Россия - шельф Западной Арктики

Более 30 лет назад в СССР было принято стратегически важное решение о необходимости активизации геолого-геофизических исследований нефтегазоносности шельфа Арктики с приорите­том региону Баренцева, Печорского и Карского морей.

20-летний этап активных работ в Арктике, включавших буре­ние 58 поисково-разведочных скважин (ФГУП «Арктикморнефте­газразведка») на ряде перспективных объектов, завершился от­крытием Баренцево-Карского НГБ с 16 месторождениями нефти и газа. В 1988 г. в Баренцевом море было открыто Штокмановское газоконденсатное месторождение (ГКМ) с запасами 3,9 трлн м³ газа и 56 млн т конденсата, содержащее запасы газа более чем в три раза превышающие суммарные запасы всех зарубежных место­рождений в Арктике (рис. 3).

В 1996 г. за научное обоснование и открытие крупной базы не­фтегазовой промышленности на арктическом шельфе ведущие ученые и специалисты, включая академика РАН И. С. Грамберга и профессора Я. П. Маловицкого, были удостоены Государствен­ной премии СССР.

Рис. 3. Трехмерное изображение Штокмановского месторождения по кровле газоносных отложений

Распад СССР привел к снижению активности геолого-разве­дочных работ (ГРР) на суше и море. В первые годы постсоветского времени объемы сейсмических исследований МОГТ на акваториях России резко снизились. Основную активность в Баренцевом и Пе­чорском морях проявляло ОАО «Газпром». Значительная часть сейсморазведки в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукот­ском проводилась в сотрудничестве с зарубежными компаниями и институтами на основе мультиклиентной съемки. В частности, в 1990 г. совместное предприятие Polar Pacific (ДМНГ и Halliburton Geophysical Services) отработало МОГТ 1543 км в Восточно-Си­бирском море и 8873 км в Чукотском море. Трест СМНГ (ныне ОАО СМНГ) выполнил коммерческую съемку МОГТ в 1993, 1994 и 1997 гг. в суммарном объеме 11 811 км профилей МОГТ в альянсе с Федеральным институтом природных ресурсов Германии (BGR), при этом обработка материалов проводилась в Германии. Большая часть профилей расположена в восточном секторе моря Лаптевых (около 8600 км), а другая часть (около 3200 км) в западном секторе Восточно-Сибирского моря к северу и северо-востоку от острова Котельный.

В период до 2008 г. лицензионная политика в России строилась на широко применяемой в мире системе проведения конкурсов и аукционов (тендеры), ориентированных на привлечение макси­мального количества недропользователей. При этом поощрялось проведение мультиклиентной съемки, реализуемой геофизиче­скими компаниями на условиях собственного риска. Начиная с се­редины 2008 г., после утверждения изменений в законодательстве о континентальном шельфе Российской Федерации, допуск к не­дропользованию на шельфе фактически получили только две кон­тролируемые государством компании ОАО «Газпром» и ОАО «НК “Роснефть”», имеющие опыт работы на акваториях. Мультикли- ентная съемка как разновидность ГРР потеряла законодательную основу, что привело к снижению объемов сейсморазведки, прово­димой на основе международного сотрудничества. Остались лишь геофизические исследования по разрешениям Министерства обра­зования и науки. В частности, в арктических морях в 2011—2012 гг. выполнялась сейсморазведка МОГТ 2D силами СМНГ и ДМНГ в альянсе с норвежской компанией PGS и некоммерческим парт­нерством «Геология без границ» (Geology Without Limits).

Два крупных проекта с применением сейсморазведки 3D были выполнены в 1997 г. СМНГ по заказу ЗАО «Севморнефтегаз» (ОАО «Газпром») на Штокмановском ГКМ (1700 км²) и в 2012 г. ДМНГ по заказу ОАО «НК “Роснефть”» на перспективной структуре Уни­верситетская в Карском море (3000 км²). Данные работы осущест­влены в альянсе с высокотехнологичной зарубежной компанией Western Geco, предоставившей свои суда для сейсморазведки 3D. В 2012 г. работы выполнялись судном Western Trident с 12 сейсмо- косами длиной 5100 м.

