Sahalin, care posedă mari rezerve de hidrocarburi, are o locație geopolitică favorabilă, ceea ce favorizează dezvoltarea relațiilor economice externe cu Japonia, China și Republica Coreea. Astăzi, combustibilul este livrat către aceste țări la mii de kilometri distanță, în timp ce materiile prime rusești sunt mult mai apropiate și mai ieftine pentru ele. Cererea de petrol și gaze din Asia de Est este de așteptat să crească pe termen scurt din cauza redresării economice.
Producția de petrol și gaze Sahalin a început în urmă cu 70 de ani. Când rezervele majorității câmpurilor de pe insulă au fost epuizate, mai multe depozite mari de hidrocarburi au fost descoperite pe raftul mării nord-estice. Astăzi, raftul insulei este una dintre cele mai bogate zone în petrol și gaze din Rusia. În prezent, rezervele totale de depozite din această regiune sunt estimate la 1,2 trilioane de metri cubi. metri de gaz și 5 miliarde de tone de petrol.
Există 9 blocuri evidențiate aici. Au primit numere de serie de la Sakhalin-1 la Sakhalin-9. Fiecare bloc unește mai multe câmpuri de petrol și gaze. Explorarea și producția au fost efectuate în cadrul proiectelor Sahalin, de la primul la al șaselea, iar pe celelalte - de la al șaptelea până la al nouălea - sunt în curs de desfășurare studii geologice autorizate. Numerotarea este foarte condiționată. S-a întâmplat ca Sakhalin-2 să înceapă să funcționeze mai întâi, apoi Sakhalin-1, apoi Sakhalin-3.
Din istoria Sahalin-2
Discuția despre posibilitatea implementării proiectului Sahalin-2 a început în 1988. Obiective - în primul rând, dezvoltarea câmpului petrolier Piltun-Astokhskoye, care conține mici rezerve de gaz, și în al doilea rând, câmpul de petrol și condensat de gaz Lunskoye. Rezervele lor recuperabile totale sunt estimate la 176 de milioane de tone de petrol și condens, precum și la 600 de miliarde de metri cubi. m de gaz.
Licitația pentru pregătirea unui studiu de fezabilitate pentru proiect în 1991 a fost câștigată de un consorțiu de companii petroliere americane Marathon Oil Corporation și McDermott, precum și de Mitsui japonez; în 1992, Anglo-Dutch Shell și japonezul Mitsubishi s-au alăturat concursului.
În 1994, acționarii au înființat Sakhalin Energy. Guvernul rus a semnat cu acesta primul acord de partajare a producției (PSA) din țară, care stipulează că Sakhalin Energy plătește 6% din redevențe din momentul producerii primului petrol, în loc de taxe pe valoarea adăugată, taxe pe minerale și alte taxe. Unul dintre obiectivele PSA este de a asigura participarea maximă posibilă a investitorilor ruși, utilizarea materialelor și echipamentelor interne.
Odată cu începerea partajării producției, adică după rambursarea costurilor de implementare a proiectului, compania a început să plătească impozitul pe venit cu o rată de 32% și să transfere o parte din producția sa către partea rusă sub formă de gaz natural.
Pas cu pas
În 1996, Sakhalin Energy a primit licențe pentru dezvoltarea câmpului. Proiectul Sahalin 2 este implementat în două etape. Primul a fost axat pe dezvoltarea sezonieră a rezervelor de petrol. Această perioadă a fost limitată la o perioadă de șase luni, timp în care suprafața mării nu a fost înghețată. Etapa a inclus dezvoltarea zăcămintelor de petrol în zona Astokh din câmpul Piltun-Astokhskoye. În 1998, a fost instalată prima platformă de producție de petrol pe raftul rusesc, Molikpaq, care în limba eschimoșilor din nordul Canadei înseamnă „val mare”.
În 1999, producția sezonieră de ulei a început la complexul de producție și producție Vityaz, care include Molikpaq. Volumul investițiilor pe parcursul implementării primei etape s-a ridicat la 1,5 miliarde de dolari. În 2006, Sakhalin Energy a recuperat aceste costuri.
Investițiile din a doua etapă a proiectului (care prevede dezvoltarea cuprinzătoare a zăcămintelor de petrol și gaze pentru a asigura producția de petrol și gaze pe tot parcursul anului) au fost majorate la 24,5 miliarde USD de la 12 miliarde USD.
Câmpurile sunt echipate cu platforme de producție - Piltun-Astokhskaya-B și Lunskaya-A. Toate cele trei instalații sunt conectate printr-o conductă submarină la o instalație de procesare terestră. Conducte de petrol și gaze cu o lungime de 800 de kilometri au fost așezate din acest loc pentru terminalele de export și uzina de GNL.
