Норвегия - Баренцево море

Результаты геолого-геофизических исследований норвеж­ской части Баренцева моря подробно рассмотрены в работах [2, 5]. Отметим, что плотность изученности сейсморазведкой 2D нор­вежской части Баренцева моря превышает российскую в 1,5 раза и в целом составляет 1,01 пог.

и в российском секторе, в отложениях юры и триаса, а их наиболь­шая часть приурочена к НГБ Hammerfest.

В 2012 г. Statoil приняла решение о реализации самого глубоко­водного (1247 м) на норвежском шельфе проекта разработки газо­конденсатного месторождения Aasta Hastin (до 2012 г. называлось Luva), расположенного в НГБ Воринг (VQring) на 80 км севернее По­лярного круга (широта 67,07°). Предполагается, что добыча на Aasta Hastin начнется в 2017 г. В 2013 г. Statoil планировала бурение двух скважин на площади Hoop с ППБУ West Hercules, которая стала бы самой северной площадью, разбуренной нефтегазопоисковыми скважинами на норвежском шельфе. Однако бурение было пере­несено на 2014 г.

По состоянию на начало 2011 г. общие начальные извлекаемые запасы оценивались NPD на уровне 230 млн м³ условного топлива, включая газ 168 млрд м³ и нефть (жидкие УВ) около 45 млн т, а наи­более вероятные неоткрытые ресурсы — 1,2 млрд м³ условного топ­лива, включая 722 млн м³ газа [15].

Рис. 13. Распределение запасов нефти и газа в российской и норвежской акваториях Баренцева моря

В настоящее время в норвежской акватории Баренцева моря разрабатывается только одно месторождение Snohvit (с 2007 г.) и готовится к разработке нефтегазовое Goliat (с 2013 г.). Коллек­торами Snohvit являются нижне- и среднеюрские песчаники на глубине около 2300 м. Начальные извлекаемые запасы оценены 92

в 160,6 млрд м³ газа и около 20 млн т жидких УВ. Добыча смеси газа и конденсата осуществляется с помощью подводных комплексов, объединяющих 10 скважин. Многофазовая смесь УВ транспорти­руется по 143 км трубопроводу на остров Melkoya вблизи г. Хам- мерфест, где налажено производство сжиженного газа, вывозимо­го на рынок танкерами (рис. 14). Добываемый газ содержит 5 — 8% СО₂, выделяемого и транспортируемого назад по 153-километро­вому трубопроводу для закачивания (захоронения) в природный резервуар в одном из песчаных пластов, при этом процесс рас­пространения СО₂ контролируется сейсмомониторингом (сейсмо­разведка 4D). В 2014 г. планируется расширить объемы добычи подводного комплекса Snohvit за счет вовлечения в разработку его спутников Albatross и Askeladd.

Рис. 14. Завод по переработке и сжижению газа месторождения Snohvit на острове Melkoya

Источник: [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.norge.ru.

В 2010 г. произошло важное событие в российско-норвежских отношениях — подписание 15 сентября в Мурманске Договора о разделе «Серой зоны» [12]. Этому договору предшествовало ус­тановление прибрежной границы России и Норвегии в Варангер- фьорде (Varanger-Fjorden) по соглашению от 11 июля 2007 г. На освоение ресурсов «Серой зоны» длительное время (более 30 лет) существовал двусторонний мораторий, что хорошо видно на карте изученности арктического шельфа России и Норвегии по резкому снижению плотности размещения сейсмических профилей МОГТ 2D (см.

По зарубежному опыту изучения и освоения морских лицензи­онных участков можно утверждать, что практически на всех рабо­ты ведутся не одиночными компаниями, а альянсами из несколь­ких международных компаний. Такие альянсы или консорциумы в обязательном порядке включают широко известные компании- операторы, обладающие значительным опытом, новейшими тех­нологиями и хорошей репутацией. В альянсы входят и небольшие компании и инвесторы, готовые нести финансовый риск, доверяя опыту операторов. Например, освоение норвежского месторожде­ния Snohvit («Белоснежка») в Баренцевом море осуществляет кон­сорциум из 6 компаний: Statoil — 33,53%, Petro SA — 30%, Total E&P Norge — 18,4%, Gaz de France — 12%, Amerada Hess Norge — 3,26%, RWE Dea Norge — 2,81%. В практике освоения шельфа России так­же существуют альянсы (Сахалин-1, Сахалин-2 и др.), хотя есть и проекты, успешно реализуемые одиночными компаниями (на­пример, НК «ЛУКОЙЛ»).

С учетом ряда факторов, включающих действующее в Россий­ской Федерации законодательство, имеющиеся геолого-геофизи­ческие данные о перспективах нефтегазоносности всего Барен­цева моря и сложности реализации северных проектов, можно считать, что Россия вряд ли теряет большие ресурсы нефти и газа при разделе бывшей «Серой зоны». Это можно пояснить тем, что к изучению и освоению выявленных крупных и особенно пригра­ничных объектов (своды Федынского, Персея и др.) во всех слу­чаях были бы привлечены зарубежные партнеры с долей до 50%. Однако в нашем понимании Договора [12], операторские функции по разработке трансграничных месторождений, расположенных на акваториях двух стран, зависят от того, кто является первоот­крывателем. Следствием этого может быть и определение страны, в которой строится береговая инфраструктура и производятся на­логовые отчисления от реализации проекта.

Не вызывает сомнений, что в западноарктических акваториях России в первую очередь потенциальных партнеров российских компаний входит компания Statoil, контролируемая (67,2% акций) соседним дружественным норвежским государством. Положи­тельным фактом в сотрудничестве двух стран является партнер­ство Statoil и «Роснефти» в проводимом в Норвегии конкурсе на выделенные лицензионные участки в Баренцевом море. Данный факт дает серьезные основания, что в Баренцевоморском регионе будет активно развиваться добрососедское сотрудничество.

3.