ТЭК России | Морские нефтяные платформы
Во времена СССР 100% комплектующих для буровых установок делалось на отечественных предприятиях. С развалом Союза некоторые из них оказались за пределами России, а часть и вовсе прекратила существование.
Но необходимость освоения запасов Арктики заставляет задуматься о состоянии дел в отрасли. В начале двухтысячных годов спроса на морские нефтяные платформы не было. Строительство самоподъемной установки «Арктическая», которую заложили в 1995 году и планировали сдать в 1998 году, перестали финансировать. Проект удалось завершить в начале нынешнего десятилетия.
Наиболее знаковым из отечественных проектов стала построенная в 2013 году нефтедобывающая платформа «Приразломная», в процессе создания которой промышленные, ресурсные и научно-технические структуры решали поставленные перед ними задачи при поддержке государства.
Другими достижениями российских инженеров стали морские нефтедобывающие платформы «Беркут» и «Орлан». Их отличает способность выдерживать низкие температуры и жесткие сейсмические колебания. На судоверфи в Астрахани в 2014 году сдали ледостойкую платформу для того, чтобы добывать нефть газ на Каспии.
Дорогое удовольствие
Разработка и изготовление современной нефтяной платформы — процесс, который по сложности вполне сопоставим с космическими проектами. Стоимость плавучих буровых платформ начинается от отметки $0,5–1 млрд, при этом страхование объектов составляет 2% от стоимости имущества. Аренда обходится в сотни тысяч долларов ежесуточно. Такие суммы приходится тратить из‑за того, что нет отечественных аналогов.
На сегодняшний день российским заводам удалось освоить создание оснований нефтяных платформ и самостоятельную сборку оставшихся элементов из иностранных компонентов. Жилые модули, буровые комплексы, устройства отгрузки, энергетические системы и другие крупногабаритные элементы приобретаются за границей.
Эксперты отмечают, что существенной проблемой является и недостаточно развитая транспортная инфраструктура. Доставка стройматериалов и оборудования на производственные площадки в Арктике и на Дальнем Востоке, где планируются основные проекты, требует существенных расходов. Доступ есть только к Азовскому, Балтийскому и Каспийскому морям.
Несмотря на активные действия Минэнерго и Минпромторга России в отношении замещения иностранных технологий, отраслевые эксперты признают невозможность замещения даже в отдалённой перспективе иностранных технологий в сфере строительства морских нефтедобывающих платформ в связи с тем, что в нашей стране нет современных технологий для реализации таких проектов. Из-за того что замещенные технологии имеют высокую себестоимость, отечественные заказы реализуются на азиатских судоверфях. Разработка отечественных шельфовых технологий предусмотрена Федеральной целевой программой «Развитие гражданской морской техники», но её реализация пока не началась.
Грандиозные планы
Российские и азиатские судостроительные заводы планируют наращивать выпуск продукции. Согласно прогнозу министерства энергетики, к 2030 году на шельфе России количество морских платформ достигнет 30 единиц. До 2020 года в рамках текущих обязательств должны быть реализованы 100 проектов, направленных на эксплуатационно-разведочное бурение.
Сейчас на российском шельфе работают 15 буровых платформ. Из них — восемь стационарных добычных, рассчитанных на бурение нефтяных и газовых скважин, а также семь мобильных платформ-судов, которые предназначены для бурения скважин. Для мобильных платформ необходимо еще организовать подводную добычу или построить стационарную платформу.
Что такое нефтяная платформа и как она работает
Морская нефтяная платформа состоит из четырёх основных компонентов — корпуса, буровой палубы, якорной системы и буровой вышки. Корпус является понтоном, основание которого поддерживают колонны. Над корпусом находится буровая палуба, выдерживающая груз сотен тонн бурильных труб, а также — несколько грузоподъемных кранов и вертолетная площадка. Над буровой палубой возвышается буровая вышка, задачей которой является опускать к забою, а затем поднимать бур. В море всю конструкцию с помощью стальных швартовых тросов удерживает на месте якорная система.
Добыча нефти в море начинается после проведения сейсмической разведки специальными кораблями, водоизмещением до 3 тыс. тонн. Такие суда разматывают за собой сейсмические косы, на которых расположены приемные устройства для создания акустических волн с помощью источника колебаний. Ударные волны отражаются от пластов земли и, возвращаясь к поверхности, улавливаются приборами на судне. На основе полученных данных создают двухмерные и трехмерными сейсмические карты с морскими запасами нефти.
После разведки начинается процесс бурения. По завершении процесса сверления бур вынимается для запечатывания скважины, чтобы нефть не вытекала в море. Для этого на дно опускают противовыбросовое оборудование высотой 15 м и весом 27 т, благодаря которому ни одно вещество не покинет скважину. Оно способно за 15 секунд перекрыть нефтяной поток.
Когда нефть найдена, то специальная установка для добычи, хранения и отгрузки нефти выкачает нефть со дна моря и отправит ее на нефтеперерабатывающие заводы на берегу. Нужно отметить, что нефтедобывающая платформа может стоять на якоре десятилетиями.
Семь российских гигантов
Из семи буровых платформ-судов в России пять принадлежат компании «Газфлот», дочерней структуре «Газпрома». Еще две — находятся в собственности «Арктикморнефтегазразведки» (входит в структуру «Зарубежнефти»), они выполняют заказы на бурение. Больше всего стационарных платформ находится на сахалинском шельфе: «Моликпак», «Пильтун-Астохская-Б» и «Лунская-А», которые использует «Газпром». Платформы «Беркут» и «Орлан» находятся на проекте «Роснефти» «Сахалин-1». Ещё две — каспийская ЛСП-2 и D-6 работают на Кравцовском месторождении Балтийского моря — принадлежат «ЛУКОЙЛу». И, наконец, платформа «Приразломная», компании «Газпром нефть», расположена в Печорском море.
Верхняя часть большинства российских платформ, которые осуществляют систему управления и контроля бурения, сделана за рубежом. Например, верхнее строение платформы «Беркут» на месторождении Аруктун-Даги в проекте «Сахалин-1» построено в Республике Корея компанией Samsung Heavy Industries. Платформа «Орлан» на месторождении Чайво собрана в Японии и поставлена на основание, изготовленное в России. Платформа «Приразломная» представляет собой буровой и технический модули, взятые со списанной в Норвегии платформы Hutton и смонтированные с основанием, изготовленным на северодвинском предприятии «Севмаш». Верхние строения платформ «Лунская-А» и «Пильтун-Астохская-Б» также были сделаны в Республике Корея. Платформа «Моликпак» полностью перевезена на Сахалин с канадского шельфа.
По оценкам экспертов, строительство одной платформы при стабильном финансировании занимает от 2 до 4 лет, стоимость строительства одной платформы варьируется от $0,5 до $1 млрд, в зависимости от заявленной мощности добычи. Большую часть заказов на компоненты для буровых платформ получают заводы в Республике Корея. Низкотехнологичные составляющие производят Выборгский судостроительный завод и завод «Звезда». Отечественные судостроительные заводы выполняют заказы для работы на шельфе четырёх российских нефтегазовых компаний, но детали пока не раскрываются.
Санкции против России ударили по США
Если в России не хватает морских платформ, особенно для работы в Арктике, то за рубежом в последние три года сложилась обратная ситуация. Платформы остаются без контрактов на подводные буровые работы.
Среди основных причин отраслевые эксперты называют нестабильность цен на нефть и ограничение возможностей участия в проектах на российском шельфе, что опять‑таки происходит из‑за западных санкций, направленных прежде всего на российскую нефтедобывающую отрасль. Здесь основной упор сделан на добычу углеводородов на российском шельфе. Однако этот удар рикошетом затронул и американские компании, занимающиеся морским бурением и производством оборудования. В результате благодаря запретам своего правительства они лишились запланированных ими долгосрочных контрактов в России.
В водах Северо-Западной Европы количество действующих морских буровых платформ, например в 2017 году сократилось на 20 единиц. В связи с тем, что большинство из них спроектировано для жёстких природно-климатических условий эксплуатации в северных морях Европы, они не могут рассчитывать на применение в других, более теплых, районах. А санкции США не позволяют использовать их на российском шельфе. В результате буровые платформы консервируются в ожидании того, когда ситуация изменится в лучшую сторону.
