авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

КУРС

«Добыча, подготовка и транспорт продукции на шельфе»

СамГТУ

НТФ

САМАРА

2008г

Для ФДО 2

Курс «Добыча, подготовка и транспорт продукции на шельфе»

Состав курса:

1. Лекции;

2. Практические занятия;

3. Экзамен.

ЛЕКЦИИ Полный курс лекций в электронном виде имеется:

- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Часть лекционного курса читается во время сессии в г. Самара.

Полный курс лекций можно получить у преподавателя во время сес сии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20- ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ Полный курс практических занятий в электронном виде имеется:

- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Часть практического курса изучается во время сессии в г. Самара.

Полный курс практических занятий можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20- ЭКЗАМЕН К экзамену допускаются студенты, выполнившие практические рабо ты.

Экзамен проводится по экзаменационным билетам.

ПРИЛОЖЕНИЕ ЛЕКЦИИ Лекция № 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти Как уже отмечалось, освоением морских недр с целью добычи углеводородов человече ство занялось вследствие их дефицита на суше, хотя первые шаги в море пионеры шельфа дела ли больше из любознательности и неистребимой потребности глубже познать природу.

Первые сведения о нефтеносности недр Каспийского моря содержатся в вахтенном журнале эскадры Войновича, которая в 1778 г. подошла к о-ву Жилому вблизи Апшеронского полуострова: «Резко запахло нефтью, на поверхности воды появились большие нефтяные пят на. Явление сие не иначе растолковано быть может, как тем, что плавающая на поверхности моря нефть выходит из самородных ключей на дне находящихся и по легкости своей наверх всплывающих, ибо весь Бакинский берег изобилует такими ключами...»

Это предположение о существовании подводных залежей оказалось пророческим. А первую нефть со дна моря стал добывать бакинский житель Касум-бек, соорудивший два ко лодца на расстоянии 18 и 30 м от берега, защитив их досками со дна на высоту 1,8 м выше уров ня воды. Отсюда предприимчивый Касум-бек вычерпывал нефть ведрами свыше 20 лет, пока его сооружения не были разрушены волнами.

В 1896 г. горный инженер Згленицкий обратился в Управление государственными имуществами Бакинской губернии с просьбой об отводе ему двух участков моря под разведку, но безуспешно.

В 1905 г. другой инженер, Заковенко, предложил для добычи нефти конструкцию кес сона-понтона, что также было отвергнуто.

И только в 1909 г. начались работы по засыпке Биби - Эйбатской бухты, которые завер шились лишь в 20-е гг., а в 1932 г. пробурена первая разведочная скважина, и со следующего года началась промышленная добыча нефти на отвоеванной у моря акватории площадью в га. Этими работами руководил инженер П.Н. Потоцкий, впоследствии (в 1932 г.) похороненный здесь, на территории, именуемой в советские годы Бухтой Ильича.

Добыча нефти в открытом море началась в 1925 г. из первой в стране скважины 71, пробуренной с платформы на деревянных сваях. В 1932 г. там же была сооружена вторая плат форма.

В 1934 г. вблизи о-ва Артема на Каспийском море началось освоение морского место рождения путем строительства металлических платформ для бурения скважин по проектам, предложенным Н.С. Тимофеевым.

Строительство велось с помощью специально приспособленных барж (киржимов), где размещалось оборудование для забивки свай и бурения шурфов. В зависимости от твердости пород, в дне моря пробуривали скважины глубиной 8—12 м, куда опускали сваи и закрепляли цементом. На сваях монтировали металлические ригели и фермы, на которых сооружалась на высоте 6—8 м над уровнем моря площадка под буровое и эксплуатационное оборудование.

Впоследствии для бурения скважин глубиной 2—3 тыс.м Б.А. Рачинский предложил новую конструкцию свайного основания, получившую широкое применение в 40-е гг. По его проекту в бухте строилась платформа с использованием плавучего крана и конструкций, изго товленных на заводе. Однако продолжительность строительства была все еще велика и измеря лась многими месяцами.

В 1944 г. объявлен всесоюзный конкурс на проектирование платформы под разве дочную буровую для глубин моря от 4 до 10 и от 10 до 15 м, при глубине скважин до 3500 м.

Было получено 26 проектов из различных городов Советского Союза. Первую премию за рабо ту «Новые универсальные трубчатые сборно-разборные конструкции оснований морских буро вых систем ЛАМ для глубин моря 15 и более метров» получил Л.А. Межлумов. Первое круп ноблочное основание этой системы было изготовлено в заводских условиях, и монтаж платфор мы в море завершен в течение трех месяцев. Тем самым в Баку впервые в мире для обустрой ства морских нефтяных месторождений применили методы, получившие впоследствии назва ние индустриальныв методы обустройства. Для монтажа и крепления готовых опорных бло ков, вес которых достигал 100 т, применялись плавучие краны и сваебойное оборудование отечественного производства. Блоки к месту установки доставлялись на баржах.

В 1949 г. Л.А. Межлумов, С.А. Оруджев и Ю.А. Сафаров предложили новую конст рукцию — крупноблочной платформы, получившую название МОС. Этот тип платформ позво лял освоить индустриальными методами акватории с глубинами до 15—20 м, сократив расход материалов почти на 20%, а продолжительность строительно-монтажных работ на море на 30%.

В дальнейшем создавались проекты более мощных платформ, предназначенных для бу рения поисковых и разведочных скважин на акваториях с глубиной моря 25 и более метров:

МОС-1, МОС-2, МОС-3 и, наконец, «Гипроморнефть-1». Для бурения поисковой скважины на акватории с глубиной 60 м был разработан проект платформы конструкции С.А. Оруджева.

По проектам Гипроморнефти только до 1980 г. на Каспийском море построено свыше 1000 стационарных платформ на акваториях с глубинами до 100 м, предназначенные в основ ном для бурения одиночных разведочных и эксплуатационных скважин глубиной до 6000 м, реже — для бурения кустов из двух и более скважин. Платформы состояли из 5—7 отдельных опорных блоков весом до 240 т, изготавливаемых на берегу из отечественных труб и доставляе мых на точку краново - монтажньми судами грузоподъемностью 100 – 250 т. Опорные блоки крепились ко дну забивными и бурозабивными сваями с помощью отечественных станков и ди зель - молотов с ударной силой 3—5 тс. Установка платформы на точке с монтажом бурового оборудования на море продолжалась в течение 2—4 мес., в зависимости от удаленности от бе рега и погодных условий. При волнении моря в 2—3 балла работы на краново-монтажных су дах прекращались. (На Каспийском море в течение года количество дней с таким волнением в среднём около 100.) Металлоемкость стацплатформ в зависимости от глубины моря и свойств грунта колебалась от нескольких сотен до 1,5—2 тыс. т. Стоимость строительства - от 0,5 до 1, млн руб. С помощью таких платформ на Каспии были открыты и введены в эксплуатацию по чти все разрабатываемые месторождения. По этим же проектам в 1970—1980 гг. построены стацплатформы на Черном и Азовском морях.

Следует отметить высокую конструктивную надежность платформ, рассчитанных на эксплуатацию в течение 25 лет (нам известна лишь одна катастрофа, приведшая к гибели буро вой бригады известного в стране мастера бурения Каверочкина во время жесточайшего шторма 1954 г. После этого несущие конструкции платформы стали поднимать над уровнем моря на м. Чаще всего аварии с разрушением платформ являлись следствием образования вблизи грифо нов из-за нарушений герметичности стволов скважин, в результате открытого фонтана с пожа ром и т.д.).

Кроме того, важным этапом в создании технических средств, позволивших начать в 50 х гг. добычу на море нефти, а позднее и газа, явились разработка проектов и строительство ме таллических эстакад, получивших широкое развитие на Каспии с 1947 г. Пионерами создания конструкций эстакадных сооружений были Б. А. Ра чинский, Н.С. Тимофеев, Л.0. Асан - Нури, Д.К. Мзареулов и др.

В условиях незамерзающего прибрежного мелководья обустройство месторождений с помощью эстакад с примыкающими к ним приэстакадными площадками существенно ускорило освоение морских залежей. В особенности эти темпы возросли с созданием эстакадострои тельного крана, позволяющего пионерным способом т.е. впереди себя) вести сооружение эста кады на глубинах до 30 м, с шагом пролетного строения 20 м;

а позднее на глубинах моря до м – с шагом до 50 м. Однако широкого развития они не получили из-за недостатка в стране, и в распоряжении строителей в частности, мощных плавкранов. Широкое развитие получили эста кадные конструкции из железобетона: на многих эстакадах и площадках стаж вместо дерева ис пользоватъ железобетонные плиты.

Успехи эстакадного строительства позволяли осваивать не только прибрежные месторождения, но и расположенные довольно далеко от берега. Так возник в море целый город на месторождении Нефтяные Камни, где глубина воды составляла 40—45 м.

Следует также отметить, что на Каспии (впервые в мире) были созданы намывные основания с площадками под буровые установки для глубин моря в 6 м. Было намыто основа ний общей протяженностью 25 км (объём грунта более 10 млн. м3), которые смогли соединить с материком острова Артем и Песчаный и обеспечить бурение десятков скважин в прибрежных районах Азербайджана. Для намыва грунта применялись земснаряды производительностью до 1000 м3/час. Грунт транспортировался по напорному пульпопроводу длиной до 7,5 км.

Особенностью намывных оснований и дамб является распластанный профиль с плоски ми волногасящими откосами, имеющими пляжный уклон. Лишь головная часть дамбы укрепля ется камнем, простой наброской. Ввиду высокой экономической эффективности строительства земляных намывных дамб вместо эстакад, опытом бакинцев заинтересовались многие страны.

Интерес к разработке морских ресурсов УВ возник в нашей стране в конце 1960 г.

Именно тогда вышел Указ Президиума Верховного Совета СССР «О континентальном шель фе СССР», который устанавливал суверенные права государства на разведку и эксплуатацию нефти и газа на море.

