Нефтегазовый клондайк Арктики
Арктика обладает огромным потенциалом роста дальнейшего развития отечественной нефтегазовой отрасли в ближайшие десятилетия. В российской части Арктики сосредоточена четверть отечественных запасов нефти и газового конденсата и более 70% газа. На российском арктическом шельфе имеются запасы нефти и газа стоимость которых, по предварительным оценкам, составляет $20 триллионов. Они могут обеспечить 20-30% добычи нефти к 2050 году. Начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородного сырья акваторий арктических морей оценены в 120 млрд т условного топлива.
На российском шельфе открыто 20 крупных нефтегазоносных провинций и бассейнов, из которых 10 имеют доказанные запасы. Крупнейшими нефтегазовыми бассейнами в Арктике являются Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский.
Значительная часть ресурсов — 94% общего объема — сосредоточена на западе арктического шельфа. Неразведанные запасы восточной части вдоль континентального склона и в глубоководном арктическом бассейне в основном относятся к категории предполагаемых или условных.
В 2017 году в Арктике добыто 96,2 млн т нефти, что на 3,8% больше, чем в 2016 году, а также 568,9 млрд куб. м газа (прирост по сравнению с 2016 годом составил 9,6%). Объемы добычи газа в Арктической зоне стабилизировались в течение последних лет и по итогам 2017 года составили 83% общероссийской добычи. Доля производства нефти в Арктике с 2007 года по 2017 год увеличилась с 11,8% до 17,6% от общероссийской, к 2035 году этот показатель возрастет до 26%.
Транспортные пути
В последние годы в Арктике активно развивается трубопроводный транспорт. В 2017 году начал работу магистральный газопровод «Бованенково — Ухта-2», благодаря которому планируется вывести Бованенковское месторождение на проектный уровень добычи 115 млрд куб. м в год.
Чтобы обеспечить прием в систему магистральных нефтепроводов сырья с новых сухопутных месторождений Арктической зоны для дальнейшей поставки на нефтеперерабатывающие заводы, а также на экспорт, в эксплуатацию введены магистральные нефтепроводы «Заполярье — Пурпе — Самотлор» и «Куюмба — Тайшет».
Основным нефтеналивным терминалом Арктики является Варандей, расположенный в Печорском море. Он обслуживает месторождения на суше в Ненецком автономном округе и используется для перевалки добытой нефти на танкеры для последующего экспорта или транспортировки в порты России.
Крупнейшими портами, способными принимать и отправлять нефть и нефтепродукты, являются Мурманск, Витино и Архангельск. Порт Сабетта на востоке полуострова Ямал позволяет экспортировать сжиженный природный газ (СПГ).
Для стимулирования экспорта СПГ идет активная работа по развитию Северного морского пути (СМП), который позволяет сократить путь из Азии в Европу на треть.
На поезде в Арктику
Российское правительство рассматривает возможность реализации одного из крупнейших транспортных проектов — самую северную в России железную дорогу от Бованенково до морского порта Сабетта. Инициативу в этом вопросе проявил Ямало-Ненецкий автономный округ. Теперь ЯНАО, «РЖД» и министерство транспорта РФ должны представить технико-экономическое обоснование этого проекта, который находится в проработке.
Дорога планируется, чтобы доставлять груз на Ямал и Гыдан, а также обеспечивать транспортировку углеводородов с двух десятков нефтяных и газовых месторождений к СМП.
Расходы на строительство железной дороги оцениваются в 115 млрд рублей. Ее пропускная способность составит 10 млн т в год.
Разработка арктических углеводородных месторождений
Россия ведет разработку арктических углеводородных месторождений на Кольском полуострове, в Норильске, в северных районах Западной Сибири. Ненецкий автономный округ является важным центром нефтедобычи, а Ямал стал центром газодобычи. В Арктической зоне России добывается 83% газа и 12% нефти, однако ее сырьевой потенциал освоен не в полной мере. Нефть добывают на Новопортовском и Восточно-Мессояхском месторождениях. Скоро начнется промышленное производство на Лодочном, Русском и Западно-Мессояхском месторождениях.
В прошлом году «Газпром нефть» увеличила добычу на 25,3 млн барр. благодаря ресурсам Баженовского месторождения в Западной Сибири, где предположительно находятся крупнейшие запасы сланцевой нефти в мире.
В 2017 году «Роснефтью» открыто прибрежно-морское Центрально-Ольгинское месторождение на Таймыре. Оно стало первой находкой в море Лаптевых. Его геологические запасы оцениваются в 298 млн т нефти, которая отличается высоким качеством — она легкая и малосернистая. «Роснефть» приступила к бурению скважины Центрально-Ольгинская-1 на Хатангском лицензионном участке. Это самая северная нефтяная скважина в России, расположенная в ледяных водах моря Лаптевых. Она является одной из наиболее технологически сложных для освоения.
