данном случае гипотеза «пика нефти» оперирует только с запасами, добычей и потреблением. А вот что она не учитывает: 1) изменение мировых цен, 2)технический прогресс в экономии топлив, 3) переход с нефтепродуктов на газ и электроэнергию, 4) синтез нефтяных углеводородов из газа, угля и биологической органики.
Главное в том, что мировые запасы нефти не есть величина постоянная, их объем сильно зависит от текущей цены. И если цена вырастет до $150-200 за баррель, то мировые доказанные (выгодные для извлечения) запасы вырастут, по меньшей мере, вдвое. Поэтому разговоры о «пике нефти» любят падкие для сенсаций журналисты, а специалисты относятся к ним с улыбкой.
9. Какие страны наиболее сильно пострадают в ближайшем будущем из-за прохождения пиков добычи углеводородов? В каких странах наиболее сильно будет ощущаться в ближайшее время нехватка углеводородов?
Из предыдущего ответа следует, что «пика» все же не будет. Вместо него будут периоды роста и падения нефтяных цен. Однако на локальных рынках определенный дефицит нефти и, особенно, газа не исключен; именно он и будет управлять ценами.
Через 4-5 лет (возможно и раньше) в США начнется неуклонное снижение добычи газа. Оно будет легко компенсировано поставками СПГ по импорту. Да, придется опять переоборудовать часть терминалов, затратить какие-то деньги. Но никакого дефицита топлива не будет. Будет дефицит дешевого топлива . Те же процессы уже сейчас набирают силу в ЕС. То же произойдет и в сфере добычи нефти.
Вы скажете: сложно ждать роста нефтяных цен, когда они втрое ниже исторических максимумов. Но все именно так. Развитие идет по законам диалектики, скачкообразно. В период высоких нефтяных цен (2010-2014 г.г.) в нефтедобычу были вложены огромные средства, $1,4 трлн. Это долгосрочные, преимущественно морские проекты, их нельзя было остановить и законсервировать. Они и обеспечили избыток нефти на рынке, который был многократно преувеличен прессом западной пропаганды. Сейчас уже третий год инвестиции падают, порождая дефицит предложения. Поэтому рост цен неизбежен.
10. Запасы сланцевых месторождений колоссальные, однако извлечь возможно лишь небольшую часть на текущий момент (запасы неизвлекаемые) В будущем возможны технологии повышения процента извлечения нефти?
Это не запасы, а потенциальные ресурсы. В мире таких довольно много. Упомяну хотя бы формацию Green River в США, которая содержит более 1 трлн т органического вещества, треть из которого можно считать нефтью. Чтобы ее извлечь, нужно пропарить или размолоть 10 трлн т горной породы. Пустяковое дело…
Некоторые улучшения сланцевых технологий возможны по мере прекращения вокруг них глупого ажиотажа. Сейчас добыча идет под девизом «Драть шкуру, пока не лопнет!» Надо же продемонстрировать акционерам свои «достижения», привлечь горячие деньги. В результате во всех сланцевых скважинах происходит преждевременное разгазирование нефти в пласте, на месторождении Bakken идут колоссальные прорывы пластовых вод. Все это снижает отдачу пласта. Увы, планомерная разработка крупных пластов в США невозможна; там на месторождении сотни операторов и каждый стремится быстрей урвать кусок у другого.
11. Я часто слышу, что у России нет технологий добычи нефти на шельфе, в Арктике. Насколько реально в настоящий момент России самой разрабатывать шельф, добывать в Арктике?
А Вы не слушайте западные СМИ. И наших подпевал типа РБК тоже не слушайте. Если попросить их перечислить эти самые заветные, остро необходимые нам «технологии», они скромно спрячут мордочки в сторонку. Ответа будете ждать до ишачьей пасхи.
Для работы на мелководном шельфе никаких тонкостей-сложностей нет. Свои плавучие буровые установки мы производим. Свои платформы – тоже, у Лукойла они работают на Балтике и Каспии, Приразломную платформу я уже упоминал. Для Охотского моря заказываем часть оборудования в Корее? Это удобнее и дешевле. Приборы, автоматику берем импортную? Верно. А есть такие дуралеи, которые сами все пытаются производить, от насосов-компрессоров до диодов-триодов? Мне такие не известны.
А вот для работы на глубоководном шельфе, для подводных скважин мы не производим ничего. Причина проста, как блин: нет на них в России спроса . У нас еще мелководного шельфа хватит лет на 20. И на суше мы добываем в три раза больше , чем самим нужно. Ради чего же нам лезть на глубокий шельф, риски нести? Чтобы наводнить рынок нефтью, уронить цены в пол и половину выручки отдать западному сервису? Тот, кто рассчитывает на это, не имеет либо ума, либо совести.
12. Знаю производственное предприятие геофизической аппаратуры в Новосибирске “ЛУЧ”, которая разрабатывает оборудование для нефтянки. Но их постоянно преследуют финансовые проблемы. Как много таких компаний в России?