Развивать данное направление было поручено 3 профильным министерствам:

«Мингеология», «Миннефтепром» и «Мингазпром».

Например, в структуре «Мингеология» появилось несколько подразделений, специа лизировавшихся на данной проблематике, в том числе большой отдел морских работ, в подчи нении которого находились региональные структуры:

- трест «Крымнефтегазразведка» был преобразован в «Крымморнефтегазразвед ку»;

- на Дальнем Востоке появилась «Южно – Сахалинская геолого – разведочная экс педиция»;

- на Чёрном море создано НПО «Южморгео».

«Миннефтепром» в это время наращивал добычу нефти на Каспии.

«Мингазпром» закрепился на Азовском море.

К 75 – 78 году руководство страны справедливо решило, что задачи поставленные перед этими министерствами не выполнены и СССР отстал от других стран, добывавших уже до 25 % от общего объёма нефти и газа на шельфе.

В 1978 году все полномочия по шельфам были переданы в «Мингазпром», в структуре которого был создан крупный главк – «Главное управление по разведке и разработке мор ских месторождений нефти и газа» - (Главморнефтегаз).

В составе главка начали создаваться всесоюзные объединения и научно – произ водственные предприятия для работы на шельфе, а в уже действующих организациях появля лись специальные морские подразделения:

- «Сахалиннефть» стал «Сахалинморнефтегазпромом»;

- «Каспморнефть» стал «Каспморнефтегазпромом»;

- небольшое объединение на западе страны стало «Калининградморнефтегазпро мом»;

- в Краснодаре появился «Кубаньморнефтегазпром»;

- в Симферополе «Черноморнефтегазпром»;

- в Крыму был создан Всесоюзный институт по освоению морских ресурсов «ВНИ ПИшельф»;

- в Мурманске – «Арктикморнефтеразведка», «Севморгеофизика» и институт «Моргео»;

- в Москве – появился институт «ВНИПИморнефтегаз».

К середине 1980 г. в «Главморнефтегаз» входило уже более 30 предприятий, имев ших более 500 плавтехсредств. Под программы шельфа отдали Выборгское и Астраханское су достроительные объединения, а также конструкторское бюро «Коралл» в Севастополе. Кроме того, активно покупались суда в Польше, Югославии и Финляндии. Кстати, именно судами «Валентин Шашин» и «Виктор Муравленко» открыты практически все нынешние крупные морские месторождения.

Таким образом, в 1978 – 1989 г. работы на шельфе значительно активизирова лись:

- в Баренцевом море были открыты Мурманское и Северо – Кильдинское газовые ме сторождения, а также Штокмановское и Лудловское газо – конденсатные месторо ждения;

- в Печорском море были открыты Поморское газоконденсатное, Северо – Гуляев ское нефте-газо-конденсатное и Приразломное нефтяное месторождения;

- месторождения, вошедшие в проект «Сахалин-1» и «Сахалин-2».

Для работы за пределами СССР в структуре «Мингазпрома» было создано два специ альных подразделения «Союззарубежгазпром» и «Союззарубежморнефтегазпром». Послед нее находилось в подчинении «Главморнефтегаза».

Неудачей (экономическая нецелесообразность) закончилась попытка сооружения в прибрежной зоне Кубы морской платформы.

Успешные работы велись в Балтийском море на шельфах ГДР, Польши и СССР. Эти страны создали совместное предприятие «Петробалтик», которое, кстати, открыло Крав цовское месторождение.

Во Вьетнаме работы начались в апреле 1975 г. В июне 1981 г подписано межправитель ственное соглашение о создании СП «Вьетсовпетро». С 1984 г. началась промышленная добы ча на месторождении «Белый тигр».

В 1988 г. «морской главк» был передан в «Миннефтепром» и до 1993 г газовая про мышленность шельфом практически не занималась.

После развала СССР активы газовой промышленности удалось сохранить в структуре «Газпрома», а вот «Миннефтепром» рухнул, и в месте с ним исчез «Главморнефтегаз» со всеми своими подразделениями. Симферопольский «ВНИПИшельф» и Бакинский «Гипро морнефтегаз» оказались за границей. Московский «ВНИПИморнефтегаз» сохранить не смог ли. Многие предприятия распродали большую часть своего оборудования;

часть техники отда ли в долгосрочную аренду зарубежным компаниям. В результате – работы на шельфе практиче ски остановились.

Новый этап работ на шельфе связан с развитием «Газпрома», «ЛУКОЙЛа» и прим кнувшей позднее «Роснефти».

ГАЗПРОМ В 1993 г. в «Газпроме» было создано «Управление техники и технологии разра ботки морских месторождений». В 1994 г появилась дочерняя компания «Газпрома» - «Газ флот», а в «ВНИИГазе» появился центр «Морскик нефтегазовые месторождения». На рабо ту с шельфовыми объектами перепрофилирован «Гипроспецгаз» и дополнительно создан «Морнефтегазпроект».

Открытые газовиками после развала СССР Штокмановское и Приразломное месторо ждения были переданы компании «Росшельф», но «Газпром» смог восстановить справедли вость и вернул себе лицензии на эти месторождения. «Газфлот» с 1995 по 2007 г. открыл в Пе чорском море месторождения: Варандей-море, Медынское-море и Долгинское;

в Карском море:

газовые С- Каменномысское, Каменномысское-море и Обское (в акватории Обской губы) и Чу горьяхинское (в Тазовой губе).

В «Газпроме» в 2003 г. была утверждена «Концепция освоения ресурсов углеводоро дов на шельфе России до 2030 г.». На базе «Концепции» в 2005 г. приняли детальную «Про грамму».

Программа «Газпрома» определяет 4 основных региона первоочередных работ:

- нефтяной район:

регион Печорского моря, включающий Приразломное и Штокмановское место рождения. А также ряд близлежащих структур.

преимущественно газовые районы:

С-В часть шельфа Баренцева моря (Штокман и сателлиты);

Обско – Тазовская губа (С-Каменномысское, С-Каменномысское-море и т.д.);

Карское море (морская часть сухопутных Харасавэйского и Крузенштернского месторождений, чисто шельфовые Ленинградское и Русановское месторождения).

Причем, для доставки газа до существующей газопроводной системы «Газпрома» и экспортных поставок будет построен завод по выпуску сжиженного природного газа (СПГ) и создан соответствующий танкерный флот.

Срок завершения первой фазы проекта 2013 – 2014 г.

Наиболее крупные месторождения Обско- Тазовской губы станут вводить в эксплуата цию в 2015 – 2017 гг.

Месторождения Карского моря начнут осваиваться к 2028 – 2029 г.

Разработка нефтяного района начнется уже в 2008 г. (ввод платформы на Приразлом ном месторождении).

К 2030 году «Газпром» будет добывать на шельфе порядка 180 млрд.м3 газа и 11 мл н.т.нефти.

Сегодня «Программа» корректируется. Компания заинтеросована в своем присутствии на шельфе Охотского моря, особенно, его Сахалинской части. Пока корпорация имеет основ ную долю в проекте «Сахалин - 2».

Иностранные компании привлекаются «Газпромом»на условиях сервисного обслу живания и не имеют прав на лицензии и на участие в продаже продукции.

В 1997 г. Вьетнамское правительство обратилось к «Газпрому» с просьбой возобно вить поиск и разведку запасов природного газа на шельфе вместо рухнувших структур СССР (хотя ОАО «Зарубежнефть» до сих пор добывает 94 % всей нефти месторождения Белый Тигр).

В 1998 г. был создан специализированный оператор «Газпрома» - «Зарубежнефтегаз».

В 2000 г. между «Газпромом» и государственной «PetroVietnam» был подписан соот ветствующий контракт.

В 2002 г. была создана совместная операционная компания «VietGazprom».

В 2007 г. на площади Золотая Пантера первая скважина дала приток газа 380 тыс м3/сутки.

Геолого – разведочные работы «Газпром» продолжает и на шельфе Индии в Бенгаль ском заливе.

В 2000 г. концерн заключил классическое СРП с правительством Индии и государ ственной «Gas Authority of India Ltd (GAIL)». Пробурено 3 скв. Одна вскрыла перспективный пласт с давлением свыше 900 атм.. но работы приостановлены из-за отсутствия нужного обору дования.

В 2005 г. «Газпром» благодаря сотрудничеству с государственной компанией «Petroleos de Venezuela S.A.» выиграл тендер на поисковые работы на шельфе Венисуелы.

ЛУКОЙЛ Компания вошла в целый ряд шельфовых проектов в Азербайджанском секторе Ка спия, начала добычу нефти на Кравцовском месторождении на шельфе Балтийского моря (Ка лининградская обл), вела геолого – разведочные работы в Российском и Казахстанском секто рах Каспия.

Доля компании в крупнейшем азербайджанском шельфовом газовом проекте Шах-Де низ, на котором промышленная добыча началась в 2006 г. составляет 10 %. Кроме того, компа ния контролирует 80 % проекта D-222 (самая крупная структура Ялама в С-В части Каспия).

«Лукойл» за 10 лет открыл на Каспии 5 крупных месторождений. Первое (им. Ю.Кор чагина) будет введено в эксплуатацию в 2009 г.;

второе (им. В. Филановского) в 2012 г. К г. суммарная добыча компании на шельфе каспия составит более 12 млн.т./год.

В 2007 г. главы России и Казахстана подписали протокол, в соответствии с которым «Лукойлу» и «КазМунайГаз» предоставляется право пользоваться месторождением Хвалын ское и структурой Центральная (расположены в российских и казахстанских секторах) без про ведения конкурсов и аукционов. Ввод в эксплуатацию первого месторождения состоится в 2014 г.

«Лукойл» приобрел 63 % в проекте освоения нефтяного шельфового блока СТ- близь Кот-Д/Ивуара (Западная Африка) Нигерия.