Рынок глубоководного бурения штормит
Инвестиции добывающих компаний в подводное бурение динамично росли после финансового кризиса 2008–2009 годов. При этом, согласно исследованиям GBI Research, на протяжении 2010–2015 годов они должны были ежегодно увеличиваться в среднем на 6,6% и в итоге достигнуть $490 миллиардов. Большую часть этих средств предполагалось направить на освоение глубоководных зон — в акватории Мексиканского залива, у побережья Бразилии, Западной Африки, а также ряда стран Азиатско-Тихоокеанского региона.
Крупнейшие западные нефтегазовые компании планировали строительство морских платформ в значительных количествах. Однако в результате ценового кризиса на рынке энергоносителей летом 2014 года произошло снижение финансирования программ морского бурения и, как следствие, эти планы были свёрнуты, причём быстрыми темпами. Если в 2010 году в мире работало 389 морских буровых установок, и к 2013 году в результате планомерного увеличения их количество составило 459 ед., то в 2014 году, вместо запланированного роста, оно сократилось до 453 единиц.
Эксперты прогнозировали частичное замораживание профильных инвестиционных программ, отсрочку ввода в строй новых морских буровых. Тем не менее к 2017 году число действующих морских буровых установок увеличилось до 497 единиц.
Предложения превысили спрос
В результате роста действующих морских буровых установок предложение на этом рынке продолжает существенно превышать спрос. В 2016 году велось строительство 184 новых платформ различных типов, а в 2017 году — 160 ед. этой техники. Согласно оценкам отраслевых экспертов, в ближайшее время отсутствие спроса и увеличение предложений будет ещё больше за счёт ввода в строй новых платформ, заказанных в период с 2011 года по 2013 год.
В этой связи операторы стремятся перенести сроки приёма новых 22 плавучих и 73 самоподъёмных буровых установок на 2019 год. В сложившейся ситуации, по мнению аналитиков, из этого количества только лишь 10 буровых смогут получить контракты сразу же после ввода в строй.
Картина усугубляется еще и тем, что процесс списания морских буровых установок, отслуживших свой срок, идёт недостаточными темпами для того, чтобы компенсировать появление на рынке нового оборудования. В результате этого сложилась ситуация, когда не всем хватает контрактов, на которые рассчитывали раньше.
Согласно оценке IHS Petrodata, за два последних года общее количество морских буровых платформ уменьшилось на 9,5%, в то время как число работающих установок за тот же период сократилось на 34% — до 403 единиц.
Безработные платформы
Активный вывод платформ из эксплуатации наблюдался практически во всех основных регионах морской нефтегазодобычи. В последнее время, в период с 2015 года по 2017 год, больше всего морских буровых платформ было сокращено в Латинской Америке — 42 единицы. Это коснулось буровых работ в морях Центральной и Южной Америки, в странах Карибского бассейна и акватории Мексиканского залива. Сокращение затронуло мелких операторов, а десять крупнейших нефтяных компаний, наоборот, только укрепили свои позиции за это время.
На 38 ед. сократилась численность платформ в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Признанный региональный лидер — китайская COSL — сохранила все свои установки, однако фактически задействована едва половина из них.
Разработчики шельфа Западной Африки прекратили буровые работы на 21 морской установке. В секторе Мексиканского залива, где работают компании США, перестали работать 16 буровых платформ. На Ближнем Востоке 13 установок прекратили добычу, из которых восемь были законсервированы на месте.
Ситуация с работой морских платформ в северных морях, предназначенных для использования в суровых природно-климатических условиях, преимущественно на шельфе Северо-Запада Европы, обстоит лучше, чем в других регионах.
Несмотря на резкое снижение со второй половины 2014 года мировых цен на нефть, коэффициент использования этих платформ вплоть до начала 2015 года оставался на уровне 100%. Ссылаясь на высокую себестоимость добычи нефти, операторы, работающие в северных морях, рассчитывали на дополнительные льготы от своих правительств. Кому‑то их удалось получить.
В первой половине 2015 года в норвежском и британском секторах северного шельфа объёмы добычи нефти достигали рекордного уровня. Этого удалось добиться за счёт повышения интенсивности производства наиболее перспективных скважин при сокращении общего количества задействованных в регионе морских платформ. Коэффициент их занятости составил 70%. Зимой 2015–2016 годов, когда цена на нефть достигла $30 за барр., некоторые морские буровые платформы в этом регионе переставали эксплуатировать. В результате к сентябрю 2016 года без работы остались ещё 20 установок. Общий коэффициент их использования опустился ниже 40% и только к июню 2017 года коэффициент загрузки вновь достиг отметки 40%.
Поможет ли списание старых платформ?
В общемировом масштабе сложилась ситуация, когда в России не стало хватать морских платформ на нефтедобывающем шельфе, в основном в арктической его части. В западных странах и в США, наоборот, спрос на них упал, и на рынке часть этих мощностей стала не востребована. Сегодня простаивающие платформы нельзя использовать в России из‑за санкционной политики США, а загрузить их у себя нечем. В итоге владельцы морских платформ несут значительные убытки, потому что стоимость ежедневной аренды морской платформы достигает $100 тысяч.
В сложившейся ситуации надежды на нормализацию положения в основном связаны со списанием имеющихся морских установок. К подобному шагу операторов подталкивает средний возраст полупогружного флота, существенно превосходящий аналогичный показатель буровых судов для глубоководных работ. Однако пока намеченные широкие планы далеки от реализации, общее положение не внушает операторам особого оптимизма.
Наша справка
Надводные платформыЧтобы добывать нефть под толщей воды, применяются буровые платформы, которые ставятся на плавучие сооружения. В качестве плавательных средств используются понтоны, самоходные баржи. Морские буровые платформы имеют определенные конструктивные особенности, поэтому могут держаться на воде. В зависимости от того, какова глубина залегания месторождения нефти или газа, используются разные буровые установки.
Плавучая платформаПлавучие платформы устанавливаются на глубину от 2 до 150 м и могут применяться в разных условиях. Плавучая буровая платформа — это выгодное сооружение, так как даже при небольших размерах она может выкачать большой объем нефти или газа, что дает возможность экономить на затратах на транспорт. Такая платформа проводит в море несколько дней, затем возвращается на базу, чтобы опустошить резервуары.
Стационарная платформаСтационарная морская буровая платформа представляет собой сооружение, которое состоит из верхнего строения и опорного основания. Оно фиксируется в грунте. Конструктивные особенности таких систем разные, поэтому выделяются несколько видов стационарных установок.
Гравитационные — устойчивость этих сооружений обеспечивается собственным весом конструкции и весом принимаемого балласта.
Свайные — обретают устойчивость за счет забитых в грунт свай.
Мачтовые — устойчивость этих конструкций обеспечивается оттяжками или нужным объемом плавучести.
В зависимости от того, на какой глубине ведутся разработки нефти и газа, все стационарные платформы делятся на глубоководные и мелководные платформы.
Самоподъемная платформаСамоподъемные буровые платформы похожи на буровые баржи, но первые более модернизированные и совершенные. Они поднимаются на мачтах-домкратах, которые опираются на дно. Конструктивно такие установки состоят из 3–5 опор, которые опускаются на дно для проведения буровых работ. Такие конструкции могут ставиться на якорь. Самоподъемная плавучая платформа может работать на глубине до 150 метров. Эти установки возвышаются над поверхностью моря благодаря колоннам, которые опираются на грунт.
Полупогружная установкаПолупогружная нефтяная буровая платформа — одна из популярных буровых установок на море, так как она может эксплуатироваться на глубине свыше 1,5 тыс. метров. Плавучие конструкции могут погружаться на значительную глубину. Установка дополнена вертикальными и наклонными раскосами и колоннами, которые обеспечивают устойчивость всего сооружения. Верхний корпус таких систем — это жилые помещения, которые оборудованы по последнему слову техники и имеют нужные запасы.
Стационарная нефтяная платформа — Википедия
Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Сравнение систем морского бурения. Стационарная платформа показана слева.
Фиксированная платформа B, Dos Cuadras, Санта-Барбара. Глубина моря — около 60 метров.Стационарная нефтяная платформа (англ. Oil platform) — тип нефтеплатформы, используемый для добычи нефти и газа в открытом море. Относится к нефтегазовому оборудованию. Экономически выгодно устанавливать платформы на глубине от 14 до 500 м[1]. Более глубокие места делают установку платформ затруднительной, более мелкие затрудняют подход к платформам танкеров или строительство подводных нефте- и газопроводов.
