Освоение российского шельфа

Согласно новому проекту генеральной схемы развития нефтяной отрасли, который сейчас обсуждается в Госдуме и Правительстве, разработку российского шельфа отложат до 2030-2035 года. По оптимистичному сценарию, к тому времени добыча углеводородов на российском шельфе сократится почти вдвое – с 29 млн до 15 млн т. По базовому сценарию, падение будет еще более драматичным – до 9 млн т. О том, почему так происходит, какие российские проекты на шельфе сегодня действуют, какие планируется в ближайшее время запустить, несмотря на неблагоприятную экономическую ситуацию, читайте в материале "МП". Российский континентальный шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км. Извлекаемые углеводородные ресурсы здесь оцениваются в 98,7 млрд т нефти и газа в пересчете на условное топливо. На шельфе находится до четверти всего российского углеводородного сырья. Однако действующих проектов относительно разведанных месторождений не так много. Из-за сложных условий добычи, особенно на шельфе Сахалина и в Арктике, их способны вести только крупные компании. В этой сфере работают три сырьевых гиганта – государственные "Роснефть" и "Газпром" и частный "Лукойл", причем наиболее известные проекты "Сахалин-1" ("Роснефть) и "Сахалин-2" ("Газпром") ведутся сов-местно с иностранными добывающими компаниями Exxon Mobil, Sodeco и ONGC в первом случае (оператор проекта – компания "Эксон Нефтегаз Лимитед") и Shell, Mitsui и Mitsubishi во втором (оператор проекта – совместное предприятие "Сахалин Энерджи"). Реализуются проекты на основе правительственного соглашения о разделе продукции (СРП).

Активному развитию шельфовой добычи сегодня мешает низкий уровень локализации производства и высокая зависимость от импорта оборудования и услуг, считают в Минэнерго. По расчетам министерства, при имеющихся технологиях разработка шельфа не может быть рентабельна при цене нефти ниже $80-90 за баррель. Но, согласно прогнозам, цена на нефть в предстоящее десятилетие вряд ли преодолеет отметку в $75 за баррель. Таким образом, у новых российских шельфовых проектов в ближайшее время не будет шансов выйти на самоокупаемость. Проекты "Роснефти" ПАО "НК "Роснефть" является крупнейшим держателем лицензий на участки континентального шельфа РФ: их общее количество приблизилось к 60, а объемы углеводородов, залегающих на этих участках, оцениваются в 41 млрд т нефтяного эквивалента. Располагаются участки в Арктике (Баренцевом, Печорском, Карском морях, море Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском морях), на Дальнем Востоке (в Охотском и Японском морях) и на юге России (в Черном, Азовском и Каспийском морях). На большей части этих участков компания пока только проводит работы по геологическому изучению недр. Основная доля добываемых шельфовых углеводородов компании приходится на проект "Сахалин-1", который реализуется международным консорциумом уже более четверти века.

Проект включает в себя освоение трех морских месторождений – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных на северо-восточном шельфе о.Сахалин. Продукция со всех буровых площадок поступает на береговой комплекс подготовки "Чайво", который был рассчитан на подготовку 41 тыс. т нефти в сутки. Затем нефть подается по трубопроводу на выносной терминал порта Де-Кастри и отгружается на танкеры для доставки потребителям. Накопленная добыча нефти и конденсата на трех месторождениях, входящих в проект, уже превысила 125 млн т. А потенциальные извлекаемые запасы углеводородов проекта составляют 307 млн т нефти и 485 млрд кубометров природного газа. Одопту-море (Северный купол) является старейшим из действующих шельфовых месторождений в России. Добыча нефти на нем началась в 1998 году. Сейчас там функционируют 28 нефтяных добывающих и 7 нагнетательных скважин, а общий объем добычи по итогам 2018 года составил 0,38 млн т нефти и 0,14 млрд кубо-метров газа.