РОСНЕФТЬ 20 % принадлежит компании в проекте «Сахалин-1», где добыча началась в 2005 г.

Компания ведет поисковые работы в рамках проекта «Сахалин-3» в партнерстве с ки тайской компанией «Sinopes»;

в рамках проекта «Сахалин-4» в партнерстве с «ВР» и в рамках проекта «Сахалин-5». Но лицензий на эксплуатацию пока не имеет.

Совместно с «Korea National Oil Company (KNOC)» компания занимается разведкой камчатского шельфа.

Компания получила лицензию на поисковые работы на Туапсинском блоке в Российском секторе Черного моря;

сотрудничает с Казахстанскими компаниями в Каспийском море и пла нирует начать освоение Азовского моря.

1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах Первые сведения о добыче морской нефти в Америке относятся к 1895 г., когда на ти хоокеанском побережье, недалеко от г. Санта – Барбара (штат Калифорния), по инициативе Уи льямса были построены на сваях деревянные платформы, с которых было пробурено около скважин с применением уже весьма прогрессирующей в те годы в стране технологии ударно – канатного бурения.

Это побудило многих частных предпринимателей и уже сложившиеся нефтяные корпо рации США, добывающие нефть на суше, заняться освоением прибрежных месторождений, в особенности на мелководье озер Эри и Каддо, а затем и Мексиканского залива.

Этому же способствовали успехи ударно – канатного, а затем и роторного бурения. Од нако, настоящий «морской бум» добычи нефти возникает в США после Второй мировой войны, когда методы геофизической разведки в море стали достаточно надежными. До этого открытию залежей зачастую сопутствовали не столько знание геологии, сколько интуиция и удача.

Тем не менее поиск морских месторождений с помощью стационарных сооружений из за большого процента неудач был пока еще крайне нерентабельным, что побудило использо вать на период бурения разведочных скважин мобильные плавучие средства, специально прита пливаемые ко дну —реконструированные военные транспортные баржи, способные быстро перемещаться по акватории в поисках залежи. Их широкое (свыше 20 единиц) использование на Мексиканском заливе позволило за довольно короткий срок (около пяти лет) открыть на мелководье более 20 месторождений. Причем, в случае хорошего притока нефти, некоторые из барж оставляли на месте для дальнейшей работы.

Интенсивно развивающиеся в 60—70-е гг. XX в. гравиметрия, сейсмика и другие виды геофизических исследований, одновременно осуществляемые специально приспособленными для этих целей судами, позволили значительно повысить эффективность поисков благоприят ных структур — скоплений УВ. Именно с созданием судов, снабженных соответствующим обо рудованием, началась интенсивная и планомерная разведка ресурсов нефти и газа на континен тальном шельфе Мирового океана, а ресурсная база способствовала созданию мобильных пла вучих буровых установок, с помощью которых открытие месторождения решалось окончатель но.

В эти же годы успехи технологии наклонно-направленного бурения скважин позволили уже проводить на открытых месторождениях группу скважин с одной стационарной платфор мы. Поскольку первоначально осваивались месторождения, расположенные близко к берегу, ограничивались установкой на устье скважины фонтанной арматуры, и продукция под давлени ем пласта поступала на берег по трубопроводу. Однако со временем (естественно, по мере уда ления от суши) технологические операции по подготовке продукции к транспорту стали осуще ствляться уже на платформах, но вначале раздельно, поскольку на мелководье пока еще было рентабельно строить отдельные основания. Но с удалением от берега и ростом глубин все опе рации стали производить на единой платформе.

Этому способствовало также активное создание новых регламентных документов, в ко торых указывались расстояния, минимально допустимые между различными технологическими объектами.

И когда в 60-х гг. XX в. стали осваиваться нефтегазовые месторождения Северного моря, в мире уже были созданы и получили широкое распространение по-настоящему инду стриальные методы обустройства морских нефтегазодобывающих объектов.

2. Приоритетные составляющие морского потенциала 2.1. Размер месторождения Достоверно известно, что 74,5 % мировых запасов нефти сосредоточено в крупнейших месторождениях с извлекаемыми запасами свыше 68,5 млн.т.;

а уровень концентрации запасов газа на крупнейших месторождениях ещё выше.

На сегодняшний день 98,1 % морских запасов РФ сосредоточены на 26 крупнейших ме сторождениях с начальными извлекаемыми запасами свыше 65 млн.т.

Из 43 месторождений 20 относится к категории гигантских ( 100 млн.т.), а 5 к катего рии уникальных ( 500 млрд.м3.). На 5 крупнейших месторождениях нефти сосредоточено ~ 80,6 % её суммарных запасов. На 17 % крупнейших месторождений газа сосредоточено 94,4 его суммарных запасов, а запасы 10 месторождений из них 84,4 % суммарных запасов.

Поскольку, разведанные на сегодняшний день запасы всех категорий составляют ~ 10% от потенциальных запасов, есть все основания ожидать открытия на Российском шельфе круп нейших месторождений нефти и газа, в том числе, гигантских и уникальных.

94,4 % перспективных ресурсов (С3) сосредоточены на 2 площадях и 4 месторождениях в Баренцевом, Печорском, Карском и Каспийском морях.

Поэтому в 2005 – 2006 годах ВНИГРИ совместно с институтом геологии нефти и газа СО РАН был выполнен проект «Разработка научно – методических основ осуществления прогноза выявления крупных месторождений нефти и газа на территории России»

2.2. Количество жидких углеводородов Оценка фазовой структуры ресурсов и прогноз открытия крупнейших морских место рождений жидких углеводородов традиционно решатся формальным, небесспорным и крайне невыгодным для РФ образом.

Так на 1.01.1993 г на долю жидкой составляющей Российских акваторий отводилось лишь 15,7 %.

На 1.01.2002 г – эта цифра возросла до 17,5 %.

Наконец, на 1.01.2004 г – по данным ВНИГРИ (официально не утверждённым) – эта цифра составила ~ 19 % (в абсолютных цифрах последний прирост равноценен 1,5 млрд.т. жид ких углеводородов).

В то же время, для остального мирового шельфа, на долю которого приходится ~ 79 % поверхности, (~ 3000 разведанных морских месторождений) доля жидких углеводородов со ставляет величину порядка 54 %.

Даже для шельфов, сопредельных с Российскими акваториями эта величина не опус кается ниже 37 %. А ведь они с Российским шельфом составляют единый бассейн.

Причин такому вопиющему несоответствию несколько:

- господствующее в РФ представление о возрастании газоносности недр при перехо де от суши к морю по мере увеличения его глубины.

Но, на сегодняшний день уже можно считать доказанным, что подобная тенденция хотя и имеет место, но лишь для флангов соответствующих бассейнов. В центральной же части про филя формируется большая часть не только газовых, но и нефтяных гигантов, включая подав ляющее количество уникальных месторождений.

- Совершенно неравнозначным бассейнам присваиваются практически сопостави мые ресурсные оценки по жидким углеводородам, уравнивающие шансы на откры тие крупнейших месторождений нефти.

Так, по оценке на 1.01.2002 г Баренцево море и Российский сектор Черного моря оказа лись рядом по величине ресурсов нефти. Хотя по величине начальных суммарных ресурсов Ба ренцево море в 40 раз превосходит Черное. Это произошло потому, что для Баренцева моря на долю жидких углеводородов отвели 2,5 %;

а для Черного моря 76,5 %. Это тем более удиви тельно, что в нефте-газовом бассейне, к которому принадлежит Черное море, уже открыто месторождений, среди которых преобладают газовые и лишь в единичных случаях мы имеем месторождения с запасами нефти 30 млн.т.

- влияние первоначальных открытий.

Так, для Северного моря на первом этапе работ (1961 –1966 г) утвердился прогноз о его преимущественной газоносности, ибо в этот период там было открыто 4 крупных газовых ме сторождения, в том числе такие гиганты как Гронинген и Леман ( 330 млрд.м3).

Второй период (1966 – 1969 г) лишь подтвердил первоначальный прогноз о подявляю щей газоносности Северного моря.

Как результат, многие компании стали сворачивать свою деятельность и уводить буро вые платформы. И лишь совершенно случайное, неожиданное и не прогнозируемое открытие нефтяного гиганта Экофикс – положило начало третьему периоду, продолжающемуся по насто ящее время.

Таким образом, первоначальный прогноз был бесповоротно опровергнут и на сего дняшний день доля жидких углеводородов в Северном море оценивается ~ в 50%.

Ресурсная оценка Баренцева и Печерского морей сегодня в точности повторяет ис торию ресурсной оценки Северного моря на её первых двух этапах. Так, в рамках акватории Печорского моря разведанность по нефти составляет 2,3 %, по газу – 0,7 %.;

а для Россий ского сектора Баренцова моря – 0 и 11,5 % соответственно.

И на основании этого по ресурсной оценке на 1.01.2002 г в 2005 году был сделан вывод, что самое крупное будущее нефтяное месторождение не превысит 45 млн.т., что за ведомо нерентабельно. Если этому верить, то никаких работ, направленных на открытие нефтя ных гигантов проводить не следует.

- Деление акватории на сектора – соответственно принадлежности прибрежным государствам, которые, в свою очередь, делятся на лицензионные блоки и участки. В результате, создание целостной картины крайне затруднительно.

2.3. Величина транзитной доли мелководья Глубина моря над месторождением – это одно из главных условий, определяющих воз можность и очередность освоения углеводородного потенциала.

Специфика транзитного мелководья (глубины - 20 м):

- переход от него на большие глубины увеличивает капитальные вложения в несколь ко раз;

- сейсмические исследования требуют особых технологий;

- возрастает эффективность геохимических съёмок;

- возможность изучения наземными скважинами (наклонно – направленные);

- возможно наиболее полное привлечение данных по сопредельной суше.

С учетом современных технологий (на 2005 г) технически недоступными считаются 28 % суммарных начальных извлекаемых запасов нефти шельфа РФ и 41 % газа.