На стальные или бетонные опоры, прикрепленные ко дну, установлена буровая вышка, производственное оборудование, жилые и вспомогательные отсеки. Такие платформы устанавливаются на длительные сроки производства, как например нефтеплатформа Хиберниа (англ. Hibernia platform).
На платформе также может быть установлен железобетонный опускной колодец со встроенным нефтехранилищем, расположенным ниже уровня моря.
что это, устройство и виды
Благополучие сегодняшнего мира и человеческой цивилизации на данном этапе ее развития строится на повсеместном использовании топливных ресурсов. Это, в первую очередь, нефть, которая является не только относительно дешевым источником энергии, но и применяется во многих отраслях промышленного производства. Не менее значимым энергетическим ресурсом выступает и природный газ.
Активная разработка данных видов полезных ископаемых началась только в XIX столетии. Она стала следствием научно-технической революции, проходящей в развитых странах в это время. Традиционные источники энергии, которыми являлись уголь, дрова, а также водяной пар, уже не могли удовлетворить растущую гигантскими темпами промышленность. Нефть же стала на долгие годы неким фундаментом научно-технического прогресса человека.
В наше время этот ресурс добывать стало заметно сложнее, поскольку большинство легкодоступных месторождений уже исчерпаны. Если посмотреть на карту, то нефтяные вышки расположены крайне компактно в обособленных районах. Однако государства и крупные компании разрабатывают и внедряют новые технологии и методы нефтедобычи. Особенно перспективно в этом плане выглядит разработка месторождений морского шельфа. Для этого используются специальные добывающие комплексы – морские нефтяные платформы, речь о которых и пойдет в статье далее.
Что такое нефтяная вышка
Базовым методом добычи ресурсов месторождения является сооружение и использование специальной нефтяной вышки, которая представляет собой особую конструкцию, выполненную, как правило, из профильного стального проката.
Монтируется она над скважиной. В устройство вышки может устанавливаться как буровое оборудование для ее обустройства, так и агрегаты для откачки нефти. Таким образом, условно можно разделить эти сооружения на буровые и нефтедобывающие (в зависимости от их назначения).
По типу конструкции выделяют мачтовые и башенные вышки.
Такие сооружения возводятся из нескольких отдельных секций, являющих собой решетчатые фермы. Между собой они крепятся при помощи фланцевых соединений.
Особенностью данной конструкции являются «ноги» вышки, которые сами по себе состоят из 4 отдельных элементов, связанных между собой. Кстати, именно такого типа конструкции используются в популярной игре «Клондайк».
Это более простая конструкция (по сравнению с мачтовой). Она состоит лишь из 4 «ног», которые соединены меду собой и крепятся на специальное основание. Данная конструкция, изначально применявшаяся повсеместно, используется не так часто по причине более низкой надежности, однако отличается дешевизной и простотой монтажа. Нефтяные вышки в России такого типа применяются на шельфе Каспийского моря.
Кроме этого, следует отметить, что вышки бывают наземными и морскими. В последнем случае они выступают в качестве составного элемента более масштабного сооружения – нефтяной платформы.
Устройство нефтяной платформы
Платформы, которые возводятся для добычи углеводородных полезных ископаемых с морского шельфа, являют собой сложные и грандиозные конструкции, состоящие из нескольких частей.
Основой сооружения является корпус, на котором расположены иные элементы данного капитального объекта. По своей сути он представляет собой немаленьких размеров понтон, который имеет, как правило, прямоугольную форму.
Чтобы корпус платформы держался на поверхности воды и не тонул, его поддерживают специальные колонны. Они заполнены атмосферным воздухом и имеют значительное водоизмещение.
Чтобы платформа была стационарной и не испытывала воздействие морских течений, используется специальная якорная система. Она представляет собой стальные тросы, которые крепятся с одной стороны к лебедкам, расположенным на платформе, а другой – к якорям, находящимся на дне моря. Здесь следует отметить, что надежности данного элемента уделяется повышенное внимание. Так, толщина только одних тросов составляет около 8 см в диаметре.
Следующим элементом нефтяной платформы является буровая палуба, которая закреплена на ее корпусе. К прочности материалов, из которых она изготавливается, также предъявляются повышенные требования. Это и неудивительно, поскольку буровая платформа должна выдерживать колоссальные нагрузки, связанные с размещением на ее поверхности буровых и нефтедобывающих установок.
Основным же конструкционным элементом нефтяной платформы является вышка, о назначении которой было рассказано выше. Здесь же следует отметить, что высота мачты может достигать десятков метров.
Нефтяная платформа – дорогостоящее и технически сложное инженерное сооружение. В этой связи крупные компании организуют охрану буровых вышек, чтобы защитить их от возможных посягательств и диверсий.
Стадии строительства
Нефтяная платформа являет собой сборную конструкцию, поэтому возводится поэтапно. Так, сначала в зону, где планируется нефтедобыча, доставляют ее корпус и основание, которое несколько подтапливается и закрепляется на дне при помощи якорной системы. После этого начинают возведение остальных надстроек. К ним относятся буровая платформа и вышки, вертолетные площадки, технические отсеки и прочее.
Раньше строительство платформы заключалось во вбивании в дно свай, к которым крепились отдельные элементы конструкции. Но в условиях разработки месторождений нефти на арктическом шельфе, что предполагает работу на больших глубинах и неустойчивых грунтах, стали создавать кессонные основания, заполненные песком. Таким образом, нефтедобывающие платформы в северных широтах являют собой искусственные насыпи и острова.
Принцип работы
Нефтяные месторождения в море ищут при помощи методов так называемой сейсмической разведки, в основе которой лежит оценка частоты отраженных звуковых волн.
Когда месторождение разведано, а геологи предоставили данные относительно его запасов, нефтяники начинают процесс бурения. Оно отличается повышенной сложностью по сравнению с тем, что происходит на поверхности земли, поскольку толща морской воды создает дополнительное механическое сопротивление. После окончания бурения устанавливается оборудование для откачки нефти и ее добычи. По мере исчерпания запасов в отдельных пластах могут проводиться дополнительные бурильные работы на месторождении.
Типы морских платформ
В зависимости от назначения и функциональности нефтедобывающих платформ выделяют следующие их типы:
- Стационарная нефтяная платформа.
Наиболее распространенный вид нефтегазового оборудования, который позволяет как проводить бурильные работы, так и добывать природные ископаемые с морского дна глубиной от 15 до 500 м.
- Мобильная свободно закрепленная платформа.
Представляет собой нефтеплатформу, которую, при необходимости, можно легко переместить в другое место.
- Полупогруженная нефтяная платформа.
Используется для нефтеразведки.
- Буровая установка самоподъемная.
Специальный вид нефтегазового оборудования, которое являет собой буровую установку, закрепленную на колоннах в толще воды. Используется в геологоразведке.
- Плавучее нефтехранилище.
Многофункциональный инженерный комплекс, который может быть использован для добычи, хранения и транспортировки нефти.
Технологии морской нефтегазодобычи
Добыча нефти и газа с морского дна – сложное и дорогостоящее предприятие. Для повышения его эффективности и сокращения издержек инженеры разработали несколько методов нефтегазодобычи с шельфа, которые используются по всему миру. Их применение зависит непосредственно от глубины, с которой планируется разработка месторождения. Выделяют несколько таких технологий:
- наклонное бурение – при добыче на побережье;
- стационарные платформы на жестком основании – при добыче на глубинах до 40 м;
- стандартные плавучие платформы – при нефтедобыче на глубине не менее 80 м;
- установка полупогружных платформ – на глубине до 200 м.
Если глубина моря, где находится скважина, составляет более 200 м, то добычу осуществляют буровые суда при помощи гибких трубопроводов.
01.11.2019
Нефтяная платформа — это… Что такое Нефтяная платформа?
У этого термина существуют и другие значения, см. Платформа.
Нефтяная платформа 
Нефтяная платформа — сложный инженерный комплекс, предназначенный для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства.
В СССР проектированием нефтяных платформ и других компонентов морской нефте- и газодобычи занималось ЦКБ «Коралл»(г. Севастополь), в настоящее время ЦКБ Коралл входит в состав ООО «Группа Каспийская Энергия», Россия. В России строятся нефтяные платформы на судоверфях Калининграда, Астрахани и Северодвинска.
Каждая буровая установка на платформе (некоторые установки имеют две вышки) имеет 3 смены рабочих, которые работают по 4 часа через 8, заменяя друг друга.