Почти все нефтесервисные компании испытывают финансовые трудности. Причин тут две. Первая в том, что создание и продвижение новой техники у нас чрезвычайно трудно: ни дешевых кредитов, ни опытных производств, ни крепких позиций на мировом рынке практически нет. Вторая проще. Крупные нефтяные компании повадились задерживать оплату своих подрядчиков на 3-4 месяца. Кажется, такого безобразия нигде в мире нет.
13. За 10 лет можно создать в России государственную сервисную компанию уровня Шлюмберже? Ведутся такие проекты? Возможно, уже есть?
Теоретически можно, практически – нет. Есть у нас такая компания, называется Росгеология. Она много намерений декларирует, но просит увеличить финансирование из бюджета. Может быть, ей не хватает сильного менеджера типа Сечина, они там часто меняются.
А вот подобную негосударственную компанию создать нельзя. Как только она начнет реально конкурировать с западными гигантами, они ее купят. Прецедент уже был: у геофизической компании «Петроальянс» с оборотом в сотни миллионов долларов на входе висел плакат «Не отдадим Шлюмберже ни пяди родной земли!». Шлюмберже ее потом и купила.
Надо понимать, что американцы, располагая неограниченными кредитными ресурсами за счет печатания доллара, способны удавить в корне любую конкуренцию, скупить все, что продается. И будет так до тех пор, пока у нас не заработают в полную силу антимонопольные законы. Вот тогда Шлюмберже больше 25% рынка взять не сможет и аппетиты свои умерит.
14. Для создания технологичного нефтепромыслового оборудования каких компетенций в России не хватает больше всего?
Россия на 85 % обеспечивает себя нефтепромысловым оборудованием. Вы считаете его «нетехнологичным»? Кто Вам это сказал? Можете рассмеяться ему в лицо. Трубная компания ТМК работает в США, Румынии, ОАЭ. Наши погружные насосы мало в чем уступают импортным, но существенно дешевле. Я уже не говорю о резервуарах, аппаратах, они во всем мире практически одинаковы.
А не хватает нам пока средств и опыта для работы на мировом рынке. Но с годами это придет.
15. Какие проекты сейчас ведутся по снижению пробелов в Российских компетенциях для разработки нефтепромыслового оборудования?
Честно говоря, не слежу за этим, потому что не вижу здесь проблемы. У нас десятки заводов нефтяного профиля от громады Уралмаша до небольшого завода буровых долот в Кургане. Они модернизируются, осваивают новые виды продукции, идет нормальная работа.
16. В 2000 году, когда поменял институт и первый раз расписался в ведомости получения зарплаты в новой лаборатории, с удивлением узнал, что зарплату в нашей лаборатории получает около 40 человек. Был уверен, что в лаборатории работает не более 10-12 человек (тех, кого я видел за месяц работы). Как на Ваш взгляд, в современных НИИ имеет место неэффективное использование трудового времени сотрудников? Ситуация меняется?
Разные есть институты… Мне довелось много лет работать с Институтом криосферы Земли, который возглавляет академик РАН В.П.Мельников. Численность сотрудников там всего 52 человека. Но его специалисты успевают и вести мониторинг вечной мерзлоты, и обследовать погребенные льды на Ямале, и помочь технарям в разработке мерзлых фундаментов… Многое зависит от лидера. Думаю, в Институте ядерных исследований штаны не просиживают, а в других, наверное, бывает.
Сам я всегда работал в прикладных НИИ, а там непосредственная связь с производством, оно и диктует тематику.
17. На Ваш взгляд, как часто российские НИИ занимаются освоением бюджета, а не реальной научной деятельностью. Меняется ли ситуация?
Не знаю. Приходилось сталкиваться со слабыми лабораториями, которые, можно сказать, даром хлеб ели, а вот с целыми институтами бездельников – никогда.
18. Один академик в личной беседе (около 8 лет назад) на вопрос: “...а почему не выбиваете больше проектов в институт...” ответил: “а кто делать их будет? !!!...”. И адекватная оценка сотрудников в институте показывала, что делать работы реально некому. Первопричиной указанного явления было:
Согласны ли Вы с указанными проблемами? Есть сейчас проблемы нехватки квалифицированных специалистов?
Талантливых специалистов не хватало всегда. Во всех сферах, и в науке тоже. Сейчас положение с кадрами продолжает медленно ухудшаться. Основной причиной я считаю бюрократизацию всех сфер деятельности: образования, финансирования и самой науки.
19. Между компанией Шлюмберже и СО РАН существует неофициальная договоренность, что Шлюмберже не переманивает научных сотрудников из СО РАН. Но в любом случае, знаю массу специалистов, кто ушел из РАН в иностранные компании. От деятельности иностранных сервисных компаний в России Вы лично видите плюсы? Какие? В чем заключаются минусы?
