Видобуток газу у морі вступає в епоху буму. Як світовий досвід зможе стати у пригоді Україні?

Високий попит на вуглеводні, пошук нових джерел видобутку з меншим вмістом СО2, виснаженість родовищ на суходолі відкривають нові можливості для освоєння водних глибин

Дослідження Rystad Energy показує, що у 2023-2024 роках на морську діяльність припадатиме 68% від усіх запасів традиційних вуглеводнів. До 2025-го офшорний видобуток досягне найвищого зростання за десятиріччя: світові інвестиції становитимуть понад $210 млрд.

Лідером буде Близький Схід, де витрати Саудівської Аравії, Катару та ОАЕ на освоєння моря вперше перевищать всі інші й зростуть до $41 млрд у 2025-му. Не відставатимуть Європа, Бразилія, США, Мексика та Гаяна. Аналітики зазначають, що нові офшорні проєкти зможуть запрацювати до 2030-го й експлуатуватимуться щонайменше 10-20 років.

Onshore vs Offshore 

Видобуток вуглеводнів у морі – це дуже дорого, довго і ризиковано. Таку діяльність можуть собі дозволити дійсно великі компанії, які володіють не лише значним фінансовим ресурсом, а й мають відповідний досвід робіт у реалізації подібних проєктів.

Сьогодні на офшор припадає приблизно третина світового виробництва нафти та четверта частина газу. У 2022 році на наземних проєктах видобуто 2,75 трлн кубометрів газу, у морі – 1,05 трлн та 200 млрд – на гібридних ділянках суходолу і шельфу. За попередніми підрахунками, торік світовий видобуток газу дещо зріс, на море припало приблизно 26-27%. Мала частка морського видобутку пояснюється незначною кількістю бурових верстатів, які були залучені у виробництві. Згідно з даними Baker Hughes Rig Count, у 2023-му на офшорі в середньому працювало 250 бурових верстатів, або лише 14% від загальної кількості. Загалом же протягом року у світі в середньому працювало 1814 верстатів, що одночасно менше на 1764 од., ніж у 2014-му, та, лише уявити, – на 4413 верстатів, ніж в далекому грудні 1981 року.

Очікується, що в період до 2050-го видобуток газу з моря збільшуватиметься – щонайменше до 2,2 трлн кубометрів. 

Тож яка відмінність між нафтогазовими проєктами на суходолі і в морі? 

Глибина буріння традиційних покладів газу на материку обмежується відомою геологією та наявними ресурсами, видобуток і транспортування не залежать від погодних умов, а вартість сейсміки – набагато нижча. Свердловина може бути встановлена фактично на будь-якому типі грунтів, її вартість коливається від $5 млн до $30 млн. У більшості випадків розвинена ГТС в країні дозволяє оперативно розпочати видобуток. 

Натомість з шельфом все не так просто.

Насамперед, розвідка. Для сейсмодосліджень необхідні спеціальні судна, вартість фрахту яких може сягати $100 000 на день, і це не враховуючи супутні обов’язкові витрати. Збір інформації здійснюється за допомогою стримерів: кількість яких може сягати 14 штук, довжина – понад 10 км. Саме на таких "проводах" встановлюють засоби реєстрації даних, які обробляють зображення у форматах 2D і 3D. До речі, такі судна щорічно можуть здійснювати близько 10 000 кв. км сейсміки. 

Однією із технологій офшорної геологорозвідки є метод електромагнітних коливань, простими словами – каротаж морського дна. Відбувається це так: відповідний прилад створює електромагнітні коливання низької частоти на невеликій відстані від дна, а потім відбиті "промені" за допомогою спеціальних датчиків реєструються на поверхні. Якщо під час дослідження фіксують погано провідні об'єкти або інші аномалії, то це означає, що на ділянці можуть бути поклади вуглеводнів.  