История
Первая нефтеплатформа была помещена в прибрежную область штата Луизиана в 1938 г. Она была построена компанией Superior Oil.
Первая же морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена на металлических эстакадах в 1949 году в Каспийском море, на расстоянии около 40 км к востоку от Апшеронского полуострова. Она числится в списке Книги рекордов Гиннеса как старейшая морская нефтяная платформа[1].
Типы
Наиболее крупные нефтеплатформы
Самая крупная платформа, добывающая и нефть и газ, платформа Хайберния, расположена в океаническом бассейне им. Жанны д’Арк, в Атлантическом океане близ канадского берега. Её основание гравитационного типа, прикреплённое к морскому дну, охватывает 111 м². Платформа напоминает бетонный остров с зубчатыми краями для противостояния айсбергам.
Крупнейшая в России платформа — Пильтун-Астохская-Б (PAB), расположена на шельфе Охотского моря вблизи восточного побережья острова Сахалин. Данная платформа построена на южнокорейской судоверфи по заказу компании «Сахалинская энергия» для работы на проекте Сахалин-2. Установлена в июле 2007 года. Несмотря на её гигантские размеры и сложные производственные мощности благодаря высокому уровню механизации её экипаж составляет 140 человек.
См. также
Примечания
Ссылки
| Название судна | Месторождение (нефть, газ) | Местоположение | Оператор | ISC | Время отправки | Владелец |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Abo | Або | Гвинейский залив, Нигерия | Agip | Prosafe | ||
| Agbami | Гвинейский залив, Нигерия | Star Deep Water Petroleum | Chevron | |||
| Anasuria | Тил, Южный Тил | Северное море, Великобритания | Shell | Sigma3 | ||
| Anoa Natuna | месторождение Аноа, море Натуна | Индонезия | STAR Energy | 1990 | STAR Energy,KN, Natuna Sea BV | |
| Aoka Mizu | Эттрик | Северное море, Великобритания | Nexen | Bluewater Group | ||
| Åsgard A | Осгард | Северное море, Норвегия | StatoilHydro | |||
| Belanak | месторождение Беланак | море Натуна (юг), Индонезия | ConocoPhillips | |||
| Berge Helene | Чингуэтти | северный Атлантический океан, Мавритания | Woodside Petroleum | |||
| Bleo Holm | Росс, Блэйк, Парри | Северное море, Великобритания | Talisman Energy | Wood Group | март 1999 | Bluewater Group |
| Bonga | Бонга | Гвинейский залив, Нигерия | Shell | |||
| Brasil | Ронкадор | бассейн Кампус, Бразилия | Petrobras | SBM Offshore | ||
| Capixaba | Голфинью | бассейн Эспириту-Санту, Бразилия | Petrobras | SBM Offshore | ||
| Captain | Капитан | Северное море, Великобритания | Chevron | |||
| Cidade de Vitoria | Голфинью-II | Виториа, Бразилия | Petrobras | 2006 | Saipem | |
| Cossack Pioneer | Коссак, Ванаеа | Индийский океан, Австралия | Woodside Petroleum | |||
| Espadarte | Эспадарти | бассейн Кампус, Бразилия | Petrobras | SBM Offshore | ||
| Espoir Ivorien | Эспвар | Гвинейский залив, Кот-д’Ивуар | CNR | Prosafe | ||
| Falcon | Йохо | Гвинейский залив, Нигерия | ExxonMobil | SBM Offshore | ||
| Farwah | Аль-Журф | Средиземное море, Ливия | Total | |||
| Four Vanguard | Вуллубат | Индийский океан, Австралия | ENI | |||
| Gimboa | Жимбоа | Южный Атлантический океан, Ангола | Sonangol | 2007 | Saipem | |
| Girassol | Жирасол | Южный Атлантический океан, Ангола | Total | |||
| Glas Dowr | Сабл | Индийский океан, ЮАР | PetroSA | 2003 | Bluewater Group | |
| Global Producer III | Думбартон | Северное море, Великобритания | Maersk | 2006 | ||
| Greater Plutonio | Блок 18 | Южный Атлантический океан, Ангола | BP | |||
| Griffin Venture | Гриффин, Чинук, Скиндиан | Индийский океан, Австралия | BHP Billiton | |||
| Gryphon | Грифон | Северное море, Великобритания | Maersk | 1993 | ||
| Hæwene Brim FPSO | Pierce | Северное море, Великобритания | Shell | 1999 | Bluewater Group | |
| Jotun A | Йотун | Северное море, Норвегия | ExxonMobil | Bluewater Group | ||
| Kizomba A | Жунгу, Шокалку | Южный Атлантический океан, Ангола | ExxonMobil | |||
| Kizomba B | Кисанжи, Диказма | Южный Атлантический океан, Ангола | ExxonMobil | |||
| Kuito | Кабинда, Ангола | Кабинда, Ангола | Chevron | SBM Offshore | ||
| MacCulloch | МакКаллох | Северное море, Великобритания | ConocoPhillips | Апрель 1997 | ||
| Maersk Curlew | Керлью | Северное море, Великобритания | Shell | |||
| Marlim Sul | Марлин-Сул | бассейн Кампус, Бразилия | Petrobras | SBM Offshore | ||
| Mondo | Лаунда, Ангола | блок 15, Ангола | ExxonMobil | SBM Offshore | ||
| Munin | Луфен, Сянь | Южнокитайское море, Китай | CNOOC | Bluewater Group | ||
| Mystras | Оконо, Окпохо | Гвинейский залив, Нигерия | Agip | Saipem | ||
| Nganhurra | Энфилд | Индийский океан, Австралия | Woodside Petroleum | |||
| Norne | Норне | Северное море, Норвегия | StatoilHydro | |||
| Northern Endeavour | Ламинариа | море Тимор, Индонезия | Woodside Petroleum | |||
| Petrojarl Banff | Банфф | Северное море, Великобритания | CNR | |||
| Petrojarl Foinaven | Фойнавен | Северное море, Великобритания | BP | |||
| Petrojarl I | Глитне | Северное море, Норвегия | StatoilHydro | |||
| Petrojarl Varg | Варг | Северное море, Норвегия | Talisman Energy | |||
| Pertroleo Nautipa | Этаме | Южный Атлантический океан, Габон | Vaalco Energy | Fred Olsen Production, Prosafe | ||
| Polvo | Полву | Южный Атлантический океан, Бразилия | Devon Energy | 2007 | Prosafe | |
| Rang Dong 1 | Рангдонг | Южнокитайское море, Вьетнам | JVPC,Nippon Oil | Mitsubishi Heavy Industries | ||
| Ruby Princess | Рубин | Южнокитайское море, Вьетнам | Petrovietnam | Prosafe | ||
| Saxi-Batuque | Луанда | Блок 15, Ангола | ExxonMobil | SBM Offshore | ||
| Schiehallion | Шиаллон | Северное море, Великобритания | BP | |||
| Sea Eagle | ИА | Гвинейский залив, Нигерия | Shell | |||
| SeaRose | Белая роза | Ньюфаундленд, Канада | Husky Energy | 2005 | ||
| Seillean | Голфинью | бассейн Эспириту-Санту, Бразилия | Petrobras | |||
| Serpentina | Сафиро | Гвинейский залив, Экваториальная Гвинея | ExxonMobil | SBM Offshore | ||
| Terra Nova | Терра-Нова | Ньюфаундленд, Канада | Petro-Canada | 2002 | ||
| Triton | Биттерн, западный Гиллемот, северо-западный Гиллемот | Северное море, Великобритания | Amerada Hess | Wood Group | ||
| Uisge Gorm | Фифе, Фергус, Флора, Ангус | Северное море, Великобритания | Amerada Hess | Bluewater Group | ||
| Xikomba | Луанда | Блок 15, Ангола | ExxonMobil | SBM Offshore |
Организация стран — экспортёров нефти — Википедия
Не следует путать с APEC.Организа́ция стран — экспортёров не́фти (англ. The Organization of the Petroleum Exporting Countries; сокращённо ОПЕ́К, англ. OPEC) — международная межправительственная организация, созданная нефтедобывающими странами в целях контроля квот добычи на нефть. Часто рассматривается как картель. В состав ОПЕК входят 14 стран[4]: Алжир, Ангола, Венесуэла, Габон, Иран, Ирак, Конго, Кувейт, Ливия, Объединённые Арабские Эмираты, Нигерия, Саудовская Аравия, Экваториальная Гвинея и Эквадор. Штаб-квартира расположена в Вене. Генеральный секретарь (с 1 августа 2016 г.) — Мохаммед Баркиндо[5].