В последнее десятилетие интерес к шельфу Циркумарктиче- ского региона значительно возрос, что отображается в увели­чении объемов геолого-геофизических исследований. В период 2000 — 2011 гг. на арктическом шельфе России отработано более 220 тыс. км сейсмических профилей МОГТ и пробурено 34 новые скважины (рис. 4). При этом наибольшую активность проявляло ООО «Газфлот» (ОАО «Газпром») на акваториях Карского моря, в основном в Обской и Тазовской губах, где были открыты Ка-

менномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское и Обское месторождения и доказано морское продолжение Се- маковского, Тота-Яхинского, Антипаютинского и Харасавэйского месторождений, открытых ранее на суше (рис.

Рис. 4. Объемы бурения в Баренцевом и Карском морях

Рис. 5. Новые открытия в Обской и Тазовской губах Карского моря

На основе российских ГРР на шельфе Западной Арктики про­гнозируется около 75% ресурсов УВ всех акваторий России и 86% 78

ресурсов УВ ее северных морей [11]. В значительной степени такие высокие перспективы объясняются геологическими особенностя­ми региона, большой площадью его акваторий (суммарно около 50% арктического шельфа Российской Федерации) и лучшей изу­ченностью сейсморазведкой и бурением.

В последние два года на российском шельфе Арктики произо­шло снижение буровой активности — в 2011 г. пробурена всего одна скважина на морском продолжении месторождения Хара- савэйское в Карском море, а в 2012 г. — ни одной. В итоге в рос­сийских морях Западной Арктики пробурены 86 скважин (без учета горизонтальных эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения) и открыто 20 месторождений (включая в переход­ной зоне суша-море) с суммарными запасами и ресурсами газа бо­лее 10 трлн м3 и нефти с конденсатом свыше 500 млн т.

В Баренцевом и Печорском морях пробурены 55 скважин (из них 9 аварийных или недобуренных) и открыто 11 месторожде­ний. Высокие перспективы российского сектора Баренцева моря с геологической точки зрения обусловлены тем, что почти всю его территорию занимает Восточно-Баренцевский мегапрогиб длиной около 1300 км и шириной 350 — 400 км, заполненный мощной тол­щей осадков (до 20 км) палеозойского и мезозойского возраста. В его пределах выделяются Южно- и Северо-Баренцевские впа­дины, разделенные Лудловской седловиной, к которой приуроче­ны Штокмановское и Лудловское месторождения. Западный борт Восточно-Баренцевского мегапрогиба расположен в центральной части Баренцева моря и сформирован рядом крупных поднятий (своды Федынского, Центральной Банки, Година, Персея и др.), представляющих большой интерес для нефтегазопоисковых работ.

Одним из самых больших и перспективных в нефтегазоносном отношении поднятий является гигантский свод Федынского пло­щадью более 10 тыс. км², расположенный в южной части бывшей «Серой зоны» (рис. 6). Баренцево море в районе свода не замерза­ет, кроме того, он находится в два раза ближе к побережью Коль­ского полуострова, чем Штокмановское месторождение, что дела­ет его одним из наиболее привлекательных объектов новых ГРР. В 1985 г. при испытании скважины Северо-Кильдинская-80, рас­положенной на одном из локальных поднятий на юго-восточном крыле свода Федынского, в нижнетриасовых песчаниках открыта залежь метанового (99,1%) газа. По данным сейсморазведки СМНГ 1979—1981 гг. (в том числе сети профилей 12 ? 12 км), юрские и ме­ловые отложения в центральной части свода Федынского размыты, как и на Адмиралтейском валу и ряде других крупных поднятий. Поэтому основные перспективы связаны с отложениями триаса и палеозоя, расположенными в сводовой части на доступной буре­нию глубине (3 — 5 км), а также юры на периферии свода и обособ­ленных структурах-спутниках.