Главным плюсом иностранных сервисных компаний является то, что российские специалисты проходят в них школу рыночных отношений. Надо знать себе цену; для многих это до сих пор остается проблемой. Существенно и получение опыта работы с иностранной техникой. Многие из россиян после этого уезжают работать за рубеж.
Главным минусом является монополизация сервиса. Цены западных компаний в России совершенно грабительские, заработки иностранцев порой выше президентских. Поражаюсь, как спокойно реагируют на это антимонопольные службы. Но рано или поздно эта вакханалия должна прекратиться.
20. Согласны ли Вы с утверждением, что одной из причин развала Советского Союза был локальный пик производства нефти (на существующих на тот момент технологиях)?
Ерунда. Никакими цифрами, экономическими выкладками она не подтверждается.
21. Какие ключевые вызовы предстоит решить российской нефтегазовой отрасли в ближайшее десятилетие?
Предстоит, наконец, осознать, что безудержная гонка за рекордами по добыче сырья выгодна лишь иностранным конкурентам да, может быть, еще нашим жуликам. Если Россия сократит нефтедобычу, скажем, на 20 % в течение 10 лет, она с лихвой компенсирует эти доходы за счет роста цен и притом сохранит свои природные ресурсы.
Сегодня у нас шестой разговор и мой собеседник – популярный блогер Александр Григорьевич Хуршудов.
Для тех, кому не знакомо это имя, представлю его.
Хуршудов, Александр Григорьевич - эксперт Агентства нефтегазовой информации "Самотлор-экспресс".
Александр Хуршудов, эксперт в области добычи нефти, экологии и экономики, кандидат технических наук, член-корреспондент Международной Академии Наук Экологии и Безопасности Жизнедеятельности, заслуженный эколог ХМАО. Эксперт информационных агентств "Самотлор-Экспресс" (г. Тюмень), ИАREX (г. Киев) и журнала «Нефтегазовая вертикаль». Автор более 150 научных трудов и изобретений, свыше 200 статей в газетах и интернете.
Очень интересную статью, посвященную событиям на Украине, Александр Григорьевич опубликовал совсем недавно. Посмотреть ее можно по ссылке
И так, непосредственно вопросы и ответы:
Андрей Сотник:
Александр Григорьевич, как Вы считаете, для чего и с какой целью в России СМИ нагнетается антиукраинская истерия? Создается некий жупел и образ врага?
Александр Хуршудов:
Во-первых, я бы не называл это "истерией", а во-вторых, важно знать КТО именно "нагнетает". Официальные российские СМИ довольно сдержанно дают информацию. В ней нет НИКАКОГО унижения украинского народа, абсолютно никакого злопыхательства. Вот новость: министр Гелетей решил, что Россия может нанести по Украине ядерный удар. Комментариев к ней нет. Сам министр своих слов не опровергает. Вывод сделает сам читатель: горе стране, в которой такие идиоты становятся министрами.
А вот в интернет-помойке кипит ненависть. С обеих сторон. Прямо скажем, не с России она началась. Когда Майдан уже пылал злобой, в России лишь удивлялись. Ненависть пришла после одесских событий. Это нормальная реакция эмоциональных людей, которые не видят хорошего выхода из ситуации и готовы драться против явного врага. Именно такие и воюют на Украине. Есть в интернете штатные российские пропагандисты? Думаю, есть. Но их количество не идет ни в какое сравнение с той массированной пропагандой, которую развернули против нас США, ЕС и Украина. Оставлять ее без ответа тоже нельзя, напрочь оболваненная пропагандой Украина - тому лучший пример.
Но, думаю, все уже заметили явное отличие российской и украинской пропаганды. Украинская лжет на каждом шагу, не смущаясь. Одесситы у нее сожгли себя сами, бомбы на Луганск бросали инопланетяне, а "российская" установка Бук на поверку оказывается с украинским номером. Она рассчитана на легковерных глупцов. Как только ее опровергают, пропагандист уходит от разговора. Он знает, что врет, но деньги ему дороже. Не замечал подобных глупостей с российской стороны. А вот непроверенная, недостаточно достоверная информация - есть.
А теперь перейдем от слов к делам. Россия пять месяцев поставляла Украине газ без оплаты. В России спасаются разгромленные украинские солдаты, она их кормит, лечит раненых и отправляет обратно. Не интернирует. Россия приняла более 700 тыс. украинских беженцев. Это НАМНОГО убедительнее, чем любая пропаганда, надо только донести информацию до людей.
Андрей Сотник:
Не является ли одной из основных причин ведения войны, не считая широко освещенной политики США по дистабилизации мирового сообщества и ослабления России, интересы неких заинтересованных сторон, в лице представителей регионального и мирового олигархического капитала, занятого большим переделом ?
Александр Хуршудов:
Понятно, что за рубежом есть силы, заинтересованные в раздувании конфликта Украины с Россией. А есть ли в самой России силы, в частности, представители олигархического капитала, которые тоже имеют в этом конфликте свой интерес?
