1 стр. из 1

Арктический шельф России в настоящее время рассматривается как крупный регион, промышленное освоение которого позволит компенсировать падение добычи нефти и газа в старых нефтегазодобывающих центрах страны.

Согласно последней официальной количественной оценке (на 01.01.2002), объем начальных извлекаемых ресурсов (НИР) нефти арктических морей России составляет 9,7 млрд. т, или около 70% всех ресурсов нефти акваторий, газа — 69,5 трлн. м, или порядка 90% всех морских ресурсов газа (с учетом НИР губ и заливов Карского моря, принятых по оценке 1993 г.).

Однако освоение этих ресурсов, находящихся в суровых природно-климатических условиях, при наличии мощного ледового покрова и значительной подвижности ледовых полей, лимитируется отсутствием реально существующих технических средств и технологий, вследствие чего значительная их часть является технически недоступной.

Поэтому при экономической оценке нефтегазового потенциала арктического шельфа ресурсы углеводородов (УВ) следует разделить по степени технической доступности, а из них выделить ту часть, которая может рентабельно разрабатываться при существующих или перспективных экономических условиях.
Техническая доступность ресурсов УВ на акваториях определяется, прежде всего, двумя факторами: глубиной моря и природно-климатическими условиями, главным образом, ледовой обстановкой.

Выполненный во ВНИГРИ на основе обобщения отечественных и зарубежных публикаций и проектных данных, а также рекомендаций ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, анализ применяемых и проектируемых технических средств для освоения морских месторождений нефти и газа позволяет сделать вывод, что в настоящее время поиск и разведка месторождений УВ могут проводиться в любых природно-климатических условиях шельфа в силу возможности сезонного проведения поисково-разведочного бурения — в межледовый период. Что касается разработки, то в суровых ледовых условиях арктических морей существующие и конструируемые в России и за рубежом технические средства позволяют ее осуществлять лишь на глубинах моря до 50 м. На больших глубинах применение надводных средств в тяжелых ледовых условиях практически нереально, так как они должны быть достаточно массивными и обладать большими габаритами, в том числе осадкой, что исключает возможность их транспортировки на месторождения, а подводно-подледные технологии в настоящее время находятся на стадии проектных исследований и не имеют практического подтверждения их надежности и безопасности. Поэтому ресурсы УВ арктических акваторий, находящиеся на глубинах моря свыше 50 м, в настоящее время следует считать технически недоступными.

Исключением является центральная часть Баренцева моря, для которой в настоящее время рассматривается возможность осуществления разработки газовых месторождений подводно-подледным способом на глубинах воды свыше 50 м (Штокмановское ГКМ). Поэтому данную часть Баренцева моря можно считать условно технически доступной.

Табл. 1. Величина технически доступных ресурсов УВ акваторий России

В целом, по экспертной оценке, величина технически доступных ресурсов УВ арктического шельфа при известных проектных решениях по разработке морских нефтегазовых месторождений составляет около 46 млрд. т н.э. (см. табл. 1). По газу технически доступно 56% извлекаемых ресурсов (39 трлн. м), по нефти — 7 млрд. т (72% извлекаемых ресурсов). При этом, если в западно-арктических морях технически доступно порядка 80% извлекаемых ресурсов нефти, то в восточно-арктических — не более половины.

Учитывая большой объем технически недоступных ресурсов, необходимо организовать научные исследования и конструкторские разработки, направленные на создание новых технических решений и средств, способных обеспечить вовлечение этой группы ресурсов в промышленный оборот.

Следует отметить, что граница технической доступности не является неизменной и может расширяться с развитием научно-технического прогресса. Кроме того, с 1978 г. наблюдается активный процесс таяния льдов, темпы которого в последнее время возросли. Существует мнение, что к 2070 г. в Арктике растает весь лед и, следовательно, ресурсы УВ этого региона могут стать технически доступными для освоения в полном объеме.

Организация крупномасштабной добычи на арктическом шельфе возможна лишь при условии вовлечения в разработку объектов, представляющих реальный интерес для инвесторов, доход от освоения которых мог бы покрывать капитальные затраты и возникающие инвестиционные риски (геологический, технологический, экономический, политический, географо-экономический и т.д.), обеспечивая приемлемую норму прибыли.

Данное обстоятельство не всегда учитывается при разработке долгосрочных прогнозов добычи нефти и газа на арктическом шельфе, которые в своем большинстве базируются на количественных оценках ресурсов УВ без учета ограничений технического и экономического характера.

Требование к обеспечению достаточной рентабельности разработки технически доступных ресурсов УВ арктического шельфа является решающим, поскольку привлечение инвесторов к освоению высококапиталоемких морских месторождений без обеспечения приемлемой нормы рентабельности, покрывающей все виды рисков, нереально.

Табл. 2. Ориентировочная величина надбавок за риск к ставке дисконтирования в зависимости от степени изученности и экономико-географического положения морских месторождений нефти и газа

* Базовая ставка дисконта принималась на уровне 10%.

Рекомендуемые нормы дисконтирования, отражающие эти условия, представлены в табл. 2. Из нее видно, что, например, для западно-арктических морей приемлемая норма рентабельности определена в 15–17%. Однако такому значению этого норматива удовлетворяют лишь крупные высокодебитные объекты. Так, в Печорском море это месторождения нефти крупностью свыше 80–100 млн. т и дебитами скважин не менее 800 т/сут..
Поэтому при разработке стратегии проведения морских геологоразведочных работ и программ лицензирования арктического шельфа необходимо ориентироваться на выявление и освоение прежде всего крупных высокопродуктивных месторождений нефти и газа, представляющих реальный интерес для инвесторов.

Экономическая оценка нефтегазового потенциала арктического шельфа выполнялась с учетом требований новой классификации запасов и ресурсов нефти и газа, согласно которой все ресурсы УВ исходя из внутренней нормы рентабельности (ВНР) дифференцированы на нормально рентабельные (ВНР > 10%), условно рентабельные (ВНР < 10%) и нерентабельные (ВНР = 0). Кроме того, для нефти в категории нормально рентабельных выделены еще высокорентабельные ресурсы, удовлетворяющие заданному в табл. 1 критерию (ВНР  17%). В расчетах учитывалась цена нефти, заложенная в бюджет страны на 2006 г., — $45/барр., газа — $230 /тыс. м. По предварительным результатам экономической оценки, объем нормально рентабельных ресурсов нефти оценивается величиной около 1,7 млрд. т, что составляет около четверти от технически доступных ресурсов. Величина же высокорентабельных ресурсов с ВНР  17% составила лишь порядка 200–250 млн. т, т.е. не более 10–15% от величины нормально рентабельных ресурсов.

Что касается газа, то рентабельные ресурсы составляют порядка 18,5 трлн. м или около половины технически доступных.

(Окончание в следующем номере)

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!