Рис. 6. Свод Федынского по кровле домеловых отложений

Нефтегазоносность Печорского моря, являющегося южной мелководной зоной Баренцева моря, обусловлена принадлежно­стью к северной части Тимано-Печорского НГБ, административно относящейся к НАО. В НАО открыто 90 месторождений, располо­женных за полярным кругом и приуроченных к широкому стра­тиграфическому диапазону палеозоя от перми-карбона до силура- ордовика. Суммарные запасы этих месторождений — 1,2 млрд т нефти и 520 млрд м³ газа.

Южная часть Карского моря относится к северной части Запад­но-Сибирского НГБ, а в административном плане — к ЯНАО, боль­шая часть которого расположена за Полярным кругом. В ЯНАО на суше и акватории открыто 235 месторождений УВ, включая уникальные и крупные: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, За­полярное, Бованенковское, Харасавэйское, Русановское, Ленин­градское, Каменномысское-море, Юрхаровское и др. Первые три месторождения долгие годы обеспечивали основной объем добычи газа СССР и России — почти 500 млрд м³ в 1990—1992 гг. (рис. 7 — УЯМ). Происходящее падение добычи газа из сеноманских зале­жей данных месторождений компенсируется увеличением добычи из более глубоких горизонтов и вводом в разработку новых место­рождений — Заполярное (2001 г.), Юрхаровское (2003 г.), Южно­Русское (2007 г.), Бованенковское (2012 г.) и др.

Рис. 7. Добыча газа в ЯНАО

Южно-Русское НГКМ разрабатывается с 2007 г. ОАО «Север- нефтегазпром» с добычей газа до 25 млрд м³, экспортируемого в Германию по дну Балтийского моря по трубопроводу «Северный поток». Немецкие компании BASFAG и E.ONAG получили от ОАО «Газпром» около 50% акций ОАО «Севернефтегазпром» при обме­не активами.

Принципиально важным является начало разработки в 2012 г. Бованенковского НГКМ — первого и самого крупного месторож­дения на полуострове Ямал с запасами газа около 4,9 трлн м3. Мес­торождения Ямала должны обеспечить в 2030 г. добычу газа в объ­еме до 360 млрд м3.

Добыча газа в 2012 г. по сравнению с предыдущим годом сни­зилась на 3,5% и составила 540,2 млрд м3 (около 80% общероссий­ской добычи). Снижение добычи объясняется руководством ЯНАО уменьшением спроса на газ в Европе. За 40 лет в ЯНАО добыто бо­лее 16 трлн м³ газа. Добыча нефти с конденсатом в 2012 г. выросла на 2,7% и составила 35,4 млн т, что составляет 6,8% от общероссий­ской добычи.

В ЯНАО и прилегающей акватории Карского моря прогнози­руется открытие ряда новых крупных месторождений, способных внести значительный вклад в восполнение минерально-сырьевой базы страны. Кроме того, большие перспективы связаны с недо- изученными глубокими горизонтами, в которых могут быть обна­ружены крупные газоконденсатные и нефтяные залежи [3 — 6].

В открытой части Карского моря пробурено 5 скважин (4 — во времена СССР). В 2000 — 2010 гг. в Обской и Тазовской губах ООО «Газфлот» пробурено 26 скважин. Знаменательным фактом явля­ется 100%-ный успех поисково-разведочного бурения, что объяс­няется спецификой геологического строения с высоким уровнем нефтегазоносности.

До 2013 г. все лицензионные участки недропользователей на арктическом шельфе были сосредоточены на акваториях Баренце­ва, Печорского и Карского морей. По состоянию на 1 января 2013 г. основными владельцами лицензионных участков в арктических и других морях России являлись «Роснефть» и Газпром, обладав­шие соответственно 34,8 и 27,1% общего количества участков.

В 2011—2012 гг. «Роснефть» создала альянсы с зарубежными компаниями для совместного изучения нефтегазоносности лицен­зионных участков в Карском и в Баренцевом морях. Если добавить, что ранее Газпром заключил соглашения о совместном освоении Штокмановского месторождения с Statoil (24%) и Total (25%), то можно с уверенностью сказать, что российский шельф Арктики становится крупной международной ареной совместной деятель­ности основных российских и зарубежных компаний. 2012 г. на российском шельфе Арктики ознаменовался существенным увели­чением объемов сейсморазведки 2D и 3D, а поисково-разведочное бурение впервые за 30 лет не проводилось.