Есть. Это остатки ельцинского клана. Немцов, Юмашев, Ходорковский. Они заинтересованы в ослаблении России, подчинении ее американцам, которые являются их давними союзниками. У них сильное лобби в кабинете министров, который, на мой взгляд, проводит вредную для страны политику:ссылка на www.angi.ru Это враги. Но результат их действий будет противоположным. Против них объединится весь народ и выгонит из страны.
Вторая, более слабая сила - русские националисты. Я безмерно уважаю их за мужество, это их добровольцы защищают Донбасс. Но они должны понять, что у проблемы нет военного решения. Судьба Украины будет решаться в мирной жизни, в управлении и экономике. Это нацизм не может жить без войны, а Россия - может и должна так жить.
Андрей Сотник:
Как Вы считаете, какое будущее может ждать Россию в свете текущих событий и усиливающейся милитаризации страны?
Александр Хуршудов:
Какое будущее может ждать Россию в свете текущих событий и усиливающейся милитаризации страны?
Россию ждет прекрасное будущее. Горькая судьба Украины ясно показала всем россиянам: вот что ждет тех, кто поверил западным мерзавцам. Страна остро почувствовала, что идеалы сытного хлева, которые нам впаривали 20 лет, ей не подходят. Российский идеал - борьба за ОБЩЕЕ дело.
Я совершенно не согласен с термином "милитаризация страны". Это на Украине сейчас вводят в школах уроки военного дела. Это там прошло три этапа мобилизации. Это украинцы ввели "военный налог". В России ничего подобного нет. Россия создает себе нормальную армию. Небольшую по мировым меркам. Но современную, вполне способную успешно действовать в локальных конфликтах, как это было в Южной Осетии. На Украине этой армии воевать не придется, но присутствие ее на границах охлаждает безбашенные головы.
Андрей Сотник:
Как Вам видится вопрос интеграции украинских беженцев в российское общество и возможны ли конфликты с ними на межнациональной почве?
Александр Хуршудов:
Я думаю, большая часть беженцев уже весной вернется домой. Те, кто нашел работу, адаптировался, наверное, останутся. В России живет почти 3 млн. украинцев и НИКТО из них не чувствует неприязни по национальному признаку. Россия - интернациональная страна, такой она и останется. Должен отметить, что попытки раздуть внутри страны национальные конфликты власть пресекает жестко. Посмотрите, какие права предоставлены крымским татарам. Язык, квота на представительство во властных органах. Ничего подобного на Украине они не видели. Работайте, развивайте свою культуру. И это всех убедило.
Поразительно, но события на Украине укрепили национальное единство нашей страны. Недавно у меня гостили друзья из Грозного, там огромное количество желающих идти в Донбасс добровольцами. И очень выросло уважение к русским, которые работают педагогами, инженерами, программистами. Иначе и быть не может, потому что все сказки об "агрессивности" русского народа на деле оказываются примитивным враньем.
Андрей Сотник:
Как Вы считаете, каким образом и когда можно ожидать прекращения вооруженного конфликта на Украине?
Александр Хуршудов:
Единственный способ прекращения войны - это смена власти в Киеве. Нынешняя власть это сделать не в состоянии, потому что в ней нацистские настроения еще очень сильны. Украине нужна жесткая диктатура, которая развернет страну от ненависти к мирному строительству. Первым шагом должно стать прекращение пропаганды. С российской стороны - тоже. Между прочим, это - универсальное средство для лечения любых конфликтов. Уже 25 лет тлеет конфликт в Карабахе, и до тех пор, пока стороны изощряются в обвинениях друг друга, он не будет разрешен. Нужно просто наложить на них мораторий, пройдет несколько лет, и люди осознают, что можно договориться.
Именно так, в положительном направлении, развиваются отношения РФ с Грузией. Примечательно, что грузинские власти пока не решаются восстановить дипломатические отношения, но зато ввели для россиян безвизовый режим. Они ищут сотрудничества. Потому что былая ненависть, подогретая западными "спонсорами", уже рассеялась под напором объективной действительности.
Сейчас на Украине не видно сил, которые смогут обеспечить сильную власть. Но в кризис такие силы возникают быстро. И пройдет немного времени, пара лет, когда весь украинский народ почувствует себя, как после буйной пьянки с мордобоем, умоется, сбросит нацистскую пыль и начнет упорно работать на свое благо. Вместе с Россией.
Александр Григорьевич, большое спасибо за интересный разговор. Не могу сказать, что я полностью согласен с Вашими доводами и тезисами, но, ведь если бы такого не было, то не было бы и смысла в подобных встречах. Давайте посмотрим, какое мнение о нашем разговоре сложится у блогеров. А Вас я очень прошу, по возможности, отвечать на вопросы, которые будут появляться во время обсуждения.