Уявімо, що вдала геологія, доступна глибина залягання та успішна розвідка показали: проєкт цікавий і може бути реалізований. На цьому етапі на суходолі, після отримання усіх дозволів, надрокористувач почав би бурити свердловину і через рік-півтора отримав перший комерційний газ.

Однак для шельфу це лише початок, бо потрібна інфраструктура.

Головним об’єктом під час видобутку газу з моря є бурова платформа. Вона може бути стаціонарною, плавучою чи напівзанурювальною. Міжнародний досвід показує, що сьогодні компанії надають перевагу саме плавучим платформам, до яких можна підключити десятки свердловин, які, як щупальця, з’єднані гнучкими трубопроводами. Завдяки такому обладнанню і здійснюється видобуток.

Піднятий із моря ресурс потрібно привести до нормального стану або відразу у морі, або на суходолі. У першому випадку це призведе до ще більшого здорожчання, адже очищення доведеться здійснювати на центральній оброблювальній платформі. До речі, на ній можна відразу скраплювати газ і завантажувати на LNG-танкери. У іншому випадку – треба прокладати підводні газогони до берега і вже тут, на УПГ, його очищати. Лише після цього ресурс можна буде спрямувати в ГТС. 

Всі ці роботи потребують значних інвестицій та часу. Приміром, сейсміка обійдеться щонайменше в $700-900 млн сучасна бурова платформа може з легкістю коштувати понад $1 млрд, а одна свердловина – в межах $15-30 млн за середньої глибини до 1500 м.

Ці суми є досить приблизними, адже однакових проєктів не існує. Навіть в одному і тому самому морі ціни можуть суттєво відрізнятися: роботи залежать від глибини залягання покладів, бурового обладнання, доступності технологій, експертизи та щонайголовніше – амбіцій компаній. Не варто забувати, що розробка моря додатково ускладнюється навколишнім середовищем та погодними умовами. Видобуток в будь-який момент може зупинитися через шторм, айсберг чи ураган. І людина на це жодним чином не може вплинути. 

Хоча освоєння офшору обходиться інвестору дорожче і дається з більшими складнощами, але в разі успіху гарантує значні обсяги продукції, а відтак – прибутку. Морські проєкти є чистішими, бо генерують менше викидів в атмосферу, а це, з огляду на курс на декарбонізацію, є неабияким плюсом. Ба більше, шельфові ділянки можуть бути та вже використовуються для реалізації амбітних ініціатив з уловлювання та зберігання вуглецю. 

Чорне море вуглеводнів

Успіхи Румунії та Туреччини підтверджують багатство Чорноморського шельфу на вуглеводні. Причини для освоєння офшору в кожної країни різні. 

Румунія хоче стати найбільшим виробником газу в ЄС, її проєкт Neptun Deep наразі знаходиться на етапі розробки: перший газ очікують отримати у 2027-му. Інвестиції в проєкт лише на етапі буріння та будівництва інфраструктури оцінюються в 4 млрд євро. Крім того, на розвідку та оцінку ділянки площею 7500 кв. км було інвестовано ще понад 1,5 млрд євро.

Інфраструктура на блоці передбачатиме шість свердловин на глибині близько 1 км і чотири свердловини на мілководді до 100 м, три підводні видобувні системи з відповідними трубопроводами, морську платформу, магістральний 160-кілометровий газопровід до берега в районі Тузли та газовимірювальну станцію. 80% контрактів на роботи вже укладені. Зокрема, проєктування, монтаж і введення в експлуатацію морських об'єктів, а також випробування ГВС та берегової ділянки газогону оцінено в 1,6 млрд євро.

Послуги з буріння, які здійснюватиме Halliburton, коштуватимуть приблизно 140 млн євро, оренда напівзанурюваного верстата – орієнтовно 325 млн євро, доставлення газу з родовищ до Національної транспортної системи протягом 17 років – майже 276 млн євро. Офшорною платформою, свердловинами й родовищами керуватимуть дистанційно через створений штучним інтелектом цифровий двійник, що дозволить оптимізувати процеси, підвищити ефективність споживання енергії та мінімізувати викиди.