В начале 2013 г. «Роснефть» получила еще 12 лицензионных участков, расположенных на всех акваториях Арктики: Западно- Приновоземельский, Южно-Приновоземельский, Западно-Мат­веевский, Северо-Поморский-1 и Русский в Баренцевом и Печор­ском морях, Северо-Карский в Карском море; Усть-Оленекский, Усть-Ленский и Анисинско-Новосибирский в море Лаптевых; Южно-Чукотский и Северо-Врангелевские 1 и 2 в Чукотском море (рис. 8). При этом в Западно-Приновоземельский участок в Барен­цевом море были объединены Адмиралтейский и Пахтусовский. Таким образом, Роснефть стала обладателем наибольшего количе­ства лицензионных участков на шельфе России (44,87%) и абсолют­ным лидером по их количеству и площади в арктических морях. По 7 участкам, расположенным в морях Восточной Арктики, Роснефть заключила соглашения с компанией ExxonMobil. По остальным 5 участкам — ведутся переговоры с другими потенциальными парт­нерами.

Рис. 8. Распределение лицензионных участков на шельфе России

(1 апреля 2013 г.)

Рис. 9. Юрхаровское месторождение ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»

Ожидается, что в 2013 г. будут выданы 17 новых лицензионных участков ОАО «Газпром», расположенных на шельфе Арктики. Очевидно, что, обладая такими большими количествами лицен­зионных участков, компании «Роснефть» и Газпром не способны в одиночку своевременно реализовать свои лицензионные обяза­тельства и поэтому их стратегия заключается в формировании аль­янсов с мировыми лидерами нефтегазовой индустрии.

Нельзя не отметить, что одним из активных недропользовате­лей на суше и шельфе Арктики является ОАО «НОВАТЭК» [14], имеющее с 2011 г. стратегического партнера Total (владеет в насто­ящее время 15,16%). Его дочернее предприятие ООО «НОВАТЭК- Юрхаровнефтегаз» получило в 2011 г. 4 лицензионных участка,

2 из которых полностью расположены в акватории Обской губы (Северо-Обский и Восточно-Тамбейский), а 2 других (Салманов- ский и Геофизический) выходят на акваторию частично (около 10% их площади). Данное предприятие с 2003 г. ведет добычу газа и кон­денсата на крупном Юрхаровском НГКМ, большая часть запасов которого находится под дном Тазовской губы (рис. 9). Бурение эксплуатационных скважин на подводную часть месторождения ведется с берега наклонными скважинами с горизонтальным за­вершением, при этом отходы стволов скважин от вертикали дости­гают 3 — 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей —

3 — 5 млн м³ в сутки.

Это месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением, расположенным в пе­реходной зоне суша-море, как и часть американских месторожде­ний Северного склона Аляски.

Добыча УВ Юрхаровского НГКМ достигла в 2012 г. почти 34 млрд м³ газа и 2,7 млн т конденсата. В второй половине 2012 г. накопленная добыча газа превысила 150 млрд м³. В 2010 г. начал ра­боту конденсатопровод длиной 326 км и пропускной способностью до 3 млн т. Запасы месторождения по классификации SEC на 31 де­кабря 2010 г. — 460 млрд м³ газа и 23 млн т конденсата.

Необходимо отметить, что аналогичная технология освоения морских месторождений с берега успешно применяется в субар­ктических условиях на шельфе Охотского моря по проекту «Са­халин-1» Exxon Neftegaz Limited — с 2003 г. на месторождениях Чайво (добыча с 2005 г.) и c 2009 г. на Одопту-море. Здесь буровой установкой «Ястреб» (Parker Drilling) установлен ряд мировых ре­кордов, включая последний (2011 г.) при бурении скважины OP-11 длиной 12 345 м с горизонтальным отклонением 11 475 м. В 2012 г. на скважине Z-44 месторождения Чайво был установлен новый ми­ровой рекорд по длине ствола скважины — 12 376 м (на 31 м боль­ше ОР-11). Однако еще до начала проекта «Сахалин-1» ООО «РН- Сахалинморнефтегаз» (ОАО «НК «Роснефть») получило 7 августа 1998 г. первую нефть по скважине № 202 с горизонтальным откло­нением 4781 м (забой 5589 м), пробуренной с берега до морской залежи северного купола месторождения Одопту-море (в насто­ящее время таких скважин пробурено более 30). Таким образом, месторождение Одопту-море (Северный купол) является первым морским объектом в субарктических условиях России, разрабаты­ваемым с берега.

