Освоение углеводородных богатств российского арктического шельфа — БЫТЬ ИЛИ НЕ БЫТЬ?

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 арк тического 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.

Чтобы чувствовать себя в безопасности, или дифференциальная защита сегодня.

ЦЕНА ДОБРОГО ИМЕНИ.

Опыт применения мешалок.

Специальный технический регламент «О безопасности трубопроводной арматуры».

Малогабаритный шагающий болотоход для устранения нефтяных загрязнений на болотах.

Инновационные технологии атомной энергетики для нефтеперерабатывающих производств.

Армавирский опытный машиностроительный завод.

Главная Публикации