П.С. Всем, кто по каким – то причинам не сможет принять участие в обсуждении, но хочет высказаться и задать вопрос – просьба писать мне в личку. Если в комментариях не будет содержаться переходы на личности и нарушения правил сообщества, все будет опубликовано с указанием имени автора. 05 сентября, с09.30 до 22.30 выйти в сеть и продублировать комментарии не смогу. Если таковые будут, они будут выложены в зону комментариев после 23 часов.
Всех желающих высказать свое мнение и стать моим следующим собеседником, прошу писать в личку.
Родился в 1948 году. В 1970 г. закончил Севастопольский приборостроительный институт по специальности «Физико-химические исследования металлургических процессов (защита металлов от коррозии)». В течение трех лет занимался испытанием материалов в Черном море.
В 1973-78 г.г. работал научным сотрудником в лаборатории технологии добычи нефти института СевКавНИПИнефть, г Грозный, затем заведовал сектором защиты от коррозии того же института. Кандидат технических наук по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (1979), старший научный сотрудник (1982) по той же специальности.
В 1986 г. перешел на работу в институт «НижневартовскНИПИнефть» в качестве начальника отдела техники и технологии добычи нефти. Участвовал в разнообразных прикладных исследованиях на Самотлорском и других крупных месторождениях ХМАО. За экологическое обследование Самотлорского месторождения награжден премией им. Муравленко.
В 1993 г. организовал с партнерами ЗАО «Институт природопользования», которым руководил в течение 14 лет. Помимо нефтедобычи, много занимался вопросами экологии, член-корреспондент Международной Академии Наук Экологии и Безопасности Жизнедеятельности (1996), заслуженный эколог ХМАО. Институт стал одним из первых рыночных предприятий в проектной деятельности, поэтому А.Г.Хуршудов неоднократно в качестве ГИПа руководил крупными нефтяными проектами.
В настоящее время Александр Хуршудов работает консультантом для российских и зарубежных компаний в сфере добычи нефти, нефтяной экологии и экономики. В течение 12 последних лет он инвестирует на фондовой бирже, пишет аналитические статьи и публицистику. Эксперт информационного агентства ИАREX (г. Киев) и журнала «Нефтегазовая вертикаль».
В далекой солнечной Бразилии имеется не только изобилие невиданных зверей, но и знаменитый карнавал, коррупция и нефть на глубоководном шельфе. Год назад новое правительство существенно облегчило доступ иностранных компаний к своим ресурсам в Атлантике, и теперь там наблюдается натуральный ажиотаж. На последнем аукционе за лицензии боролись крупные западные компании Total, BP, ExxonMobil, Shell, Repsol и китайская CNOOC. Победил консорциум бразильской Petrobras и ExxonMobil, которые заплатят государству неплохой бонус в размере $1,08 млрд. Аукцион настолько обрадовал власти Бразилии, что страна решила до конца 2019 г провести еще 8 подобных торгов и мечтает об удвоении добычи нефти. Любопытно мне стало, насколько реальны эти перспективы.
Главный нефтедобытчик Бразилии, государственная компания Petrobras в прошлом году декларировала свои запасы в размере 12,5 млрд барр. нефтяного эквивалента; в течение последних двух лет они уменьшились на 24,7%. Это, разумеется, результат снижения нефтяных цен, кроме того, разведка сильно сократилась и не компенсировала растущие отборы нефти. Динамика изменения запасов и добычи по стране в целом приведена на рис 1.
Большая часть нефти добывается на глубоководном шельфе. Напомню, что при глубине моря свыше 300 м стационарные платформы с опорой на дно становятся дорогими и не слишком надежными, поэтому добыча ведется из подводных скважин с помощью плавучих платформ и нефтехранилищ, которые, по сути являются морскими судами (рис.2).
Рис.2. Схема добычи нефти на глубоком шельфе (Р-34 – платформа для добычи, хранения и отгрузки, Shuttle – танкер-челнок)
Месторождения шельфа Бразилии сгруппированы в три нефтегазоносных района, главными из них являются Campos Basin и Santos Basin (рис.3).
2. Бассейн Campos
Этот район площадью примерно 100 тыс. км 2 разрабатывается c 1977 года. Здесь выявлено 40 месторождений и добывается 60% бразильской нефти. Часть площади расположена на малых морских глубинах (до 300 м) и даже на суше, но основная территория – на шельфе глубиной от 300 до 2000 м. Продуктивны пласты миоцена и верхнего мела. Глубже находится слой солевых отложений толщиной до 2 тыс. м (рис.4), они состоят из галита (это хлорид натрия), ангидрита (сульфат кальция) с примесями хлоридов калия и магния. В условиях повышенных температур и давлений соли пластичны; огромные купола образовались в результате выдавливания солей из нижних горизонтов.
Под слоем солей располагаются нижнемеловые осадочные породы, преимущественно известняки, пронизанные разломами. Еще глубже – рифтовые отложения, они сформировались в результате деятельности морских микроорганизмов. Несколько лет назад в подсолевых пластах бассейна Campos тоже были открыты крупные залежи нефти. Общая толщина подсолевых отложений составляет 200-400 м; нефтяные залежи в них нередко подстилаются пластовой водой.