Инвестиции «Роснефти» в разработку арктического шельфа с 2012 года составили 100 млрд рублей. Ожидается, что с 2017 года по 2021 год объемы инвестиций вырастут до 250 млрд рублей. До 2021 года компания собирается пробурить четыре поисковые скважины на шельфе моря Лаптевых, а также восемь скважин в Карском и Баренцевом морях.
Добыча на арктическом шельфе
Запасы углеводородов в северных морях Арктики составляют 80% от всех запасов отечественного шельфа. Добыча здесь ведется на Приразломном месторождении в Печорском море. Платформа, названная также как и месторождение, недавно была модернизирована, что позволит увеличить ежегодный уровень добычи нефти в два раза.
«Газпром нефть» рассматривает возможность дальнейшего освоения Приразломного месторождения в период с 2024 года по 2026 год за счет извлечения сырья из более глубоких отложений, что может дать прирост в 1,1 млн т нефти в год.
В 2018 году объем добычи нефти на Приразломном, согласно оценкам экспертов «Газпром нефти», вырастет на 33%, до 3,5 млн т, что соответствует приросту в 71 тыс. барр. в сутки, а к 2021–2022 годам увеличится до пикового уровня в 5 млн т в год. Ожидается, что период пиковой добычи продлится четыре года.
С 2019 года работы по бурению разведочных и поисковых скважин будут вестись в акваториях Баренцева и Карского морей. В период с 2018 года по 2026 год предусмотрено бурение 80 разведочных скважин. Основная фаза разведочного бурения на арктическом шельфе придется на 2020–2022 годы.
Компания «НОВАТЭК» планирует пробурить вторую эксплуатационную скважину на Северо-Обском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе в 2019 году, работы на которой изначально предполагалось начать в 2020 году. Это связано с тем, что компания приступила к подготовке ресурсной базы для следующих СПГ-проектов, помимо «Арктик СПГ-2».
По результатам бурения первой скважины на Северо-Обском месторождении «НОВАТЭК» открыл залежи с запасами более 320 млрд куб. м газа. Геологоразведочные работы (ГРР) на Северо-Обском участке вела «Арктик СПГ-3» — дочерняя компания «НОВАТЭКа».
Планируется увеличить объем финансирования ГРР для подготовки сырьевой базы будущих проектов производства сжиженного природного газа. «НОВАТЭК» ведет геологоразведочные работы на Северо-Обском лицензионном участке, Утреннем, Штормовом и Гыданском месторождениях на Гыданском полуострове.
Перспективные проекты
В перспективе развитие арктического региона продолжится на Ямале, Гыдане, Таймыре, Чукотке, на севере Республики Саха и на арктическом шельфе.
В 2013 году в России разработали доктрину «Социально-экономическое развитие Арктической зоны РФ на период до 2020 года», где обозначены ключевые области российских интересов.
Во-первых, Арктика рассматривается как стратегическая база сырьевых ресурсов в связи с предполагаемым возрастанием доступа к полезным ископаемым по мере того, как граница арктических льдов будет смещаться к северу. К тому же российские углеводородные месторождения в Западной Сибири постепенно истощаются.
Во-вторых, Северный морской путь, длина которого насчитывает 6,5 тыс. км, становится более значимым торговым маршрутом для экспорта и внутреннего рынка. Кроме того, он может использоваться иностранными судами для движения между Атлантическим и Тихим океанами. Время перевозок сокращается почти на две недели по сравнению с традиционным маршрутом через Суэцкий канал.
Данные морской разведки
«Газпром» ожидает прироста запасов газа в Карском море более чем на 1 трлн куб. м в 2018–2021 годах. В этот период на шельфе Карского моря концерн запланировал закончить строительство восьми скважин, а также выполнить сейсморазведочные 3D-работы на площади 9 тыс. кв. километров. В этой связи «Росгеология» завершила сейсморазведку в формате 3D, которая велась в пределах Нярмейского и Ленинградского лицензионных участков на шельфе Карского моря по заказу «Газпром геологоразведки». Геофизическими исследованиями была охвачена территория площадью 1,6 тыс. кв. километров.
«Газпром геологоразведка» приступила к исследованиям на арктическом шельфе в 2014 году. За это время общий объем геофизических работ компании составил 40 тыс. кв. километров.
«Роснефть» в 2017 году увеличила объем сейсморазведки на шельфе РФ более чем на 40% по сравнению с предыдущим годом. 36,5 тыс. погонных км сейсморазведочных работ методом 2D было выполнено на участках арктического шельфа.
Для уточнения геологического строения перспективных объектов и планирования поискового бурения на восьми лицензионных участках арктического и дальневосточного шельфа в 2017 году выполнена сейсморазведка в объеме 5,8 тыс. погонных км методом 3D, что превышает показатели 2016 года на 44%.