Мировая тенденция – это неуклонное увеличение затрат на освоение глубоковод ных ресурсов углеводородов.

РФ в настоящее время нет необходимости следовать этой общемировой тенденции, ибо она обладает не только самым большим шельфом, но и самой обширной зоной мелко водья с глубинами до 20 м. (~ 630 тыс.км2, на которой расположено ~ 30 млрд.т. углеводо родов, т.е. не менее 20 % всего морского углеводородного потенциала РФ);

причём, РФ только начинает широкомасштабное освоение этого потенциала.

На сегодняшний день в транзитной зоне мелководья открыто 6 прибрежно – мор ских и 18 собственно морских месторождений;

ещё 10 месторождений открыто в прилежа щей зоне с глубинами 20 – 50м;

за пределами изобаты 50м открыто 9 месторождений.

Единственное исключение в распределённом фонде в распределенном фонде – Штокма новское месторождение.

В то же время транзитное мелководье изучено крайне неравномерно и недостаточно.

Основная часть транзитного мелководья РФ принадлежит Тимано – Печорской и Западно – Сибирской нефте – газовым провинциям (НГП), а также занимает значительные площади в составе Лаптевской и Восточно – Арктической НГП. На них сосредоточено до % нефтегазовых ресурсов соответствующих акваторий. Здесь сосредоточено 14 из 17 открытых в Морской Арктике месторождений, значительная часть из которых является крупными. При этом, величина нефте- газонакопления в Печорском море достигает почти 900 млн.т.н.э. и 4, млрд.т.н.э. в Карском море.

Так, в транзитной зоне Печорского и Карского морей подготовленные запасы состав ляют лишь 9 % от начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа, а эффективные ресурсы категорий С3+D1 – примерно50 % оцененных запасов. Всего же здесь пробурено 28 разведоч ных скважин.

В транзитной зоне Восточно – Арктического мелководья вообще пока установлены лишь проблематичные ресурсы категории D2.

Печорская транзитная зона.

НСР оценены в 3,49 млрд.т.н.э.(из них на жидкие углеводороды приходится около 3 млрд.т.н.э. – более 82 % НСР). На сегодня открыто 5 месторождений, три из которых крупные – Приразломное, Варандей-море и Медынское-море. Их запасы составляют 22 % НСР.

Таким образом, Печорская транзитная зона – один из главных морских районов РФ с реальной и близкой перспективной организацией нефтедобычи.

К сожалению, существующие программы ближайшего лицензирования практически не затрагивают данного мелководья. Некоторым исключением является район Приразломного ме сторождения, занимающий 15 % транзитной зоны.

Карская транзитная зона.

Отличительная черта – наиболее богата ресурсами акватория губ.

НСР оценены в 16 - 18 млрд.т.н.э. (свободный газ – 76 %, нефть – 16 %, конденсат – %, растворенный газ – 2 %). Причем, содержание нефти в акватории губ на 8 – 10 % выше, чем в открытом море.

Поэтому, в 2005 – 2006 г ВНИГРИ выполнило работу «Оценка перспектив нефтега зоносности мелководья арктических морей России, выделение главных районов, зон и локаль ных объектов нефтегазонакопления и обоснование дальнейших работ на нефть и газ».

2.4. Зоны нефтегазонакопления В основе зонального прогноза лежат фундаментальные работы ВНИГРИ, основанные на анализе почти 500 зон доказанного нефтегазонакопления в хорошо разведанных НГБ мира.

Результаты анализа мирового опыта изложены в монографии Ю.Н. Григоренко и др. «Зоны нефтегазонакопления окраин континентов» – 2002 г.

На сегодняшний день в акваториях Балтийского, Печорского, Карского (южная часть), Охотского и Каспийского морей выделено более 120 зон нефтегазонакопления;

оценены геоло гические ресурсы 109 зон с совокупными начальными извлекаемыми запасами ~ 40 млрд.т.;

в 29 зонах открыты месторождения нефти и газа;

определены наиболее перспективные и перво очередные для освоения зоны нефтегазонакопления.

2.5. Приграничные акватории Среди акваторий 14 окраинных и внутренний морей, а также Тихого океана, омываю щих территорию РФ, только 4 являются сугубо внутренними. В остальных существуют пригра ничные акватории, имеющие линии делимитации водного пространства и, соответственно, УВ ресурсов морского дна с 10 соседними государствами.

Состояние процесса морской делимитации различное:

- от нейтрального, до спорного, временами конфликтного.

По приблизительным оценкам в приграничных территориях находится ~ 25 % УВ мор ского потенциала РФ.

Отсюда напрашивается вывод:

Крайне необходимо не только срочно урегулировать правовые вопросы и провести точ ную оценку УВ ресурсов, но и необходимо обеспечить реальное присутствие там РФ в любых возможных формах: от проведения НИР до разработки УВ месторождений.

Без этого РФ не сможет утвердиться в качестве морской нефте – газодобывающей дер жавы.

2.6. Центры морской нефтегазодобычи Целью создания центров морской нефте- газодобычи (ЦМНГД) является освоение про странственно сближенных месторождений УВ в рамках единой инфраструктуры.

В настоящее время достаточно определённо просматриваются контуры 6 ЦМНГД:

- Штокмановско – Мурманского (Баренцево море);

- Печорского (Печорское море и сопредельная суша);

- Обско – Тазовского (Карское море, губы, заливы и сопредельная суша);

- Магаданско – Западно – Камчатского (Охотское море и сопредельная суша);

- Северо – Сахалинского (Охотское море и сопредельная суша);

- Каспийского (Каспийское море).

Суммарные начальные извлекаемые ресурсы шести ЦМНГД составляют 38,6 млрд.т.;

причем из них 8,4 млрд.т. – жидкие углеводороды.

В структуре этих ресурсов доля собственно морской части составляет 60 %, транзитной зоны 24 %, прибрежной суши – 16 %.

Два из шести центров приурочены к приграничным акваториям.

При благоприятном сценарии развития процесса морской нефтегазодобычи в рамках ЦМНГД к 2020 г могут быть достигнуты уровни совокупной добычи нефти 90 млн.т. (в том числе 60 млн.т. – морская нефтедобыча) и газа 300 млрд.м3 (в том числе 226 млрд.м3 – морская газодобыча).

Подобные достижения вполне возможны т.к.:

на 1.01.2007 г. в акватории Баренцева моря открыто 11 месторождений нефти и газа, из них одно уникальное (Штокмановское), семь крупных (Ледовое, Лудловское, Мур манское, Долгинское, Приразломное, Мединское-море, С-Гулявское), два средних (По морское, С-Кильдинское) и одно мелкое (Варандей-море).

Среди перечисленных скоплений залежей – четыре газовых, два газоконденсатных, четыре нефтяных и одно газонефтяное.

На 1.01.2007 г. в акватории Карского моря открыто два газоконденсатных месторожде ния (Русановское и Ленинградское). Од\ба относятся к числу уникальных. Кроме того, «ОАО Газфлот» обнаружило ряд газовых месторождений в Обской и Тазовской губах.

На базе открытых месторождений в ближайшие годы должно начаться формирование новых нефтегазодобывающих центров.

К 2020 году только в Баренцевом и печорском море добыча может быть доведена до млн.т.нефти в год и газа до 130 млр. м3 в год.

В этой части арктического шельфа начато и развивается лицензирование участков недр для геологического изучения, поисков и разведки месторождений углеводородов и их последу ющей разработки (Рис.2.).

Моря восточноарктического шельфа, особенно Восточно-Сибирское, и Чукотское – наименее изученные на всём континентальном шельфе РФ и, по -видимому, в мире.

В связи с Государственной стратегией, проект которой внесён в правительство РФ марта 2006 г научно-исследовательские и научно- производственные организации РФ (головной институт ФГУП «ВНИИОкеангеология») подготовили проект программы регионального гео логического изучения нефтегазоносности и недропользования на шельфе РФ до 2020 года.

В соответствии с программой стратегическими регионами геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ в 2006 – 2010 годах станут акватории Баренцева и Карского морей.

В последующий период (2011 – 2020 г.) основные объёмы ГРР будут перенесены в вос точные районы Арктики, где процесс лицензирования недр в значимых масштабах будет проис ходить уже после 2020 года.

Разработан план лицензионных аукционов на 2006 – 2010 г., включающий в себя перспективных блоков, распределённых по 6 тендерам, в Баренцевом и Печорском морях (Рис.3.).

На начало 2008 г. по данным Минприроды в РФ открыто уже 44 морских месторо ждения УВ, на которые приходится около трети все отечественных запасов газа, 22 % га зоконденсата и 12 % нефти. Причём, свыше 80 % ресурсов находится в Арктике, недра которой изучены на 5 %;

хотя в мире морская добыча нефти составляет 35 %, а газа – % от общих объёмов.

Выход РФ на шельф неизбежен, ибо более 75 % разведанных на суше запасов уже во влечено в разработку и освоено как минимум на 50 %.

К примеру, ресурсы одного только Штокмановского газоконденсатного месторождения превышают суммарные поставки в Европу газа за последние 30 лет.

Лекция № 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов РФ.

Характеристика углеводородного потенциала.

Морские нефте-газоносные районы РФ состоят из следующих регионов:

- Арктический регион - Дальневосточный регион - Каспийский регион - Балтийский регион - Азово – Черноморский регион 1.1. Арктический регион В арктическом регионе различают два сектора:

- Восточный осадочный сектор - Западный осадочный сектор Восточный осадочный сектор состоит:

- Арктического шельфа - Северо – Антлантического шельфа Западный осадочный сектор состоит из:

- Арктического шельфа - Тихоокеанского шельфа Восточный арктический шельф состоит из следующих НГБ:

- Баренцевоморский - Тимано-Печорский - Южно-Карский - Бассейн моря Лаптевых Североантлантический шельф состоит из следующих НГБ:

- Североморской - Норвежско-Западно-Баренцевоморский Западный арктический шельф состоит из следующих НГБ:

- Свердрупский - Дельты реки Маккензи и моря Бофорта - Северо – Аляскинский - Северо и Южно Чукотский Тихоокеанский шельф состоит из следующих НГБ:

- Охотский - Анадырский и Наваринский Беренгового моря 1.1.1. Баренцевоморский НГБ Баренцевоморский НГБ занимает восточную часть Баренцева моря (Рис.1.).