Максимум добычи нефти в бассейне Campos был достигнут в 2011 году в размере 1,73 млн барр./сут. За последующие 5 лет она сократилась на 28,1 %, до 1,35 млн барр./сут. Темпы падения замедляются за счет ввода подсолевых скважин, из которых уже в 2013 году добывалось 90 тыс. барр./сут нефти. Здесь у компании Petrobras работают 37 плавучих и 15 стационарных платформ, построено три коридора трубопроводов для транспорта нефти и газа на материк (рис. 5).
Рис.5. Схема промысловых объектов бассейна Campos
3. Бассейн Santos
Нефтяные запасы бассейна Santos площадью 350 тыс. км 2 , наоборот, сосредоточены в подсолевых отложениях. Крупные месторождения здесь находятся дальше от берега (170-300 км), на больших морских глубинах (2000-2300 м). Продуктивные пласты сложены преимущественно биогенными карбонатами (рис. 6), средняя пористость их 7-12%. Встречаются почти монолитные трещиноватые пропластки.
Рис.6. Образцы керна подсолевых отложений
Пласты сильно деформированы тектоническими процессами (рис.7), крупные разломы сопровождались перемещением пород на тысячи метров. Развитая трещиноватость определяет высокую продуктивность скважин, которая достигает 4 тыс. т/сут.
Рис.7. Геологический разрез пластов в районе месторождения Libra
Подсолевые залежи нефти бассейна Santos открыты в 2006 году, эксплуатация их начата в 2009 году. В середине 2013 года добыча из подсолевых отложений достигла 300 тыс. барр./сут, а в прошлом году Petrobras объявил о достижении уровня 1 млн барр./сут. Здесь работают две стационарные и 9 плавучих платформ, имеется 2 коридора трубопроводов (рис. 8).
Рис. 8. Схема промысловых объектов бассейна Santos
4. Проблемы
О технических проблемах бурения и эксплуатации подводных скважин, плавучих платформ я даже говорить не буду. Это самые сложные работы в добыче нефти. Сейчас примерно половина скважин на глубоководном шельфе не доходит до проектных глубин из-за аварий. Но со временем опыт придет, оборудование будет усовершенствовано, и технические проблемы потеряют свою остроту. Я же остановлюсь на других сложностях.
Удаленность от берега. Она увеличивает все затраты, но больше всего затрудняет утилизацию попутного газа. Ибо подводный газопровод длиной 250-300 км обходится почти в $1 млрд. и тяжелым грузом ложится на проект. Между тем, Бразилия строго следит за сжиганием газа; были случаи, когда при невыполнении лицензионных условий власти вынуждали компании сокращать добычу.
Тропические штормы. Ураганы на побережье Бразилии редки, но штормы, как и везде, случаются. При сильном шторме возрастает возможность аварий, прекращается вывоз нефти танкерами, поэтому плавучие платформы нередко прекращают на время добычу. В прохладный период (2-3 кварталы) добыча на 2-3% выше, чем в жаркие месяцы.
Вязкая тяжелая нефть. Данных по вязкости очень мало, но плотности изменяются в пределах 880-960 кг/м3, а тяжелые нефти маловязкими не бывают. Вытеснение такой нефти водой затруднительно, коэффициенты извлечения составляют 20-25%. Чтобы их повысить, нужно бурить больше скважин, но каждая обойдется в $50-70 млн, при этом затраты растут до небес, а доходность движется в обратную сторону…
Очень неоднородные трещиноватые пласты. Мне довелось много работать с трещиноватыми коллекторами и, надо сказать, первые годы эксплуатации такого месторождения для нефтяника – сплошное удовольствие. На промыслах Грозного дебиты скважин тоже достигали 2-3 тыс. т/сут, часто их ограничивали, чтобы избежать вторжения воды в залежь. Но затем, после интенсивных отборов в пласте снижалось давление, приходилось срочно его восстанавливать закачкой воды, что ускоряло обводнение скважин. Те же процессы будут идти в подсолевых залежах бразильского шельфа, прорывы воды там даже более вероятны, поскольку водо-нефтяной контакт вскрыт во многих скважинах.
5. Примеры месторождений
В таблице выборочно приведена краткая характеристика некоторых месторождений шельфа Бразилии. Надо сказать, что информация о них крайне скудная, а после 2013 года практически отсутствует. Поэтому единственным критерием отбора месторождений служило наличие информации.
Из таблицы следует, что не все месторождения поражают своими размерами и запасами. На малых глубинах располагаются небольшие залежи с запасами нефти 10-40 млн тонн. Заметьте, в бассейне Santos для многих месторождений неизвестна площадь. Они еще слабо разведаны. Теперь несколько конкретных примеров .