Недавно разрабатываемым "Роснефтью" шельфовым месторождением стало Лебединское, находящееся в Охотском море, оно действует с 2014 года. Фактическая добыча нефти на нем в 2018 году составила 0,27 млн т, добыча газа – 0,09 млрд кубометров. В 2018-м компания провела работы по корректировке границ Лебединского участка, в результате чего была увеличена ресурсная база месторождения. В том же году был введен в эксплуатацию нефтепровод Лебединское – Одопту-море. На юге России "Роснефть" добывает углеводороды на шельфе Азовского моря, на участке месторождения Новое. Действующим оно стало сравнительно недавно – в сентябре 2016 года. С того времени накопленная добыча нефти там превысила 72 тыс. т, а добыча газа – 110 млн кубометров. Проекты "Газпрома" Только "Газпром" и "Роснефть", контрольные пакеты акций которых принадлежат государству, по закону могут разрабатывать месторождения арктического шельфа. Как и для "Роснефти", для "Газпрома" разработка арктических месторождений является одним из стратегических направлений. Сегодня "Газпром" участвует в реализации шельфовых проектов "Сахалин-2" и "Сахалин-3", которые с переменным успехом развиваются с середины 90-х годов. "Сахалин-2" – крупнейший в мире комплексный проект разработки нефтегазовых месторождений: осваиваются два месторождения на северо-востоке сахалинского шельфа – Пильтун-Астохское и Лунское. В состав проекта входят морские платформы "Моликпак", "Лунская-А", "Пильтун-Астохская-Б", объединен-ный береговой технологический комплекс и завод по производству сжиженного природного газа (СПГ).

Транспортировку нефти и газа с морских платформ на берег обеспечивают морские трубопроводы, общая длина которых достигает 300 км. Дальше сырье попадает в Транссахалинскую трубопроводную систему, общая протяженность которой достигает 1600 км. По итогам 2020 года компания – оператор проекта "Сахалин Энерджи" произвела и отгрузила более 11,6 млн т СПГ. Основной объем газа был добыт с морской платформы "Лунская-А". Это максимальное годовое производство за всю историю работы завода СПГ, продукция которого поставляется в страны АТР. Проект "Сахалин-3" развивается пока не так активно, как первые два его "собрата". В него входят четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн кубометров газа. Лицензии на Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский блоки принадлежат "Газпрому", лицензия на разработку Венинского блока – "Роснефти". В пределах Киринского участка находятся Киринское, а также открытые "Газпромом" Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское месторождения. Газ "Сахалина-3" является основной ресурсной базой для газотранспортной системы Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Промышленная добыча газа на Киринском месторождении началась в 2014 году.

Южно-Киринский участок, который является крупнейшим на шельфе о.Сахалин с запасами в 815 млрд кубометров газа и 130 млн т газового конденсата, планировалось запустить в эксплуатацию в 2021 году, но в свете новой инвестпрограммы "Газпрома", обнародованной в апреле, это событие отложилось минимум до 2024 года. Если бы все развивалось по первоначальному плану, то, по оценкам Минэнерго, к 2023 году объем добычи газа на месторождении должен был составить 0,8 млрд кубометров, а на проектный уровень в 21 млрд кубометров Южно-Киринское месторождение должно было выйти на 11-й год разработки. Похоже, Южно-Киринское месторождение постигла та же участь, что и Штокмановское, лицензией на разработку которого "Газпром" владеет с 90-х годов. Работы там были заморожены в 2012 году по причине слишком высокой себестоимости добычи газа. По оценкам специалистов, газ, добываемый на Штокмановском месторождении, не мог бы стоить дешевле $450-500 за тысячу кубометров, в то время как рыночная цена на него в 2012 году составляла $300-320, а к 2021 году упала до $107 (по данным Нью-Йоркской товарной биржи на 29.04.2021 г.). В феврале 2021 года стало известно, что "Газпром" планирует вернуться к разработке Штокмана в 2029 году. Об этом заявил замначальника департамента импортозамещения технологий ПАО "Газпром" Владимир Вавилов на межотраслевой конференции "Использование научно-технического потенциала предприятий оборонно-промышленного комплекса в интересах нефтегазовой отрасли" в Нижнем Новгороде. Еще на одном известном шельфовом месторождении – Приразломном – ведет добычу "дочка" "Газпрома" – компания "Газпром нефть".