Расположение Баренцевоморского НГБ Рис.1.

На территории Баренцевоморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- пермско – триасовых отложениях (западная часть НГБ) - юрских отложениях девона (центральная часть НГБ) - меловых отложениях карбона ( пока только потенциально перспективны).

Пермско – триасовые отложения представлены многочисленными терригеновыми пропластками мощностью 10 – 50 м, перекрытыми глинами. Пористость коллекторов со ставляет 10 – 30 %, проницаемость 200 – 500 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты только газовые и газоконденсатные месторождения (например, С-Кильдинское и Мурманское).

Газы верхне триасовых отложений лёгкие (~0,565 кг/м3 ст.у.), обладают повышенной сухостью (С5+в 0,562 % об.) с преобладающим содержанием изоалканов.

Газы средне триасовых отложений более тяжелые (~0,600 кг/м3 ст.у.), с содержанием С5+в ~ 2,0 % об.

Газы нижнетриасовых отложений наиболее тяжелые (~0,601 кг/м3 ст.у.) Газы верхне пермских отложений азотистые (N2 до 41 % об.), с содержанием С5+в ~ 0,18 % об.

Юрские отложения девона представлены малочисленными терригеновыми про пластками мощностью 20 – 80 м, перекрытыми глинами с глубиной залегания 700 – м. Пористость коллекторов составляет 20 – 25 %, прооницаемость 500 – 1000 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты только газовые и газоконденсатные месторождения (например, Лудловское и Штокмановское).

Газы юрских отложений имеют следующий состав: СН4 – 78 – 96,5 % об., СО2 – 0, – 1,45 % об., Не – 0 – 0,044 % об., Н2S – отсутствует.

Меловые отложения карбона представлены терригеновыми пропластками мощно стью до 100 м с глубиной залегания порядка 800 м.

На сегодняшний день в отложениях открыты газовые и газоконденсатныеместоро ждения УВ только в других НГБ (например, Русановское и Ленинградское в Карском море).

Бурение скв. № 7 на Штокмановском месторождении позволило прирастить более млрд.м запасов категории С1 + С2 в дополнение к ранее принятым на государственный баланс (Рис.6.).

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Работы велись как на подготовленном к разработке Штокмановском г/к м-и (до разведка), так и на находящихся в разведке (завершение разведки) Лудловском и Ледовом месторождениях, а также на крупных перспективных структурах: Ферсмановская, Деми довская и др.(поисковые работы).

По данным доразведки требуется бурение оценочной скважины в западной части ме сторождения.

По данным завершения разведки требуется бурение не менее чем по две скважины на каждом месторождении, что и будет осуществлено до 2010 г.

По данным поисковых работ к 2011 – 2020 г. должны быть подготовлены объекты под разведочное бурение.

В результате здесь сформирована надёжная сырьевая база газодобычи с разведанными запасами (С1+С2) около 4 трл.м3 газа.

1.1.2. Тимано - Печорский НГБ Тимано - Течорский НГБ занимает южную часть Баренцева моря (рис.1).

На территории Тимано - Печорского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- ордовико - нижнедевонских отложениях (только на суше) - среднедевонско – нижнефранских отложениях (только на суше) - верхнедевонско – турнейских отложениях - визейских отложениях нижнекаменноугольного возраста - верхнекаменноугольного – нижнеперьмского возраста - верхнеперьмско – триасовые отложения.

Ордовико – нижнедевонские отложения представлены трещиновато - поровыми и каверно – поровыми известняками и доломитами с мощностью пластов 50 – 100 м.

Пористость коллекторов 5 – 10 %, проницаемость 30 – 70 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Преобладают лёгкие и средние парафинистые нефти.

Встречаются и тяжелые нефти с плотностью порядка 943 кг/м3 ст.ус., содержащие общей серы ~ 2,63 %, смол ~ 15,3 % и асфальтенов ~ 9,7 % мас.

Среднедевонско – нижнефранские отложения представлены несколькими терриге новыми пропластками мощностью от 20 до 70 м, регионально перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов колеблется от 23 до 6 – 12 %, а проницаемость от 30 – до 800 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Нефти лёгкие, высокопарафинистые, практически без асфальтенов с плотностью 820 – 850 кг/м3 ст.ус.;

причём, чем выше по разрезу – тем легче нефть.

Единственное исключения – Ярегское месторождение. При глубине залегания всего 100 – 180 м нафтено – ароматическая нефть имеет плотность 933 - 947 кг/м3 ст.ус.

На ряде залежей есть нефтяные оторочки с плотностью до 949 кг/м3 ст.ус.

Верхнедевонско – турнейские отложения представлены массивными карбонатными телами.

Пористость коллекторов до 30 %, проницаемость до 2000 мД.

Нефти лёгкие (~ 837 кг/м3 ст.ус.), слабосернистые (S общая 0,18 – 0,58 % мас.), па рафинистые (2 – 4,3 % мвс).

Визейские отложения представлены терригеновыми пропластками, содержащими оолитовые железные руды, бокситы, пласты угля. Региональная покрышка отсутствует.

Пористость коллекторов до 25 %, проницаемость до 500 мД.

Верхнекаменноугольные – нижнеперьмские отложения представлены глинистными известняками мощностью 100 – 350 м, перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов 10 – 20 %, проницаемость 100 – 200 мД.

На северо – востоке материковой части бассейна нефти тяжелые, высокосерни стые с повышенным содержанием смол и асфальтенов суммарная доля которых доходит до 17 – 30 % мас.

Лёгкие нефти и конденсат сосредоточены в северо – западной материковой части бассейна.

В акваториальной части бассейна открыты крупные нефтяные месторождения:

Приразломное, Варандей – море, Медынское – море. (Перспектива – с-з направление вдоль о. Колгуева).

Нефти тяжелые (~ 903 кг/м3 ст.ус.), сернистые (S общая ~ 2,02 % мас.), смолистые (~ 14,3 % мас.), асфальтеновые (~ 5,2 % мас.), парафинистые (~1,5 % мас.) с динамической вязкостью в поверхностных условиях 27,2 – 34,9 сСт и 9,66 – 11,8 сСт в пластовых условиях.

Верхнеперьмско – триасовые отложения представлены терригеновыми пропластка ми, перекрытыми глинами и алевроитами.

Пористость коллекторов 17 – 23 %, проницаемость ~ 250 мД.

Залежи небольшие, нефть тяжелая. Есть газовые месторождения с нефтяной ото рочкой (например, Гуляевское).

На сегодняшний день на территории Баренцевоморского НГБ, по крайней мере в Российском секторе, открыты только газовые и газоконденсатные месторождения.

На сегодняшний день на территории Тимано – Печорского НГБ открыты только нефтя ные месторождения.

Однако, по данным ВНИИОкеангеологии (2005 г) реальная картина выглядит иначе.

На территории Баренцевоморского НГБ имеются перспективные нефтеносные участки с прогнозируемыми запасами порядка 1 млрд.т нефти.

На территории Тимано – Печорского НГБ также имеются новые перспективные нефте носные участки с прогнозируемыми запасами нефти в 30 превышающими все шельфовые запа сы Норвегии в Баренцевом море.

Всего на шельфе Баренцевого и Печорского моря выделено 12 таких участков:

1 – й участок. С-В часть шельфа, объединяющая хорошо известные Варандей – Адзь винскую и Хорейверскую нефтегазоносные области (НГО), а также Гуляевско – Долгинскую НГО.

2 – й участок. С-З часть о.Колгуева.

3 – й участок. С-З часть Коргинской зоны.

4 – й участок. Кольский шельф.

5, 7, 8, 9 – ые участки. Центрально – Баренцевское поднятие.

10 – й участок. Северная часть шельфа.

11 и 12 – ые участки. Адмиралтейско – Приновоземельская область.

В результате проведённых исследований на этих участках выявлено 147 перспективных объектов (83 – в Баренцевом море и 64 в Печорском). Из них 27 перспективной площадью км2 подготовлены к глубокому разведочному бурению.

На сегодняшний день в Баренцевом море 1 скважина приходится на 31,6 тыс.км2, в Печорском море на 16,6 тыс. км2. На 80 % перспективной площади вообще нет ни одной сква жины.

Осадочный чехол в Печорском море достигает 10 – 12 км, в Баренцевом море 20 – км. Скважины же, имеющиеся в Баренцевом море вскрыли отложения до 4524 м, а в Печорском море до 4500 м.

Поэтому, из – за недостаточной глубины бурения не получили должной оценки нижние потенциально продуктивные горизонты осадочного чехла.

Согласно оценке на 1 01.2002 г начальные суммарные извлекаемые ресурсы Баренцева моря составляют 23,5 трл.м3 свободного газа и 1 млрд.т. нефти с конденсатом. Ресурсы Печор ского моря – 2,3 трл.м3 свободного газа и 2,5 млрд.т. нефти с конденсатом.

Основная часть ресурсов (59 %) Баренцева моря приурочена к юрско –неокомским от ложениям, 25% - к триасовым отложениям, 7 % - к верхнедевонским – нижнепермским отложе ниям. Таким образом до 85 % ресурсов прогнозируется в мезозойских отложениях. Остальные в палеозойских – но в них подавляющее количество нефти. Причем, 83 % запасов Баренцева моря располагаются на глубинах до 3 км от дна, для Печорского моря эта величина составляет 39 %.


Скв. № 2 и 4 на Медынском месторождении доказали высокую перспективность нефте носности не только каменно – угольных, но и нижнедевонских отложений, из которых был по лучен приток более 600 т/сутки (Рис.1.).