В 2011 г. добыча нефти на акваториях Охотского, Балтийского, Каспийского и Карского морей достигла 18,4 млн т, что составило около 3,6% общероссийской добычи, но в 2012 г. она снизилась за счет небольшого падения добычи на шельфе Сахалина (рис. 10). Все больший вклад вносит добыча конденсата Юрхаровского НГКМ (около 17% морской добычи жидких УВ в 2012 г.).

Добыча морского газа на шельфе России в 2012 г. превыси­ла 60 млрд м³ (рис. 11). Добыча арктического газа Юрхаровского НГКМ (34 млрд м³), как и в предыдущие годы, составляет более по­ловины общей добычи шельфа России (55,8%).

Наиболее активное и значимое международное сотрудничество осуществляется при освоении ресурсов нефти и газа в Арктическом и Дальневосточном (шельф Сахалина) регионах России. В Арктиче­ском регионе наибольшую активность проявляют ExxonMobil, Statoil, Total и ENI, реализующих ряд проектов совместно с ведущими рос­сийскими компаниями ОАО «Газпром», ОАО «НК “Роснефть”», ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «НОВАТЭК». Ниже дается краткая характерис­тика международных проектов с участием зарубежных компаний.

Statoil. Контролируемая норвежским государством компания Statoil, ранее поглотившая вторую по величине норвежскую компа­нию Norsk Hydro, имеет опыт длительного сотрудничества с россий­скими компаниями. Первый проект проводился совместно с ОАО «Газпром» (ООО «Газфлот») и был ориентирован на освоение Ме- дынско-Варандейского участка в прибрежной зоне Печорского моря.

Активные исследования Медынско-Варандейского ЛУ начались в 1995 г. Газпромом в альянсе со Statoil. По заказу альянса СПБУ Мурманская АМНГР пробурено три скважины (бурение оплачено Statoil) и открыто два месторождения в карбонатных отложениях нижней перми — среднего карбона — Варандей-море (две скважи­ны в 1995 и 1996 гг.) и Медынское-море (1997 г.).

В 1998 г. СМНГ в альянсе с Севморгео и Geco-Pracla впервые на шельфе российской Арктике провели сейсморазведку 3D на пло­щади Варандей-море в объеме 437 км2.

Газпром поставил запасы месторождений на учет в Государ­ственный комитет по запасам (ГКЗ), однако на основании открытия лицензии не получил. В 1999 г. Министерством природных ресур­сов был организован конкурс на три ЛУ (Медынско-Варандейский, Поморский и Колоколморский), от участия в котором Газпром от­казался, а Statoil проявила солидарность.

Компания Statoil вместе с Total участвует в СРП (соглашение о разделе продукции) по разработке Харьягинского месторожде­ния на севере Тимано-Печорской провинции (см. ниже).

В феврале 2008 г. подписано соглашение о совместной разра­ботке Штокмановского ГКМ между компаниями ОАО «Газпром», Total S.A. и Statoil ASA, создавшими для реализации проекта уп­равляющую компанию Shtokman Development AG, в которой их до­левое участие определилось в пропорциях соответственно 51, 25 и 24%. По одному из вариантов проекта разработки Штокмановс­кого ГКМ предусматривается годовая добыча газа до 67,5 млрд м³ (c производством до 52 млрд м³ СПГ) и 350 тыс. т конденсата. При этом предполагается пробурить 156 скважин, включая 144 добыва­ющие с дебитом до 2,6 млн м3 в сутки, 9 — резервные и 3 контроль­ные. Другой вариант с общей годовой добычей газа до 45 млрд м3 предусматривает бурение двух кустов по 27 скважин с подводны­ми комплексами, подобными Ormen Lange и Snohvit. В 2012 г., после длительных подготовительных работ и переговоров о начале ин­вестиций в проект разработки Штокмановского месторождения, партнеры отложили начало его освоения на неопределенный срок.