Крупное месторождение Marlim в басcейне Campos расположено в 110 км от Рио-де-Жанейро, на шельфе глубиной 650-1050 м. Открыто в 1985 году, введено в эксплуатацию в 1998 году. Продуктивный песчаник толщиной 75 м здесь имеет фантастически высокую проницаемость – 2 дарси. Нефть вязкая, тяжелая, плотностью 950 кг/м 3 . Геологические запасы оценены в 9 млрд барр, извлекаемые – 1,7 млрд (242 млн т).
К концу 2002 года на месторождении Marlim было пробурено 129 подводных скважин (86 добывающих и 43 нагнетательных), общий объем инвестиций оценивается в $5 млрд. Добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных насосов. В 2007 г. добывалось 350 тыс. барр./сут (19,3 млн т/год) нефти и 250 тыс. барр./сут пластовой воды. Для поддержания пластового давления осуществлялась закачка воды в объеме 700 тыс. барр./сут. Более поздней информации нет.
Месторождение Barracuda находится в 160 км к востоку от города Macae. Открыто в 1998 году, вступило в эксплуатацию в 2004 году. К югу от него обнаружено месторождение Caratinga , в сумме их доказанные запасы составляют 1230 млн барр. (185 млн т). По заказу Petrobras обустройство промысла выполнила дочерняя компания Halliburton. Всего здесь пробурено 55 подводных скважин, в том числе, 33 добывающих и 22 нагнетательных. Добыча нефти составляет 311 тыс. барр./сут, что соответствует среднему дебиту скважин 1,4 тыс. т/сут. Это очень высокая продуктивность, при таких темпах запасы должны быть выбраны за 11 лет.
Месторождение Frade расположено на севере бассейна Campos, на морских глубинах 1050-1130 м, в 370 км от Рио-де-Жанейро. Площадь его порядка 20 км 2 . Открыто в 1986 г., введено в эксплуатацию с добычей 65 тыс. барр./сут в 2009 г. Доказанные запасы тяжелой нефти оценены в 200-300 млн барр. (29-43 млн т). В дополнение к трем разведочным скважинам проектом разработки предусматривалось бурение 12 горизонтальных добывающих и 7 вертикальных скважин для закачки воды. Фактически оператор проекта компания Chevron имеет на месторождении 11 добывающих и 4 нагнетательных скважины, которые обвязаны на плавучую платформу. Объем инвестиций составил порядка $3 млрд.
В ноябре 2011 г. при бурении оценочной скважины неожиданно произошел выброс нефтегазовой смеси. Устье скважины было загерметизировано в течение 4 дней. Для последующего сбора нефти и ликвидации скважины были использованы 18 плавучих емкостей. Объем выброшенной нефти был оценен в 660 т (интересно, каким способом это делалось?). В ходе судебного слушания прокурор требовал присудить компании немыслимый штраф в размере $20 млрд., но при поддержке нефтяного агентства Бразилии, Shevron отделался суммой $41,6 млн. Затем бурение скважин и закачка воды были остановлены; возобновились они лишь через 2,5 года.
Крупнейшее месторождение Tupi в бассейне Santos открыто в 2006 году, вступило в пробную эксплуатацию в 2012 г. Позднее оно было переименовано в месторождение Lula , это название моллюска и по совместительству фамилия бывшего бразильского президента. Глубина океана здесь составляет 2150-2200 м, кровли пласта – 4-5 тыс. м. Геологические запасы оцениваются в 14 млрд барр., извлекаемые – в 5-8 млрд. (на мой взгляд, оценка завышена). Нефть средней плотности (880 кг/м 3), в пластовых условиях сильно насыщена газом (285 м 3 /т) и потому имеет малую вязкость (1 спз). Пластовое давление 580 ат. Попутный газ содержит до 18 % углекислоты, необходима его очистка.
В ходе пилотного проекта на месторождении Lula предусматривалось пробурить 6 добывающих и 3 нагнетательных скважины, из которых одна предназначалась для закачки в пласт углекислого газа. В целом для полной выработки залежи понадобится примерно 100 скважин; минимальный объем инвестиций оценивается в $50 млрд. Фактически в 2013 году работало 5 скважин с общей добычей 107 тыс. барр./сут., Но в прошлом году Petrobras установил на месторождении еще 3 плавучих платформы, вероятно, для подключения разведочных скважин.
Самым перспективным в бассейне Santos считается месторождение Libra , расположенное севернее Lula, в 200 км к югу от Рио-де-Жанейро. Глубина океана здесь 2200-2300 м. Месторождение открыто в 2010 году. Первая разведочная скважина была ликвидирована из-за прихвата инструмента в солевой толще, но вторая прошла весь нефтенасыщенный интервал до водо-нефтяного контакта (326 м) и при испытаниях с глубины 5550 м дала 3667 барр./сут (516 т/сут) нефти плотностью 890 кг/м 3 . Пластовое давление 643 ат, температура 95 о С. Проницаемость пласта определена в размере 5,017 Д (!!!), но это, вероятно, результат низкой точности кратковременного испытания.