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Перво очередные объекты работ: Приразломное и Долгинское месторождения.

На Приразломном для перевода запасов из категории С2 в С1 (пермо-карбоновая залежь) и поисковых работ в девонских отложениях планируется бурение 3 скважин.

На Долгинском месторождении планируется бурении 6 скважин.

В период 2011 – 2020 г. планируется поисковое бурение на структурах – сателли тах данных месторождений.

1.1.3. Южно - Карский НГБ Южно - Карский НГБ занимает западную часть Карского моря (рис.1.).

На территории Южно - Карского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- аптских меловых отложениях - апт-сеноманских меловых отложениях Перспективными являются:

- триасовые отложения (нефтегазоносность доказана в Зап.Сибири) - юрские отложения (нефтегазоносность доказана в Баренцевом море и Зап.Сибири).

Но глубины моря над ними пока превышают сегодняшние возможности.

Пористость коллекторов ~ 27 %.

На сегодняшний день в отложениях открыты газо – конденсатные месторождения (в том числе такие крупные как Русановское и Ленинградское).

Газы жирные, безсернистые с плотностью от 0,565 кг/м3 до 0,676 кг/м3 ст.ус.

Причём, при движении по разрезу вверх плотность продукции уменьшается.

Метана –91 % об.;

Гелия – мало;

не УВ компонентов ~ 1 % об.;

остальное – С5+В.

Выявлены и закартированы перспективные объекты с локализованными ресурсами газа (D1л) до 1 трл.м3.

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Перво очередные объекты работ: акватории Обской и Тазовской губ (прежде всего в ареале Ямбургского месторождения) и Приямальский шельф.

В результате, на двух первых объектах (пробурено с 2002 г. 10 поисковых скважин си лами ООО «Газфлот» с использованием СПБУ «Амазон») открыты 4 газовых месторождения в сеноманских отложениях : С - Каменномысское, Каменномысское-море, Обское и Чугорья хинское с суммарными запасами категории С1 более 800 млрд.м3 газа.

В ближайшее время поисковые работы переносятся на перспективные морские структу ры: Адерпаютинская, Антипаютинская, Геофизическая (море), Корпачевская,Преображенская и т.д. Суммарно по этим объектам в период 2006 – 2030 г. ожидается прирастить более 3 трлн.м газа.

На Приямальском шельфе определены акваториальные участки уникальных по запа сам месторождений суши – Харасавэйского и Крузенштерновского;

подготовлены к утвержде нию запасы на крупных месторождениях: Русановское и Ленинградское;

выявлены перспек тивные структуры в прибрежной зоне : Нярмейская, Скуратовская и З-Шараповская.

На акваториальных участках Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений предлагается бурение не менее 3 скв. на каждом..

На Русановском и Ленинградском месторождениях в 2015 – 2020 г. предполагается пробурить целую сеть разведочных скважин общей протяженностью до 40 тыс.м.

1.1.4. Бассейн моря Лаптевых Простирается от полуострова Таймыр на западе до Новосибирских островов на восто ке. Глубина моря 50 – 100 м..

Практически не изучен.

1.1.5. Североморской НГБ На территории Североморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- девонских отложениях - нижне-перьмских отложениях - ранне-средне-юрских отложениях - нижне-средне-юрских отложениях - верхне-палеоценовых отложениях.

Девонские отложения представлены терригеновым красным песчаником, пере крытым алевроитами и глинами (месторождения З-Брей, Бучан, Арджип и др) Нижне-перьмские отложения представлены терригеновыми пластами перекрыты ми эвапоритами.

Ранне-средне-юрские отложения представлены терригеновыми пластами, располо женными на глубине порядка 3 кми перекрытыми глинами.

Нефть имеет плотность порядка 815 – 880 кг/м3 ст.ус, а начальный дебит скважин до 3500 т/сутки.

Нижне-средне-юрские отложения содержат уникальное газовое месторождение Тролл. (Метан –93 % об., СО2 – менее 1 % об., сероводорода нет, С5+В – остальное).

Верхне-палеоценовые отложения представлены терригеновыми пластами с пори стостью 20 – 23 % и плотностью нефти 816 – 843 кг/м3 си.ус.

Всего в НГБ открыто 250 месторождений нефти и газа (в том числе крупнейшие и ги гантские, например, газовое –Трол, нефтяные – Статфиорд, Брент, Экофикс, Фортис и др.) и его высокие потенциальные возможности сохраняются.

1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский НГБ На территории Норвежско-Западно-Баренцевоморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- триасовых отложениях - нижне-среднеюрских отложениях - -нижнемеловых отложениях Триасовые отложения представлены терригеновыми пластами, расположенными на глубине 2,5 – 3 км. (газовое месторождение Алке и газо- конденсатное месторождение Сморбук-Норвежское море).

Нижнесреднеюрские отложения представлены терригеновыми пластами, перекры тыми глинами.

Пористость коллекторов ~ 16 %, проницаемость 200 – 500 мД. В этих отложениях находятся главные месторождения Баренцего моря.

Нижнемеловые отложения представлены пока единственным нефтяным месторо ждением в западном секторе Баренцего моря – Мирсилде.

1.1.7. Свердрупский НГБ На территории Свердрупского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- нижнеюрских отложениях - отложениях среднего девона - отложениях верхнего триаса - отложениях средней юры - отложениях нижнего мела Газовые месторождения обнаружены на глубинах 600 – 2450 м;

нефтяные на глу бинах 876 – 3263 м.

Нижнеюрские отложения представлены терригеновыми пластами (крупное газовое месторождение Хекла 950 – 1159 м).

Отложения верхнего триаса представлены терригеновыми пластами (крупное газо вое месторождение Хекла 950 – 1159 м).

Среднеюрские отложения представлены терригеновыми пластами (крупное газовое месторождение Дрейк – Пойнт 1089 – 1159 м).

Отложения среднего девона представлены карбонатными породами (нефтяное ме сторождение Бент – Хорн 3263 м).

Отложения нижнего мела – информация отсутствует 1.1.8. НГБ дельты реки Маккензи (море Бофорта) На территории НГБ дельты реки Маккензи (море Бофорта) обнаружены залежи УВ в:

- девонских отложениях - нижнемеловых отложениях - палеогеновых и неогеновых отложениях Девонские отложения представлены пластами карбоната (нефтяное месторождение Мейогиан 2820 – 2865 м).

Нижнемеловые отложения представлены терригеновыми пластами с пористостью 20 – 30 % и проницаемостью в сотни мД.

На сегодняшний день в них открыто несколько месторождений, в том числе газо нефтяное Аткинсон – Пойнт и газовое Парнонс.

Палеогеновые и неогеновые отложения представлены терригеновыми пластами (2, – 3,5 км).

На сегодняшний день в них открыто более 15 месторождений, в том числе крупное га зоконденсатное месторождение Таглу и газогидратное месторождение Малик, а также крупней шее месторождение моря Бофорта Копаноар.

1.1.9. Северо – Аляскинский НГБ На территории Северо – Аляскинского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- отложениях триаса и юры - каменноугольные отложения Отложения триаса и юры (2460 – 2650 м и 2060 – 2150 м) представлены терригено выми пластами с пористостью 26 – 30 % и проницаемостью 1000 мД.

Каменноугольные отложения (2680 – 3190 м) представлены карбонатными порода ми с проницаемостью менее 100 мД.

Всего открыто 3 нефтяных месторождения. Одно гигантское – Прадхо-Бей с извле каемыми запасами нефти порядка 2000 млн.т. с плотностью 833 – 989 кг/м3 ст.ус. Залежи во всех отложениях. Одно крупное – Купарук – Ривер с плотностью нефти 922 кг/м 3 ст.ус.

и залежами во всех отложения. Также открыто 8 газовых месторождений.

1.1.10. Северо и Южно Чукотский НГБ Совершенно не изучен. О возможностях судят по корреляции с Аляской.

1.2. Дальневосточный регион 1.2.1.Охотский НГБ Охватывает акваторию Охотского моря. Основные месторождения на Сахалине и шель фовых зонах С-В Сахалина. Всего открыто более 250 ловушек.

На территории Охотского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- верхнемеловых отложениях - палеоцен-эоценовых и олигоценовых отложениях - плиоценовых отложениях Верхнемеловые отложения представлены терригеновыми низкокачественными коллек торами с общей пористостью 5 – 10 редко до 14 %, пористостью насыщения 3 – 5 % и проница емостью от сотых долей до первых десятков мД.

Палеоцен-эоценовые и олигоценовые отложения представлены терригеновыми пла стами с пористостью 10 – 20 % и проницаемостью до 100 мД;

на С – Сахалина развита трещиноватость.

В данных отложениях находятся 19 самых крупных месторождений Сахалина, например: Окружное, Монгинское, Аркутун- Даги, Лунское и т.д.).

Свойства нефти, например, Окружного месторождения (коллектора всего 1 – 10 см): плотность – 830,6 кг/м3 ст.ус., серы 0,17 – 0,45 % мас., парафина 0,14 – 2,18 % мас., смол до 25 % мас.

Плиоценовые месторождения представлены терригеновыми пластами с пористо стью 10 – 25 % и проницаемостью до 100 мД Основные характеристики главных месторождений северо – восточного шельфа остро ва Сахалин приведены в табл.1.

Таблица Основные характеристики месторождений С-В шельфа о. Сахалин Месторождение Тип У/В Запасы Глубина воды, м Расст-ние от берега, км Одопту Нефть 42 млн.м 198 млрд.м Газ 25 – 30 6 – Конденсат 11 млн.м 26 млн.м Чайво Нефть 173 млрд.м Газ 20 – 25 10 – 13 млн.м Конденсат 113 млн.м Аркутун-Даги Нефть 292 млрд.м Газ 35 – 50 23 – 16 млн.м Конденсат 113 млн.м Астохское Нефть 292 млрд.м Газ 30 16 млн.м Конденсат 8 млн.м Лунское Нефть 400 млрд.м Газ 50 32 млн.м Конденсат В Охотском море и прилегающих прибрежных территориях сосредоточено около 70 % всех углеводородных ресурсов российского Дальнего Востока.