По оценкам специалистов, извлекаемые запасы месторождения составляют около 80 млн т углеводородов. По итогам 2020 года там было добыто 3,27 млн т нефти, что на 3% больше, чем в 2019-м. На конец 2020 года накопленная добыча составила более 15 млн т. Сейчас на месторождении функционируют 23 скважины, 10 планируется пробурить в ближайшие годы, еще 7 входят в перспективный портфель шельфовых проектов компании. Проекты "Лукойла" Если арктический шельф могут осваивать только госкомпании, то шельф на Каспии разрабатывает частный "Лукойл", который в последние годы открыл в акватории Каспийского моря 10 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами углеводородного сырья 955 млн т в нефтяном эквиваленте. Здесь уже ведется добыча на двух крупных шельфовых месторождениях – им. Ю.Корчагина и им. В.Филановского. Суммарный объем добытых там нефти и газового конденсата по итогам 2020 года составил 7,4 млн т, а всего за время эксплуатации было добыто более 35 млн т. Месторождение им. Ю. Корчагина, открытое в 2000 году, стало первым, запущенным "Лукойлом" на Каспии. Добыча сырья на месторождении началась в 2010 году. Разработка его ведется в две очереди. Первая включает морскую ледостойкую стационарную платформу с буровым комплексом, платформу жилого модуля и морской перегрузочный комплекс. Вторая очередь обустройства включает блок-кондуктор, который начал работать в 2018 году. Месторождение им. В.Филановского открыто "Лукойлом" в 2005 году. С 2018 года добыча на нем поддерживается на проектном уровне 6 млн т нефти в год, разработка ведется в три очереди. Первая очередь введена в эксплуатацию в 2016 году и включает ледостойкую стационарную платформу, платформу жилого модуля, райзерный блок и центральную технологическую платформу. Вторая очередь эксплуатируется с 2017 года и состоит из ледостойкой стационарной платформы и платформы жилого модуля. Третья очередь введена в эксплуатацию в 2019 году и включает блок-кондуктор.

Обустройство еще одного месторождения – им. В.Грайфера (ранее Ракушечное) – "Лукойл" начал в 2018 году, а ввод его в эксплуатацию запланирован на 2023 год. Планируемая полка добычи на нем составит более 1 млн т нефти в год. Продукцию месторождения планируется направлять для подготовки на центральную технологическую платформу месторождения им. В.Филановского и далее через систему Каспийского трубопроводного консорциума на экспорт. Падение цены на нефть заставило руководство "Лукойла" прибегнуть к своеобразному "политическому шантажу", который может отразиться на реализации проекта добычи нефти на месторождении им. Ю. Корчагина. Дело в том, что в начале апреля президент ПАО "Лукойл" Вагит Алекперов написал официальное письмо первому вице-премьеру России Андрею Белоусову с предложением ввести новые налоговые льготы для проектов по нефтедобыче в шельфовой зоне. В противном случае возможно сокращение инвестиций или даже консервация месторождения им. Ю. Корчагина, потому что в среднесрочной перспективе при отсутствии льгот добыча на месторождении станет операционно убыточной, предупредил российское правительство В. Алекперов. Письмо нефтяной компании в правительство – ее реакция на отмену льгот по экспортной пошлине в конце 2020 года, из-за чего потери компании составили порядка 10 млрд рублей. Однако полный отказ "Лукойла" от реализации проекта по добыче нефти на шельфе Каспия все-таки кажется маловероятным: компания уже вложила в него 140 млрд рублей и планировала вложить еще около 60 млрд. Есть у "Лукойла" и несколько шельфовых проектов на Балтике, в Калининградской области. В 2004 году там было введено в разработку первое морское месторождение компании – Кравцовское, а в 2019 году начата промышленная эксплуатация месторождения D41. Перспективные проекты и неясные сроки реализации Среди перспективных шельфовых проектов "Роснефти" с неясными пока сроками реализации есть шельфовые проекты в Арктике, на Дальнем Востоке и в южных морях России. Всего компания владеет 55 лицензиями на исследование и разработку шельфовых участков морей, но на большинстве из них (кроме уже описанных) сегодня ведутся лишь геологические изыскания. Участки шельфа, на которых в перспективе "Роснефть" сможет добывать углеводороды, располагаются в Баренцевом море (Федынский, Центрально-Баренцевский, Персеевский, Альбановский, Варнекский, Западно-Приновоземельский и Гусиноземельский), в Печорском море (Русский, Южно-Русский, Южно-Приновоземельский, Западно-Матвеевский, Северо-Поморские-1, 2, Поморский и Медынско-Варандейский), в Карском море (Восточно-Приновоземельские-1, 2, 3 и Северо-Карский), в море Лаптевых (Усть-Оленекский, Усть-Ленский, Анисинско-Новосибирский, Хатангский и Притаймырский), в Восточно-Сибирском море (Восточно-Сибирский-1), в Чукотском море (Северо-Врангелевские-1,2 и Южно-Чукотский), на шельфе острова Сахалин (месторождение Кайганско-Васюканское-море, Дерюгинский, Астрахановское-море, Некрасовс-кий, Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, Восточно-Прибрежный, Амур-Лиманский, Восточно-Кайганское месторождение, Центрально-Татарский, Богатинский), на примагаданском шельфе (Магадан-1,2,3, Лисянский, Кашеваровский).