После аукциона в 2013 году лицензию на добычу получил консорциум из пяти компаний: Petrobras (оператор с долей 40%), Shell и Total (по 20%), китайские CNPC и CNOOC (по 10%). На площади примерно в 500 км 2 бразильское нефтяное агентство ANT супер-оптимистично декларирует 1-2 млрд т извлекаемых запасов и проектные дебиты скважин порядка 3,5 тыс. т/сут. Проблема в том, что месторождение мало разведано, границы его (рис.9) оценены большей частью по сейсмике 2D. Кроме того, на больших глубинах легко извлекается нефть из трещин, а вот из пористой матрицы ее добыть, как правило, очень сложно. На это мне указывает опыт эксплуатации месторождений Северного Кавказа и Тимано-Печоры; думаю, мы еще успеем убедиться в этом на примере подсолевых залежей Бразилии.
Рис.9. Структурная карта месторождения Libra по подошве солей.
По плану освоения месторождения Libra предусматривается выполнить 55% обустройства к концу 2021 года. Но результаты аукциона на объекты пробной эксплуатации в 2015 году были отменены (цитирую) «из-за аномально высоких цен, представленных претендентами». Повторный тендер в декабре прошлого года стал более успешным.
6. Экономика
Освоение глубоководного шельфа сделало компанию Petrobras чемпионом мира по размеру долгов (рис.10). В период 2006-2014 г.г. ее долг вырос с $21 млрд до $132 млрд. Сейчас он несколько снизился, но все равно в 5,6 раза превышает годовые денежные поступления. Примечательно, что основной рост долгов произошел в период высоких нефтяных цен, а вот после их снижения в 2014-16 г.г. компания получила $71,2 млрд убытков.
Рис.10. Сопоставление накопленного долга с денежными поступлениями
В течение последних двух лет компания интенсивно ищет выход из кризиса: она продала часть своих зарубежных активов, сократила число морских буровых станков с 59 до 34, бурение разведочных скважин с 48 стволов в год до 8 (в 6 раз!). Эксплуатационные расходы на добычу барреля нефти снизились с $14,6 до $11, но стоит отметить, что более трети этого снижения обусловлено ростом добычи.
В прошлом году выручка компании сократилась до $62,6 млрд, объем инвестиций – до $1,16 млрд. Тем не менее, Petrobras делает ставку на подсолевые пласты своего шельфа. На ближайшие 5 лет запланированы инвестиции в размере $74,1 млрд, из которых 82 % будет направлено на разведку и освоение глубоководных залежей.
У меня нет ни малейших сомнений в том, что в начальный период добыча подсолевой нефти себя с лихвой окупит. Сложно сказать, как изменятся экономические показатели после снижения дебита и обводнения скважин. Подводные и плавающие сооружения нельзя эксплуатировать себе в убыток; может быть, они будут законсервированы до лучших времен, когда появятся новые методы повышения нефтеотдачи.
7. Резюме
Вследствие огромной продуктивности скважин шельф Бразилии, бесспорно, содержит неплохие запасы нефти. С учетом уже добытых 1,8 млрд т и остаточных 1,7 млрд регион становится в ряд с такими бассейнами, как Мексиканский залив и Permian Basin в США, но намного уступает ближневосточным регионам и нашей Сибири.
Однако нефтяного рая на бразильском шельфе нет . Ни выше толщи солей, ни под нею. Открытые залежи являются весьма сложными, они требуют филигранной работы, которую затрудняют природа и амбиции менеджеров. В связи с этим возникает вопрос, почему бразильский шельф вызвал такой энтузиазм и конкуренцию крупнейших мировых компаний. Тому есть две причины.
Во-первых, экономический риск на свежем месторождении здесь минимален. Если скважина дает миллион тонн нефти в первый год, она даже при нынешних ценах уже окупает себя, аварийную соседку и добрую часть прочих объектов. Опасен лишь риск открытого фонтана, как у BP в Мексиканском заливе, но каждый надеется, что его эта напасть благополучно минует.
Во-вторых, мировые гранды испытывают огромный дефицит нефтяных запасов и в состоянии острого ресурсного голода склонны переоценивать перспективы. Стоит упомянуть их недавнюю конкуренцию за сланцевые плеи: все без исключения, даже осторожные китайцы, вляпались в приличные убытки.
Россия поступит мудро, если не будет ввязываться в эту конкурентную толкотню на глубоководном шельфе. У нее хватает запасов на суше, впереди немало открытий на мелкой воде. Стоит ли к этому искать себе на голову лишних приключений?
P . S . Автор выражает глубокую благодарность директору компании ПЕТРОГЕКО, кандидату геолого-минералогических наук Александру Соколову за ценные уточнения и полезное обсуждение, которые немало способствовали улучшению этого материала.