La începutul anilor 2000, McDermott și Marathon au părăsit proiectul. În 2007, Gazprom a devenit acționar la Sakhalin Energy prin achiziționarea a 50% + 1 acțiune. În 2008, Sakhalin Energy a încheiat un acord de împrumut în a doua etapă cu un consorțiu de bănci condus de Banca Japoneză pentru Cooperare Internațională (JBIC) (suma totală - 6,7 miliarde de dolari).
Începutul dezvoltării
În 2008, Sakhalin Energy a început transportul de petrol pe tot parcursul anului de la terminalul complexului de producție Prigorodnoye. Materia primă cu conținut scăzut de sulf, vândută sub propria sa marcă Vityaz, cu o primă semnificativă la clasa Urali, a început să fie furnizată SUA, Japoniei și altor țări din Asia-Pacific.
În 2009, producția de gaz a început la platforma rezistentă la gheață Lunskaya-A. Pe coasta golfului Aniva, în vecinătatea orașului Korsakov, a fost lansată singura fabrică din Federația Rusă pentru producția de gaz natural lichefiat (GNL) - două linii tehnologice cu o capacitate de 4,8 milioane de tone pe an.
Fabrica a fost alimentată cu gaz natural din câmpul Lunskoye și gaz asociat din câmpurile Piltun-Astokhskoye. În 2009, GNL rusesc a fost expediat pentru prima dată de la un terminal local către Japonia, care a devenit principalul cumpărător de hidrocarburi Sahalin. La un an și jumătate de la începerea funcționării, uzina a atins capacitatea de proiectare de 9,6 milioane de tone pe an, ca urmare, producția a crescut cu 10%.
În 2011, Sakhalin Energy a început să furnizeze gaze naturale sistemului Gazprom. Combustibilul este furnizat continentului prin conducta de gaze Sakhalin - Khabarovsk - Vladivostok, precum și consumatorilor Sakhalin.
În decembrie 2012, Sakhalin Energy a stabilit un record zilnic de producție de gaz de 58,9 milioane de metri cubi. m, iar în ianuarie 2014 această cifră a crescut la 59,1 milioane de metri cubi.
Cine va da gazul?
Pentru extinderea în continuare a Sahalin-2, conducerea țării noastre a anunțat că este gata să ofere sprijinul administrativ necesar și sprijinul pentru proiect.
Dezvoltarea sa este asociată cu construcția celei de-a treia linii a instalației de GNL cu o capacitate de 5 milioane de tone pe an. În februarie anul curent, Gazprom și Shell au semnat un memorandum - Foaia de parcurs, care prevede dezvoltarea documentației pentru proiectarea preliminară a celei de-a treia etape.
Principala problemă este lipsa volumelor de gaze ale Sakhalin Energy. În acest scop, Gazprom a planificat să-l cumpere de la Rosneft (de la Sakhalin-1). Cu toate acestea, VINK dorește să trimită combustibil către uzina de GNL, care urmează să fie construită împreună cu americanul ExxonMobil.
Sahalin-3
Patru blocuri ale proiectului Sakhalin-3 au fost scoase la licitație pentru obținerea drepturilor de utilizare a subsolului în 1993. Kirinsky a mers la tandemul Mobil (acum - ExxonMobil) și Texaco (mai târziu ChevronTexaco), Vostochno-Odoptinsky și Ayashsky au mers la Exxon, iar Veninsky a rămas în fondul nealocat.
Câștigătorii, după ce au adunat un pachet de documente cu un proiect standard al Acordului de partajare a producției, nu au primit licențe și au procedat la pregătirea PSA pentru blocurile individuale din Sakhalin-3.
Negocierile privind condițiile de dezvoltare au durat șase ani: partea rusă a insistat asupra unor schimbări semnificative la modelul de acord de la începutul anilor 90, partenerii străini au luat poziții opuse. În acest timp, compoziția participanților la proiect s-a schimbat: s-au format ChevronTexaco și ExxonMobil, Rosneft a intrat în proiect, a fost adoptată o lege în Rusia care permite încheierea unui PSA numai pentru facilitățile incluse în lista corespunzătoare. Dintre cele patru blocuri ale Sahalin-3, doar Kirinsky a intrat în el, cu toate acestea, negocierile asupra acestuia s-au încheiat și în 1999.
În favoarea companiilor de stat rusești
În 2003, au intrat în vigoare modificări la Codul fiscal al Federației Ruse, potrivit cărora semnarea unui PSA a devenit posibilă numai după „eșecul” concursului pentru obiect în temeiul legislației fiscale standard. În 2004, Guvernul Federației Ruse a anunțat anularea rezultatelor concursului din 1993.
