1 стр. из 1

На примере всестороннего анализа ряда проектов разработки месторождений Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции в данной статье рассматриваются технологические проблемы и экономические аспекты освоения ресурсной базы углеводородов арк­тического шельфа России (начало статьи — в №8 за 2005 г.).

Более подробно остановимся на транспортной составляющей арктических проектов. Рассмотрим ее на примере освоения газовых объектов — Штокмановского в Баренцевом море и Харасавейского — в Карском. Иногда они рассматриваются как конкурирующие. Один из вариантов проекта освоения Харасавейского месторождения (объем добычи около 30 млрд. м) предусматривает строительство на побережье завода по сжижению газа и его транспортировку в Западную Европу (рис.). В качестве основного аргумента выдвигается независимость от трубопроводной системы и относительная дешевизна транспортировки газа в сжиженном виде.

Однако следует отметить, что транспортные преимущества касаются лишь доставки газа судами-газовозами по свободной воде. В условиях Карского моря и с учетом транспортного плеча для обеспечения подобной схемы потребуется не менее 25–30 специальных газовозов вместимостью около 140 млн. м (70–80 тыс. т) в усиленном ледовом исполнении. Таких судов сегодня в мире не существует, хотя принципиальных технических трудностей для их строительства нет. Потребуется также около 8–10 мощных линейных ледоколов для проводки газовозов в течение 9–10 месяцев в году. Кроме того, само сжижение оценивается не менее чем в 20–25 $/тыс. м. Таким образом, в случае реализации данного варианта капитальные затраты только на создание транспортной системы и строительство завода по сжижению газа достигнут не менее $10–11 млрд.

Альтернативный вариант — прокладка сухопутного трубопровода до системы газотранспортных сетей, начинающейся от района Уренгойского месторождения, или подсоединение к строящемуся трубопроводу Ямал–Европа.

С этих позиций конкурентные преимущества Штокмановского проекта представляются более предпочтительными. Его доказанные запасы только по газу превышают 3 трлн. м, а объем добычи предполагается не ниже 70 млрд. м в год. Вместе с тем и этот проект имеет свои «подводные камни». Месторождение расположено на расстоянии более 600 км от побережья Кольского полуострова и на глубинах моря более 300 м, вблизи границы распространения многолетних льдов, находясь в зоне эпизодического появления мощных ледовых полей и айсбергов.

Существуют различные варианты обустройства и освоения месторождения, однако, большинство из них сводятся к схеме, предусматривающей предварительную транспортировку добытой продукции на берег по системе подводных трубопроводов. Прорабатываются различные варианты организации добычи — от использования платформенных оснований (3–4 огромных полупогружных ледостойких добывающих платформы, на которых осуществляется добыча, подготовка газа и подача его на берег по подводным трубопроводам, а газовый конденсат отгружается в танкеры непосредственно с платформы) до реализации полностью подводной разработки с подачей пластовой продукции прямо от скважин в трубопроводы и на берег. Далее сухой газ может сжижаться и поставляться потребителям танкерами в виде СПГ или подаваться по трубопроводу протяженностью около 1400 км в существующую газотранспортную сеть (рассматриваются и комбинированные варианты). Проблемы как непосредственно технического, так и финансового характера сопряжены здесь именно с первым элементом проекта — осуществлением добычи на месторождении и транспортировкой газа до берега.

Организация добычи с платформ требует огромных затрат на их строительство (согласно публикациям, стоимость одной такой платформы оценивается в $1,7 млрд. и более) и не гарантирует решения проблем ледовой безопасности. Организация подводной разработки без сооружений на поверхности сопряжена с двумя проблемами. Первая — высокие технологические риски, связанные с возможностью разбалансирования многофазной системы, которую представляет собой пластовая продукция, и неминуемой утратой транспортной магистрали. Мировой опыт подобных технологий ограничивается проектом «Белоснежка» (комплекс из трех месторождений с общими запасами около 193 млрд. м, Баренцево море, Норвегия), однако сырой газ там подается на расстояние лишь 143 км. Запуск проекта еще только предстоит (начало добычи планируется в 2006 г.), и оценить на практике технологическую эффективность данной схемы пока затруднительно. Вторая проблема — необходимость подачи пластовой продукции на огромное (по меркам газо- и гидродинамики) расстояние, которая будет осуществляться исключительно за счет энергии пласта. Соответственно, как только пластовое давление опустится ниже критического уровня, система перестанет работать. Величина критического порога зависит от состава пластового флюида и скорости прокачки (по сути, от производительности трубопровода). Соответственно, потери углеводородного сырья в виде остаточного неизвлекаемого газа могут быть весьма и весьма велики.

На наш взгляд, очевиден наиболее прагматический вывод. Арктика и ее богатства — наше достояние и достояние будущих поколений. Недопустимо безоглядно форсировать вскрытие этой кладовой. Необходимо на примере одного-двух проектов отработать все технологические составляющие добычных проектов в условиях арктических морей, решив или, по крайней мере, наметив пути решения по наиболее сложным из них, с тем, чтобы вернуться к их практической реализации в будущем, когда технический уровень разработок позволит с почти абсолютной надежностью преодолеть все препятствия.

Второе направление — снижение планки экономических критериев эффективности морских проектов для инвестора. Очевидно, что повышенные эксплуатационные расходы, огромные капитальные затраты плюс высокие показатели доходности по инвестициям (включая и повышенные надбавки за риск), закладываемые в нынешние проекты, предельно снижают доходы государства от реализации его природных богатств. Поэтому не вызывает сомнения, что осуществление подобных проектов в нынешних макроэкономических условиях государству по большому счету невыгодно. Имеющаяся ресурсная база позволяет в течение нескольких десятилетий удовлетворять собственные и экспортные потребности за счет намного более дешевых сухопутных проектов — как на новых перспективных территориях и из более глубоких горизонтов, так и на действующих промыслах, благодаря повышению нефтеотдачи и вводу в эксплуатацию месторождений трудноизвлекаемых нефтей. По газовой компоненте нас уже два десятилетия ждут разведанные и огромные по объему запасы Ямала.

Столь же очевидно, что по мере стабилизации экономики уровень нормальной прибыли по инвестициям будет снижаться, так же, как с наработкой технологических решений будут снижаться технологические риски и, соответственно, плата за них, вместе с этим станут не столь высокими и требования компаний к уровню доходности на капитальные вложения. Вследствие технологического прогресса будут уменьшаться эксплуатационные затраты, скорее всего вырастут и цены на углеводородное сырье. Тем самым проекты, которые сегодня нерентабельны, для реализации которых компании требуют льгот по налогообложению, завтра станут вполне конкурентоспособными и экономически эффективными. А государство сможет получать более высокие отчисления за добычу природных ресурсов углеводородов.

На практике единственным (на наш взгляд) катализатором к масштабному запуску в действие процессов, открывающих дорогу к массированному вводу в освоение углеводородных ресурсов арктического шельфа, может стать постепенное истощение более доступных запасов в пределах суши. На современном этапе и даже в ближайшей перспективе реализуемые или планируемые к реализации единичные морские арктические проекты следует рассматривать не более как необходимый элемент на пути преодоления технических проблем и отработки соответствующих технологий.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!