«Роснефть» начала бурение на шельфе Карского моря в Арктике в 2014 году совместно с ExxonMobil. Кроме того, в рамках партнерства с американской компанией заключен контракт на разработку передвижной гравитационной буровой платформы для работы на шельфе Арктики. Однако из‑за санкций США ExxonMobil вынуждена остановить работы по проектам в рамках соглашения о стратегическом сотрудничестве с «Роснефтью», включая бурение в Карском море.
Отечественное оборудование
Несмотря на возникшие проблемы, «Роснефть» работает над созданием перемещаемой гравитационной буровой установки, способной добывать нефть на севере Арктики, в том числе в ледовый сезон. Эта установка будет иметь возможность осуществлять добычу, перемещаться на другие точки бурения, невзирая на ледовую обстановку.
Специально для проекта «Ямал СПГ» (первая линия запущена в декабре 2017 года) на заводе «Уралмаш» были разработаны и изготовлены буровые установки «Арктика». В Минэнерго планируют, что на заводе «Арктик СПГ», строительство которого планируется в 2019 году на Гыданском полуострове в Карском море, будут использовать локализованное в России производство оборудования для крупнотоннажного сжижения газа.
В министерстве отмечают, что в рамках государственной программы развития морской техники для шельфовых месторождений одобрены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по системам позиционирования, донным сейсмическим станциям, сейсмокосам, унификации оборудования для бурового комплекса.
Затраты на технику, используемую для освоения недр Арктики, особенно ее морских территорий, значительно выше, чем для освоения большинства месторождений на суше. Именно поэтому из 300 морских скважин, пробуренных в России, на Арктику приходится менее девяноста.
Через несколько лет дорогостоящие сегодня импортные технологии морской добычи нефти и газа в северных морях могут стать доступнее с финансовой точки зрения благодаря разработкам российских компаний. Если это произойдет, то освоение углеводородов в Арктике станет еще более привлекательным, а те ресурсы, которые сегодня расходуются на освоение арктического шельфа и Арктики в целом, окупятся в среднесрочной перспективе.
Специальные условия для добычи в Арктике
Для успешного освоения шельфовых месторождений в РФ созданы специальные условия. Это закон об освобождении от вывозных таможенных пошлин на углеводороды, добытые на шельфе, а также пониженная ставка налога на добычу полезных ископаемых.
Для привлечения дополнительных инвестиций в шельфовые проекты с 2017 года вступил в силу закон, в соответствии с которым действует принцип: чем больше средств нефтегазовые компании вкладывают в геологоразведку, тем для них ниже налог на прибыль. То есть расходы нефтегазовых компаний по геологическому изучению учитываются в размере фактических затрат с применением повышающего коэффициента 1,5; при этом вводится механизм консолидации затрат на проведение поисково-оценочных работ на шельфе.
Для увеличения количества арктических проектов и стимулирования компаний к этому шагу правительство РФ предлагает применять для затрат на геологоразведочные работы на арктическом шельфе коэффициент 3,5 для вычетов из налога на прибыль.
Как начиналась нефтедобыча в Арктике
Разведка нефтяных месторождений в Ухтинском районе Печорского края в России началась в 1910 году. Русское товарищество «Нефть» в 1915 году пробурило первую разведочно-эксплуатационную скважину, давшую нефть. Однако планам помешала первая мировая война, и работы были свернуты.
В 1930 году в Республике Коми открыли первое нефтяное арктическое месторождение Чибьюское. В том же году начата его разработка. Двумя годами позже, в 1932 году, было открыто крупное Ярегское месторождение, а в 1935 году его ввели в разработку. Ярегское было одним из первых разрабатываемых месторождений трудноизвлекаемой нефти. На нем впервые был опробован шахтный метод добычи нефти в 1939 году, а затем и термошахтный — в 1972 году.
В середине тридцатых годов прошлого века был организован поиск нефти в восточных районах Арктики. В 1935 году обнаружены поверхностные выходы нефти в Нордвикском районе на берегу моря Лаптевых. В 1936 году в низовьях Енисея открыли запасы метанового газа.
В 1942 году в низовьях реки Енисей на Малохетской структуре были получены первые притоки газа, а в 1944 году — нефти.
В 1962 году в арктической части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции открыли Тазовское месторождение.
Активная работа по освоению арктического шельфа развернулась в начале восьмидесятых годов прошлого века. Перспективы освоения связывались в первую очередь с Печорским и Карским морями. В 1991–1998 годы российский буровой флот работал исключительно на шельфе Западной Европы, Азии, Африки и Южной Америки.
Фактическое прекращение геологоразведочных работ в Арктике после 1991 года и утрата арктического бурового флота привели к тому, что на сегодня степень разведанности арктического континентального шельфа Российской Федерации остается низкой: в Баренцевом море — 20%, Карском — 15%, Восточно-Сибирском, море Лаптевых и Чукотском море — 0%.
Частичная или полная перепечатка материалов возможна только с письменного разрешения
ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
Все права защищены и охраняются законом. © 2002-2021 ФГБУ «РЭА» Минэнерго
(ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России) +7 (495) 950-86-09
Источник