Туреччина, яка залишається імпортозалежною, передусім потребує ресурсу для задоволення власних потреб, а вже потім орієнтуватиметься на експорт. Країна давно веде розвідку моря і навіть залучала таких гігантів, як ExxonMobil, Petrobras, BP і Chevron. Проте не склалося: "сухі" свердловини відбили бажання розробляти турецький шельф і всю увагу міжнародні компанії зосередили на румунському проєкті. Відхід мейджорів підштовхнув країну до самостійного дослідження моря. Спочатку придбали перше судно для сейсморозвідки за $130 млн, потім за $210 млн купили бурове судно Fatih. Ці інвестиції не виявилися марними: у 2020-му держкомпанія знайшла велике газове родовище Sakarya, запаси якого можуть сягати 710 млрд кубометрів.

Фактично на освоєння моря Туреччині знадобилося 32 місяці. Відразу після відкриття почали підготовчі роботи на суходолі, зокрема будівництво станції підготовки газу. Згодом взялися прокладати до берега газопровід, який під водою тягнеться на 170 км. А далі – встановлення підводного обладнання, монтаж гнучких трубопроводів, підключення комплексу до ГТС. У квітні 2023-го Туреччина розпочала газовидобуток з родовища. На першому етапі в роботі залучено 10 свердловин, протягом трьох років їхня  кількість зросте до 40, що дозволить видобувати близько 15 млрд кубометрів щорічно. Пікове виробництво очікується у 2028-му – 60 млн кубометрів на добу. Щоб досягти мети, планують залучити ще близько $10 млрд, і це не враховуючи $1,8 млрд, які були вкладені в першу фазу. 

Перспективи шельфу України

Згідно з даними Держгеонадри, потенційні запаси українського шельфу оцінюються у 2,3 млрд т умовного палива, що еквівалентно 2,3 трлн кубометрів і становить близько 40% усіх енергетичних запасів. Закономірно, що такий потенціал неодноразово потрапляв у поле зору міжнародних інвесторів, проте жодному не вдалося розпочати роботи.

Ще до початку російської агресії Нафтогаз отримав право розробляти шельф Чорного моря. А це – 36 ліцензій площею близько 29 тис. кв. км. Спецдозволи поширюються на різні ділянки: мілководдя, схил та глибоководдя. Загальний обсяг визначених запасів там складає приблизно 1,6 трлн кубометрів. Основна частина покладів сконцентрована у глибоких водах, які мають схожу геологію з румунськими та турецькими блоками. 

Проте розробці шельфу завадила повномасштабна війна. В умовах, поки росіяни продовжують атакувати країну ракетами і дронами, допоки кораблі РФ блокують море, залучити іноземних інвесторів, на жаль, неможливо. А без потужних міжнародних гравців, які володіють достатніми фінансовими і технічними ресурсами для розвідки, будівництва інфраструктури й подальшого видобутку, нам не обійтися. 

Єдиною українською компанією, яка мала досвід морських робіт і необхідну інфраструктуру, є Чорноморнафтогаз. Анексувавши півострів, росіяни захопили усі активи та окупували промисли підприємства. Весь цей час країна-терорист нахабно крала український газ, видобувши з моря щонайменше 12 млрд кубометрів. Завдяки спецоперації ГУР, на початку осені 2023-го це свавілля вдалося зупинити: Україна повернула платформи "Петро Годованець" та "Україна", а також бурові установки "Таврида" і "Сиваш". Це обладнання може стати підґрунтям для розробки моря після перемоги, яке також має бути підкріплене поверненням під український контроль усіх активів Чорноморнафтогазу, включно із компенсацією, яку Росія повинна сплатити за завдані збитки.

Артем Петренко, виконавчий директор Асоціації газовидобувних компаній України