Drept urmare, în cadrul Sahalin-3, lucrările au continuat doar la blocul Veninsky, a cărui licență pentru explorarea geologică a fost obținută de Rosneft în 2003. Resursele sale potențiale sunt estimate la 163 de milioane de tone de petrol și 312,6 miliarde de metri cubi. m de gaz. Licitația pentru restul blocurilor era planificată să aibă loc în 2005.
După ce în 2008 au fost adoptate modificări la Legea privind investițiile străine, care asigura dreptul de a lucra la noi secțiuni ale raftului pentru companiile de stat, teritoriile Sahalin-3 au fost împărțite între Gazprom și Rosneft. Licențele pentru blocurile Kirinsky, Ayashsky și Vostochno-Odoptinsky sunt deținute de compania de gaze, iar licența pentru dezvoltarea blocului Veninsky aparține VIOC. Ambii uriași au lansat aici explorări geologice active.
Primul gaz din al treilea bloc
Primul succes a venit la Gazprom în zona de licență Kirinsky. În cursul lucrărilor de explorare, sa dovedit că rezervele aici se ridică la 162 miliarde de metri cubi. m de gaz din categoria C1, rezerve recuperabile de condens - 19,1 milioane tone. Acest lucru a făcut posibilă începerea dezvoltării comerciale a domeniului în cadrul Programului de stat pentru gaze de est, coordonat de Gazprom.
Operatorul proiectului este Gazprom Dobycha Shelf. Construcția puțurilor în câmpul Kirinskoye a fost realizată de Gazflot.
În 2013, gazul a fost pus în funcțiune la câmpul Kirinskoye - primul din proiectul Sahalin-3. Extracția se efectuează aici sub apă. Hidrocarburile din puțuri sunt trimise prin conducte submarine la un punct de colectare - un distribuitor, instalat deasupra cupolei centrale a zăcământului și de acolo sunt furnizate printr-o conductă offshore către instalația de prelucrare de pe uscat.
Echipamentele și facilitățile de aici sunt proiectate cu un factor de siguranță triplu și sunt proiectate să funcționeze la temperaturi scăzute. Pe coasta de nord-est a Sahalinului, termometrul la cea mai mică valoare a scăzut la –48 ° С. Echipamentul este proiectat să funcționeze în condiții de cutremur în 9 puncte; unele blocuri tehnologice au o fundație de beton monolitic cu o adâncime de 9 metri.
Conducta de gaz lungă de 44 km, inclusiv 28 km sub apă, furnizează combustibil unității complexe de tratare a gazelor din complexul de procesare onshore (BTK).
Producția pe câmpul Kirinskoye a început cu volume mici, dar va continua să crească de la an la an și până în 2017 va atinge valori de proiectare de 5,5 miliarde de metri cubi. m pe an. Apoi vor începe să apară câmpuri noi.
Speranță pentru Yuzhno-Kirinskoye
În 2010, Gazprom a descoperit marele câmp de condens de gaz Yuzhno-Kirinskoye din blocul Kirinsky. Rezervele sale C1 + C2 se ridică la 563,9 miliarde de metri cubi. m de gaz și 71,7 milioane de tone de condens de gaz. În 2011, în această zonă a fost descoperit câmpul de condens de gaz Mynginskoye, ale cărui rezerve din categoriile C1 + C2 se ridică la 19,8 miliarde de metri cubi. m de gaz și 2,5 milioane de tone de condens de gaz.
Următoarea etapă a proiectului Sakhalin-3 este legată de dezvoltarea câmpului Yuzhno-Kirinskoye, care va fi dezvoltat folosind complexe de producție submarină folosind infrastructura BTK-ului existent și a conductei. Punerea în funcțiune a câmpului Yuzhno-Kirinskoye este programată pentru 2018 simultan cu lansarea uzinei de GNL din Vladivostok, pentru care sunt destinate hidrocarburile din zona Kirinskoye.
Rezervele de gaz ale proiectului Sahalin-3 sunt acum estimate la 746 miliarde de metri cubi. m, dar aceste volume pot crește, deoarece Gazprom intenționează să cheltuiască mai mult de 3 mii de metri pătrați în zonele autorizate ale proiectului Sahalin-3 până în 2020. km de lucru seismic 3D și construiți mai mult de zece sonde de prospecție și explorare.
Pe raftul Mării Okhotsk, Gazprom intenționează să lucreze activ, rezultatele studiilor de explorare geologică încurajând deja experții.
Ca un singur proiect!
În 1998, Rosneft-Sakhalinmorneftegaz și British Petroleum (BP) au semnat un protocol de intenție de dezvoltare a câmpurilor de pe raftul Sakhalin în cadrul proiectului Sakhalin-5. În același an, s-a format o alianță strategică, care a inclus BP, Rosneft și Rosneft-Sakhalin-morneftegaz.