Страны — члены ОПЕК контролируют около 2/3 мировых запасов нефти. На их долю приходится ~35 % от всемирной добычи и половина мирового экспорта нефти. Доказанные запасы нефти стран, входящих в ОПЕК, в настоящее время составляют 1199,71 миллиарда баррелей.
Целью ОПЕК является координация деятельности и выработка общей политики в отношении добычи нефти среди стран — участниц организации, поддержания стабильных цен на нефть, обеспечения стабильных поставок нефти потребителям, получения отдачи от инвестиций в нефтяную отрасль[6].
Министры энергетики и нефти государств-членов ОПЕК дважды в год проводят встречи для оценки международного рынка нефти и прогноза его развития на будущее. На этих встречах принимаются решения о действиях, которые необходимо предпринять для стабилизации рынка. Решения об изменениях объёма добычи нефти в соответствии с изменением спроса на рынке принимаются на конференциях ОПЕК.
Высшим органом организации является Конференция стран-участниц, созываемая, как правило, 2 раза в год. Конференция решает вопросы приёма новых членов, утверждает состав Совета управляющих, бюджет и финансовый отчёт, назначает председателя Совета управляющих, генерального секретаря, его заместителей и ревизора.
Совет управляющих подготавливает вопросы для Конференции, руководит работой Секретариата, являющегося постоянно действующим органом. Секретариат проводит исследования и готовит предложения для Совета управляющих и Конференции, осуществляет контроль над исполнением принятых решений, составляет проекты ежегодных бюджетов ОПЕК. В его состав входят административный, экономический, юридический, информационный и технический отделы[6].
1960-е годы[править | править код]
Организация стран — экспортёров нефти была основана на конференции в Багдаде 10—14 сентября 1960 года по инициативе пяти развивающихся нефтедобывающих стран: Ирана, Ирака, Кувейта, Саудовской Аравии и Венесуэлы.
Для 1960-х годов был характерен процесс деколонизации и образования новых независимых государств. В этот период в мировой нефтедобыче господствовали семь крупнейших транснациональных компаний, так называемые «Семь сестёр»: Exxon, Royal Dutch Shell, Texaco, Chevron, Mobil, Gulf Oil и British Petroleum. ОПЕК была учреждена после того, как картель «Семь сестёр» в одностороннем порядке снизил закупочные цены на нефть, исходя из которых они выплачивали налоги и ренту за право разработки природных ресурсов нефтедобывающим странам[7].
Целью создания организации явилось стремление новых независимых государств получить контроль над своими ресурсами и их эксплуатацией с учётом национальных интересов. В 1960-х годах на мировых рынках существовало избыточное предложение нефти, и поэтому одной из целей создания ОПЕК было предотвращение дальнейшего падения цен. ОПЕК разработала своё коллективное видение добычи нефти и создала Секретариат организации, который вначале располагался в Женеве, а с 1 сентября 1965 года — в Вене.
В 1968 году ОПЕК приняла Декларацию «О нефтяной политике стран — членов ОПЕК», в которой подчёркивалось неотъемлемое право всех стран на осуществление постоянного суверенитета над своими природными ресурсами в интересах их национального развития.
В течение 1960-х годов количество стран — членов ОПЕК выросло вдвое за счёт присоединения ещё пяти нефтедобывающих стран: Катара (1961), Индонезии (1962), Ливии (1962), Объединённых Арабских Эмиратов (1967), Алжира (1969).
B ноябре 1962 года ОПЕК была зарегистрирована в Секретариате ООН как полноправная межправительственная организация. B 1965 ОПЕК установила официальные отношения c Экономическим и Социальным советом ООН, стала участником Конференции ООН по торговле и развитию[6].
1970-е годы[править | править код]
В течение этого десятилетия влияние ОПЕК на мировой рынок существенно выросло за счёт того, что правительства стран — членов ОПЕК взяли под свой контроль производство нефти на своей территории.
Баланс экспорта и импорта нефти по странам мираВ 1970-х годах ОПЕК превратилась во влиятельную организацию на рынке нефти, от политики которой значительно зависели цены на сырую нефть. Этому способствовали два важнейших события в мире: эмбарго на поставку нефти арабскими странами в 1973 году и начало иранской революции в 1979 году.
ОПЕК расширила свои полномочия, начиная с первой встречи на высшем уровне глав государств и правительств в Алжире в 1975 году. ОПЕК призвала к новой эре сотрудничества в международных отношениях в интересах мирового экономического развития и стабильности. Это привело к созданию Фонда ОПЕК по международному развитию в 1976 году. Страны-члены предприняли амбициозные социально-экономические схемы развития.
В период 1970-х годов число стран членов ОПЕК выросло до 13 к 1975 году за счёт: Нигерии (1971), Эквадора (1973) и Габона (1975).
21 декабря 1975 года штаб-квартира ОПЕК была захвачена группой из шести вооружённых террористов во главе с Карлосом Шакалом. В результате погибли три человека: австрийский полицейский, член делегации Ливии и иракский сотрудник безопасности[8].
1980-е годы[править | править код]
В начале этого десятилетия цены на нефть достигли рекордного уровня, однако затем стали снижаться и в 1986 году достигли минимума около 10 долларов США за баррель вследствие превышения предложения над спросом и снижения потребления углеводородного сырья за счёт замены источников энергии.
Доля стран — членов ОПЕК в мировом производстве нефти сильно снизилась, общая выручка от продажи нефти снизилась на треть от ранее достигнутого уровня, что вызвало серьёзные экономические трудности для многих стран — членов организации.
Благодаря принятым мерам в рамках организации, цены удалось стабилизировать на уровне примерно равном половине уровня цен начала 1980-х, а доля стран — членов ОПЕК в условиях вновь растущего мирового производства начала восстанавливаться. Этого удалось добиться, благодаря согласованию и установлению квот добычи нефти для стран — членов ОПЕК и установления механизма ценообразования на основе корзины ОПЕК. В эти же годы удалось установить диалог и наладить сотрудничество со странами, которые не являются членами ОПЕК.
1990-е годы[править | править код]
Цены в течение этого десятилетия менялись менее драматично по сравнению с предыдущим. Благодаря своевременным действиям ОПЕК удалось избежать кризиса поставок нефти в связи с военными событиями на Ближнем Востоке 1990—1991 года. Однако чрезмерная волатильность и общая слабость цен преобладали в это десятилетие вследствие экономического спада в Юго-Восточной Азии и мягкой зимы в Северном полушарии в 1998—1999 годах. Тем не менее, в мире наблюдался стабильный подъём, который возник благодаря большей интеграции рынка нефти, который учёл изменения, произошедшие в мире после распада СССР и краха социалистической системы. Для этого периода также характерным явились нарастающие процессы глобализации, революция в средствах связи и других высокотехнологичных направлениях. Серьёзные изменения произошли в вопросах диалога между производителями и потребителями нефти, а также в вопросах взаимоотношений между странами-членами ОПЕК и не членами ОПЕК. После Саммита Земли 1992 года под эгидой Организации Объединённых Наций набирают обороты переговоры по изменению климата. В этих условиях ОПЕК стремится сбалансировать поставки нефти на мировой рынок.
В течение этого десятилетия произошло изменение состава ОПЕК: Габон вышел из ОПЕК, а Эквадор приостановил своё членство в организации до октября 2007 года.
В 1998 году Россия стала наблюдателем в ОПЕК.
2000-е годы[править | править код]
Инновационный ценовой механизм ОПЕК способствовал стабилизации цен на нефть в первые годы данного десятилетия, возрастающее влияние страны ОПЕК стали оказывать на биржевые фьючерсные и опционные котировки топливно-энергетического комплекса. Но сочетание рыночных сил, спекуляции и другие факторы изменили ситуацию в 2004 году, что привело к росту цен и увеличению волатильности хорошо обеспеченного сырой нефтью рынка. Цены взлетели до рекордных уровней в середине 2008 года, прежде чем упасть в условиях нарастающего мирового финансового кризиса и экономического спада. ОПЕК стала известной организацией в поддержке нефтяного сектора в рамках глобальных усилий по борьбе с экономическим кризисом. Благодаря второй и третьей встречам ОПЕК на высшем уровне в Каракасе и Эр-Рияде в 2000 и 2007 годах были созданы стабильные рынки энергетики c устойчивым развитием, на новый уровень были подняты вопросы охраны окружающей среды, в частности, обсуждалось глобальное потепление в увязке с возрастающим мировым потреблением углеводородов.