В российских акваториях Черного, Каспийского и Азовского морей компания владеет лицензиями на Темрюкско-Ахтарский участок и мес-торождение Новое в Азовском море, Северо-Каспийский участок и мес-торождение Западно-Ракушечное в Каспийском море, Туапсинский прогиб, Западно-Черноморскую площадь и Южно-Черноморский участок на шельфе Черного моря. На большинстве из этих участков уже проведена оценка объемов ископаемых запасов нефти и газа, но конкретные сроки начала добычи на участках пока не называются. У "Газпрома" также есть несколько проектов на шельфе, которые в будущем смогут пополнить ресурсную базу предприятия. Так, в 2020 году на приямальском шельфе Карского моря открыто месторождение "75 лет Победы" (запасы газа – 202,4 млрд кубометров). Также у компании есть лицензии на два крупных месторождения в Обской губе – Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, но и на них добыча пока не ведется. Ранее предполагалось, что добыча на Каменномысское-море начнется в 2025 году. Еще через несколько лет должно быть запущено Северо-Каменномысское. Ожидаемый совокупный объем добычи на двух месторождениях составляет 30 млрд кубометров в год.

Для запуска проекта потребуется реконструкция порта Ямбург, строительство автомобильных дорог, создание специализированного флота ледокольных судов с малой осадкой, а также судов на воздушной подуш-ке. На обустройство месторождения Каменномысское-море, по данным "Газпрома", необходимо более 190 млрд рублей, на Северо-Каменномысское – свыше 90 млрд рублей. Еще одно перспективное для разработки газоконденсатное месторождение, лицензия на разработку которого принадлежит "Газпрому", – Крузенштернское – находится на шельфе Карского моря. Оно имеет 11 продуктивных пластов – 7 газовых и 4 газоконденсатных. Общий запас составляет 965 млрд кубометров газа и 21 млн т газового конденсата. В 2008 году месторождение было передано "Газпрому", который планировал запустить его в промышленную эксплуатацию в зависимости от конъюнктуры на мировых рынках в период с 2025 по 2028 год. Портфель шельфовых проектов "дочки" "Газпрома" – компании "Газпром нефть" – на этапе геологоразведочных работ включает 7 месторождений и лицензионных участков, в рамках которых выделено 8 проектов. Компания анализирует геологическую модель Аяшского участка недр с учетом выполненных сейсморазведочных работ. Также "Газпром нефть" ведет оценку перспективных акваторий Карского и Охотского морей. В числе перспективных проектов "Лукойла" можно назвать запуск месторождений D33 и D6-южное на шельфе Балтийского моря в Калининградской области. Нефтяное мес-торождение D33 с начальными запасами около 21 млн т было открыто в 2015 году по результатам поисково-разведочного бурения в Балтийском море в 57 км от побережья Куршской косы. Его ввод в эксплуатацию пока намечен на 2023 год. По прогнозам компании, это событие позволит выйти на объем добычи в Балтийском море в 2 млн т в год.

В планах компании на 2021 год – продолжить строительство со-оружений для месторождения им. В.Грайфера. Также "Лукойл" займется геологоразведочными работами в пределах структур Хазри и Титонская, расположенных в центральной части Каспия. В заключение Таким образом, каждый из трех российских нефте- и газодобывающих гигантов обладает солидным портфелем перспективных проектов в шельфовой зоне российских морей. Однако реализация большинства из них откладывается на ближайшие 10-15 лет, а то и больше из-за дороговизны технологий и неудачной конъюнктуры рынка сырьевых энергоресурсов. Нынешнее стремление компаний разведать как можно больше шельфовых месторождений и получить как можно больше долгосрочных лицензий на их разработку выглядит как стремление "застолбить" себе территорию на будущее. Правда, насколько отдаленным оно будет, сегодня спрогнозировать довольно трудно.