Наиболее крупные бассейны – С-Сахалинский;

З-Камчатский и С-Охотский.

С-Сахалтнский НГБ содержит 3 крупных прогиба: С-Сахалинский, Пограничный и В Сахалинский.


Практически все месторождений нефти и газа (67 из 69) открыты в С-Сахалинском про гибе и по одному (Окружное и Пела-Лейч) в Пограничном и В-Сахалинском, т.к. два последних практически не изучены (на шельфе пробурены всего 2 скважины – Борисовская и Пела-Лейч).

Бурение осуществлялось на пяти перспективных площадях.

В результате, на блоке Пела – Лейч (кайганско – Васюканский участок) было открыто новое нефтегазовое месторождение, перспективные ресурсы которого составляют 50 – 80 млн.т.

условного топлива (С1+С2+С3 - D1л), в том числе 35 – 48 млн.т. нефти.

Ещё на одной структуре того же участка (Удачная) было обнаружено некоммерческое нефтегазопроявление с извлекаемыми запасами менее 3–5 млн.т.у.т На структуре Савицкого того же участка получены отрицательные результаты из – за отсутствия коллекторов.

Скважина, пробуренная на Южно – Айяшской площади в пределах участка Сахалин – 3, положительных результатов не дала.

В 2007 г. к северу от о.Сахалин (Шмидтовский участок) начато бурение на ещё одной перспективной структуре (Медвежья).

1.2.2. Анадырский и Наваринский НГБ (акватория Берингового моря) На территории Анадырского и Наваринского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- миоценовых и палеогеновых песчано – глинистых отложениях, например – Верхне – Эчинское нефтяное месторождение расположенное на глубине 1400 – 1600 м.

Проведен значительный объём сейсморазведки (до 5 тыс.км) и пробурена первая мор ская скважина на лицензионном участке «Центральный» (недропользователь – ООО «Сиб нефть - Чукотка»). Притока жидкости и газа не получено. Намечено бурение новой поисковой скважины в прибрежной зоне Туманского участка.

1.3. Каспийский регион Проведено поисковое бурение на перспективных площадях Карайская и Ю-Раку шечная.

На первой – результат отрицательный.

На второй открыто новое крупное месторождение нефти и газа им. Владимира Фили новского. (Два испытанных интервала в меловых отложениях дали 842 и 749 т нефти в сутки, а также 59,8 и 64,9 тыс.м3 в сутки газа соответственно). Извлекаемые запасы оценены в 90 – млн.т.у.т. по категории С1+С2. Это одно из крупнейших открытий последнего времени в РФ.

В казахстанском секторе, в непосредственной близости от российской зоны бурение на перспективных площадях Тюб – Караган и Курмангазы положительных результатов не дало.

Зато, в 2005 – 2006 г. в результате бурения открыто пять новых месторождений: Каша ган (извлекаемые запасы 2,023 млрд.т.у.т.), Актоты (извлекаемые запасы 100 млн.т.у.т.), Калам кас-море (извлекаемые запасы 57 млн.т.у.т.), Кайран (извлекаемые запасы 56 млн.т.у.т.) и Ю-З Кашаган (извлекаемые запасы 6 млн.т. у.т.).

В азербайджанском секторе также в непосредственной близости от российской зоны в 2003-2004 г. разбурено поднятие Ялама – Самур. Положительных результатов по лучено не было.

С 1995 г ООО «ЛУКОЙЛ» самостоятельно и силами дочернего предприятия ОАО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть» ведёт исследования акватории российского сектора Север ного и Среднего Каспия. Работы проводятся в пределах четырех лицензионных участков – Се верный, Восточно – Ракушечный, Центрально – Каспийский и Ялама – Самурский.

Кроме того, в российском секторе в рамках деятельности ООО «Каспийская Нефтя ная Компания» ООО «ЛУКОЙЛ» с 2000 г. совместно с ОАО «ЮКОС» и ОАО «Газпром» за нимается изучением участка дна мелководной части Северного Каспия, а также Центрального лицензионного участка в рамках ООО «ЦентрКаспнефтегаз» совместно с ОАО «ГАЗПРОМ».

В пределах казахстанского сектора совместно с ЗАО «Казмунайгаз» ведётся изучение участков Тюб-Караган и Аташ, а на приграничной акватории азербайджанского сектора Компа ния в лице ООО «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд» совместно с государственной нефтяной компанией Азербайджана «ГНКАР» продолжает изучение южной части Ялама – Самурского свода.

В результате открыто 5 крупных нефтегазоконденсатных месторождения – Хвалын ское, им. Ю. Корчагина, Ракушечное, 170 – км. и Сарматское. Суммарные извлекаемые запасы более 750 млн.т. у.т. По уточненным данным начальные суммарные ресурсы на лицензионных участках ОАО «ЛУКОЙЛ» оцениваются более чем 2 млрд.т.у.т.

В пределах Центрально – Каспийского и других участков дополнительно выявлен ряд перспективных объектов. 3 из них подготовлены к глубокому бурению.

В компании разработана долгосрочная программа освоения Северного Каспия до г. Началось создание платформ (2005 г.) для освоения месторождения им. Ю.Корчагина. К г. компания планирует довести добычу на Каспии до 50 млн.т. в год.

1.4. Балтийский регион Самое крупное на российском секторе Кравцовское месторождение. Оно открыто ещё в 1983 г. В 1993 г. пробурено 5 разведочных скважин.В 2001 г. ООО «ЛУКОЙЛ – Волгоград НИПИморнефть» выполнен и утвержден документ «Дополнение к технологической схеме раз работки Кравцовского нефтяного месторождения на шельфе Балтийского моря», согласно кото рого будет пробурено 27 добывающих скважин, из которых 1 вертикальная, 18 гаклонно направленных и 8 горизонтальных. Бурение начато в 2004 г. Оно ведётся с морской ледостой кой стационарной платформы, которая построена на собственные средства компании на кали нинградском заводе строительных металлоконструкций ООО «ЛУКОЙЛ - Калининградмор нефть». На 01.06.2006 г. уже проберена вертикальная скважина и 4 скважины с горизонталь ным завершением. В эксплуатации 4 скважины со средними дебитами 175 м3/сутки по жидко сти при обводнении порядка 45 %.

1.5. Азово – Черноморский регион В 2008-2009 г. планируется приступить к глубокому поисковому бурению на наиболее перспективных участках азовского мелководья, а также на шельфе и в глубоководной части Черного моря.

А пока на турецком шельфе у побережья провинций Зонгулдак и Сакарья вскрыты га зовые залежи в песчаных коллекторах кайнозоя.

Скважина, пробуренная украинскими геологами на площади Субботина на Керченско – Таманском шельфе дала приток нефти из песчаных коллекторов Майкопа.

По неуточненным данным открыта небольшая нефтегазовая залежь в мел палеогеновых отложениях на поднятии Олимпийское на С-З шельфе Черного моря к югу от о.Змеиный.

В 2002 г. создано совместное предприятие с долевым участием дочерней компании ОАО «ЛУКОЙЛ» - ООО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть», ОАО «Роснефть» и администра ции Краснодарского края. Кроме того, ООО НК «Приазовнефть» выполняет поисковые работы в пределах Темрюкско – Ахтарского участка.

Подготовлены к бурению три наиболее перспективные структуры: Прибрежная – море, Геленджиксая – море и Тиздар – море. Ресурсы выявленных структур: нефти – 48,9 млн.т, газа – 27,2 млрд.м3.

Первоочередной структурой для бурения скважины № 1 выбрана структура Геленджик сая.

Лекция № 1. Морское право 3.1. Международное морское право Международное морское право регулирует взаимоотношения и деятельность всех государств по использованию ими пространств и ресурсов Мирового Океана.

Международное морское право – это система норм, закрепленных в письменных договорах. Главными из них являются: Конвенция ООН по морскому праву 1982 г. и прото колы к ней, Женевская конвенция 1958 г. и Международная конвенция по предотвращению за грязнения с судов (МАРПОЛ 73/78).

Согласно них существует следующая классификация пространств Мирового океана (рис.1) :

Классификация пространств Мирового океана До 350 морских миль пространств: архипелаги, Особые виды морских Международный район морского дна Исключительная экономическая зона проливы и п.п.

ОКОНЧАНИЕ ШЕЛЬФА Внутренние воды Территориальные воды Прилежащая зона Берег государства 12 морских миль 24 мор. мили От 200 морских миль Открытое море Исходная линия НАЧАЛО ШЕЛЬФА ШЕЛЬФ Рис.1.

Внутренние воды – это воды, находящиеся между берегом государства и так называе мой исходной линией. Исходная линия – это линия наибольшего отлива вдоль берега.

Исключения:

- для морских портов исходная линия проводится через наиболее выдающиеся в море постоянные портовые сооружения (продолжение берега);

- для заливов исходная линия проводится там, где ширина входа в залив достигает морских миль;

- воды «исторических» заливов относятся к внутренним не зависимо от ширины вхо да (например, на Дальнем Востоке вход в залив Петра Великого 100 морских миль).

Все внутренние воды являются частью государства, имеющего морское побере жье, и подчинены его суверенитету.

Территориальные воды – это пояс, примыкающий к внутренним водам шириной морских миль.

Это часть территории прибрежного государства, подчинённая его суверенитету, рас пространяемому и на дно и на воздушное пространство над ним.

Внешняя граница территориальных вод является морской границей государства.

Открытое море – это пространство за пределами территориальных вод.

Оно открыто для всех государств как прибрежных. Так и не имеющих выхода в море. Оно не подчинено суверенитету ни одного государства. Оно гарантирует свободу су доходства и полётов, свободу прокладывать подводные кабели и трубопроводы, свободу возводить искусственные острова и установки. Суда в открытом море подчиняются юрис дикции государства, под флагом которого они плавают.