В эти годы к ОПЕК присоединилась Ангола (2007), а Индонезия с января 2009 года приостановила своё членство, так как стала страной-импортёром нефти, но заявила, что она, скорее всего, вернётся, если она станет экспортёром нефти. Индонезия продолжает экспортировать лёгкую нефть, однако импортирует значительно большие объёмы кислой нефти. Такой подход экономически оправдан, так как цена лёгкой нефти выше.
В 2008 году Россия заявила о готовности стать постоянным наблюдателем в ОПЕК.
2010-е годы[править | править код]
В 2015 году Индонезия вновь подала заявку на возвращение в ОПЕК[9] и с 1 января 2016 года вернулась в картель. Однако 1 декабря 2016 года она вышла из него вторично[10].
В июле 2016 года Габон также вернулся в состав организации. Весной 2017 года членом ОПЕК стала Экваториальная Гвинея[11].
В начале декабря 2018 года власти Катара решили выйти из ОПЕК и целиком сосредоточиться на добыче природного газа и производстве сжиженного газа[12].
Это означает, что в настоящее время Организация насчитывает в общей сложности 14 стран-членов[13].
2020-е годы[править | править код]
1 октября 2019 года Эквадор объявил о выходе из ОПЕК с января 2020 года[14].
В январе 2020 Бразилия отклонила предложение о вступлении в ОПЕК.[15]
График, отображающий стоимость нефти с 1861 по 2015 год. Оранжевая линия — цена с поправкой на инфляцию (в долларах 2015 года), синяя — без поправки.Термин «корзина» ОПЕК (OPEC Reference Basket of crudes) был официально введён 1 января 1987 года. Цена «корзины» определяется как средний арифметический показатель физических цен следующих сортов нефти: Arab Light (Саудовская Аравия), Basra Light (Ирак), Bonny Light (Нигерия), Es Sider (Ливия), Girassol (Ангола), Minas (Индонезия), Iran Heavy (Иран), Kuwait Export (Кувейт), Merey (Венесуэла), Murban (ОАЭ), Oriente (Эквадор), Qatar Marine (Катар), Saharan Blend (Алжир)[16].
Историческим максимумом для «корзины» ОПЕК является ценовая отметка $140,73 за баррель[16][17], зарегистрированная 3 июля 2008 года.
В марте 2008 года в корзину включили Oriente (Эквадор)[16]. В январе 2009 года из корзины была исключена Minas (Индонезия), а вместо BCF 17 (Венесуэла) в корзину включили Merey (Венесуэла). С января 2016 года в корзину снова была включена Индонезия. Таким образом, в настоящее время цена корзины ОПЕК определяется как средний арифметический показатель физических цен 13 вышеупомянутых сортов нефти, добываемой странами картеля.
| Алжир | Ангола | Эквадор | Иран | Ирак | Кувейт | Ливия | Нигерия | Катар | Саудовская Аравия | ОАЭ | Венесуэла | Итого: | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Население (млн человек) | 36,30 | 19,05 | 14,31 | 75,35 | 32,44 | 3,57 | 6,56 | 159,64 | 1,70 | 26,11 | 4,74 | 28,95 | 408,72 |
| Площадь (1000 км²) | 2382 | 1247 | 281 | 1648 | 438 | 18 | 1760 | 924 | 11 | 2 150 | 84 | 916 | 11859 |
| Плотность населения (жителей на км²) | 15 | 15 | 51 | 46 | 74 | 198 | 4 | 173 | 155 | 12 | 56 | 32 | 34,47 |
| ВВП на душу населения (долл.) | 4488 | 4478 | 3984 | 4741 | 3881 | 36 820 | 11 314 | 1213 | 75 643 | 16 996 | 56 812 | 10 223 | — |
| ВВП в рыночных ценах (млрд долл.) | 162,92 | 85,31 | 57,00 | 357,22 | 125,90 | 131,32 | 74,23 | 193,67 | 128,59 | 443,69 | 269,10 | 295,96 | 2324,91 |
| Стоимость экспорта (млрд долл.) | 57,80 | 49,26 | 17,37 | 83,79 | 52,08 | 65,98 | 46,31 | 70,58 | 72,05 | 235,34 | 198,36 | 65,79 | 1014,71 |
| Экспорт нефти (млрд долл.) | 38,30 | 47,24 | 9,65 | 71,57 | 51,15 | 61,67 | 41,87 | 61,80 | 29,28 | 196,19 | 74,03 | 62,32 | 745,07 |
| Сальдо платёжного баланса (млрд долл.) | 15,10 | −1,04 | −0,43 | 21,56 | 6,90 | 43,14 | 16,16 | 7,83 | 38,79 | 23,27 | 14,38 | 8,56 | — |
| Доказанные запасы нефти (млрд барр.) | 12,20 | 9,50 | 7,21 | 151,17 | 143,10 | 101,50 | 47,10 | 37,20 | 25,38 | 264,52 | 296,50 | 211,17 | — |
| Добыча нефти (1000 б/д) | 1190 | 1 691 | 476 | 3544 | 2358 | 2312 | 1487 | 2048 | 733 | 8166 | 2324 | 2854 | 29 213 |
| НПЗ мощности (1000 б/д) | 652 | 39 | 188 | 1741 | 800 | 936 | 380 | 445 | 80 | 2109 | 466 | 982 | 8818 |
| Производство нефтепродуктов (1000 б/д) | 631,5 | 47,0 | 185,1 | 1743,3 | 513,2 | 892,7 | 545,8 | 249,4 | 133,0 | 1914,0 | 355,4 | 1414,8 | 8625,2 |
| Потребление нефтепродуктов (1000 б/д) | 338 | 110 | 220 | 1775 | 566 | 260 | 299 | 259 | 116 | 1436 | 238 | 675 | 6282 |
| Экспорт нефти (1000 б/д) | 709 | 1683 | 340 | 2583 | 1890 | 1430 | 1 118 | 2464 | 586 | 6644 | 2103 | 1562 | 23 112 |
| Экспорт нефтепродуктов (1000 б/д) | 314,1 | 7,5 | 28,1 | 370,6 | 5,0 | 631,6 | 48,3 | 23,1 | 321,6 | 950,9 | 187,9 | 751,1 | 3639,8 |
Встреча президента России Дмитрия Медведева с Генеральным секретарём Организации стран — экспортёров нефти Абдаллой Аль-БадриС 1998 года Россия является наблюдателем в ОПЕК. Начиная с этого периода Россия участвует в сессиях Конференции ОПЕК, а также в совещаниях экспертов и других мероприятиях организации с представителями стран, не входящих в неё[22]. Проходят регулярные встречи российских министров с руководителями ОПЕК и коллегами из стран ОПЕК. Россия выступила с инициативой организовать регулярный Энергодиалог Россия-ОПЕК, заключать Соглашение (Меморандум) об Энергодиалоге, уполномоченным представителем которого с российской стороны будет Министерство энергетики Российской Федерации[23].
Отношения с Россией оказывают значительное влияние на политику организации. Из опасения, что Россия увеличит свою долю на рынке, ОПЕК отказывается снизить объёмы добычи, если Россия не сделает того же. Эта ситуация является основным препятствием к восстановлению мировой цены на нефть[24].
В 2015 году ОПЕК предлагала России войти в её состав, однако страна решила остаться наблюдателем[25].
ОПЕК объединяет страны, интересы которых зачастую противоположны. Саудовская Аравия и другие страны Аравийского полуострова относятся к числу малонаселённых, однако обладают громадными запасами нефти, крупными инвестициями из-за рубежа и поддерживают весьма тесные отношения с «Семью сёстрами». Для других стран—членов ОПЕК, например Нигерии и Венесуэлы, характерны высокая численность населения и нищета. Эти наиболее бедные страны реализуют дорогостоящие программы экономического развития и имеют огромную задолженность. Они вынуждены добывать и продавать значительные объёмы нефти, особенно в том случае, если цена сырой нефти снижается.
Также в 1980-х годах вступившие друг с другом в войну Ирак и Иран наращивали добычу нефти, чтобы оплачивать военные расходы. Саудовская Аравия оказывала давление на Иран и Ирак с тем, чтобы они вернулись к соблюдению квот.