В 2012 г. Statoil подписала с компанией «Роснефть» соглашение об освоении Персеевского ЛУ, расположенного в северной части бывшей «Серой зоны». В рамках данного соглашения «Роснефть» примет участие совместно с Statoil в предстоящих конкурсах в нор­вежской акватории.

Total. Французская компания Total («Total E&P Russia» — «Total Разведка, Разработка, Россия») участвует на основе СРП (подпи­сано 20 декабря 1995 г.) вступило в силу 1 января 1999 г.) в разра­ботке Харьягинского месторождения, открытого в 1970 г. на севере Тимано-Печорского НГБ в НАО. Долевое участие партнеров рас­пределилось следующим образом: Total — 40%, Statoil — 30%, ОАО «Зарубежнефть» — 20%, ОАО «Ненецкая нефтяная компания» — 10%. При этом Total является оператором проекта и первоначаль­но имела 50% долю акций. Добыча нефти ведется из двух слож­ных карстифицированных карбонатных коллекторов на глубинах 1250 — 3700 м. Попутный газ содержит до 1,2% сероводорода. Добы­ча в 2012 г. составила 1,54 млн т нефти и 195,4 млн м³ газа, а накоп­ленная добыча в начале 2011 г. превысила 10 млн т.

Компания Total имеет совместные проекты с рядом российских компаний Газпром, «Роснефть», НОВАТЭК. При этом в последнем Total является стратегическим партнером и крупным акционером, обладая 20% акций. Совместно с НОВАТЭК Total осваивает Термо­карстовое месторождение (49% акций) и уникальное Южно-Там- бейское НГКМ по проекту «Ямал СПГ» (20% акций). Соглашение о сотрудничестве при разработке Термокарстового месторожде­ния, потенциал которого превышает 47 млрд м³ газа и 10 млн т кон­денсата, было подписано в июне 2009 г.

По проекту ОАО «Ямал СПГ» с 2016 г. предусматривается до­быча газа и конденсата на Южно-Тамбейском НГКМ, открытом в 1982 г. Его запасы газа оцениваются в 1,26 трлн м³, а максималь­ный годовой уровень добычи через 208 скважин, объединенных в 19 кустов, — 35 млрд м³. Для транспортировки газа предусматри­вается строительство завода СПГ с тремя линиями производитель­ностью по 5 — 5,5 млн т СПГ в год (суммарно 16,5 млн т в год) и тер­минала в порту Сабетта (рис. 12). Предполагается, что потребуется построить 10 гигантских (длиной до 300 м) газовозов ледового клас­са грузовместимостью СПГ 170 тыс. м³.

Рис. 12. Проект завода и терминала СПГ в порту Сабетта (ОАО «Ямал СПГ»)

Total является партнером Statoil в двух крупных проектах — имеет 25%-ную долю в компании Shtokman Development AG, со­зданной в 2008 г. для управления проектом освоения уникального Штокмановского ГКМ в Баренцевом море, и 40%-ную долю в Ха- рьягинском НМ (см. выше).

ConocoPhillips. В 1992 г. американская компания Conoco (ныне ConocoPhillips) создала на паритетных началах с ГП «Архангельск- геология» совместное предприятие «Полярное сияние», получив­шее лицензию на разведку и разработку Ардалинской группы из шести месторождений: Ардалинское, Восточно-Колвинское, Ошкотынское, Дюсушевское, Центрально-Хорейверское и Запад- но-Сихорейское. В настоящее время российским участником СП является ОАО «НК “Роснефть”», выкупившее долю «Архангельск- геологии». Добыча нефти началась в 1994 г. и достигла своего мак­симума 1,84 млн т в 1999 г., после чего снизилась до 1,4 млн т в 2010 г. и 0,52 млн т в 2012 г. Большая часть попутного газа утилизируется для собственных нужд.