În 2006, Rosneft și British Petroleum au încheiat un acord privind activitățile comune în zonele de licență Vostochno-Shmidtovsky (Sakhalin-5) și Zapadno-Shmidtovsky (Sakhalin-4). Ponderea Rosneft în proiecte este de 51%, BP - 49%.
În 2007, două puțuri de explorare au fost forate în blocul Zapadno-Shmidtovsky la structurile Medved și Toyskaya. Puturile au trebuit lichidate din motive geologice. Lucrările de explorare a proiectului Sakhalin-4 se desfășoară ca parte a unui singur program cu proiectul Sakhalin-5.
În cazul rezultatelor reușite ale explorării geologice, este planificată dezvoltarea zonelor ca un proiect unic, cu o infrastructură comună de transport și teren petrolier.
Scopul Sakhalin-4 și Sakhalin-5 este dezvoltarea blocurilor Zapadno-Shmidtovsky și Vostochno-Shmidtovsky, precum și a Kaigansko-Vasyukansky.
Nu există aproape nicio noutate despre aceste proiecte în ultima vreme. Rosneft a anunțat de mai multe ori reluarea lucrărilor la acestea, dar problema nu s-a deplasat dincolo de asta. Motivul, potrivit experților, este că rezervele depozitelor nu sunt prea mari și, conform politicii fiscale existente, dezvoltarea lor este neprofitabilă.
Sahalin-1
Istoria proiectului Sahalin-1 datează din 1975, când Ministerul Comerțului Exterior al URSS și corporația de stat japoneză SODECO au semnat un Acord general de cooperare în domeniul explorării, dezvoltării câmpului, producției de petrol și gaze naturale pe raftul insulei Sakhalin. În perioada 1977 - 1979, Sakhalinmorneftegaz, folosind un împrumut acordat de SODECO, a descoperit câmpurile Odoptu și Chayvo pe raft.
La începutul anilor 90, Exxon s-a implicat în dezvoltarea lor în termeni PSA. Apoi, proiectul a inclus câmpul Arkutun-Dagi adiacent lui Chayvo. Exxon și SODECO au primit 30% în consorțiu, 40% au mers la Rosneft. Dar apariția produselor Sakhalin-1 a trebuit să aștepte foarte mult timp (a se vedea „Calea de 40 de ani”).
Volumul rezervelor recuperabile la câmpurile incluse în blocul Sahalin-1 este estimat la 307 milioane de tone și 485 miliarde de metri cubi. m de gaze naturale.
Sahalin-6, -7, -8, -9
Cel mai mare bloc de pe raftul Sakhalin este Sakhalin-6, cu rezerve estimate de 1 miliard de tone de petrol. În 2002, s-au efectuat cercetări seismice la blocul Pogranichny.
Până în prezent, nu s-au purtat negocieri cu privire la proiectele Sahalin-7, -8, -9. Dacă vorbim despre volumul rezervelor estimate ale câmpurilor situate acolo, atunci blocul Sahalin-7 situat în golfurile Terpeniya și Aniva, conform estimărilor preliminare, poate conține până la 563 milioane de tone de petrol.
Resursele recuperabile prognozate ale zonei Izilmetyevsky din proiectul Sahalin-8, care se află în largul coastei de sud-vest a Sahalinului, se ridică la 642 milioane de tone de petrol.
Conform datelor preliminare, rezervele recuperabile ale secțiunii Moneron din proiectul Sahalin-9 se ridică la 642 milioane tone de petrol și 289 milioane tone de gaze în echivalent petrol.
Nou schimb în Est
Proiectele de petrol și gaze ale lui Sahalin au dat impuls dezvoltării multor companii contractante interne, oferind insulei conducte și alte infrastructuri sociale și de transport. Experiența Sahalin arată că PSA permite statului să rezolve mai multe probleme simultan fără investiții financiare semnificative - să sprijine producția de hidrocarburi, să dezvolte regiuni îndepărtate ale țării și să obțină profit.
Lansarea fabricii Prigorodnoye a asigurat 4% din aprovizionarea mondială cu GNL. Odată cu punerea în aplicare a PSA Sahalin-2, Rusia a devenit un jucător important pe piața gazului lichefiat din aprilie.
Datorită redresării economice, se așteaptă ca cererea de petrol și gaze din Asia de Est să crească în viitorul apropiat.
Ministerul Dezvoltării Regionale a propus crearea primului schimb de mărfuri din estul țării și cel mai mare din regiunea Asia-Pacific. Perspectiva aprovizionării constă în cererea de hidrocarburi rusești pe piața asiatică.