Хотя страны ОПЕК успешно договариваются о квотах на добычу нефти, в рамках ОПЕК не существует механизмов контроля и регулирования их соблюдения. Поэтому квоты часто не соблюдаются. Страны ОПЕК в среднем производили 31 000 000 баррелей сырой нефти в сутки с 2012 года, несмотря на то, что суммарно установленные квоты предполагали производство на уровне 30 000 000 баррелей в сутки[26][27]. Представители Ирана неоднократно заявляли о намерении нарастить производство нефти на 1 000 000 баррелей в сутки после вероятного снятия экономических санкций (идёт процесс переговоров по их отмене), невзирая на то, что квоты ОПЕК уже превышены[9].
В XXI веке возможности ОПЕК влиять на цену нефти и регулировать мировой рынок этого сырья значительно сократились. Это произошло вследствие широкомасштабной добычи нефти странами, не входящими в ОПЕК: Россия (13 % мировой добычи), США (12 %), Китай (5 %), Канада (4 %), Бразилия (3 %), Казахстан (2 %)[28]. Частично успехи данных стран в добыче обусловлены разработкой так называемой «нетрадиционной нефти» (сланцевая нефть в США, нефтеносные пески в Канаде). С началом мирового экономического кризиса в 2008 году спрос на нефть сократился, и по состоянию на 2015 год наблюдалось превышение предложения над спросом[29]. Несмотря на избыток предложения и двукратное падение цены на нефть, члены ОПЕК не сокращают добычу, опасаясь, что их доля на рынке будет занята конкурентами. В результате одни страны ОПЕК сталкиваются со снижением доходов, другие — с бюджетным дефицитом даже при высоком уровне добычи нефти.
Ещё одной проблемой ОПЕК является политическая нестабильность в некоторых странах организации. В Ливии и Ираке продолжаются гражданские войны, которые осложняют нефтедобычу. Нигерия имеет неустойчивую политическую систему и сталкивается с межэтническими и межконфессиональными конфликтами. Неспокойная обстановка наблюдается в Венесуэле. В отношении Ирана рядом стран введены экономические санкции.
Некоторые страны ОПЕК достигли пика в производстве нефти. Индонезия стала импортёром нефти и вышла из ОПЕК. Максимум добычи нефти в Иране был достигнут в 1974 году, в Саудовской Аравии — в 2005 году[30].
Petronas — Википедия
| Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS) | |
|---|---|
 | |
 | |
| Тип | Государственная корпорация |
| Основание | 1974 |
| Расположение |  Малайзия: Куала-Лумпур, Петронас Твин Тауэрс |
| Ключевые фигуры | Тан Сри Мохд Сидек Хассан (председатель совета директоров) Тан Сри Ван Зулкифле Ван Ариффин (CEO) |
| Отрасль | нефтегазодобыча (МСОК: ) |
| Собственный капитал | ▲ RM432,835 млрд $105,2 млрд (2017)[1] |
| Оборот | ▲ RM223,622 млрд $54,37 млрд (2017)[1] |
| Операционная прибыль | ▲ RM68,241 млрд $16,59 млрд (2017)[1] |
| Чистая прибыль | ▲ RM45,518 млрд $11,01 млрд (2017)[1] |
| Активы | ▼ RM599,85 млрд $145,8 млрд (2017)[1] |
| Число сотрудников | 49 911 (2017)[1] |
| Аудитор | KPMG PLT |
| Сайт | petronas.com |
 Медиафайлы на Викискладе | |
PETRONAS (сокращенно от Petroliam Nasional Berhad), ПЕТРОНАС — малайзийская нефтегазовая компания. Основана 17 августа 1974 года. Полностью принадлежит правительству Малайзии. Основным регионом деятельности является Малайзия, однако нефтегазодобыча ведётся в более, чем 20 странах. Financial Times внесла концерн PETRONAS в число «новых семи сестёр»: самых влиятельных государственных национальных нефтяных и газовых компаний из стран, не входящих в OPEC.
Головной офис компании находится в башнях Петронас, которые являются самыми высокими башнями-близнецами в мире с 1998 года. Эти 88-этажные башни были официально открыты в Малайзии в 42-й Национальный день, 31 августа 1998 года.
PETRONAS является интегрированной нефтегазовой компанией, осуществляя широкий спектр деятельности в нефтегазовом секторе: разведка и добыча нефти и газа; нефтепереработка; маркетинг и сбыт нефтепродуктов; переработка газа и сжижения газа; газотранспортная трубопроводная сеть; сбыт сжиженного природного газа; нефтехимическое производство и маркетинг; автомобильная техника; недвижимость и инвестиции.
Штаб-квартира компанииНефтедобыча на территории современной Малайзии началась в конце XIX века. Месторождение нефти было открыто британской компанией The «Shell» Transport and Trading Company (в 1907 год ставшая частью Royal Dutch Shell), которая вела разведку нефти в местности Саравак на острове Борнео, находившемся во владении «Белого раджи». В 1910 году первая нефтяная скважина была пробурена в Мири, Саравак. Это стало первым нефтяным месторождением в Малайзии, хорошо известным, как «Великая Старая Леди». На 1963 год, когда была сформирована Малайзия, Royal Dutch Shell оставалась единственной нефтяной компанией в регионе. Власти нового государства сохранили сотрудничество с Royal Dutch Shell, которая в 1968 году начала разработку первого морского нефтяного месторождения в территориальных водах Малайзии[2].
В это же время, Федеральное правительство обратилось с предложением о развитии нового месторождения в штате Тренггану, к компаниям ESSO, Continental Oil, и Mobil, на Малайском полуострове, самой густонаселенной части страны. К 1974 году в регионе остался только ESSO, в этом году было открыто месторождение природного газа Тренггану, объём добычи на котором быстро превзошёл Саравак и Сабах. К 1974 году в Малайзии добыча нефти составляла около 81 тысяч баррелей в день (12,900 м3/сут)[2].
Несколько факторов в начале 1970-х годов побудили правительство Малайзии к созданию государственной нефтяной и газовой компании. Это были годы, в которые контроль над месторождениями нефти и газа стал переходить от западных нефтяных компаний, некогда контролировавших более 90 % рынка нефти, к странам-членам Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), в частности запасы нефти были национализированы в соседней Индонезии в 1971 году. Также в это время была разработана технология для проведения масштабных разведочных работ и бурения на шельфе. Местная география включала сочетание широких бассейнов и осадочных пород со спокойным мелководьем вокруг Зондского шельфа. Все это делало разведку газа и нефти проще и дешевле, чем в большинстве районов мира. Малайзийская нефть оказалась в основном высокого качества с низким содержанием серы. Это стало решающим фактором в создании PETROLAM NASIONAL BERHARD[2].
PETRONAS была создана в августе 1974 года и действует в соответствии с законом о разработке нефти, принятым в октябре 1974 года. Создав PETRONAS, правительство должно было принять решение, по какой стратегии будут складываться его отношения с западными нефтяными компаниями. В 1976 году были подписаны договора о разделе продукции, по которым PETRONAS были переданы все запасы нефти и газа страны, но операторами разработки оставались Royal Dutch Shell на Борнео и ESSO на Тренггану и на шельфе, они получали 30 % от добычи, остальные 70 % доставались PETRONAS для реализации на домашнем рынке. В 1978 году компания создала Petronas Carigali, собственное дочернее общество для нефтедобычи на шельфе, а также Malaysia LNG Sdn Bhd, дочернее общество по торговле сжиженным газом. Поскольку значительная часть углеводородов в Малайзии находится в форме природного газа, в конце 1970-х годов встал вопрос о строительстве завода для его сжижения. Первый такой завод в Сараваке начал работу в 1983 году, на 60 % он принадлежал PETRONAS, 5 % получили местные власти, 35 % поровну разделили Shell, которая осуществляла строительство и Mitsubishi Corporation, которая финансировала проект; в целом Япония приняла живое участие в малайзийских газовых проектах, и почти весь экспорт сжиженного газа приходился (и продолжает приходится) на Японию[2].
Запасы углеводородов в Малайзии сравнительно невелики, на начало 1980-х годов они оценивались в 2,84 млрд баррелей, и при высоких темпах разработки (а в 1982 году компанию ESSO и Shell составила французская Elf Aquitaine) к концу десятилетия Малайзия могла вновь стать импортёром нефти. Для решения проблемы истощения запасов правительство Малайзии в 1980 году повысило налог на экспорт нефти. Однако это оказалось малоэффективным, поскольку нефть и газ обеспечивали четверть поступлений от экспорта, и при падении цен на энергоносители на мировых рынках эти ограничения приходилось послаблять. Как следствие падения цены на нефть в 1986 году, к 1989 году было подписано 22 новых контракта по разделению продукции с 31 компанией из 11 стран, причём иностранные партнёры теперь получали 50 % от добытой нефти и 60 % газа[2].