В 2004 г. началось активное сотрудничество американской компании ConocoPhillips и ОАО «ЛУКОЙЛ», при котором первая продала, а вторая купила большое количество бензозаправочных станций в США (795 в 2004 г.) и в Восточной Европе (376 в 2006 г.). В качестве ответного шага ConocoPhillips приобрела в 2004 — 2007 гг. 20%-ный пакет акций ОАО «ЛУКОЙЛ» (включая последние государственные 7,59%) и 30%-ную долю акций ООО «Нарьянмар- нефтегаз» (основано в 2001 г.), владеющего лицензией на геологи­ческое изучение недр Варандей-Адзвинского Северо-Западного ЛУ, захватывающего прибрежную зону Печорского моря с Хайпу- дырским заливом.

В ходе освоения Южно-Хылчуюсского НГКМ выяснилось, что его извлекаемые запасы оказались сильно завышенными (в 3,5 раза [20]), что привело к резкому падению нефтедобычи с почти 7 млн т в 2009 г. до 1,2 млн т в 2012 г. и недозагруженности Варандейского терминала, имеющего пропускную способность 12,5 млн т. В 2011 г. было отгружено всего 3,96 млн т нефти — 53% от максимальной отгрузки 7,46 млн т в 2010 г. и 31,7% от пропускной способности терминала. В результате ConocoPhillips отказалась от дальнейшего участия в проектах ЛУКОЙЛа и в 2010 — 2011 гг. продала все свои акции, как в ОАО «ЛУКОЙЛ», так и в ООО «Нарьянмарнефтегаз».

ExxonMobil. С 2010 г. стратегическим партнером «Роснефти» в освоении ее трех арктических лицензионных участков в Кар­ском море (Восточно-Приновоземельские 1, 2 и 3) стала компа­ния ExxonMobil, получившая 33%-ное долевое участие в проекте. В 2012 г. здесь проводилась сейсморазведка 2Д, а на Универси­тетской структуре — 3D. В своем выступлении 7 февраля 2013 г. в г. Хьюстоне президент «Роснефти» И. Сечин заявил, что бурение первой скважины на данной структуре начнется в августе 2014 г., на один год раньше срока, обусловленного лицензионным согла­шением. Характер полученных материалов не вызывает сомнений, что будут открыты крупные газоконденсатные залежи, под кото­рыми возможно обнаружение и крупных залежей нефти.

В 2013 г. ExxonMobil, вдохновленная успехами сейсморазведки в Карском море, приняла предложение «Роснефти» по освоению 7 из 12 ее новых участков на шельфе Арктики: Северо-Карского в Карском море; Усть-Оленекского, Усть-Ленского и Анисинско- Новосибирского в море Лаптевых; Южно-Чукотского и Северо­Врангелевских 1 и 2 в Чукотском море.

ENI. Итальянская компания ENI в альянсе с Enel участвует с 49%-ной долей в СП «СеверЭнергия», в котором партнером с российской стороны выступает ОАО «Ямал развитие», осно­ванное в 2010 г. ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НОВАТЭК». СП «СеверЭнергия» владеет лицензиями на разработку четырех НГКМ, включая Самбургское, разработка которого началась в 2012 г. Суммарные запасы СП — 1,3 млрд м³ газа, 570 млн т не­фти и 155 млн т конденсата.

ENI является партнером «Роснефти» по освоению двух лицензи­онных участков в Баренцевом море в южной и центральной частях бывшей «Серой зоны» (Федынский и Центрально-Баренцевский).

Petrovietnam. В 2008 г. начало работу ООО «Совместная ком­пания “Русвьетпетро”», основанное Petrovietnam Oil and Gas Corporation (49%) и ОАО «Зарубежнефть» (51%) и владеющее че­тырьмя лицензиями на добычу нефти и газа на Центрально-Хорей- верском поднятии в Ненецком АО. В настоящее время уже ведет­ся добыча нефти на 3 из 13 месторождений компании. При этом в 2012 г. добыто 2,1 млн т, а пиковая добыча около 4 млн т планиру­ется в 2016 г.

2.