Прилежащая зона – это часть открытого моря шириной до 24 морских миль.

Она утверждается только в случае необходимости прибрежным государством для контроля за таможенными, фискальными, иммиграционными и санитарными правилами.

Исключительная экономическая зона Ширина исключительной экономической зоны (как составной части шельфа не регла ментируется).

В её пределах прибрежному государству принадлежат суверенные права на раз ведку, разработку и сохранение природных ресурсов (как живых, так и не живых) в его водах, недрах и на морском дне. Другие государства могут здесь действовать только с со гласия данного государства.

Кроме того, данное государство вокруг сооружений и искусственных островов может устанавливать зоны безопасности (на правах территориальных вод) шириной до 500 м;

если только они не мешают признанным путям морского судоходства.

Континентальный шельф – это подводное продолжение континента, под которым по нимают дно и недра шириной от 200 морских миль, если внешняя граница материка (подвод ная) не выходит за эти пределы.

Если внешняя граница материка (подводная) выходит за эти пределы, то размеры шельфа увеличиваются до 350 морских миль;

но это надо доказать в специальной комис сии по границам континентального шельфа при ООН – и её решение является оконча тельным.

Если внешняя граница материка (подводная) составляет менее 200 морских миль, то размеры шельфа устанавливаются по факту.

ИСКЛЮЧИТЕЛЬНАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЗОНА МОЖЕТ РАСПРОСТРАНЯТЬСЯ НА ВЕСЬ ШЕЛЬФ.

Прибрежному государству на шельфе принадлежат суверенные права на разведку и разработку полезных ископаемых. Если государство их не осваивает, то без его согласия этого никто не может делать.

Международный район морского дна – это общее наследие человечества:

- ни одно государство не может претендовать на суверенитет любого района или лю бой его части;

- ни одно государство, физическое или юридическое лицо не может присваивать его ресурсы;

- район открыт для использования исключительно в мирных целях всем государствам как прибрежным, так и не имеющим выхода к морю.

В 2007 г. РФ обратила, наконец, должное внимание на проблему необходимости определения и юридического закрепления внешних границ своего континентального шельфа.

Начался сбор доказательств принадлежности подводных хребтов Ломоносова и Менде леева в Северном Ледовитом океане к Сибирской континентальной платформе.

Если в течении ближайших 3 лет данное положение будет доказано, то Российский шельф, составляющий сегодня 6,2 млн.км2 (21 % площади дна Мирового океана), может уве личиться ещё на 1,2 млн.км2.

В результате, запасы УВ только в арктических морях возрастут с 15,5 млрд. т. нефти и 84,5 трл. м3 газа на 4,6 млрд. т. нефти и 6 трл. м3 газа, что составит 25 % от общемировых запа сов.

1.2. Морское право РФ 1.2.1. Законы РФ и их анализ Российское законодательство на сегодняшний день не позволяет в полной мере урегулировать весь объём правоотношений в сфере недропользования на континентальном шельфе.

Закон РФ «О недрах»

В данном законе, при применении его к шельфам были выявлены следующие недостатки:

- Закон предусматривает проведение аукционов по предоставлению участков недр в пользование. Но с 1991 г по настоящее время проведено лишь 4 таких тендера, в то время как число осуществляемых проектов намного больше.

- Закон предусматривает выдачу на посково – оценочные работы лицензию сроком на 5 лет. При этом, практически не учитывается время на проведение целого ряда согласований, экспертиз, получение разрешений, составление проектной документации на проведение работ и т.п., хотя на все это уходит до 2 лет. Кроме того, в законе не учтена такая особенность, как ле довая обстановка на шельфе, хотя именно она обуславливает более длительный срок геологиче ского изучения, нежели на суше.

- В законе отсутствует процедура предоставления совмещенных лицензий, что при низкой геологической изученности российских акваторий фактически означает невозможность осуществить лицензирование.

- В законе отсутствуют требования к содержанию технических проектов при прове дении работ на шельфе, что с учетом большой уязвимости природной среды морей также крайне необходимо.

Закон РФ «О континентальном шельфе Российской Федерации»

В данном законе, при применении его к шельфам были выявлены следующие недостатки:

- В отличие от зарубежных аналогов он применим не только к отношениям, связанным с пользованием недрами, но и к осуществлению иной хозяйственной деятельности на акватори ях, как – то: изучению и использованию живых ресурсов, морских научных исследований и т.д.

Способы исправления ситуации:

- Срок действия лицензии на геологическое изучение недр по малоизученным площа дям Арктики должен быть увеличен до 7 – 10 лет. Министерство природных ресурсов РФ под держало законодательную инициативу депутатов Государственной думы в данном вопросе и необходимая поправка уже принята в первом чтении.

- Целесообразно выдавать недропользователям при проведении конкурсов или аукци онов в рамках Минприроды РФ так называемых «сквозных» или «совмещенных» лицензий на пользование участками недр на арктическом шельфе. В Министерстве природных ресурсов РФ уже разработана концепция данного законопроекта и необходимые поправки.

- Требует пересмотра и механизм предоставления права пользования недрами для це лей геологического изучения. Так, необходимо ввести конкурсную процедуру рассмотрения в случае поступления двух и более заявок. В настоящее время в Минприроде РФ ведётся подго товка таких поправок.

Водный кодекс РФ.

Конституция РФ.

Закон РФ « Об исключительной экономической зоне Российской Федерации»

Закон РФ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации»

Закон РФ «О соглашениях о разделе продукции»

Регистр морского судоходства Министерства транспорта РФ Согласно доклада Министра ПР РФ Ю. Трутнева на заседании правительства РФ в мае 2005 г. это основной закон для привлечения компаний на шельф.

Но, в нём не уделяется должного внимания регионам на территории которых будут раз мещаться объекты инфраструктуры. Более того, отчетливо прослеживается тенденция характер ная для унитарных государств: концентрация на верхнем уровне всей полноты полномочий по нормативно – правовому регулированию, аккумулирование в центре основной части доходов от добычи сырья, последующее распределение части этих доходов на нужды регионов через дота ции, субсидии т.п.

Формально в законе предусмотрен учёт интересов регионов, но поскольку в соответ ствии с конституцией РФ вопросы распоряжения и пользования шельфом относятся к феде ральной компетенции произошла фактическая «консервация» данного закона. Более того, в 2003 г. проведена кардинальная ревизия основных принципов режима СРП в РФ, а именно: су щественно возросло число налогов, уплачиваемых одновременно с разделом продукции;

ранее принятые решения о подготовке соглашений с регионами по большинству месторождений от менены.

Право применения соглашения о разделе продукции (СРП) сохранено пока лишь для проектов Сахалина, Приразломного нефтяного и Штокмановского газоконденсатного месторо ждений.

СРП для Сахалинских проектов были первыми, поэтому федеральная власть сделала несколько уступок, которые сегодня уже не реальны. Например, в соглашениях оговорены пря мые отчисления бонусов в региональный бюджет, создан фонд развития Сахалина, представи тели региона в равном количестве с представителями федерального центра входят в Управляю щий государственный орган по проекту «Сахалин-1» и в наблюдательный совет по проекту «Сахалин-2».

В 2004 г. последовала ещё одна корректировка закона и из состава Правительственной комиссии по Приразломному месторождению были исключены представители соответствую щих регионов. Комиссия по Штокмановскому месторождению вообще была упразднена в связи с истечением полномочий 11.11.2003 г. и до сих пор не воссоздана.

Более того, в связи с ФЗ № 199, принятым 19.12.2004 г. из ФЗ «О СРП» вообще уб рали положение о обязательности заключения соглашения между Федерацией и субъектом РФ, на территории которого будут проводиться соответствующие работы.

Способы исправления ситуации:

1. Более точно определить само понятие – субъект РФ. Дело в том, что согласно рос сийского законодательства субъект имеет право участвовать в принятии соглашений, но размы тость формулировок позволяет федеральному центру избегать подобных согласований.

2. Прямо по тексту закона слова «…с участием исполнительного органа власти соот ветствующего субъекта Российской Федерации…» заменить словами «… с участием органа ис полнительной власти субъекта Российской Федерации, на территории которого находится рассматриваемый участок недр, либо на территории которого будут проводится предусмотрен ные соглашением работы в случае, если соответствующий участок недр расположен на конти нентальном шельфе». Такая исчерпывающая редакция устранит саму возможность двойного толкования закона и гарантирует права регионов.

3. Необходимо прямо в ФЗ «О СРП» уточнить сам механизм согласования, а именно:

какие решения региональных органов власти и на каких этапах должны (обязаны) принимать ся во внимание Правительством и Государственной Думой РФ.

Последнее (Гос. Дума РФ) особенно важно, т.к. ФЗ «О СРП» предусматривается при нятие отдельного ФЗ по соглашениям о проектах, реализуемых на континентальном шель фе. Так вот, необходимо четко зафиксировать прямо в ФЗ «О СРП», что проект нового закона может рассматриваться в Думе только при наличии заключения органа законодательной власти субъекта РФ.

4. Необходимо внести поправки в ФЗ «О СРП», связанные с обеспечением гласности и публичности в ходе работ по подготовке и реализации соглашения. Лучше всего взять форму лировку, предложенную Сахалинской областной Думой: «…Соглашение не может содержать условий конфиденциальности его текста (за исключением условий конфиденциальности прило жений, содержащих геологическую, геофизическую, геохимическую и иную научно – техниче скую информацию). Обязательной официальной публикации подлежат сведения о сторонах соглашения, условиях и порядке раздела произведенной продукции между сторонами соглаше ния, сведения о налогах и платежах при исполнении соглашения».

Поправка поддержана Комитетом природных ресурсов ГД ФС РФ предыдущего созыва, но против неё возражает Правительство РФ.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.