PETRONAS начала заниматься нефтепереработкой и продажей нефтепродуктов в 1983 году, когда было начато строительство двух новых НПЗ для снижения зависимости от заводов ESSO и Shell. Также было создано дочернее общество Petronas Dagangan, начавшее формировать сеть автозаправок; к 1990 году в стране под торговой маркой Petronas работало 252 АЗС (хотя только 20 принадлежали компании, остальные работали на правах франчайзинга). В то же время развивалась инфраструктура по добыче природного газа, его сжижению, транспортировке по газопроводам по всей стране, а также терминалы для экспорта сжиженного газа. Наименее удачным проектом PETRONAS была покупка банка Bumiputra, второго крупнейшего в стране, но сильно пострадавшего от банкротства гонконгской группы Carrian property в 1985 году. За пять лет PETRONAS инвестировала в него 3,5 млрд ринггитов, но в конце концов в 1991 году была вынуждена продать его другой государственной компании, Minister of Finance Inc[2].
К 1990 году уровень нефтедобычи в Малайзии достиг 650 тысяч баррелей в сутки, но, несмотря на открытие в 1988 году крупного месторождения Seligi, проблема истощения запасов оставалась актуальной. За её решением PETRONAS обратилась в другие страны, в первую очередь к соседям по полуострову Индокитай, Мьянме Таиланду и Вьетнаму. В 1990 год была создана дочерняя компания Petronas Carigali Overseas Sdn Bhd, которая приобрела 15-процентную долю в разработке месторождения в территориальных водах Мьянмы; остальная доля принадлежала оператору разработки японской Idemitsu Oil Development Co. Ltd и государственной нефтегазовой компании Мьянмы. Также в 1990 году было заключено соглашение с Таиландом о совместной разработке месторождений в Сиамском заливе (при участии американской Triton Oil)[2]. В 1994 году была начата добыча нефти во Вьетнаме, в 1995 году в Судане[1], в 1996 году достигнуто соглашение о разработке месторождений на шельфе КНР совместно с China National Offshore Oil Corporation и Chevron. В 1997 году была куплена доля в 29,3 % в Малайзийской зарубежной судоходной компании (Malaysia International Shipping Corporation Berhad, MISC), в следующем году с ней было объединено собственное транспортное подразделение, таким образом доля в MISC достигла 62 %. В 1998 году была куплена южноафриканская компания Engen Ltd[1]. На рубеже веков география нефтедобычи была существенно расширена, были заключены контракты на работу в Иране, Пакистане, Чаде, Камеруне, Габоне, Нигере, Египте, Алжире, Йемене, Индонезии и Вьетнаме.
В 2001 году был открыт нефтехимический комплекс в султанате Паханг, включающий 12 заводов на 150 гектарах. В 2003 году в Бинтулу (Саравак) был открыт крупнейший комплекс по сжижению газа[1].
В 2007 году за $418 млн были куплены активы компании Woodside Energy Ltd в Мавритании[3]. В 2015 году у норвежской Statoil за $2,25 млрд были куплены нефтегазовые активы в Азербайджане[4]. В середине 2017 года компания отказалась от проекта по строительству завода по производству сжиженного газа в канадской провинции Британская Колумбия стоимостью $36 млрд[5].
С 2009 года Petronas является спонсором гоночной команды Формулы-1 «Мерседес», а также поставщиком смазочных материалов. В 1995 году компания уже выступала спонсором команды Red Bull-Sauber PETRONAS.
В 2012 году было объявлено о начале строительства нового нефтехимического комплекса (Refinery and Petrochemical Integrated Development, RAPID) в султанате Джохор, который превзойдёт по производительности все три существующие комплексы PETRONAS вместе взятые; для реализации проекта 28 февраля 2017 года было подписано соглашение с Saudi Aramco по которому аравийская компания за $7 млрд приобретала 50-процентню долю в проекте, а также будет поставлять до 70 % сырой нефти[1].
PETRONAS полностью принадлежит правительству Малайзии, в 2017 год государству было уплачено 16 млрд ринггитов дивидендов ($3,9 млрд)[1].
Председателем совета директоров с 2012 года является Тан Сри Сидек (Tan Sri Sidek), до этого его 38-летняя карьера проходила на госслужбе, в частности в Министерстве зарубежной торговли и промышленности (был представителем Малайзии в Японии, Австралии и США)[1].
Пост президента и главного исполнительного директора (CEO) с 2015 года занимает Тан Сри Ван Зулкифле Ван Ариффин (Tan Sri Wan Zulkiflee Wan Ariffin), в компании с 1983 года[1].
PETRONAS юридически принадлежат все запасы нефти и газа Малайзии. На начало 2018 года доказанные запасы нефти оценивались в 3,6 млрд баррелей (27-е место в мире), природного газа — 1,183 трлн м³ (23-е место в мире), в сумме 10,6 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Из добываемых нефти и газа (650 тысяч баррелей и 70 млрд м³ в сутки) около половины экспортируется, что обеспечивает 22 % поступлений от экспорта Малайзии. Собственные нефтеперерабатывающие мощности обеспечивают три четверти от потребления[6].
На 2017 год в компании работало 49,9 тысяч человек, из них 82 % в Малайзии, 3,1 % в других странах Азии, 8,2 % в Африке, 2,3 % в Европе, 1,8 % на Ближнем Востоке, 1,3 % в СНГ и 1,2 % в Америке[1].
Компания имеет участие в 216 месторождениях в 22 странах, её принадлежит 383 нефтедобывающие платформы и 25 плавучих заводов. Добыча ведётся в Азиатско-Тихоокеанском регионе (Австралия, Бруней, Малайзия, Таиланд, Мьянма и Вьетнам), Африке (Алжир, Ангола, Чад, Египет, Судан и Южный Судан), Америке (Канада, Аргентина и Мексика), Европе (Ирландия), на Ближнем Востоке (Ирак), в Центральной Азии (Азербайджан и Туркменистан). В 2017 год средний уровень добычи нефти и газа составлял 2,32 млн баррелей в сутки[1].
Производительность нефтеперерабатывающих мощностей составляет 546 тысяч баррелей в сутки, из них 446 тысяч баррелей в Малайзии, остальное даёт НПЗ в Дурбане (ЮАР). Производство нефтехимической продукции составляет 12,7 млн тонн в год, компании принадлежит два интегрированных нефтехимических комплекса в Малайзии, а также 17 заводов, 6 из них производят удобрения и метанол, остальные олефины и другие соединения. Смазочные материалы продаются в 90 странах через дочернюю компанию PETRONAS Lubricants International Sdn Bhd[1].
Из 223,6 млрд ринггитов выручки в 2017 году 36 % пришлось на нефтепродукты, 22 % на сжиженный природный газ, 15 % на нефть-сырец и газовый конденсат, 11 % продажи природного газа, 8 % нефтехимическая продукция, 8 % недвижимость и логистика. Треть выручки дают зарубежные операции, 39 % — экспорт и 29 % — продажи в Малайзии. Из зарубежных стран наибольшее значение имеют Япония (12 % продаж), КНР (6 %), Сингапур (5 %), Таиланд (4 %), Корея и Индия (по 3 %), страны Африки (16 %)[1].
| Год | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Оборот | 97,5 | 137,0 | 167,4 | 184,1 | 223,1 | 264,2 | 210,8 | 241,2 | 291,2 | 317,3 | 329,1 | 247,7 | 195,1 | 223,6 | |
| Чистая прибыль | 23,7 | 35,6 | 43,1 | 46,4 | 61,0 | 52,5 | 40,3 | 54,8 | 49,9 | 54,1 | 47,61 | 20,86 | 23,76 | 45,52 | |
| Активы | 203,2 | 239,1 | 273,0 | 294,6 | 339,3 | 388,1 | 410,9 | 439,0 | 489,2 | 528,7 | 537,5 | 591,9 | 603,4 | 599,9 | |
| Собственный капитал | 102,7 | 119,7 | 147,0 | 170,9 | 201,0 | 232,1 | 242,9 | 263,8 | 307,0 | 335,8 | 391,9 | 415,7 | 423,7 | 432,8 |