2.2. Количество жидких углеводородов
Оценка фазовой структуры ресурсов и прогноз открытия крупнейших морских месторождений 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. жидких углеводородов).
В то же время, для остального мирового шельфа, на долю которого приходится ~ 79 % поверхности, (~ 3000 разведанных морских месторождений) доля жидких углеводородов составляет величину порядка 54 %.
Даже для шельфов, сопредельных с Российскими акваториями эта величина не опускается 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 переходе 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 профиля формируется большая часть не только газовых, но и нефтяных гигантов, включая подавляющее количество уникальных месторождений.
Совершенно неравнозначным бассейнам присваиваются практически сопоставимые ресурсные оценки по жидким углеводородам, уравнивающие шансы на открытие крупнейших месторождений нефти.
Так, по оценке на 1.01.2002 г Баренцево море и Российский сектор Черного моря оказались рядом по величине ресурсов нефти. Хотя по величине начальных суммарных ресурсов Баренцево 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 удивительно, что в нефте-газовом бассейне, к которому принадлежит Черное море, уже открыто 250 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 месторождения, в том числе такие гиганты как Гронинген и Леман (> 330 млрд.м3).
Второй период (1966 – 1969 г) лишь подтвердил первоначальный прогноз о подявляющей газоносности Северного моря.
Как результат, многие компании стали сворачивать свою деятельность и уводить буровые платформы. И лишь совершенно случайное, неожиданное и не прогнозируемое открытие нефтяного гиганта Экофикс – положило начало третьему периоду, продолжающемуся по настоящее время.
Таким образом, первоначальный прогноз был бесповоротно опровергнут и на сегодняшний день доля жидких углеводородов в Северном море оценивается ~ в 50%.
Ресурсная оценка Баренцева и Печерского морей сегодня в точности повторяет историю 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 Российского 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 заведомо нерентабельно. Если этому верить, то никаких работ, направленных на открытие нефтяных 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.
- Лекция № 1
- 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- Газпром
- Роснефть
- 1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- 2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- 2.1. Размер месторождения
- 2.2. Количество жидких углеводородов
- 2.3. Величина транзитной доли мелководья
- 2.4. Зоны нефтегазонакопления
- 2.5. Приграничные акватории
- 2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- Лекция № 2
- 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- 1.1. Арктический регион
- Баренцевоморский нгб
- Расположение Баренцевоморского нгб
- 1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- 1.1.3. Южно - Карский нгб
- 1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- 1.1.5. Североморской нгб
- 1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- 1.1.7. Свердрупский нгб
- 1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- 1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- 1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- 1.2. Дальневосточный регион
- 1.2.1.Охотский нгб
- Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- 1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- 1.3. Каспийский регион
- 1.4. Балтийский регион
- 1.5. Азово – Черноморский регион
- Лекция № 3
- 1. Морское право
- 3.1. Международное морское право
- 12 Морских миль
- 24 Мор. Мили
- Исключительная экономическая зона
- 1.2. Морское право рф
- 1.2.1. Законы рф и их анализ
- Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- Перспективы развития законодательства рф
- Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- Госкомпании и зарубежные инвестиции
- Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- Недостатки Госкомпаний
- 3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- Лекция № 4
- 1. Системы сбора продукции скважин
- 1.1. Принципы формирования систем сбора
- 1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- 1.2.1. Размещение скважин на платформе
- 1.2.2. Замер добываемой продукции
- 1.3. Подводное окончание скважин
- 1.3.1. Нефтяные месторождения
- 1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- Баренцево море
- Карское море
- Район Обской и Тазовской губ
- 6.3.3. Маргинальные месторождения
- 1.3.4. Газовые месторождения
- Лекция № 5
- 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- 1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- II 7 10 VIII X 9 IX VII
- 1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- VIII 9 12 XII XIII
- 1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- X IX V VII VIII
- 1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- VIII II III IV
- 1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- IV 6 7 8 XXVI
- Лекция № 6
- 1.1.2. Подготовка нефти.
- Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- 1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- III II III XI XIII
- 1 11 12 VIII
- XVII XX XIX XVIII IX
- Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- 1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- 1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- VI V VIII
- 6 XI на лсп-ю XIII
- С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- 1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- 3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- 4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- Лекция № 7
- 1.1.3. Подготовка воды
- 1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- Отстаивание
- Флотация
- Коагуляция
- Применение циклонов
- Центрофугирование
- Фильтрование
- Электрохимические методы
- Озонирование
- Перегонка, мембранные технологии
- С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- 1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- Лекция № 8
- 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 2. Морские наливные устройства
- 2.1. Незамерзающие акватории
- Наливные устройства причального типа
- Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- 2.2. Замерзающие акватории
- 3. Береговые терминалы
- Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- Море Лаптевых
- Карское море
- Обская губа
- Печорское море
- Белое море
- Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- Западный берег Кольского залива
- Норвежское море
- Лекция № 9
- Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- Хранение
- Погрузка
- Хранение
- Погрузка
- Проект «Баренц-1»
- 1.2.1. Месторождение Медынское море
- Месторождении Варандней – море
- Сахалинские проекты
- 2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- 2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- 1 Этап.
- 2 Этап.
- 2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- 2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- 2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- 2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- Каспийские проекты
- Проект «Северный Каспий»
- 2.4 Северные проекты Газпрома
- 2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- 2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- 2.5. Южные проекты «Роснефти»
- 2.5.1. Черное море