Консорциум норвежской Statoil, американской ExxonMobil и Petrogal, подразделения португальской Galp, выиграли конкурс на право заключения соглашения о разделе продукции (СРП) по блоку Северный Каркара в подсолевом слое на шельфе Бразилии.

Как передает Прайм, об этом сообщала Statoil.

Консорциум предложил выплату бонуса в размере $910 млн, а также предложил правительству Бразилии 67% так называемой прибыльной нефти» на блоке, расположенном в бассейне Сантос.

Statoil является оператором проекта с долей в 40%, ExxonMobil также владеет 40%, Galp – 20%.

Кроме того, компании договорились о ряде транзакций по смежному блоку BM-S-8, в результате которых Statoil может получить «совокупное общее потенциальное вознаграждение» в размере 1,55 миллиарда долларов, а возможный чистый денежный поток – 1,19 миллиарда долларов.

Согласно договоренностям, в результате Statoil и ExxonMobil будут обладать долями по 36,5% в блоке BM-S-8 и по 40% — в Северной Каркаре. Доля Galp составит 17% и 20% соответственно.

Кроме того, как сообщило агентство Рейтер со ссылкой на национальное агентство по нефти, природному газу и биотопливу (ANP) Бразилии, консорциум англо-голландской Royal Dutch Shell, китайский CNOOC и катарской QPI выиграли конкурс на блок Альто де Кабо Фрио-Оесте (Alto de Cabo Frio-Oeste), еще один блок — Альто де Кабо Фрио-Сентраль (Alto de Cabo Frio-Central) достался консорциуму бразильский Petrobras, британской BP и китайской CNODC («дочка» CNPC).

Читайте в Терминал, Бразильский ответ сланцевой нефти.

Хотя цены на нефть сегодня невысоки, в Бразилии продолжают устанавливать рекорды добычи нефти из подсолевого слоя.

По сообщению пресс-службы бразильской нефтяной компании Petrobras в июне их было установлено сразу два.

Новый месячный рекорд производства составил 1,35 млн. барр/сут, а новый ежедневный рекорд, установленный 19 июня, составляет 1,42 млн барр/сут. Суммарная же добыча нефти и газа также дала рекорд – 1,69 млн бар/сут.

Увеличение результатов было обусловлено, главным образом, началом производства на платформе P-66, на месторождении Лула и выходом на производство новых добывающих скважин в течении 2017 года в бассейне Сантоса.

Как сообщает Petrobras, для бурения скважин в подсолевом слое требуется все меньше времени. Так, до 2010 года среднее время создания оффшорной скважины в подсолевом кластере бассейна Сантос составляло, приблизительно, 310 дней. Благодаря прогрессу, достигнутому в области геологии, с внедрением передовых технологий и повышением эффективности проектов, в 2015 году это время сократилось до 128 дней, а в первое полугодие 2016 года — до 89 дней. Итого — сокращение на 71%.

Средние затраты по подъему подсолевых углеводородов также снижаются: от $9,1 за барр. н.э. (нефть + газ), в 2014 году, до $8.3, в 2015 году и менее $8 за барр. в первом квартале 2016 года.

Историю добычи подсолевой нефти началась не с 2006 года, когда бразильская компания Petrobras открыла месторождение Тупи (Tupi), а 150 млн лет назад, когда Гондвана раскололась на Южную Америку и Африку.  Атлантический океан поверх органики нанес соли и песок, и нефть, которая образовалась под этим слоем, стала «подсолевой» . Подсолевые запасы наиболее характеры для побережий Африки и Бразилии, они до сих пор еще мало изучены, но их величина — существенная часть мировых запасов.

Аналогичные условия для формирования подсолевой нефти были и на западном берегу Африки и в Мексиканском заливе, со временем у человечества «дойдут руки» и до них. К 2020 году Petrobras планирует добывать из подсолевых отложений около 2–2,5 млн барр/сутки, и большая часть этой нефти пойдёт на экспорт, так как чистый импорт нефти сейчас у Бразилии невелик.

Текущие данные Petrobras, также других компаний, говорят о подсолевых запасах Бразилии более чем, в  50 млрд барр. нефти; это в четыре раза превышает нынешние национальные запасы, примерно, — в 14 млрд баррелей. Эти огромные запасы нефти и газа, простираются на 800 км вдоль побережья Бразилии — от побережья Санта-Каталина до побережья Эспириту-Санто – полосой шириной до 200 км.

По некоторым оценкам, общая площадь подсолевых месторождений составляет 122 тыс. кв. км . Из этого объема уже переданы в концессии 41 тыс. кв. км,, а еще 71 тыс. км еще не выставлены.

Надо отметить, что основные достижения в нефтяной и газовой промышленности Бразилии всегда были связаны с регулированием деятельности Petrobras. С 1953 года, после широко национальных дебатов по вопросам политики в области разведки и добычи нефти и природного газа, когда Petrobras стала государственной компанией, она долго играла монопольную роль в бразильском нефтяном секторе. Ситуация изменилась в конце 1990-х, когда индустрия открылась для других компаний и в Бразилии был введен режим концессий.

В начале 2015 года вокруг Petrobras разразился, пожалуй, крупнейший и самый дорогой в истории Бразилии коррупционный скандал, который стоил компании значительной потери активов. «Эта ситуация — исключительно вина вмешательства властей. Началось это с топливных субсидий политического характера, которые, в свою очередь, привели к коррупционному скандалу, — заявил тогда Педро Залан, консультант, который тридцать лет проработал в Petrobras. — Если бы не было этого вмешательства, компании не пришлось бы продавать ценные активы сейчас, при низких ценах на нефть, в самое неподходящее для этого время».

Подсолевая нефть оказалась экономически жизнеспособна даже при нынешних низких ценах; Petrobras уже вполне оправился от потрясения и с уверенностью смотрит в завтрашний день.

Между тем, правительство Бразилии  сообщает о 14-м лицензионный раунде концессий на разведку и добычу, в том числе:  110 блоков в пяти морских бассейнах, 23 в новых береговых пограничных бассейнах Парнайбы и Параны и 154 блока в прибрежном бассейне южного Сантоса.

Как ранее сообщал «Терминал», сланцевые компании США жмут на тормоза.